La guerra en Ucrania aceleró algo que muchos veían inevitable pero nadie se atrevía a poner en calendario: el divorcio energético entre Europa y Rusia. Tras años de sanciones parciales y recortes de suministro, Bruselas ha decidido dar el paso definitivo: a partir de 2027 quedarán prohibidas las importaciones de gas ruso, tanto por gasoducto como en forma de gas natural licuado (GNL), con un calendario algo más adelantado para este último.
Antes de la invasión de 2022, Rusia suministraba más del 40 % del gas importado por la UE. Hoy esa cuota se ha reducido de forma drástica gracias a tres palancas: más renovables, caída del consumo y una avalancha de GNL procedente, sobre todo, de Estados Unidos, Qatar y otros proveedores. Pero la media europea es engañosa: no todos los países han avanzado al mismo ritmo y el veto de 2027 revela una Europa a dos velocidades.
Los más expuestos
Hungría encarna mejor que nadie esa vulnerabilidad. Durante décadas ha construido su seguridad de suministro sobre contratos a largo plazo con Gazprom, reforzados más recientemente a través del gasoducto TurkStream, que trae gas ruso vía Turquía y los Balcanes. Budapest ha sido la voz más crítica con un embargo rápido: cortar el gas ruso implica renegociar a la carrera su mix energético, reforzar interconexiones y asumir, previsiblemente, precios más altos.
Eslovaquia, Austria o la República Checa comparten parte de ese legado. Herederos de las grandes rutas soviéticas de gas, entraron en la crisis con una fuerte dependencia de Rusia. Desde 2022 han avanzado en diversificación (más gas noruego, más GNL que entra por terminales vecinas, mayores interconexiones con el resto de la UE), pero todavía arrastran contratos, infraestructuras y hábitos industriales construidos en torno al gas ruso barato.
En el sudeste europeo, países como Bulgaria o algunos Balcanes siguen conectados a las redes que llevan gas ruso desde el mar Negro. La adaptación exige inversiones significativas para poder recibir gas alternativo desde el Adriático, el Mediterráneo o el Báltico, y para reforzar almacenamientos estratégicos que reduzcan el riesgo de cortes.
El frente silencioso del GNL(Francia, Bélgica, España y Países Bajos)
Otro grupo de países no dependía tanto de los gasoductos rusos, pero sí ha visto crecer sus compras de GNL ruso en los últimos años. Francia, España, Bélgica y los Países Bajos, gracias a su amplia capacidad regasificadora, se convirtieron en destinos clave de esos cargamentos, que luego se consumían localmente o se reexportaban a otros socios europeos.
El veto al GNL ruso, previsto antes del corte total de 2027, obliga a recomponer de arriba abajo las carteras de suministro de estos países. Sustituir esos volúmenes por GNL estadounidense, qatarí, nigeriano o argelino supone competir con Asia por las mismas moléculas. Eso implica dos cosas: presión al alza sobre los precios mayoristas europeos y más volatilidad en episodios de tensión (invierno frío, problemas en alguna planta de licuefacción, repunte de la demanda asiática).
Los que llegan “limpios” a 2027
En el otro extremo, algunos Estados miembros llegan al veto con los deberes hechos. Alemania, que llegó a depender en más de la mitad de su consumo del gas ruso a través de Nord Stream, ha reformateado su sistema en tiempo récord: nuevos terminales flotantes de GNL, más gas noruego y neerlandés y un esfuerzo acelerado en renovables. Polonia ya cortó compras de gas ruso en 2022 y se apoya ahora en el gasoducto del Báltico (desde Noruega) y en su propio terminal de GNL. Los países bálticos han dejado atrás el suministro ruso apoyándose en el puerto de Klaipėda y en interconexiones regionales.
Para estos países, la prohibición de 2027 no cambia tanto la realidad física del mercado como el marco legal: consolida por normativa una desconexión que ya es, en la práctica, casi total.
El objetivo geopolítico es eliminar la palanca de presión que suponía el gas ruso. A partir de 2027, Moscú perderá, de facto, su mayor cliente histórico, y con ello se debilitará una de sus principales fuentes de ingresos y de influencia sobre las decisiones europeas.
Desde el punto de vista económico, el balance es más matizado. Por un lado, Europa reducirá la “prima de riesgo” asociada al miedo a nuevos cortes unilaterales de suministro. Por otro, se engancha más al mercado global de GNL, un mercado donde la competencia con Asia es intensa y los contratos, más cortos y flexibles. En esa nueva configuración, cualquier shock puede traducirse en picos de precios que presionen a hogares y, sobre todo, a industrias gas-intensivas: química básica, cerámica, vidrio, metalurgia.
Esas industrias, muy presentes en Europa Central y en el sur de Europa, ya han sufrido en 2022 y 2023 la factura de un gas históricamente caro. Parte de la producción se ha parado, otra parte se ha deslocalizado a regiones con energía más barata, como Estados Unidos o algunos países asiáticos. El riesgo es que 2027 consolide ese desplazamiento si Europa no consigue estabilizar precios y ofrecer visibilidad a largo plazo.
Quién gana, quién pierde
Entre los potenciales ganadores destacan los exportadores alternativos: Noruega, Azerbaiyán, Argelia, Qatar y, sobre todo, Estados Unidos, que ya se ha convertido en el principal suministrador de GNL a la UE. También salen bien posicionados los países con mucha infraestructura de GNL y fuerte despliegue renovable, como España o Portugal, que pueden actuar como plataformas de entrada de gas y, a la vez, acelerar la sustitución del gas por electricidad renovable.
En el lado perdedor, además de Rusia y su gigante Gazprom, se sitúan los países que lleguen a 2027 con alta dependencia residual del gas ruso y escasa capacidad de importar alternativas. Para ellos, el veto puede traducirse en una combinación de inversiones urgentes, precios más altos y necesidad de apoyo financiero europeo para amortiguar el golpe social y político.
