Un déficit de almacenamiento que cambia la naturaleza del riesgo

Cada Estado miembro de la Unión Europea debe llenar el 80 % de su capacidad de almacenamiento de gas antes del invierno. Alemania solo ha alcanzado alrededor del 61 %, lo que supone una brecha de casi 19 puntos. La cifra pesa aún más porque el país concentra más de una quinta parte de la capacidad de almacenamiento de la UE y es su primer consumidor de gas. En septiembre, la asociación del sector INES ya preveía un 77 % en el mejor de los casos para el 1 de noviembre. Incluso esa estimación ha resultado demasiado optimista.

El riesgo cambia de naturaleza. Un almacenamiento lleno convierte el invierno en una simple cuestión de coste, mientras que un almacenamiento incompleto lo transforma en una cuestión de disponibilidad física. Alemania tendrá que cubrir una mayor parte de su demanda punta con gas que llega en el momento en que se consume.

Por qué el mercado no ha llenado las cavernas

Una espera de paz defraudada

El mecanismo es económico antes que político. Llenar un almacenamiento supone comprar gas a un precio que se considere aceptable. Ahora bien, el conflicto entre Estados Unidos e Irán, abierto a finales de febrero, ha reducido drásticamente el tráfico por el estrecho de Ormuz, que canalizaba alrededor de una quinta parte del petróleo y del gas mundiales. Muchos compradores esperaban un acuerdo que hiciera bajar los precios. Lo que obtuvieron fue la prórroga de la fuerza mayor de QatarEnergy sobre sus exportaciones de GNL y la amenaza de una escalada tras las elecciones estadounidenses de mitad de mandato.

Una curva a plazo que no recompensa la espera

Los contratos TTF de diciembre de 2026, enero de 2027 y febrero de 2027 se negocian todos por encima de 100 EUR/MWh. Una curva tan plana indica que los operadores no esperan ni un avance diplomático ni una afluencia de GNL a corto plazo. En este contexto, aplazar las compras ya no ofrece una ganancia evidente, y el Estado podría verse obligado a intervenir. INES aboga por una obligación de almacenamiento impuesta a los proveedores, que debería plasmarse en la ley sin demora, y el Ministerio Federal de Economía se declara abierto a esta vía. El regulador Klaus Mueller considera, por su parte, que alcanzar los objetivos ya no es indispensable y que bastarían compras de GNL a lo largo del invierno, aunque reconoce que los precios han subido notablemente.

Lo que muestran los flujos físicos

Los datos de flujo en los puntos de interconexión ofrecen una imagen del aprovisionamiento. El 30 de octubre, el punto de entrada de Emden EPT1, en el lado de Norpipe, registraba unos 402,5 GWh diarios. El punto VIP TTF-THE-H, en la frontera germano-neerlandesa, mostraba 482,9 GWh/día en entrada y 180,8 GWh/día en salida. El punto de Zeebrugge, en la interconexión Reino Unido–Bélgica, recibía por su parte 72,6 GWh/día.

Los valores del 31 de octubre son sensiblemente más bajos. Emden EPT1 cae a 77,6 GWh/día, alrededor de un 80 % menos en un solo día, y el flujo de salida de VIP Oberkappel (AT-DE) pasa de 112,5 a 22,6 GWh/día, un descenso del mismo orden. El valor de entrada de Zevenaar (NL-DE) no aparece, y muchos otros puntos, como Mallnow, Waidhaus o Baumgarten TAG, marcan cero.

Sería imprudente leer en ello una interrupción del suministro. Descensos casi idénticos en dos puntos distintos apuntan más bien a una jornada de datos incompleta en el momento de la recogida. Estas cifras ilustran sobre todo una realidad: en un sistema donde las reservas ya no actúan como amortiguador, cada variación de flujo cuenta más, y su seguimiento diario se convierte en un indicador de vigilancia.

Del gas al carbón, y luego a la electricidad

El gas caro se traslada a la producción de electricidad. Ya en septiembre, algunos analistas anticipaban un aumento de alrededor del 25 % de la producción con carbón en la UE en los seis meses hasta marzo de 2027. El carbón vuelve a ser rentable pese al coste del carbono, que golpea con especial dureza a estas centrales. Pero una parte del parque se ha cerrado en nombre de la transición, y un analista del sector señalaba que, incluso con un gas a 100 EUR/MWh, la electricidad apenas podría ajustarse más. En Alemania se esperan temperaturas más frías de lo habitual en los próximos días, lo que acentúa la restricción, mientras que el invierno ofrece poco sol y poco viento.

Los precios de la electricidad del 30 de octubre reflejan esta tensión. El day-ahead se sitúa en 254,14 EUR/MWh en Suiza, 250,85 en la República Checa y 250,56 en Dinamarca (zona DK-1), y en 211,19 en Portugal. Finlandia, con 77,51 EUR/MWh, ofrece un contraste claro: ilustra la diferencia entre un sistema dependiente del gas y del carbón, y un mercado menos expuesto. Esta fotografía de un solo día no dice nada de la tendencia, pero muestra que el encarecimiento del gas se propaga más allá del mercado gasista.

Un entorno geopolítico inestable

Los precios del petróleo traducen la misma incertidumbre. El Brent cerró el lunes a 104,77 USD el barril, con un descenso del 7,63 %, antes de rebotar un 0,5 % hasta 105,25 USD al inicio de la negociación asiática del martes, tras los informes sobre ataques estadounidenses contra la isla iraní de Qeshm. El presidente estadounidense menciona la posibilidad de un acuerdo con Teherán, e Irán afirma que su plan para reabrir el estrecho podría aplicarse en dos días si se cumplieran sus condiciones. Estas señales son contradictorias, y es precisamente su incertidumbre la que mantiene los precios en estos niveles.

Lo que cabe concluir razonablemente

Los hechos constatados son un déficit de 19 puntos respecto al objetivo, una curva TTF superior a 100 EUR/MWh hasta febrero y unos precios eléctricos elevados en Europa central. Dibujan un invierno en el que Alemania debe comprar su gas a precio elevado, en el momento en que lo consume, con un margen de sustitución por carbón limitado por la capacidad disponible. El expediente no permite afirmar que una escasez física sea probable, ni medir con precisión la evolución de los precios desde el verano. La tesis del regulador, según la cual las compras de GNL a lo largo del invierno pueden bastar, sigue siendo plausible, pero supone que el GNL esté disponible, y eso depende en gran medida de la evolución del conflicto en torno a Ormuz. Hasta entonces, el arbitraje se debate entre un gas impuesto a precio elevado y un aumento del carbón, que Berlín preferiría evitar.

Este artículo se ha redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y ha sido verificado por nuestro equipo editorial.