El almacenamiento de gas en Alemania en mínimos de 15 años: por qué el mercado no llenará el colchón europeo para el invierno de 2026

Las cifras publicadas el martes por INES, la asociación que representa a los operadores alemanes de almacenamiento de gas e hidrógeno, muestran cuán pronunciado ha sido el deterioro de la economía del almacenamiento de gas. El modelo de negocio habitual es sencillo: comprar gas cuando es barato, almacenarlo bajo tierra y venderlo cuando la demanda invernal eleva los precios. Este verano, ese cálculo dejó de funcionar.

Los diferenciales de futuros a un mes en la European Energy Exchange rondaban los -0,01 €/MWh. El propio almacenamiento conlleva costes operativos variables de unos 3,13 €/MWh, antes de las tarifas de conexión a la red y los cargos de conversión. Para un operador comercial, almacenar gas implica, por tanto, una pérdida de aproximadamente 3,14 € por cada megavatio-hora almacenado.

Las empresas privadas tienen pocos incentivos para absorber esas pérdidas con el único fin de hacer más seguro el sistema energético en general.

Ese es el problema central al que se enfrenta ahora Berlín: Alemania ha tratado el almacenamiento como una actividad de mercado mientras dependía cada vez más de él como infraestructura crítica.

Cuando el mercado no tiene motivos para prepararse para el invierno

El déficit no surgió porque Alemania careciera físicamente de la capacidad de inyectar más gas. Surgió porque los incentivos comerciales necesarios para hacerlo desaparecieron durante el verano.

INES estima que alcanzar incluso el máximo técnico del 77% para el 1 de noviembre requeriría inyecciones de 1 TWh al día. Ese ritmo no se logró ni una sola vez durante las tres semanas previas a la evaluación de la asociación. Si el ritmo de inyección actual continúa durante el otoño, el almacenamiento alcanzaría solo alrededor del 63% para el 1 de noviembre.

Eso deja una brecha incómoda entre lo que la infraestructura puede acomodar técnicamente y lo que los participantes del mercado están dispuestos a pagar.

Por ello, INES pide al gobierno que modifique la economía del sector. Sus propuestas incluyen eliminar temporalmente las tarifas de entrada y salida de la red en las instalaciones de almacenamiento y suprimir el recargo de conversión, lo que reduciría los costes en unos 1,16 €/MWh. La asociación también quiere préstamos subvencionados a través de KfW para reducir el coste de financiación del gas almacenado y subastas más rápidas de Opciones a Largo Plazo diseñadas para fomentar las inyecciones.

Estas no son intervenciones de mercado convencionales destinadas a corregir una distorsión temporal. Equivalen a que el Estado asuma parte del riesgo financiero que los operadores privados actualmente no tienen motivos comerciales para aceptar.

Berlín se ha resistido hasta ahora a ir más lejos. El Ministerio Federal de Economía declaró el 2 de septiembre que no se esperaba una escasez física de gas sobre la base de los datos actuales, aunque reconoció que el sistema está considerablemente más ajustado que el invierno pasado. El gobierno está discutiendo mayores reservas de almacenamiento con las empresas energéticas estatales, pero ha evitado crear una reserva estratégica financiada públicamente, en parte por temor a que ese mecanismo distorsione el mercado.

El dilema es cada vez más difícil de evitar. Si el almacenamiento de gas es esencial para la seguridad energética nacional, dejar su inventario enteramente a un cálculo comercial puede que ya no sea suficiente.

El peligro no es simplemente quedarse sin gas

La característica más grave de la situación actual es la interacción entre la cantidad de gas subterráneo y la capacidad de extraerlo rápidamente.

En un escenario de temperatura normal, INES calcula que un almacenamiento al 77% el 1 de noviembre sería suficiente para el invierno, con alrededor del 38% restante para el 1 de abril de 2027.

Un invierno similar a las severas condiciones de 2010 produce un resultado radicalmente diferente. Las reservas se agotarían a finales de enero o principios de febrero. Más importante aún, el sistema podría comenzar a experimentar restricciones físicas antes de que las cavernas estén completamente vacías.

A medida que los niveles de almacenamiento bajan, la presión dentro de las instalaciones subterráneas también disminuye. Eso reduce la tasa máxima a la que se puede extraer gas precisamente cuando la demanda puede aumentar más bruscamente. En los días de máxima demanda de enero, INES estima que el déficit de suministro resultante podría superar el 25%.

Esa distinción importa. Un sistema de gas puede tener gas bajo tierra y aun así no poder entregar suficiente a la red al ritmo requerido.

Para la industria alemana, eso convertiría un problema de precios de la energía en un problema operativo.

Los consumidores residenciales, los hospitales y otras infraestructuras sociales reciben prioridad en los acuerdos de emergencia. Por tanto, la industria de alto consumo energético soporta gran parte de la exposición inmediata a una grave restricción del suministro. La química es particularmente vulnerable porque el gas no solo se utiliza para calor, sino también como materia prima. La siderurgia, incluida la producción de hierro de reducción directa y las operaciones de laminado en caliente, tiene una flexibilidad limitada a corto plazo. Los productores de vidrio, cerámica y materiales de construcción dependen de procesos continuos de alta temperatura que no pueden interrumpirse sin riesgo de dañar los equipos. Las plantas de cogeneración de gas también contribuyen a la calefacción urbana.

Un déficit diario de suministro de más de una cuarta parte no significaría, por tanto, que las fábricas simplemente paguen más por la energía. Podría forzar la reducción industrial precisamente en el momento en que los procesos de producción son menos capaces de adaptarse.

El problema de Alemania está ahora vinculado al mercado mundial del gas

Bajo el modelo energético europeo posterior a 2022, las consecuencias se extienden mucho más allá de los lugares de almacenamiento alemanes.

Europa sustituyó gran parte de su carga base de gasoductos rusos por GNL y un sistema de suministro más orientado al mercado. Eso dio a los compradores acceso a un grupo más amplio de gas mundial, pero también vinculó la seguridad energética europea más estrechamente a acontecimientos muy alejados del continente.

El bloqueo del estrecho de Ormuz durante la guerra en Irán ha puesto de manifiesto esa dependencia. Las exportaciones de GNL de Catar se han visto gravemente interrumpidas, mientras que el punto de estrangulamiento también afecta a los flujos de gas relevantes para los importadores asiáticos. Los índices de referencia del GNL al contado en Asia han superado los 18 $/MMBtu, tras alcanzar los 25 $/MMBtu en marzo, mientras que los contratos indexados al petróleo también se han visto empujados al alza por una subida de más del 50% en los precios del Brent.

Alemania no puede compensar un almacenamiento inadecuado simplemente decidiendo comprar más GNL cuando llegue el invierno. Si la oferta mundial ya está limitada, la demanda adicional europea compite directamente con los compradores asiáticos por los cargamentos disponibles.

Eso crea un bucle de retroalimentación. El bajo almacenamiento alemán aumenta la necesidad de compras invernales. La disrupción geopolítica limita la oferta disponible. Los compradores europeos tienen entonces que competir más agresivamente en el mercado al contado, ejerciendo presión al alza sobre los precios internacionales.

Los efectos no se detienen en las fronteras de Europa. Los importadores sensibles a los precios en las economías emergentes asiáticas pueden verse obligados a reducir la producción industrial, recortar la producción de fertilizantes o aumentar los subsidios fiscales cuando los precios del GNL suben bruscamente. El mismo cargamento que mejora la seguridad invernal de Europa puede, por tanto, dificultar la seguridad energética en otras partes.

Para los exportadores de GNL, este es un cambio favorable en el poder de negociación. Los proveedores con cargamentos flexibles pueden extraer mayor valor de los mercados que compiten por volúmenes escasos, mientras que los proveedores alternativos por gasoducto, como Noruega y Argelia, ganan influencia a medida que los compradores europeos buscan maximizar cada fuente disponible.

Alemania, por el contrario, está descubriendo que la flexibilidad en el lado de la oferta no elimina la necesidad de inventario físico.

El coste político de una red de seguridad comercial

La cuestión más profunda es qué consideran ahora los gobiernos europeos como infraestructura energética.

Las instalaciones de almacenamiento fueron tratadas en gran medida como activos comerciales porque sus propietarios y usuarios podían arbitrar las diferencias estacionales de precios. Pero la función de esas instalaciones cambia cuando las consecuencias de un inventario inadecuado se extienden a los hogares, la generación de electricidad y la producción industrial.

No se puede esperar que el mercado resuelva esa contradicción automáticamente. Si la curva de futuros no compensa a los operadores por el coste de almacenar gas, el comportamiento comercial seguirá siendo racional incluso cuando el resultado colectivo sea estratégicamente peligroso.

Por eso, propuestas como las exenciones de tarifas, la financiación subvencionada de KfW y los incentivos estatales al almacenamiento se están convirtiendo en algo más que soluciones técnicas. Apuntan hacia una asignación diferente de responsabilidades: las empresas privadas continúan operando la infraestructura, pero el Estado absorbe cada vez más el coste de garantizar que contenga suficiente gas cuando los mercados no recompensan la preparación.

Crear una reserva estratégica permanente iría más lejos, y Berlín sigue receloso de esa opción por su potencial para distorsionar la competencia. Sin embargo, evitar la intervención directa no hace desaparecer el riesgo subyacente. Deja al sistema dependiente de si las condiciones comerciales coinciden con los requisitos físicos de la seguridad invernal.

Las cifras de este año muestran lo que ocurre cuando no coinciden.

La posibilidad incómoda para los responsables políticos europeos es que el almacenamiento de gas ya no puede gestionarse únicamente como un problema de inventario. Una vez que las disrupciones geopolíticas pueden simultáneamente restringir la oferta de GNL, elevar los precios mundiales y eliminar el incentivo comercial para reconstruir las existencias, la frontera entre un activo comercial privado y una reserva de seguridad nacional se vuelve cada vez más difícil de mantener.