La crisis del gas natural en Alemania y la pausa en los combustibles fósiles: cuando el sistema de gas natural, que supuestamente siempre funciona, falla

Fallo del sistema en el hielo: ¿Qué sucede cuando la fuente de energía “confiable” deja de suministrar energía de repente?

Era un escenario que ni siquiera debería incluirse en las garantías de la política energética: en febrero de 2026, una enorme capa de hielo se depositó frente a la costa de Rügen, paralizando la terminal de GNL de Mukran. Mientras que en Alemania los períodos de estancamiento de las energías renovables —esos períodos en los que el viento y el sol no generan energía— son objeto de un intenso debate político, aquí se produjo un período de estancamiento fósil de proporciones mucho más amenazantes. Durante más de una semana, ningún petrolero pudo atracar y el suministro de gas se interrumpió, en un momento en que los niveles de almacenamiento de gas en Alemania habían caído a un mínimo histórico de menos del 30 %.

Actualmente, las instalaciones de almacenamiento de gas natural alemanas se encuentran en un nivel históricamente bajo. Datos de mediados de febrero de 2026 muestran que las instalaciones de almacenamiento de gas en Alemania tienen una capacidad de aproximadamente entre el 25 % y el 27 %, dependiendo de las mediciones diarias. Otras fuentes indican un nivel de llenado cercano al 32 % para el mismo período, que también se considera el valor más bajo para principios de febrero desde que comenzaron las observaciones.

Esto significa que los niveles de almacenamiento de gas están significativamente por debajo de los niveles anteriores a la crisis e incluso por debajo de los niveles objetivo de los últimos años, que normalmente estaban entre el 40 por ciento (finales de enero) y el 80 por ciento (1 de noviembre).

Este incidente es más que una anécdota meteorológica; es sintomático de una vulnerabilidad estructural que a menudo se pasa por alto en el debate sobre la seguridad del suministro. Mientras que el gas por gasoducto fluye continuamente, el suministro de GNL es una cadena de entregas individuales, susceptible a condiciones climáticas extremas, cuellos de botella logísticos y tensiones geopolíticas. Nos hemos liberado de la dependencia fatal del gas ruso por gasoducto, solo para entrar en una nueva y volátil dependencia del gas natural licuado.

El historial de política económica y de seguridad de este sistema es preocupante: alrededor de 81 000 millones de euros fluyen anualmente al extranjero por la importación de combustibles fósiles, mientras que las energías renovables nacionales han sido durante mucho tiempo la fuente de electricidad más rentable. Sin embargo, aún prevalecen dobles raseros: la falta de capacidad de almacenamiento de renovables se considera un factor técnico descalificador; un puerto que se congela en el caso de los combustibles fósiles, o un oleoducto que explota, se consideran simplemente un accidente operativo.

El siguiente análisis arroja luz sobre el trasfondo de este desequilibrio. Analiza por qué la transición energética descentralizada no representa un riesgo para la seguridad, sino la verdadera póliza de seguro contra el chantaje geopolítico y los ataques físicos, y por qué los verdaderos costes de aferrarse a los combustibles fósiles son mucho mayores que el precio de la factura del gas.

Por qué los puertos congelados revelan más sobre nuestra seguridad energética que cualquier clima tranquilo

A pesar de la gravedad del tema, cabe señalar que solo una pequeña proporción —poco más del diez por ciento— llega a Alemania a través de buques metaneros procedentes del extranjero (de los cuales el 96 por ciento proviene actualmente de EE. UU.). La actual crisis del gas natural tiene causas mucho más profundas y de mayor trascendencia política de lo que sugiere el simple hecho de centrarse en las terminales de GNL.

En febrero de 2026, ocurrió algo que recibió poca atención en el debate energético alemán, a pesar de que debería haber sido el centro de atención. Una gruesa capa de hielo se formó frente a la costa de Rügen, impidiendo el paso de los buques metaneros. La terminal, uno de los elementos más importantes de la infraestructura gasística alemana tras el cese del suministro de gasoductos rusos, no pudo suministrar gas natural licuado a la red durante más de una semana. Solo el despliegue del rompehielos Neuwerk y del buque multipropósito Arkona permitió despejar el canal de navegación y guiar al petrolero Minerva Amorgos, que ya llevaba dos semanas amarrado frente a Sassnitz, hasta la terminal. Al mismo tiempo, los niveles de almacenamiento de gas en Alemania se desplomaron a un mínimo histórico de alrededor del 32 %, el valor más bajo jamás registrado a principios de febrero. Lo que ocurrió no fue un pequeño percance operativo, sino una interrupción sistémica con consecuencias potencialmente trascendentales, que plantea interrogantes fundamentales sobre la arquitectura de nuestro suministro energético.

Una terminal en el hielo y la ilusión de cadenas de suministro confiables

La terminal de GNL de Mukran se construyó en tiempo récord para crear una ruta de suministro alternativa tras el fin de los suministros de gas ruso a través de Nord Stream. Su objetivo era garantizar la seguridad del suministro. Sin embargo, la realidad del invierno de 2025/2026 reveló una debilidad fundamental que claramente se había subestimado durante la fase de planificación. La Agencia Federal Marítima e Hidrográfica informó de condiciones de hielo particularmente difíciles frente a la costa este de Rügen, lo que provocó la desaparición de las boyas de navegación bajo el hielo y redujo el margen de navegación de los enormes buques metaneros a un mínimo crítico. La diferencia estructural con el gasoducto se hizo evidente de inmediato. Mientras que el gasoducto fluye continuamente, el GNL llega en lotes individuales, y cada buque petrolero representa un desafío logístico distinto. Si un buque se retrasa varios días, todo el suministro se ve afectado en consecuencia. A diferencia de un gasoducto submarino, una terminal de GNL está directamente expuesta a las condiciones climáticas, del hielo y del mar.

Esta vulnerabilidad coincide con una situación de suministro ya de por sí tensa. A principios de febrero de 2026, las instalaciones de almacenamiento de gas alemanas se encontraban con un nivel de llenado inferior al 30 %, el nivel más bajo jamás registrado en esa fecha. En un solo mes, las reservas se desplomaron 25 puntos porcentuales, del 56 % el día de Año Nuevo al mínimo actual, mientras que el consumo de gas se situó alrededor de un 7,4 % por encima de la media a largo plazo. La instalación de almacenamiento de gas de Rehden, Baja Sajonia, que en su día fue la más grande de Alemania, tenía un nivel de llenado ligeramente superior al 11 %. Según cálculos de la cadena de televisión ntv, las reservas de gas habrían durado teóricamente unas seis semanas más, sin apenas margen para una mayor tensión.

El despilfarro multimillonario de la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles

Las dimensiones económicas de la dependencia alemana de las importaciones de combustibles fósiles son notables. Según un análisis de datos de KfW Research, las importaciones de petróleo crudo, gas natural y hulla le cuestan a Alemania una media de 81 000 millones de euros al año, lo que equivale aproximadamente al 2,5 % de su producto interior bruto (PIB) o a 1000 euros per cápita. En 2024, solo el petróleo crudo representó 51 000 millones de euros y el gas natural, 19 000 millones. La dependencia de las importaciones es del 95 % en el caso del gas natural, del 98 % en el caso del petróleo crudo y del 100 % en el caso de la hulla. La producción nacional de gas natural cubrió solo alrededor del 5,4 % de la demanda en 2024.

Esta dependencia estructural reveló dramáticamente su costo cuando Rusia cerró el grifo del gas. En 2022, los costos de importación de energía se dispararon hasta un máximo histórico de 146 000 millones de euros. Si bien los costos han disminuido desde entonces, los niveles actuales siguen siendo significativamente superiores a los de preguerra. En 2024, la factura neta de importación de carbón, petróleo y gas aún ascendía a unos 69 000 millones de euros. Si bien la dependencia se ha diversificado, de una participación rusa del 35 % en 2021 a tan solo el 0,1 % en 2024, los principales proveedores son ahora Noruega, con un 30 %, Estados Unidos, con un 19 %, y los Países Bajos, con un 17 %. Esto representa una redistribución de la dependencia, no su eliminación. Incluso la UE seguía pagando 1 310 millones de euros solo por importaciones de combustibles fósiles procedentes de Rusia en julio de 2025, de los cuales 995 millones correspondían a gas natural.

¿De dónde viene realmente nuestro gas?

En Alemania, las terminales de GNL se abastecen actualmente principalmente de gas natural fósil, es decir, metano convencional. El GNL fósil se transporta generalmente por mar en buques metaneros especiales y proviene, en gran medida, de Estados Unidos.

El metano convencional, por otra parte, proviene predominantemente de yacimientos de gas natural y petróleo fósiles, es decir, de perforaciones en capas de roca más profundas.

GNL significa Gas Natural Licuado, que se transporta en buques cisterna criogénicos y se regasifica en la terminal antes de ser suministrado a la red alemana de gas natural. Las terminales de Wilhelmshaven, Brunsbüttel y Lubmin/Mukran están diseñadas específicamente como terminales de importación de gas natural, a través de las cuales Alemania pretende principalmente reemplazar el gasoducto ruso y estabilizar su seguridad de suministro.

De dónde provienen los envíos de GNL a través de barcos

Alemania depende en gran medida de EE. UU. para las importaciones de GNL por barco. Los análisis de las importaciones alemanas de gas muestran que, en 2024, alrededor del 91 % del GNL entregado a las terminales alemanas provenía de EE. UU. Según la Agencia Federal de Redes, esta proporción aumentó a aproximadamente el 96 % de las importaciones de GNL en 2025, lo que subraya aún más el predominio del suministro de GNL estadounidense. La producción estadounidense de GNL se considera bien desarrollada y, por lo general, se extrae de yacimientos de gas de esquisto mediante fracturación hidráulica.

Además de EE. UU., también se importan cantidades menores de GNL de otros países exportadores, como Catar, Nigeria, Egipto, Angola y Trinidad y Tobago, pero estos solo tienen una participación menor en el mercado alemán. En general, las importaciones de GNL representaron alrededor del 10,3 % de las importaciones totales de gas natural de Alemania en 2025, menos de una décima parte de las importaciones totales de gas, pero significativamente más que en 2022.

Porcentaje de gas natural fósil procedente de gasoductos y buques metaneros

Del total de importaciones de gas natural fósil de Alemania, la gran mayoría aún llega por gasoductos, principalmente desde Noruega, Países Bajos y Bélgica. Solo una pequeña parte —poco más del diez por ciento— llega a Alemania en buques metaneros desde el extranjero, principalmente desde Estados Unidos. Esto significa que la mayor parte del gas natural fósil de Alemania proviene de importaciones por gasoductos, mientras que el GNL por barco sirve como una fuente complementaria de electricidad flexible, aunque considerablemente menor.

Las terminales de GNL dan lugar así a una estructura de suministro dual: por un lado, un suministro básico estable de gas por gasoducto desde el norte de Europa y, por otro, un componente de GNL flexible, aunque dependiente de las condiciones climáticas y geopolíticas, por vía marítima.

El GNL fósil hoy y los gases no fósiles en el futuro

La infraestructura de las terminales de GNL está diseñada actualmente principalmente para el manejo de gas natural fósil procedente del extranjero, en particular de Estados Unidos. Sin embargo, ya se debate la posibilidad de que estas terminales acaben manejando no solo gases fósiles, sino también gases no fósiles como el gas biogénico, el e-metano o el hidrógeno verde. Los debates políticos y del sector destacan explícitamente que la infraestructura de GNL puede contribuir a la transición energética si se abastece cada vez más con gas respetuoso con el medio ambiente en el futuro, en lugar de exclusivamente con gas fósil procedente del fracking procedente de Estados Unidos.

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El doble rasero en el debate sobre la seguridad del suministro

Se ha establecido un notable doble rasero en el debate energético alemán. Cuando el viento y el sol no brillan, se habla de "estancamiento", un término que se ha instrumentalizado durante años como una carta de triunfo contra la transición energética. En diciembre de 2024, la generación de electricidad a partir de energías renovables cayó a menos de 6.000 megavatios, lo que provocó un déficit de suministro de hasta el 30 % de la demanda eléctrica. Estos eventos dominan inmediatamente el debate público. Pero cuando una terminal de GNL se congela durante semanas, los niveles de almacenamiento de gas caen a mínimos históricos y los buques cisterna no pueden atracar, se descarta como un lamentable percance operativo, no como un fallo sistémico.

La lista de factores disruptivos en el sistema de combustibles fósiles es larga y crece constantemente. En septiembre de 2022, cuatro explosiones destruyeron ambos tramos del Nord Stream 1 y un tramo del Nord Stream 2. Este sabotaje demostró la vulnerabilidad de infraestructuras energéticas clave. Los cables y oleoductos submarinos en los mares del Norte y Báltico también siguen en riesgo, como advierte el experto militar holandés Frederik Mertens, del Centro de Estudios Estratégicos de La Haya, quien identifica tanto el sabotaje físico en aguas profundas como los ciberataques como amenazas reales. En la primavera de 2023, el servicio de inteligencia neerlandés advirtió que Rusia podría estar preparando actos de sabotaje contra la infraestructura energética en el mar del Norte. Tensiones geopolíticas, regímenes autocráticos que utilizan el suministro de energía como palanca, la congelación de puertos, la interrupción de las cadenas de suministro: todos estos son los nubarrones del sistema de combustibles fósiles, pero nadie los llama así.

La superioridad económica de la arquitectura de sistemas renovables

El contraargumento es claro. Los costos nivelados de la electricidad (LCOE) actuales muestran que las energías renovables ya representan la forma más económica de generación de electricidad. Los sistemas fotovoltaicos terrestres producen electricidad a un precio de entre 3,2 y 6,8 centavos por kilovatio-hora, mientras que las turbinas eólicas terrestres lo hacen a un precio de entre 4 y 8 centavos. Las nuevas centrales eléctricas de combustibles fósiles, en cambio, cuestan entre 8 y 16 centavos, y esta tendencia va en aumento. Según IRENA, en 2024, la electricidad procedente de tecnologías renovables ya se producía a un precio más bajo que la electricidad procedente de combustibles fósiles en aproximadamente el 91 % de los nuevos proyectos instalados. Para 2045, el LCOE de las centrales eléctricas de gas y vapor aumentará a entre 14,1 y 40,5 centavos por kilovatio-hora debido al aumento de los precios del CO2 y a la disminución de las horas de plena carga.

En 2024, las energías renovables ya suministraban el 59 % de la electricidad de Alemania, convirtiéndola en la fuente de energía más importante, un nuevo récord. Al mismo tiempo, la generación de electricidad a partir de hulla se redujo un 31 % y la de lignito un 9 %, alcanzando mínimos históricos. La generación de electricidad convencional se redujo un 11 % en general. Alemania mantiene actualmente aproximadamente 65 gigavatios de capacidad despachable en centrales eléctricas de gas y carbón para cubrir las brechas de suministro. Sin embargo, la estrategia para centrales eléctricas también contempla la construcción de 10 gigavatios adicionales de centrales eléctricas de gas con capacidad para hidrógeno, que inicialmente podrán operar con gas natural y posteriormente con hidrógeno verde.

Almacenamiento, flexibilidad y el fin de un argumento engañoso

El argumento de que un sistema de energía renovable no puede funcionar sin almacenamiento es correcto, pero no constituye un argumento en contra de la transición energética; más bien, describe un desafío técnico solucionable. La capacidad de almacenamiento en Alemania está creciendo rápidamente. Entre 2021 y enero de 2025, los sistemas de almacenamiento residencial aumentaron de 1,6 a 14,8 gigavatios-hora, además de los sistemas de almacenamiento en baterías a gran escala con 2,2 gigavatios-hora y los sistemas de almacenamiento comercial con 726,8 megavatios-hora. La capacidad total de almacenamiento instalada ascendió a 25,5 gigavatios a finales de 2025, lo que corresponde aproximadamente al 43 % del objetivo para 2030. La capacidad de almacenamiento instalada a finales de 2025 era de 79,4 gigavatios-hora, cubriendo casi el 6 % del consumo eléctrico diario medio.

El potencial de expansión es enorme. El plan de desarrollo de la red prevé una capacidad de almacenamiento en baterías de 41 a 94 gigavatios a gran escala y de 60 a 81 gigavatios a pequeña escala entre 2025 y 2045. Hasta el 25 % de las necesidades de almacenamiento de Alemania podrían cubrirse únicamente en centrales eléctricas desmanteladas. Los modelos de coubicación, en los que las instalaciones de almacenamiento se construyen junto a plantas eólicas o solares, ofrecen un potencial de alrededor de 33 gigavatios al combinarse con plantas de más de cinco megavatios de capacidad. El permiso de planificación preferencial para las instalaciones de almacenamiento, que las equipara con otras infraestructuras críticas, proporciona la urgente certeza de planificación necesaria.

La Agencia Federal de Redes ha confirmado que la demanda eléctrica de Alemania puede satisfacerse al 100 % hasta al menos 2031, incluso con una reducción de la generación de energía a carbón. El período de baja generación de energía eólica y solar no es un problema físico insalvable, sino un desafío sistémico y de diseño que puede superarse mediante la interacción inteligente de almacenamiento, flexibilidad, gestión de la carga, generación distribuida a nivel europeo y centrales eléctricas de respaldo controlables.

La descentralización como póliza de seguro geopolítica

La dimensión de la política de seguridad en la transición energética se subestima sistemáticamente. El ministro federal de Medio Ambiente, Carsten Schneider, resumió esto sucintamente en la conferencia BMUKN a finales de enero de 2026, al describir las energías renovables como "energías de seguridad". No solo reducen la dependencia de las importaciones de materias primas, sino que su estructura descentralizada también las hace menos vulnerables a ataques externos. Casi al mismo tiempo, la Federación Alemana de Energías Renovables (BEE) destacó que la electricidad descentralizada generada por millones de plantas de energía renovable individuales, distribuidas por todo el país, ya contribuye significativamente a la independencia energética. Esta descentralización fortalece la resiliencia del sistema energético frente a sabotajes, ciberataques e interrupciones del suministro.

El Instituto Alemán de Asuntos Internacionales y de Seguridad (SWP) describe la dimensión geopolítica de la transición energética como un cambio fundamental en el sistema. En un sistema energético descarbonizado, el valor económico ya no se genera principalmente a partir de recursos fósiles, sino mediante procesos tecnológicos para producir energía final y utilizable. La electrificación del sistema energético reduce la dependencia de las cadenas de suministro de combustibles fósiles, fortalece el acceso a la energía como factor económico y, por lo tanto, promueve indirectamente la seguridad nacional e internacional.

El verdadero cálculo del riesgo

La Iniciativa de Almacenamiento de Energía modela anualmente la seguridad del suministro de Alemania, y su actualización de noviembre de 2025 fue más alarmante que cualquier edición anterior. En un invierno típico, los niveles de almacenamiento descenderían a alrededor del 20 % a finales de abril, sin margen de seguridad. En un invierno extremadamente frío, el almacenamiento podría haberse agotado ya a mediados de enero de 2026, lo que resultaría en déficit y un posible racionamiento. Cuatro factores agravan aún más la situación: un nivel de llenado inicial inferior a la media, un mayor consumo de gas desde el verano de 2025, el cese del tránsito por Ucrania desde el 1 de enero de 2025 y un menor llenado de las reservas en el mercado interior de la UE. Se necesitaría almacenar casi un 50 % más de gas el próximo verano que el año anterior para cumplir con los objetivos de llenado para el invierno de 2026/2027.

Las imágenes de la terminal de GNL congelada en Rügen son, por lo tanto, mucho más que una anécdota invernal. Ilustran un sistema estructuralmente vulnerable mientras dependa de cadenas de suministro globales, combustibles fósiles e infraestructura centralizada. La verdadera pregunta no es si la transición energética funcionará. Al fin y al cabo, los costes están bajando, las tecnologías están madurando y la capacidad de almacenamiento está creciendo. La verdadera pregunta es cuánto tiempo seguirá Alemania engañándose pensando que un sistema basado en combustibles fósiles, cuyas terminales se congelan, cuyos oleoductos son destruidos y cuyos proveedores se dejan manipular políticamente, representa la alternativa segura.

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