Las interrupciones del suministro y el encarecimiento de la energía vinculados a la guerra con Irán están llevando a los gobiernos a revisar sus prioridades. Junto a los objetivos de reducción de emisiones, gana peso una cuestión inmediata: que los combustibles lleguen de forma constante, que la electricidad pueda distribuirse y que los costes sigan siendo asumibles. Esto no significa que la transición energética se haya detenido ni que los combustibles fósiles se hayan impuesto. Sí pone de relieve que la presión económica y política puede dificultar los objetivos climáticos cuando la energía no está disponible donde y cuando se necesita.
Los productores del Golfo buscan rutas que eviten Ormuz
Antes de la guerra, cerca de una quinta parte del comercio mundial de petróleo y gas natural licuado (GNL) transitaba por el estrecho de Ormuz. Una amenaza para esa vía puede impedir que suministros disponibles lleguen a sus compradores, por lo que los productores del Golfo están prestando más atención a las rutas alternativas.
Arabia Saudí y Emiratos Árabes Unidos amplían oleoductos y otras infraestructuras para trasladar más petróleo a puertos situados fuera del golfo Pérsico. Georges Elhedery, consejero delegado de HSBC Group, ha señalado que la inversión en rutas alternativas podría reducir significativamente la dependencia de Ormuz para los envíos de crudo en un plazo de cinco años. Reducir la dependencia del estrecho para el GNL es más complicado a corto plazo: las opciones de transporte y la infraestructura disponible limitan la utilidad práctica de las rutas alternativas.
Arabia Saudí también está aumentando su capacidad de almacenamiento. El 26 de octubre, el país y Singapur anunciaron planes para almacenar crudo en las cavernas de Jurong Rock Caverns, en Singapur, con el inicio de las operaciones previsto para el segundo semestre de 2027. El proyecto busca reforzar la seguridad energética de Singapur y mejorar la capacidad de respuesta saudí ante posibles interrupciones de las cadenas de suministro en el sudeste asiático. No se trata de aumentar la producción, sino de facilitar que el petróleo existente llegue al mercado de forma más fiable.
Qatar compra GNL estadounidense y Canadá amplía la oferta para Asia
El GNL muestra hasta qué punto la geografía condiciona la seguridad energética. Qatar es uno de los principales proveedores mundiales, pero casi todas sus exportaciones atraviesan el estrecho de Ormuz. A diferencia del crudo, el GNL no puede desviarse sin más por oleoductos existentes. Crear una ruta de exportación alternativa exigiría trasladar grandes volúmenes de gas y construir costosas instalaciones de licuefacción y exportación.
QatarEnergy ha empezado a asegurarse suministro estadounidense a largo plazo. En virtud de un acuerdo de 20 años anunciado esta semana, comprará hasta 3 millones de toneladas anuales del proyecto Louisiana LNG, de Woodside Energy. Se espera que las entregas comiencen en 2030, y QatarEnergy será uno de los mayores compradores del proyecto. Las instalaciones exportadoras de la costa estadounidense del golfo de México pueden abastecer a clientes de la cuenca atlántica sin pasar por Ormuz. Norteamérica cuenta además con una extensa red de gasoductos, instalaciones de almacenamiento y zonas de producción. El suministro estadounidense también puede sufrir interrupciones, pero ofrece a los compradores una fuente importante fuera del golfo Pérsico.
Canadá también amplía las opciones de suministro para Asia. La fase 2 del proyecto Canada LNG recibió aprobación en septiembre y duplicará la capacidad anual de la planta de Kitimat, en la Columbia Británica, de 14 a 28 millones de toneladas. Su ubicación en la costa del Pacífico ofrece a los clientes asiáticos una nueva fuente de GNL a gran escala, que evita Ormuz y requiere un trayecto más corto hasta Asia que los cargamentos procedentes de la costa estadounidense del golfo de México. Shell citó la diversificación del suministro y la seguridad energética entre los factores de su decisión.
El precio del gas europeo vuelve a subir
Tras la invasión rusa de Ucrania, Europa redujo rápidamente su dependencia del gas ruso por gasoducto y recurrió al GNL de Estados Unidos y otros proveedores. La estrategia ayudó a evitar las graves escaseces que muchos temían, pero también aumentó la exposición de la región a los mercados mundiales de GNL. Las interrupciones del suministro de Oriente Medio en medio de nuevas tensiones geopolíticas han vuelto a poner esa dependencia en primer plano.
A finales de octubre, el precio de referencia del gas en Europa superó los 100 euros por megavatio hora por primera vez desde 2022. Los operadores seguían de cerca los riesgos para el suministro de GNL de Oriente Medio, la llegada de temperaturas más frías y el descenso de las existencias. Europa mantiene sus objetivos climáticos, pero los costes de calefacción, la producción de las refinerías, los precios de la electricidad y la disponibilidad de combustible han vuelto a ser presiones inmediatas para los responsables de política económica.
La subida de precios, por sí sola, no demuestra que la transición energética haya fracasado. Sí subraya la necesidad de considerar la seguridad del suministro y la resiliencia del sistema junto con la reducción de emisiones. Las renovables, las redes de transporte eléctrico, el almacenamiento, la diversificación del gas y la generación fiable cumplen funciones distintas, que deben integrarse en la planificación.
EE. UU. apuesta por la energía nuclear y modernizar la red
La energía nuclear vuelve a ocupar un lugar en el debate sobre seguridad energética. Las centrales nucleares pueden producir electricidad de forma continua sin depender del suministro constante de combustible importado. El coste, los residuos radiactivos y el cierre de reactores envejecidos siguen siendo retos, pero el aumento de la demanda eléctrica y las perturbaciones del suministro han renovado el interés por su capacidad de ofrecer generación firme.
El 27 de octubre, el Departamento de Energía de Estados Unidos anunció un plan para conceder hasta 5.000 millones de dólares en compromisos de préstamos condicionales a proyectos de Constellation Energy destinados a aumentar la potencia y modernizar unidades nucleares en Illinois, Maryland y Pensilvania. Según el departamento, las iniciativas podrían añadir cerca de 1,1 gigavatios de capacidad a las centrales existentes. Las plantas de gas pueden respaldar fuentes de generación intermitentes, las baterías permiten desplazar electricidad en el tiempo y las líneas de transmisión trasladan energía desde zonas con excedente hasta aquellas con escasez. Cada recurso responde a una necesidad distinta de fiabilidad.
La demanda eléctrica estadounidense aumenta tras años de crecimiento limitado, impulsada por los centros de datos, la industria manufacturera, la electrificación y el crecimiento demográfico. Al mismo tiempo, buena parte de la infraestructura de transmisión se construyó hace décadas y no se adapta bien a la actual combinación de fuentes de generación ni a los niveles de consumo. Por eso, disponer de suficiente capacidad de generación no garantiza que la electricidad llegue a tiempo a las regiones donde la demanda crece más rápido. Ampliar la transmisión, modernizar la red, gestionar la demanda, impulsar la generación distribuida y añadir almacenamiento son medidas cada vez más relevantes para asegurar el suministro.
La energía solar distribuida puede reducir en determinados momentos la dependencia de las grandes fuentes centralizadas. Las baterías aportan capacidad durante los picos de demanda y ayudan a estabilizar la red. La gestión de la demanda y las centrales eléctricas virtuales pueden ajustar temporalmente el consumo y reducir la necesidad de instalar más capacidad de generación. Cada opción tiene limitaciones, pero su uso conjunto da al sistema más margen para afrontar interrupciones.
La transición combina cada vez más tecnologías
La guerra con Irán no demuestra que haya que abandonar las renovables, ni implica que cualquier proyecto de combustibles fósiles sea económicamente viable. La energía solar y eólica, las baterías, la eficiencia energética, la nuclear, el gas natural, los oleoductos, las instalaciones de GNL y las redes de transmisión tienen costes y limitaciones diferentes. El cambio es que apostar por una sola tecnología resulta cada vez menos suficiente ante las interrupciones del suministro y el reto de hacer llegar la electricidad a los consumidores.
Los gobiernos pueden ampliar las renovables, prolongar la vida útil de algunas centrales nucleares, añadir almacenamiento, reforzar las redes y construir rutas de transporte de petróleo y gas que eviten pasos marítimos vulnerables, todo a la vez. La capacidad de respaldo y las rutas alternativas requieren inversión adicional. Sin embargo, cuando falla un gasoducto, se cierra una ruta marítima, una central queda fuera de servicio o un conflicto interrumpe el suministro, la falta de redundancia puede tener un coste económico mayor. Los acontecimientos energéticos de 2026 han vuelto a mostrar que la resiliencia del sistema tiene un coste, pero también un valor económico.
Desde los planes de transporte para sortear el estrecho de Ormuz hasta la diversificación del GNL, los precios europeos del gas y la inversión nuclear y eléctrica en Estados Unidos, los mercados y los responsables públicos se centran cada vez más en si la energía puede llegar de forma fiable a los consumidores. Contar con recursos suficientes es solo una parte del desafío: el transporte, el almacenamiento, la generación y la transmisión también deben funcionar cuando hacen falta.