La directiva de Donald Trump del 8 de julio para suspender el comercio con España aún no se ha materializado en un embargo energético, pero Madrid ya no puede considerar la advertencia como simple maniobra política. Fue la segunda amenaza de este tipo desde marzo de 2026, esta vez comunicada directamente al secretario del Tesoro Scott Bessent, después de que España rechazara comprometer el 5% del PIB al gasto en defensa y se negara a respaldar las operaciones militares de Estados Unidos contra Irán. Washington, según informes, está revisando qué productos podrían quedar sujetos a restricciones, incluso cuando las normas aduaneras de la UE prohíben aislar a un solo Estado miembro de la política comercial común del bloque.

Durante los últimos dos años, incluidos los meses de mayor intensidad de la crisis de Medio Oriente, España ha profundizado de forma constante su dependencia energética del mismo país que ahora amenaza con usar el comercio como arma. Este giro refleja un patrón europeo más amplio: después de que la invasión rusa de Ucrania en 2022 derrumbara décadas de dependencia de Moscú a través de oleoductos y gasoductos, los Estados miembros de la UE recurrieron con fuerza al GNL de Estados Unidos, lo que ayudó a convertir a ese país en el mayor exportador mundial de GNL para 2023.

Petróleo crudo: una exposición diversificada, pero no indolora

La vulnerabilidad se observa primero en el petróleo crudo. En 2025, Estados Unidos suministró a España un promedio de aproximadamente 250.000 barriles por día (b/d), principalmente WTI Midland, de un total de importaciones de 1,2 millones b/d. En los últimos tiempos, Estados Unidos ha alternado con México como el mayor proveedor de crudo de España. La cartera de crudo española sigue relativamente diversificada, con volúmenes significativos también procedentes de Brasil, Nigeria, Libia y Kazajistán, lo que hace improbable una escasez total; sin embargo, la pérdida del suministro estadounidense no sería indolora.

Cuando el cierre efectivo del Estrecho de Ormuz alteró el comercio de Medio Oriente, las importaciones españolas de crudo aumentaron 15,8% interanual en abril. La disrupción provocó escasez de productos refinados en los mercados europeos, elevó los márgenes crack de productos a máximos de décadas y obligó a las refinerías españolas a operar a plena capacidad. Para junio, las importaciones habían subido a alrededor de 1,25 millones b/d, frente a 1,07 millones b/d un año antes. España estuvo relativamente entre las afortunadas: salvo Irak —que venía promediando casi 100.000 b/d, pero desapareció en la práctica del mix de importaciones en abril— tenía una exposición limitada a barriles de Medio Oriente. Las llegadas de CPC Blend de Kazajistán se cuadruplicaron hasta aproximadamente 140.000 b/d, mientras que el suministro de México aumentó a 155.000 b/d desde 90.000 b/d.

En este contexto, el crudo estadounidense se ha convertido en un pilar de la estrategia de suministro de España: abundante, geográficamente accesible y valorado frente al WTI, en lugar de hacerlo contra el distorsionado mercado de Medio Oriente.

Repsol: el mayor comprador de crudo estadounidense

Entre las refinerías españolas, Repsol es el principal comprador de crudo estadounidense. La compañía opera cinco refinerías en España con una capacidad de destilación de aproximadamente 896.000 b/d, cerca del 62% del total nacional. Los datos de seguimiento de cargamentos muestran a Repsol como el principal importador de crudo estadounidense en España: los barriles se compran en Estados Unidos y se entregan a sus propias refinerías. WTI Midland domina estos flujos porque su calidad ligera y dulce es fácil de procesar.

Repsol también ha recibido Canadian Cold Lake Blend, un crudo pesado y agrio, enviado a través de terminales del Golfo de Estados Unidos, y Southern Green Canyon, una variedad estadounidense de calidad media-agria, para sus instalaciones más complejas de Cartagena y Petronor, donde los barriles ligeros de WTI se equilibran con opciones canadienses y estadounidenses más pesadas. Por tanto, una disrupción obligaría a encontrar la combinación adecuada de barriles ligeros dulces y barriles pesados agrios con descuento para cada configuración de refinería.

España podría sustituir esos barriles, pero probablemente a un costo más alto. Aumentar más el CPC Blend profundizaría la exposición al corredor exportador ruso del mar Negro, mientras que el suministro mexicano está limitado por el descenso de la producción en campos maduros y por los requerimientos de refinería interna, después de que el gobierno priorizara las refinerías mexicanas frente a compradores internacionales. Por eso, la sustitución más sencilla sería con crudos de África occidental o de Brasil. Los crudos brasileños resultan especialmente atractivos para las refinerías del Atlántico por su creciente disponibilidad gracias a descubrimientos recientes y por la distancia marítima relativamente corta hasta España.

Gas natural: el punto débil estratégico

El gas natural representa la vulnerabilidad más estratégica de España. El GNL de Estados Unidos suministró alrededor del 30% de las importaciones totales de gas de España en 2025, casi el doble de su participación en 2024, y aún representó el 29% en el primer semestre de 2026, solo por detrás de las exportaciones por gasoducto de Argelia, cuya cuota rondó el 40%. A diferencia de los cargamentos de Yamal vinculados al contrato ruso de largo plazo de Naturgy, el suministro estadounidense combina compromisos de offtake de largo plazo con cargamentos flexibles de cartera y spot que se desplazan según los precios relativos. Esa flexibilidad ayudó a España durante los meses de crisis de marzo a junio, pero también implica que los cargamentos pueden desviarse hacia Asia cuando el JKM ofrece un mejor netback.

Hasta ahora, el GNL ruso ha proporcionado un amortiguador adicional. El contrato de Yamal de 2013 de Naturgy incluye compromisos take-or-pay por 3.2 bcm/año hasta 2041, y los recibos rusos de España se dispararon durante la crisis de 2026. Rusia suministró el 21% del gas español en junio, pero esa opción desaparecerá el 1 de enero de 2027, cuando entre en vigor la prohibición total de la UE sobre el GNL ruso. Naturgy enfrenta €10.95 mil millones en compromisos pendientes de compra de gas ruso y podría tener que invocar fuerza mayor.

Junio ilustra tanto la estrategia de mitigación de riesgos de España como sus límites. Las importaciones totales de gas fueron de aproximadamente 2.45 bcm, mientras que la demanda interna se situó en 2.26 bcm. El GNL representó el 51% del suministro, mientras que el gas por gasoducto subió a casi el 49% (desde el 31% interanual). Argelia entregó 0.94 bcm, predominantemente a través del gasoducto Medgaz.

España busca reforzar su colchón de gasoductos. Madrid y Argel comenzaron a discutir en marzo un posible aumento de hasta el 10% en las entregas de Medgaz, mientras que Naturgy dijo en julio que podría añadirse entre 0.6 y 1 bcm de capacidad anual antes del invierno. La capacidad actual del gasoducto, de 10 bcm/año, se logró elevando la presión mediante compresión adicional, pero una expansión mayor está limitada por el diámetro físico del conducto. Argelia puede ofrecer mayor seguridad contractual, pero no puede reemplazar rápidamente toda la exposición española al GNL estadounidense sin compresión adicional, más suministro upstream y mejoras más amplias de infraestructura.

Reducir la dependencia del gas en la generación eléctrica ayudaría a elevar la seguridad energética. La generación renovable aumentó 12% en junio y aportó el 58.4% de la electricidad, mientras que los ciclos combinados aún produjeron el 15.7%. El gas está siendo desplazado de la generación de base, pero sigue siendo un seguro importante cuando el viento, la solar, la hidroelectricidad o las interconexiones rinden por debajo de lo esperado, por lo que es poco probable que desaparezca por completo de las necesidades del país.

La fecha límite de los cargamentos de GNL ruso a comienzos de 2027 cambia el margen de maniobra detrás de la amenaza de Trump. En el crudo, España puede redirigir el comercio y absorber márgenes de refinería más estrechos. En el gas, la eliminación del GNL ruso deja a Madrid equilibrándose entre un gasoducto argelino casi lleno y un proveedor estadounidense que ya aporta casi un tercio de las importaciones. El amplio sistema de regasificación de España la protege de un corte físico, pero las terminales no generan cargamentos por sí mismas. Si Washington transforma la hostilidad política en restricciones a las exportaciones —o si los vendedores estadounidenses simplemente desvían los volúmenes flexibles hacia compradores asiáticos que pagan más— España tendría que ofrecer precios superiores a sus competidores por GNL nigeriano, qatarí (si finalmente está disponible) u otro GNL atlántico, mientras pide a Argelia que lleve Medgaz más allá de sus límites actuales. Así, el peligro inmediato no son tanques de almacenamiento vacíos, sino que España entre en 2027 con menos opciones de suministro, mayores costos de reemplazo y una administración estadounidense cada vez más dispuesta a tratar el acceso a la energía como parte de una negociación política más amplia.

Por Natalia Katona para Oilprice.com

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