El flujo de gas natural que ingresa a través del gasoducto submarino Medgaz, la infraestructura estratégica que conecta de forma directa la localidad argelina de Beni-Saf con la costa de Almería, se ha consagrado como el gran motor del abastecimiento energético de España durante el año 2025. Los datos oficiales acumulados entre enero y agosto confirman una tendencia al alza sustancial, con un incremento de las entradas por Almería del 12,2 por ciento hasta alcanzar los 79.800 GWh. Este comportamiento positivo se evidenció con especial fuerza durante el mes de agosto, periodo en el que el crecimiento interanual del volumen canalizado se situó en el 8,5 por ciento, consolidando a Argelia como el origen de más de un tercio de todo el gas recibido por el sistema español.
La importancia crucial de la canalización almeriense se ratificó de forma clara a mediados del ejercicio. En el mes de julio, Argelia revalidó su posición como el principal suministrador del Estado español al concentrar el 32,9 por ciento del volumen total de las importaciones. Durante ese mes entraron un total de 10.211 GWh procedentes del país norteafricano, de los cuales la inmensa mayoría, concretamente 9.330 GWh, fueron canalizados directamente a través del tubo submarino con llegada a Almería, mientras que apenas 881 GWh desembarcaron en forma de gas natural licuado mediante buques metaneros. En la trayectoria acumulada a lo largo del año, el suministro argelino se ha mantenido en la primera posición del mapa energético español. Así, al cierre del mes de octubre se alcanzaron los 13.827 GWh aportados por Argelia entre tubo y gas licuado, superando la cifra registrada por Estados Unidos, que contabilizó 13.702 GWh. Al término de todo el año 2025, el balance global cerró con una aportación argelina de 128.504 GWh, de los que 107.179 GWh entraron por la infraestructura de Almería y los restantes 21.325 GWh llegaron por vía marítima.
No obstante, este ritmo de crecimiento continuado experimentó una desaceleración temporal al comienzo del otoño. Durante la primera quincena de octubre, los flujos diarios transportados por el gasoducto Medgaz con destino a Almería descendieron hasta fijar una media de 214 GWh al día, una cifra que contrasta de manera notable con los 328 GWh diarios registrados durante el mes de septiembre, al margen de los paros programados. Esta ralentización responde a un comportamiento operativo habitual en el sector, originado por los trabajos rutinarios de mantenimiento técnico que se llevan a cabo en la estación de compresión argelina de Beni-Saf, los cuales obligan al cese momentáneo de la descarga hacia Almería. Asimismo, el mes de octubre coincide tradicionalmente con el periodo fijado para las revisiones de infraestructuras en las principales redes gasistas del norte de África y de Noruega.
Más allá de las labores de mantenimiento, el escenario energético refleja una compleja dinámica internacional. Argelia dispone de tres grandes corredores de transporte de gas hacia la Unión Europea. Mientras que el gasoducto Medgaz enlazado con Almería opera habitualmente cerca del límite de su capacidad nominal, el gasoducto Magreb-Europa que transita hacia España y Portugal permanece cerrado desde 2021, y la conducción TransMed con destino a Italia funciona muy por debajo de su potencial. Esta situación permite al proveedor argelino dirigir sus volúmenes excedentes hacia aquellos mercados en los que obtiene mejores condiciones económicas y precios más competitivos. En este contexto, Italia ha intensificado sus contactos institucionales y comerciales con Argelia para incrementar la cantidad de gas recibida a través del tubo que atraviesa Túnez y reducir de este modo su dependencia del gas ruso, una circunstancia que añade tensión a la oferta de combustible disponible para España.
Para responder a las demandas del mercado y elevar la flexibilidad del sistema, a partir del 1 de noviembre entra en funcionamiento una nueva mejora en la infraestructura submarina. La capacidad de transporte diario de la línea de Almería se incrementa al pasar de los 338 GWh actuales a 363 GWh diarios. Esta modificación representa la segunda fase de un proyecto de ampliación de mayor envergadura, partiendo de una capacidad inicial diseñada en 8.000 millones de metros cúbicos al año. Anteriormente, en 2021, ya se había completado un primer salto técnico al elevar el caudal desde los 325 hasta los 338 GWh al día. Las previsiones del acuerdo suscrito entre las compañías Naturgy y Sonatrach contemplan una expansión total de 2 bcm anuales, lo que supone un incremento de la capacidad operativa del 25 por ciento hasta situar el techo de transporte por encima de los 10 bcm al año. Toda esta operativa se sustenta en el complejo técnico que integra la estación de compresión de Beni-Saf, la tubería submarina y la estación de recepción y medida ubicada en suelo almeriense.
El desarrollo de esta ampliación supone un elemento crucial para la posición geoestratégica de Almería y para el conjunto del sistema energético español. Por un lado, la mayor capacidad física de la tubería aporta un margen de seguridad técnica fundamental para reaccionar ante picos imprevistos de demanda durante los meses de invierno, si bien no garantiza de forma automática una bajada de precios ni obliga a Argelia a elevar sus envíos, dado que la compañía estatal Sonatrach comercializa sus recursos en el mercado global al mejor postor. Por otro lado, Almería consolida su condición de nodo físico real e insustituible para la recepción del gas por tubería, marcando la diferencia respecto a otros puntos de entrada puramente virtuales o centrados en la regasificación de metaneros. Tras el cierre de la vía magrebí a través de Marruecos, la instalación de Almería permanece como el único vínculo directo por tubo entre Argelia y la península ibérica. Esta realidad expone a España a una acusada doble dependencia respecto a dos únicos abastecedores principales, Argelia y Estados Unidos, que concentraron el 35 y el 31 por ciento de la oferta acumulada en noviembre respectivamente, de modo que cualquier oscilación o caída en el flujo que entra por el litoral almeriense obliga al sistema a recurrir al gas licuado estadounidense, una alternativa caracterizada por mayores costes y una elevada volatilidad en los mercados internacionales.