España aumenta un 42% sus importaciones de gas ruso ante la alteración de los suministros de GNL
La interrupción de los tráficos procedentes del golfo Pérsico ha llevado a los operadores españoles a elevar las compras de gas natural licuado ruso hasta 37.172 GWh durante el primer semestre de 2026. El sistema gasista dispone de capacidad suficiente para sustituir unos proveedores por otros, pero la proximidad del veto europeo al gas ruso traslada el principal riesgo desde la disponibilidad física del combustible hacia su coste y las condiciones de contratación.
España importó durante el primer semestre de 2026 un total de 37.172 GWh de gas natural procedente de Rusia, un 42% más que los 26.208 GWh contabilizados en el mismo periodo del año anterior. Los datos, recogidos en el último Boletín Estadístico de Hidrocarburos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), muestran una reversión de la tendencia descendente registrada durante la segunda mitad de 2025 y sitúan el suministro ruso en el 19,7% de las importaciones españolas de gas acumuladas entre enero y junio.
El aumento no responde a una evolución uniforme durante todo el semestre, sino a varios episodios de aprovisionamiento de gran volumen. En marzo entraron en el sistema 9.807 GWh de gas ruso, el máximo mensual de la serie histórica y más del doble que en marzo de 2025. En mayo se recibieron más de 8.700 GWh y en junio alrededor de 5.500 GWh, un 68% por encima del mismo mes del año anterior. Rusia se convirtió así en junio en el segundo suministrador de España, con algo más de una quinta parte del gas importado durante el mes, aunque todavía a considerable distancia de Argelia, que aportó cerca del 40%.
El cambio en la cartera de aprovisionamientos está relacionado con la alteración de las rutas de gas natural licuado que atraviesan el estrecho de Ormuz. La escalada militar en Oriente Próximo ha reducido la disponibilidad de cargamentos procedentes de Catar y de otros productores vinculados al golfo Pérsico. El gas ruso que llega a España, transportado en buques metaneros desde instalaciones árticas como Yamal LNG, utiliza rutas distintas y ha permitido cubrir parte del volumen que los operadores no podían obtener de sus proveedores habituales. Enagás señaló al presentar sus resultados semestrales que España había recibido gas de 13 orígenes diferentes durante los seis primeros meses del año, ninguno de ellos situado en el golfo Pérsico.
Argelia, principal suministrador
Argelia continúa siendo el principal suministrador estructural del sistema español. Entre enero y junio aportó 64.230 GWh, principalmente mediante el gasoducto submarino Medgaz, que conecta directamente los yacimientos argelinos con Almería. Su volumen fue cerca de un 73% superior al procedente de Rusia. La posición rusa debe interpretarse, por tanto, como una concentración coyuntural en determinados meses y no como la sustitución de Argelia o Estados Unidos en la estructura básica del abastecimiento español. La dependencia adquiere relevancia, sin embargo, porque se produce cuando el calendario europeo obliga a eliminar esa fuente de suministro en un plazo muy reducido.
La normativa comunitaria comenzó a prohibir el 18 de marzo las importaciones realizadas mediante contratos nuevos o modificados después del 17 de junio de 2025. Desde el 25 de abril tampoco se permite comprar gas natural licuado ruso mediante contratos de corto plazo. Los contratos de larga duración firmados antes de esa fecha pueden continuar ejecutándose hasta el 1 de enero de 2027, circunstancia que explica que las entradas registradas durante los últimos meses sean compatibles con las sanciones vigentes. Una parte significativa del gas ruso recibido en España está asociada precisamente a contratos de largo plazo con Yamal LNG.
La posibilidad de modificar con rapidez el origen de los cargamentos se apoya en una infraestructura gasista excepcional dentro de Europa. Las seis plantas de regasificación activas —Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao, Sagunto y Mugardos— suman una capacidad nominal próxima a 1.915 GWh diarios. Esta red permite descargar GNL de productores geográficamente muy distintos, almacenarlo en estado líquido y regasificarlo conforme a las necesidades de la red de transporte. A finales del primer semestre, los almacenamientos subterráneos españoles se encontraban aproximadamente al 73% de su capacidad, veinte puntos por encima de la media europea, según Enagás.
Exposición económica
Esa dotación reduce el riesgo de una interrupción física del suministro, pero no elimina la exposición económica. Sustituir el gas ruso por cargamentos de Estados Unidos, Nigeria, Trinidad y Tobago o Noruega es técnicamente posible; también existe margen para aumentar, dentro de sus límites contractuales y de transporte, las entradas argelinas. La dificultad consiste en conseguir esos volúmenes en un mercado internacional en el que Europa compite con Asia y otros consumidores por una oferta de GNL limitada a corto plazo. Los buques pueden desviarse hacia el destino que ofrezca mejores precios, de modo que una infraestructura abundante garantiza capacidad de recepción, pero no asegura por sí misma ni la disponibilidad comercial de los cargamentos ni un coste estable.
La retirada del gas ruso obligará a los operadores a recomponer esa cartera antes de comenzar 2027. El sistema español parte de una posición física favorable, por la capacidad de sus terminales, la conexión con Argelia y el nivel de almacenamiento, pero la transición exigirá contratar con antelación suministros alternativos y coordinar su llegada con la demanda industrial y con el consumo de los ciclos combinados. Estos últimos siguen siendo necesarios para respaldar el sistema eléctrico cuando la producción renovable no cubre la demanda, por lo que un encarecimiento persistente del gas puede trasladarse tanto a la industria intensiva en energía como al precio de la electricidad.
El repunte de las importaciones rusas revela así una doble característica del sistema gasista español. Su flexibilidad logística le permite responder a una perturbación grave en una de las principales rutas energéticas mundiales sin comprometer el abastecimiento, pero esa misma respuesta se ha apoyado temporalmente en un proveedor que deberá desaparecer de la cartera en pocos meses. El problema inmediato no es la falta de infraestructuras, sino el coste y la planificación contractual necesarios para utilizarlas con suministros compatibles con el nuevo marco europeo.
