Las reservas de gas en Alemania son demasiado bajas para el invierno

Los niveles de almacenamiento de gas en Alemania son significativamente más bajos de lo habitual a medida que se acerca la temporada de calefacción. Los datos del sector sitúan el almacenamiento nacional en torno al 57.4 % en julio, muy por debajo de la media a largo plazo de casi el 70 %, mientras que un análisis independiente situó el nivel más cerca del 50 % debido a que no todas las plantas se están llenando al mismo ritmo. Esta divergencia refleja las diferentes fechas límite y pone de manifiesto la desigualdad en el uso de la capacidad. La planta más grande, Rehden, en Baja Sajonia, es la excepción: con aproximadamente un 2 %, está prácticamente vacía, en comparación con poco más del 55 % del año anterior. Esta diferencia genera preocupación sobre la rapidez con la que se podrán recuperar los volúmenes antes de que bajen las temperaturas.

El depósito de gas de Rehden está prácticamente vacío

El nivel extremadamente bajo de Rehden se debe a varias causas. El operador SEFE Storage, una filial federal, no realiza el llenado por cuenta propia, sino que ofrece capacidad a empresas municipales de servicios públicos, proveedores de energía y clientes industriales. En veranos normales, estos clientes compran gas más barato, lo inyectan y lo venden durante el invierno. Este año, el incentivo del precio es débil: a pesar de la calma estival, el precio del gas al por mayor se mantiene alto, aproximadamente un 40 % por encima del año pasado, lo que frena las inyecciones especulativas. SEFE ha comercializado capacidad desde principios de mayo, pero la demanda ha sido escasa. El diseño de Rehden también ralentiza tanto la inyección como la extracción, por lo que otros sitios más rápidos tendrían que compensar si la demanda aumenta.

Se han flexibilizado los objetivos de almacenamiento de gas de Alemania

Tras dos inviernos de mercados ajustados, Alemania fijó los objetivos legales de llenado para evitar la escasez. Estos objetivos permitieron inyecciones constantes incluso en verano y contribuyeron a mantener la estabilidad del sistema, pero también reforzaron la demanda cuando los precios eran altos. Para 2025, el gobierno recalibrado los umbrales. Rehden, por ejemplo, debe alcanzar solo el 45 % para el 1 de noviembre, frente al 95 % establecido en las normas anteriores. En inviernos anteriores, los objetivos agregados subieron hasta el 90 % en octubre, noviembre y febrero. El cambio reduce la presión inmediata sobre el mercado, pero no elimina la necesidad de reabastecer lo suficiente para una ola de frío intenso.

Advertencia de la industria: llenar el tanque para noviembre está fuera de alcance

La asociación de operadores de almacenamiento (Inés) advierte que una recarga completa al 100 % para el 1 de noviembre de 2025 ya es técnicamente imposible. Según la capacidad reservada, los almacenamientos podrían alcanzar aproximadamente el 70 % para esa fecha y seguir cumpliendo con la legislación vigente. Sin embargo, los operadores advierten que el 70 % podría ser insuficiente si el invierno es largo o inusualmente frío, o si se interrumpen las rutas de suministro. El mensaje principal es que el sistema puede cumplir con los umbrales legales, pero los márgenes de resiliencia son limitados.

La mecánica del mercado mantiene las inyecciones lentas

Los altos precios son el principal freno. Los elevados precios de verano reducen el diferencial estacional clásico que los operadores utilizan para justificar la compra inmediata y la venta posterior. El requisito de cumplir con los niveles mínimos de llenado también mantuvo alta la demanda estival en años anteriores, lo que elevó aún más los precios. Incluso después de la reducción de los umbrales, el mercado prevé que la demanda se dispare posteriormente para alcanzar los objetivos más bajos, aunque aún vinculantes, lo que respalda los precios actuales. Con menos ofertas disponibles, muchos compradores prefieren esperar, y las inyecciones se retrasan.

Se elimina el impuesto y se reduce el nivel de alerta

Los clientes privados financiaban anteriormente las inyecciones estratégicas mediante un impuesto al almacenamiento de gas, que costaba a los hogares entre 20 y 60 euros al año. La coalición ha abolido el cargo, lo que supone un alivio en las facturas, pero también un retorno al sistema de llenado regulado por el mercado. A nivel del sistema, la presión ha disminuido: el Ministerio de Economía rebajó la "fase de alerta" de 2022 a "fase de alerta temprana" a partir del 1 de julio, afirmando que los flujos son estables y el suministro está asegurado. No obstante, las autoridades admiten que las condiciones pueden cambiar rápidamente si los acontecimientos geopolíticos perturban el comercio.

La seguridad del suministro ahora depende del GNL y de flujos diversificados

La Agencia Federal de Redes enfatiza que el almacenamiento de gas en Alemania debe evaluarse en su conjunto, no por sitio. Instalaciones más rápidas pueden compensar la lenta respuesta de Rehden. En caso de emergencia, las terminales flotantes y terrestres de GNL en Wilhelmshaven, Brunsbüttel y Mukran pueden impulsar la entrada de gas, respaldadas por una cartera más amplia que incluye a Noruega, Estados Unidos, Argelia y, en el futuro, Catar. El gasoducto ruso aún llega a partes de Europa e influye indirectamente en los balances continentales, pero Alemania planea prescindir de él. Si surgiera un déficit repentino, sería necesario comprar gas o GNL a precios spot, lo que expondría a los compradores a la volatilidad global.

Perspectivas de precios: el almacenamiento de gas en Alemania costará más llenarlo

Varias fuerzas apuntan a costos estructuralmente más altos. Se prevé que el precio del CO₂ aumente, lo que incrementará el costo de la calefacción y la energía a gas. En las negociaciones comerciales transatlánticas, se espera que el gobierno estadounidense presione a Europa para que compre más GNL estadounidense, que probablemente no será más barato. La política también aumenta la demanda: Berlín planea nuevas plantas de gas para estabilizar el sistema eléctrico cuando la producción eólica y solar es baja. Por lo tanto, los analistas prevén que el gas al por mayor en Alemania aumente aproximadamente un 50 % para 2030 en comparación con los promedios recientes, lo que implica que las inyecciones de almacenamiento de gas en Alemania seguirán siendo caras.

Impacto en el consumidor y planificación de facturas

Para los hogares, la finalización del impuesto al almacenamiento recorta una pequeña partida, pero los costos energéticos subyacentes se mantienen elevados. Si el almacenamiento finaliza en otoño en torno al 70 % y el invierno es suave, los picos de precios podrían ser limitados. Una temporada más fría, retrasos en las instalaciones de GNL o nuevas fricciones comerciales acelerarían el aumento de las tarifas. Los inquilinos de edificios con calefacción central de gas deberían presupuestar pagos por adelantado más elevados en 2025/26, y las pequeñas empresas con cargas térmicas de proceso deberían revisar con antelación las ofertas de precio fijo.

¿Qué hacen a continuación las autoridades y las empresas?

La Agencia Federal de Redes supervisará las curvas de llenado agregadas e interconectará las extracciones de almacenamiento con la programación de GNL para mantener el equilibrio. Los operadores mantendrán su capacidad de comercialización para atraer a más compradores, mientras que las empresas de servicios públicos evalúan si inyectar ahora o más tarde. La reducción de alerta a alerta temprana sigue siendo condicional; las autoridades conservan las herramientas de emergencia, pero prefieren las señales del mercado para realizar el trabajo. La métrica central a observar es la tasa de inyección neta diaria. Si se acelera a finales de verano y principios de otoño, el almacenamiento de gas en Alemania puede cubrir parte de la brecha; de lo contrario, el sistema entrará en invierno con reservas más reducidas y un mayor riesgo de precio.