Publicado: septiembre 27, 2026, 4:08 am
Después de la invasión rusa de Ucrania en 2022, Europa se lanzó a buscar nuevos proveedores capaces de sustituir el gas y los combustibles que hasta entonces compraba a Rusia, y Estados Unidos terminó ocupando buena parte de ese espacio. Hoy suministra más del 60% del gas natural licuado que importa la UE y en agosto llegó a cubrir alrededor de la mitad de sus compras de diésel, de modo que la posibilidad planteada ahora por Donald Trump de restringir temporalmente las exportaciones de este último combustible para contener los precios dentro de su país llega cuando Europa compra al otro lado del Atlántico una parte mucho mayor de la energía que antes recibía de Rusia.
La dependencia europea de Rusia se ha reducido de forma drástica, pero para conseguirlo Europa también ha tenido que cambiar la forma en la que compra energía. Una parte mucho mayor llega ahora desde distintos países y a través de mercados internacionales, lo que evita que un solo proveedor tenga el peso que llegó a tener Moscú, aunque deja al continente expuesto a un problema diferente. Cuando la energía escasea, Europa tiene que salir a competir por ella con el resto del mundo.
El precio de romper con Rusia
Buena parte de este cambio se ha producido en el gas, donde el GNL pasó de representar alrededor del 20% de las importaciones europeas en 2021 a cerca del 45% en 2025, mientras que durante esos mismos cuatro años la cuota rusa cayó desde el 45% hasta el 12%.
Y la diferencia no consiste únicamente en quién vende el gas, sino también en cómo llega hasta Europa. Los gasoductos rusos unían durante años al mismo productor con los mismos mercados, mientras que un barco cargado de GNL puede cambiar de destino si aparece una oferta mejor en otro lugar. Un cargamento que se dirige hacia Asia puede terminar en Europa si aquí pagan más, pero también puede ocurrir exactamente lo contrario.
Ahí aparece la principal contrapartida del nuevo modelo energético europeo. Europa ya no necesita que Rusia mantenga abierto el grifo, pero sí necesita que haya suficientes cargamentos disponibles y un precio capaz de atraerlos cuando otros países también quieren comprarlos.
El Banco Central Europeo calcula que, cuando el gas europeo supera aproximadamente los 65 euros por megavatio hora, el continente empieza a resultar suficientemente atractivo para captar cargamentos de GNL que de otra manera podrían haber terminado en Asia.
Esa es una de las principales contrapartidas del cambio de modelo. La diversificación ha reducido el riesgo de depender demasiado de un solo país, pero ha hecho más importante que exista suficiente gas disponible en el mercado mundial y que Europa pueda competir por él cuando la oferta escasea.
La situación de los almacenamientos añade además algo de presión, porque las reservas europeas se encuentran alrededor del 70%, bastante lejos del 90% que durante los últimos inviernos había servido como referencia antes del comienzo de la temporada de calefacción. Esto no significa que Europa vaya a quedarse sin gas, pero sí deja menos margen si aparece algún problema con la oferta mundial y obliga al continente a buscar más cargamentos precisamente cuando otros compradores pueden estar intentando hacer lo mismo.
El BCE ha calculado qué podría ocurrir en una situación así y, en uno de los escenarios de riesgo incluidos en sus últimas previsiones, una caída del 12% en la oferta mundial de GNL podría llevar el precio europeo hasta los 130 euros por megavatio hora a finales de este año. Sería una subida considerable que, además, podría tardar bastante menos que hace unos años en terminar llegando a hogares y empresas.
Los precios mayoristas europeos del gas han aumentado más de un 140% en un año y, en más de la mitad de los países de la zona euro, esos movimientos tardan ahora entre uno y tres meses en reflejarse en la inflación del gas. Durante la crisis energética de 2022 la situación era bastante distinta, ya que alrededor del 40% de los países necesitaba entre trece y veinticuatro meses para que los cambios del mercado mayorista terminaran llegando al consumidor.
Europa ha conseguido así ampliar considerablemente el número de lugares en los que puede comprar energía, pero eso no la protege de las subidas de precios que aparecen cuando muchos países salen al mismo tiempo a buscar los mismos cargamentos. Y ahora esos aumentos pueden recorrer mucho más deprisa el camino que separa el mercado internacional de las facturas que terminan pagando hogares y empresas.
El aviso del diésel
La posibilidad planteada por Trump introduce una situación parecida en otro mercado del que Europa también necesita abastecerse en el exterior. Las reservas estadounidenses de diésel están cerca de un 15% por debajo de la media de los últimos cinco años y el precio ha superado los seis dólares por galón, pese a que las refinerías del país trabajan cerca de sus niveles más altos de los últimos ocho años.
Washington busca ahora distintas formas de aumentar la cantidad de combustible disponible dentro de Estados Unidos y una de las opciones que estudia consiste en restringir temporalmente las ventas al exterior. Si una parte del diésel que ahora se exporta se queda dentro del país, habría más combustible disponible para los consumidores estadounidenses, aunque una intervención de este tipo también podría provocar efectos no deseados en un mercado que está conectado con el resto del mundo.
De hecho, la medida está lejos de ser un hecho consumado y dentro de la propia Administración existen dudas sobre sus consecuencias. El secretario de Energía, Chris Wright, ha advertido de que impedir las exportaciones sería una respuesta demasiado contundente, mientras el Gobierno analiza otras alternativas que permitan intentar contener los precios sin necesidad de cerrar el mercado exterior.
Para Europa, una reducción de las exportaciones estadounidenses tampoco significaría quedarse sin diésel de un día para otro. El continente produce alrededor del 70% de lo que consume, por lo que la mayor parte de la demanda se cubre dentro del propio mercado europeo. El problema aparece con el porcentaje restante, porque ese combustible tiene que llegar de otros países y algunos de los proveedores que podrían cubrir el hueco tampoco atraviesan precisamente un momento de abundancia.
Los envíos procedentes de Oriente Medio se redujeron aproximadamente a la mitad entre marzo y agosto frente al mismo periodo del año anterior, mientras que los inventarios del gran centro europeo de almacenamiento y refino de Ámsterdam, Róterdam y Amberes se encuentran en niveles inusualmente bajos para esta época del año. Si a ese escenario se sumara una caída de las ventas estadounidenses, los compradores europeos tendrían que buscar una parte mayor de sus necesidades en otros mercados.
Y ahí volvería a aparecer el mismo mecanismo que ya funciona con el GNL. Europa tendría que competir con Asia y otros compradores por los mismos barriles, y para conseguir que esos cargamentos terminasen llegando a sus puertos probablemente tendría que ofrecer precios más atractivos.
El efecto tampoco terminaría en las estaciones de servicio. El diésel sigue teniendo un peso enorme en el transporte de mercancías por carretera, de modo que una subida sostenida encarecería también el movimiento de materias primas y productos entre fábricas, almacenes, comercios y puertos. Lo que comienza como un problema en el mercado energético puede terminar aumentando los costes de muchas empresas y llegar después al consumidor a través del precio de los productos que compra.
Todo esto ocurre, además, en un momento en el que el encarecimiento del gas está llegando con mayor rapidez a la inflación, por lo que una subida simultánea de varios combustibles tendría más facilidad para extenderse desde los mercados energéticos al resto de la economía.
