¿Una trampa multimillonaria para una central eléctrica de gas? Por qué los enormes sistemas de almacenamiento de baterías a largo plazo son ahora la mejor opción

Preferencia secreta por el gas: ¿Le costará esta decisión política miles de millones a los consumidores de electricidad?

Caída de precios gigantesca: ¿Acaso las grandes instalaciones de almacenamiento de baterías pronto dejarán obsoletas las nuevas centrales eléctricas de gas?

La política energética alemana se enfrenta a una decisión crucial de enorme trascendencia: ¿Cómo garantizar el suministro eléctrico de forma fiable durante los temidos periodos de baja producción de energía eólica y solar? Si bien la estrategia actual del gobierno federal en materia de centrales eléctricas se basa principalmente en la construcción masiva de costosas centrales de gas, un análisis demoledor de la prestigiosa consultora LCP Delta presenta un panorama completamente distinto. Las cifras lo demuestran: el almacenamiento de energía a largo plazo en baterías, gracias a una caída de precios sin precedentes, ya no es una tecnología minoritaria. En algunos casos, resulta drásticamente superior a las centrales de gas, tanto económicamente como en términos de política climática. Sustituir tan solo dos gigavatios de capacidad de gas prevista por almacenamiento podría ahorrar hasta 166 millones de euros anuales en subvenciones. Sin embargo, el diseño actual del mercado político excluye de facto esta alternativa mediante regulaciones rígidas. Este es un análisis exhaustivo de por qué las preferencias políticas prevalecen actualmente sobre la racionalidad económica en la selección de tecnologías, y quién acabará pagando la factura.

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La política energética de Alemania se encuentra en una encrucijada de gran importancia: ¿Debería el país depender principalmente de nuevas centrales eléctricas de gas para garantizar un suministro eléctrico seguro, o puede el almacenamiento de energía a largo plazo en baterías estar posicionado técnica y económicamente para asumir una parte sustancial de esta tarea de forma más económica, flexible y con menor impacto climático? Un estudio de la prestigiosa consultora británica LCP Delta, encargado por el desarrollador de sistemas de almacenamiento de energía en baterías Field Energy, ofrece datos convincentes sobre este tema en abril de 2026. La respuesta no es «o gas o baterías», sino más bien: Quien tome una decisión puramente económica sobre tecnología no puede ignorar el almacenamiento a largo plazo.

El marco político: la estrategia alemana en materia de centrales eléctricas, bajo escrutinio

El 15 de enero de 2026, el Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE), dirigido por la ministra Katherina Reiche (CDU), alcanzó un acuerdo de principio con la Comisión Europea sobre los puntos clave de la estrategia alemana de centrales eléctricas. Un elemento central de este acuerdo es el proceso de licitación para doce gigavatios de nueva capacidad de gestión en 2026, que deberán conectarse a la red a más tardar en 2031. Diez de estos doce gigavatios están sujetos a un criterio a largo plazo: las centrales subvencionadas deben ser capaces de suministrar electricidad a la red de forma continua durante al menos diez horas, un requisito que, según el estado actual de la tecnología, prácticamente solo pueden cumplir las centrales eléctricas de gas.

El criterio a largo plazo no se aplica a los dos gigavatios restantes. Los sistemas de almacenamiento de baterías también pueden participar en estas licitaciones. Por lo tanto, el ministerio era consciente desde el principio de que el diseño de la licitación excluía de facto el almacenamiento de baterías como tecnología para el bloque de mayor capacidad. Los críticos no lo ven como una necesidad técnica, sino como una preselección política a favor del gas natural, incluso en un momento en que la dinámica de costos de las tecnologías de almacenamiento ha cambiado radicalmente a favor de las baterías.

El gobierno alemán se había fijado inicialmente como objetivo alcanzar los 20 gigavatios de capacidad de nuevas centrales eléctricas de gas para 2030. Tras las negociaciones con Bruselas, este objetivo se redujo a doce gigavatios. Sin embargo, el acuerdo de coalición y la imagen política que proyecta el gobierno demuestran que la preferencia por las centrales eléctricas de gas con capacidad para generar hidrógeno no se basa únicamente en consideraciones técnicas, sino también en la política industrial y factores estratégicos: como puente hacia una economía del hidrógeno y como contramedida ante el temido discurso político de inestabilidad del suministro durante los períodos de baja producción eólica y solar.

El estudio LCP Delta: Metodología, cliente y alcance

En este contexto político, el estudio LCP Delta se presenta como una intervención estratégica en un debate estancado. Los analistas modelaron un escenario de referencia que comprende ocho gigavatios de nueva capacidad de generación eléctrica a gas, dos gigavatios de almacenamiento de energía a largo plazo en baterías y dos gigavatios de almacenamiento convencional a corto plazo en baterías. Este escenario permite una comparación directa entre sistemas y plantea la cuestión de qué sucede cuando los dos gigavatios de gas se reemplazan por un almacenamiento equivalente a largo plazo, manteniendo el mismo nivel de seguridad de suministro.

El estudio fue encargado por Field Energy, una empresa británica desarrolladora de sistemas de almacenamiento de energía en baterías con una cartera de proyectos de más de once gigavatios en Europa. La compañía tiene un claro interés comercial en la adopción generalizada del almacenamiento a largo plazo, por lo que los resultados deben interpretarse teniendo esto en cuenta. LCP Delta lo reconoce abiertamente. Sin embargo, los datos de costes utilizados no se basan en estimaciones teóricas de analistas, sino en los costes reales de construcción del cliente, lo que aumenta el realismo de las cifras, pero también limita su aplicabilidad al mercado en general.

En cuanto al alcance del análisis: LCP Delta es una de las consultoras de mercado energético más prestigiosas de Europa. Anteriormente, el Departamento de Seguridad Energética y Emisiones Netas Cero del Reino Unido (DESNZ) le encargó la realización de modelos similares para el sistema eléctrico británico. Por lo tanto, la calidad metodológica de este informe no puede cuestionarse únicamente por el cliente.

El problema fundamental: ¿Qué significa realmente la seguridad del suministro?

El término «seguridad del suministro» suele utilizarse en el debate público como un eufemismo político para englobar un amplio espectro de riesgos que requieren un análisis preciso. En Alemania, predomina el escenario conocido como «calma térmica»: un patrón meteorológico en el que tanto la energía eólica como la fotovoltaica producen una producción inferior a la media durante varios días, mientras que la demanda de electricidad es elevada. Estas situaciones son reales, estadísticamente cuantificables y, de hecho, requieren capacidad de control.

El Centro de Investigación de Economía Energética (FfE) calculó para el periódico Handelsblatt que Alemania necesitaría multiplicar por 20 o 40 la capacidad de los proyectos de almacenamiento actualmente aprobados para cubrir completamente los periodos de baja generación de energía eólica y solar utilizando únicamente el almacenamiento en baterías. Esta cifra suena alarmante, y desde cierto punto de vista, lo es. Sin embargo, responde a la pregunta equivocada, ya que ningún participante del mercado afirma que el almacenamiento en baterías por sí solo, sin ninguna otra fuente de flexibilidad, pueda o deba cubrir por completo todos los periodos de baja generación de energía eólica y solar.

La pregunta más realista es: en un sistema que combina gas, almacenamiento, importaciones, biogás, gestión de la demanda y, en el futuro, hidrógeno, ¿qué proporción de la nueva central eléctrica de gas prevista podría sustituirse de forma más rentable por almacenamiento a largo plazo sin comprometer la seguridad del sistema? Y esta es precisamente la pregunta que responde LCP Delta: dos gigavatios pueden sustituirse por completo, con el mismo nivel de seguridad y a costes drásticamente inferiores.

La Asociación Alemana de Industrias de Nuevas Energías (BNE) destaca que Alemania ya gestiona con eficacia los periodos de baja generación de energía eólica y solar gracias a un 60 % de electricidad procedente de fuentes renovables y a la red eléctrica europea. Por lo tanto, la red no es una isla nacional aislada que depende de un único tipo de central eléctrica, sino un sistema europeo dinámico e interconectado. Esta integración sistémica suele subestimarse en muchos debates.

Comparación de los sistemas económicos: 31 euros frente a 102 euros por kilovatio

El núcleo del estudio LCP Delta reside en la comparación de los requisitos de financiación de ambas tecnologías. Según el modelo, el coste medio anual de financiación para un sistema de almacenamiento de baterías a largo plazo con una capacidad de almacenamiento de diez horas es de 31 € por kilovatio. En cambio, una central eléctrica de ciclo combinado de turbina de gas (CCGT) comparable requiere 102 € por kilovatio, más del triple.

Esta drástica diferencia no es un hecho aislado, sino que corresponde a un cambio fundamental en los costos de los mercados tecnológicos globales. BloombergNEF documentó en su informe anual sobre el costo nivelado de la electricidad (LCOE) para 2025 que el LCOE de referencia para un proyecto de almacenamiento de baterías de cuatro horas cayó un 27 %, hasta los 78 dólares por megavatio-hora, un mínimo histórico desde que BNEF comenzó a recopilar datos en 2009. Al mismo tiempo, el LCOE para las nuevas centrales eléctricas de gas se disparó hasta un máximo histórico de 102 dólares por megavatio-hora, impulsado por la creciente demanda de turbinas como resultado del auge de los centros de datos.

El coste de los sistemas de almacenamiento de energía estacionarios llave en mano disminuyó un 31 % adicional entre 2024 y 2025, alcanzando los 117 dólares por kilovatio-hora, según el Informe de Baterías de Volta 2025, basado en datos de BloombergNEF; una reducción de casi el 70 % desde 2022. En China, el coste fue incluso menor en 2025, situándose en tan solo 63 dólares por kilovatio-hora, frente a los 120 dólares de Europa. Esta divergencia geográfica en los costes es significativa desde la perspectiva de la política energética, ya que demuestra que, si bien los proyectos europeos son más caros, ya son competitivos, y la diferencia se está reduciendo.

En el mercado alemán, los precios de las baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) para sistemas de almacenamiento de energía doméstica cayeron de 850 € a unos 440 € por kilovatio-hora entre 2022 y 2026. Según Aurora Energy Research, la capacidad instalada de baterías en Europa aumentó de menos de diez a más de 17 gigavatios entre 2024 y 2025; se prevé un nuevo aumento hasta superar los 80 gigavatios en 2030, siendo Alemania el líder europeo.

Por lo tanto, la superioridad en costos de las baterías no es una instantánea de una fase transitoria, sino más bien la expresión de una tendencia estructural: el exceso de capacidad en la producción de celdas en China, la creciente competencia entre los fabricantes, la adopción de la química LFP rentable y las continuas mejoras en el diseño de los sistemas están impulsando los precios inexorablemente hacia abajo. Por otro lado, las centrales eléctricas de gas no se benefician de una curva de aprendizaje comparable: las cadenas de suministro ajustadas para las turbinas, la volatilidad de las materias primas y la demanda estructuralmente alta del sector energético hacen que las nuevas centrales de gas sean estructuralmente más costosas.

Costes del sistema y ahorro para el consumidor: La ecuación de 166 millones de euros

Si tan solo dos gigavatios de la capacidad prevista de la central eléctrica de gas se sustituyeran por un sistema equivalente de almacenamiento de energía en baterías a largo plazo, LCP Delta calcula que se podrían ahorrar hasta 166 millones de euros anuales en subvenciones, con la misma seguridad de suministro. Este ahorro beneficiaría en última instancia a los consumidores de electricidad, ya que los mecanismos de gestión de la capacidad siempre repercuten sus costes a los consumidores finales mediante tasas o gravámenes relacionados con la red eléctrica.

Aún más impresionantes son los ahorros acumulados en los costos del sistema a lo largo de la vida útil del proyecto: una sola planta de almacenamiento de baterías de 100 megavatios logra ahorros netos en los costos del sistema de alrededor de 270 millones de euros entre 2031 y 2050, como resultado de la reducción de los costos de combustible, CO₂ e importación. Una central eléctrica comparable alimentada con gas logra solo 70 millones de euros en ahorros en los costos del sistema durante el mismo período, menos de un tercio. Esta diferencia no se debe únicamente a los menores costos de capital de la batería, sino también a su mayor tasa de utilización: a diferencia de las centrales eléctricas alimentadas con gas, los sistemas de almacenamiento de baterías pueden proporcionar diversos servicios al mercado durante todo el año y, por lo tanto, generar mayores ingresos.

Un estudio de 2024 realizado por Frontier Economics, encargado por las principales empresas de almacenamiento de energía en baterías, estima que el beneficio económico de expandir el almacenamiento de energía a gran escala en Alemania ascenderá a al menos doce mil millones de euros para 2050. El almacenamiento de energía a gran escala reduce el precio mayorista de la electricidad en un promedio de aproximadamente un euro por megavatio-hora. Solo en 2030, podría contribuir a ahorrar 6,2 millones de toneladas de CO₂. Asimismo, una capacidad de almacenamiento de nueve gigavatios reduce la necesidad de nuevas centrales eléctricas de gas en nueve gigavatios, evitando así la construcción de 18 centrales adicionales.

Estas cifras deben evaluarse en el contexto de las subvenciones previstas: según análisis de Green Planet Energy y el Foro para la Economía de Mercado Ecológica y Social, el Ministerio Federal Alemán de Economía y Energía (BMWi) prevé subvenciones de hasta 15.500 millones de euros para 12,5 gigavatios de capacidad de generación eléctrica gestionable, la mayor parte de las cuales se destinará a nuevas centrales de gas. La subvención anual requerida para las nuevas centrales de gas con capacidad para utilizar hidrógeno podría ascender hasta 1,44 millones de euros por megavatio. En comparación con estos gastos gubernamentales, el ahorro logrado mediante el almacenamiento a largo plazo no parece ser una optimización marginal, sino un factor políticamente significativo.

Equivalencia técnica: ¿Cuándo compensa una batería la inversión en una central eléctrica de gas?

La cuestión técnica central del estudio LCP Delta es: ¿Cuánta capacidad de baterías se necesita para reemplazar un gigavatio de capacidad de una central eléctrica de gas sin reducir la seguridad del suministro? La respuesta es compleja y depende de la duración del almacenamiento.

Suponiendo una disponibilidad del 94 % para las centrales eléctricas de gas y del 98 % para el almacenamiento en baterías, la relación de sustitución para duraciones de almacenamiento cortas es superior a 1, lo que significa que se requiere mayor capacidad de batería que la energía generada por gas que se sustituye. Solo con una duración de almacenamiento superior a 16 horas la relación se aproxima a 1:1, e incluso con un almacenamiento de 20 horas, cae ligeramente por debajo de este valor, ya que la mayor disponibilidad de la batería supera la capacidad de la central eléctrica de gas. Esto significa que, si bien el criterio de 10 horas de la estrategia de la central eléctrica es un umbral relevante desde la perspectiva de la seguridad del suministro, no es el determinante. Con un almacenamiento de entre 16 y 20 horas, sería posible lograr una mayor seguridad por gigavatio instalado que con una central eléctrica de gas.

En un estudio de marzo de 2026, los analistas de Thema adoptan una postura más cautelosa: parten de la base de que el almacenamiento en baterías por sí solo no podrá reemplazar por completo las centrales eléctricas de gas para 2035 y que la seguridad del sistema no puede garantizarse sin generación gestionable. Argumentan que, más allá de una expansión de 70 gigavatios en el almacenamiento en baterías, una mayor expansión no tendría un impacto adicional en la seguridad del suministro. Sin embargo, el mismo estudio muestra que 90 gigavatios de almacenamiento en baterías reducirían el consumo de gas en 14 teravatios-hora y disminuirían significativamente el número de picos de precios, lo que indica una función de alivio considerable, incluso si el reemplazo completo no es posible.

La multifuncionalidad de las baterías es crucial: mientras que las centrales eléctricas de gas actúan principalmente como generadoras, los sistemas de almacenamiento de baterías pueden participar simultáneamente en el mercado energético, el mercado de equilibrio energético, como instrumento de estabilidad de la red y como proveedor de servicios auxiliares. Esta diversificación de ingresos los hace económicamente más sólidos que las centrales eléctricas de gas, que dejan de ser rentables con precios bajos de la electricidad y difícilmente se construyen sin subvenciones. La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) reconoce este punto y exige explícitamente que todas las opciones —centrales eléctricas de gas, almacenamiento de baterías a gran escala y flexibilidad de la demanda— puedan competir en igualdad de condiciones en un mercado de capacidad tecnológicamente neutro a partir de 2028.

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La clave de este avance tecnológico reside en la deliberada ruptura con el montaje convencional con abrazaderas, que ha sido el estándar durante décadas. El nuevo sistema de montaje, más rápido y rentable, aborda este problema con un concepto fundamentalmente diferente e inteligente. En lugar de sujetar los módulos en puntos específicos, estos se insertan en un riel de soporte continuo de forma especial y se mantienen firmemente en su lugar. Este diseño garantiza que todas las fuerzas, ya sean cargas estáticas de nieve o cargas dinámicas de viento, se distribuyan uniformemente a lo largo de toda la longitud del marco del módulo.

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El dilema de la conexión a la red eléctrica: donde las ambiciones se topan con la realidad

Por muy convincentes que sean los cálculos económicos a favor del almacenamiento a largo plazo, persiste un grave problema operativo: la conexión a la red. Un análisis del mercado europeo de almacenamiento de baterías realizado por Fieldfisher hasta 2026 muestra que nueve de los once principales mercados europeos ya se enfrentan a redes eléctricas sobrecargadas. La situación es especialmente crítica en Alemania: a principios de 2025, los operadores de sistemas de transmisión recibieron solicitudes de nuevas conexiones a la red por un total de 226 gigavatios, una cifra que supera con creces la capacidad disponible. Un operador de red ha confirmado que no habrá capacidad adicional disponible hasta 2029.

Esta sobrecarga estructural afecta por igual al almacenamiento de baterías y a las centrales eléctricas de gas, pero su impacto en el debate político es asimétrico: las centrales eléctricas de gas, al ser una tecnología bien conocida y probada, son más familiares en el proceso de obtención de permisos, y su ubicación suele planificarse en emplazamientos de centrales eléctricas ya existentes, lo que reduce los obstáculos burocráticos. El Informe Volta Battery 2025 destaca explícitamente a Alemania como un mercado particularmente problemático debido a las largas listas de espera para la conexión a la red. El análisis de Fieldfisher advierte que el aumento proyectado de seis veces en la capacidad de baterías europeas hasta superar los 100 gigavatios para 2030 depende de una expansión acelerada de la red, procesos de planificación simplificados y marcos legales fiables.

En la práctica política, esto significa que, incluso si el almacenamiento a largo plazo fuera la mejor alternativa a algunas de las centrales eléctricas de gas planificadas desde una perspectiva puramente técnica y económica, la infraestructura de la red podría convertirse en el principal obstáculo. Quien quiera posicionar las baterías como una alternativa seria a las centrales eléctricas de gas en el mercado de capacidad debe ejercer simultáneamente una enorme presión política para acelerar la expansión de la red. De lo contrario, la promesa de kilovatios-hora más baratos sobre el papel quedará frustrada por la realidad de la red.

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La protección del clima como un argumento descuidado: la dimensión del CO₂

En el debate público sobre la estrategia de las centrales eléctricas, la seguridad del suministro predomina como argumento. La dimensión climática, en cambio, queda relegada a un segundo plano, lo cual es un análisis miope, ya que los costos a largo plazo del sistema de las centrales eléctricas de gas incluyen explícitamente el componente de CO₂.

Según LCP Delta, un sistema de almacenamiento de baterías de 100 megavatios logra un ahorro de CO₂ de aproximadamente 0,3 millones de toneladas durante su vida útil en comparación con una central eléctrica de gas. Ampliado a dos gigavatios, esto correspondería a una reducción de seis millones de toneladas de CO₂ en 20 años. Un estudio encargado por GESI Alemania y realizado por el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) determinó que un sistema de almacenamiento de baterías a gran escala con una capacidad de dos gigavatios-hora puede ahorrar hasta 60 000 toneladas de CO₂ por año, lo que acumula casi 20 millones de toneladas para 2035. Para contextualizar: la generación total de electricidad en Alemania emite actualmente 177 millones de toneladas de CO₂ por año.

El cálculo del coste social de las nuevas centrales eléctricas de gas incluye, por lo tanto, no solo las subvenciones directas y los costes de combustible recurrentes, sino también los costes sociales de las emisiones de CO₂, que oscilan entre 200 y 680 euros por tonelada en 2040, según el precio sombra utilizado. Un análisis completo del ciclo de vida que incorpore estos costes climáticos agravaría aún más la ya significativa diferencia de costes entre las baterías y el gas, perjudicando aún más a la alternativa del gas. El diseño actual de la licitación de la estrategia alemana para centrales eléctricas no incluye estos costes externos en su evaluación, lo que equivale a una subvención política de la tecnología de combustibles fósiles a costa de las generaciones futuras.

El diseño del mercado decide: la neutralidad tecnológica como piedra de toque

La cuestión política crucial no es si el almacenamiento a largo plazo puede competir técnica y económicamente con las centrales eléctricas de gas —obviamente puede, al menos en la medida en que lo predice el estudio LCP—. La cuestión crucial es: ¿Se estructurará el mercado alemán de capacidad de tal manera que ambas tecnologías puedan competir realmente en igualdad de condiciones?

El diseño actual de la primera ronda de licitación para diez gigavatios, con su criterio de autonomía de diez horas, excluye de facto el almacenamiento en baterías sin ofrecer una justificación técnica convincente. Incluso el ministerio reconoce que, en principio, el almacenamiento en baterías a largo plazo podría cumplir con el criterio de diez horas; el problema no radica en la falta de fundamentos físicos, sino en la falta de voluntad política para formular las condiciones de la licitación en consecuencia. El resultado es un diseño de mercado con sesgo tecnológico que elimina sistemáticamente las ventajas de costes de las baterías, lo que supone una doble carga para consumidores y contribuyentes: primero, mediante subvenciones excesivas a las centrales eléctricas de gas, y segundo, por la pérdida de ahorros en los costes del sistema.

La ministra federal de Economía, Reiche, describió el acuerdo como un «paso decisivo para la seguridad del suministro en Alemania» y destacó la creación de «las bases para un suministro eléctrico seguro en el futuro». Lo que omitió mencionar: la decisión de definir el criterio a largo plazo de tal manera que los sistemas de almacenamiento de baterías queden excluidos de la mayoría de las licitaciones es una elección política, no una necesidad técnica. Favorece una tecnología consolidada a expensas de una alternativa más económica y respetuosa con el medio ambiente.

El mercado de capacidad que Alemania prevé para 2027 y 2028 está diseñado explícitamente para ser tecnológicamente neutro. En ese momento, las instalaciones de almacenamiento a largo plazo y las centrales eléctricas de gas competirán directamente entre sí, y, según las cifras de costes disponibles, es probable que el resultado de esta competencia sea una sorpresa desagradable para las centrales eléctricas de gas.

Limitaciones del estudio y distinciones necesarias

Un análisis objetivo de los resultados del LCP-Delta exige un examen crítico de las limitaciones metodológicas y las incógnitas. En primer lugar, el estudio modela la sustitución de dos gigavatios de gas por almacenamiento a largo plazo, una porción manejable de la capacidad total prevista de doce gigavatios. Las afirmaciones sobre la seguridad del sistema se aplican a este escenario mixto específico, no a la sustitución completa de todas las centrales eléctricas de gas. Quien utilice el estudio como argumento para abandonar por completo la construcción de nuevas centrales eléctricas de gas está interpretando erróneamente sus conclusiones.

En segundo lugar, los datos de costos utilizados se basan en los costos reales de los proyectos de Field Energy. Si bien estos son reales y no hipotéticos, están adaptados a una sola empresa. No se documenta si otros desarrolladores pueden construir en condiciones comparables. Un promedio de mercado diversificado podría contrarrestar parcialmente las ventajas de costos de la batería.

En tercer lugar, la disponibilidad técnica de los sistemas de almacenamiento de baterías durante largos periodos y en condiciones extremas, como semanas de baja generación de energía eólica y solar, aún no se ha probado completamente en condiciones reales. La disponibilidad estimada del 98 % es teóricamente plausible, pero aún no constituye un valor a largo plazo validado empíricamente para sistemas de gigavatios en las condiciones climáticas alemanas.

En cuarto lugar, persiste la cuestión de la capacidad del hidrógeno. Las centrales eléctricas de gas, que actualmente funcionan con gas natural, se irán transformando progresivamente para utilizar hidrógeno verde de aquí a 2035. Esto les otorgaría una doble función: garantizar el suministro a corto plazo con energía fósil y proporcionar infraestructura de hidrógeno a medio plazo. Esta opción sistémica no está disponible para el almacenamiento en baterías, al menos no en esta forma. Quienes consideran prioritaria la expansión de la economía del hidrógeno en Alemania tienen argumentos sólidos a favor de las centrales eléctricas de gas que van más allá de una simple comparación de costes.

En quinto lugar, debe tenerse en cuenta la interconexión europea: un sistema eléctrico alemán dentro de un mercado europeo estrechamente interconectado puede depender de las importaciones de Francia (energía nuclear), Escandinavia (energía hidroeléctrica) u otros países durante los períodos de baja producción eólica y solar. Estas opciones de sistema reducen la necesidad nacional de capacidad nacional gestionable, lo que se aplica tanto al almacenamiento en baterías como a las centrales eléctricas de gas, pero debe considerarse al establecer los objetivos de capacidad.

Perspectiva comparativa internacional: ¿Qué puede aprender Alemania de Gran Bretaña?

Un análisis de la política energética británica ofrece comparaciones instructivas. LCP Delta, en un informe para el gobierno, analizó el sistema eléctrico del Reino Unido y concluyó que la capacidad de almacenamiento de baterías a largo plazo debe aumentar de tres gigavatios en 2023 a entre cinco y ocho gigavatios, y de 28 GWh a entre 81 y 99 GWh para 2030. En respuesta, el DESNZ del Reino Unido desarrolló un mecanismo denominado "límite máximo y mínimo" para el almacenamiento a largo plazo: una salvaguarda que garantiza una rentabilidad mínima y limita los beneficios, movilizando así el capital privado sin necesidad de subvenciones gubernamentales permanentes.

Este enfoque británico representa un diseño de mercado más elegante que el mecanismo de capacidad alemán, que se basa en simples licitaciones por volumen. El modelo de límites máximos y mínimos permite a los inversores planificar a largo plazo sin tener que asumir la totalidad de la incertidumbre de los precios del mercado, al tiempo que proporciona al Estado límites de costes. No es casualidad que el Reino Unido se encuentre ahora entre los principales mercados europeos de almacenamiento de energía en baterías a gran escala.

Alemania podría aprender de este modelo. En lugar de abrir las licitaciones existentes exclusivamente al gas y permitir únicamente la participación equitativa de las instalaciones de almacenamiento a largo plazo en el mercado de capacidad a partir de 2028, un mecanismo de capacidad acelerado y tecnológicamente neutro, con elementos de garantía de ingresos similares, sería un instrumento económicamente más racional. Los costos para los consumidores serían menores, las emisiones de CO₂ se reducirían y la dependencia de los mercados internacionales de gas disminuiría.

La dimensión geopolítica: precios del gas, riesgos de suministro y autonomía estratégica

El análisis económico estaría incompleto sin considerar la estructura de riesgo geopolítico. Las centrales eléctricas de gas dependen permanentemente de las importaciones de combustible. Antes de la guerra de agresión de Rusia contra Ucrania, Alemania importaba aproximadamente el 55 % de sus necesidades de gas de Rusia; tras la interrupción del suministro, se diversificaron las fuentes, pero persiste la dependencia estructural del gas natural licuado (GNL) importado y del gas por gasoducto procedente de Noruega, Estados Unidos y los estados del Golfo.

Cada nueva central eléctrica de gas prolonga esta dependencia estratégica durante al menos dos o tres décadas. El aumento de los precios del CO₂ en el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS), la volatilidad de los mercados de gas y las posibles interrupciones futuras del suministro convierten la operación de estas centrales en una inversión económica a largo plazo con un perfil de riesgo significativo. Según Fraunhofer ISE, los costes del combustible para las nuevas centrales de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT) podrían superar los 30 céntimos por kilovatio-hora en un escenario pesimista. En tal caso, no solo la ventaja económica del almacenamiento en baterías sería aún mayor que la prevista actualmente, sino que también aumentaría drásticamente la necesidad de subvenciones para las centrales de gas.

En cambio, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías no generan costos de combustible adicionales tras la inversión inicial. Su principal dependencia de las materias primas (litio, cobalto y manganeso) radica en la fabricación de las celdas, no en su funcionamiento. Y si bien estas cadenas de suministro conllevan sus propios riesgos geopolíticos, sobre todo debido al dominio del mercado chino en la fabricación de celdas, su estructura es diferente: un sistema de almacenamiento de energía en baterías está exento de costos operativos tras su compra, mientras que una central eléctrica de gas nunca lo está.

Lo que exigen las cifras y lo que la política debe

El estudio LCP Delta ofrece un resultado claro, aunque deliberadamente limitado: los sistemas de almacenamiento de energía a largo plazo con baterías y una capacidad de diez horas o más pueden sustituir al menos dos gigavatios de la capacidad prevista de las centrales eléctricas de gas en Alemania, con la misma seguridad de suministro y un ahorro anual en subvenciones de hasta 166 millones de euros. El ahorro en costes a largo plazo de una sola planta de 100 MW supera en casi cuatro veces el de una central eléctrica de gas comparable.

Este hallazgo coincide con una amplia gama de investigaciones independientes: BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research y el BNE llegan a conclusiones estructurales similares en sus respectivos análisis sobre la creciente rentabilidad y la relevancia sistémica del almacenamiento de energía en baterías. El consenso económico es más claro de lo que sugiere el debate político.

El verdadero reto para la política energética alemana no es tecnológico —eso ya se ha resuelto—. El reto es político: diseñar el proceso de licitación del mercado de capacidad de forma que las tecnologías más baratas, más respetuosas con el clima y estratégicamente más autónomas puedan competir de verdad. El criterio a largo plazo de diez gigavatios, que excluye de facto el almacenamiento en baterías, no es una medida para garantizar el suministro, sino una decisión política basada en la preferencia tecnológica. Y los consumidores, los contribuyentes y el clima pagarán las consecuencias de esta decisión en las próximas décadas.

Un mercado de capacidad tecnológicamente neutro que permita a las centrales eléctricas de gas, el almacenamiento a largo plazo, la gestión de la demanda y, en el futuro, el hidrógeno verde, competir en igualdad de condiciones no es una exigencia ideológica del movimiento de transición energética. Es la consecuencia de la racionalidad económica en un mercado donde los ratios de costes han cambiado radicalmente. Alemania cuenta con las tecnologías. Lo que se necesita ahora es la voluntad política para configurar el mercado de forma que estas tecnologías puedan imponerse.

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