¿Centrales eléctricas de gas en lugar de almacenamiento en baterías: 800 millones de euros desperdiciados? Una ley que decidirá el futuro energético
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Publicado el: 14 de mayo de 2026 / Actualizado el: 14 de mayo de 2026 – Autor: Konrad Wolfenstein
Centrales eléctricas de gas en lugar de almacenamiento en baterías: ¿800 millones de euros desperdiciados? Una ley que decidirá el futuro energético – Imagen: Xpert.Digital
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Alemania se encuentra en un punto de inflexión en su política energética: mientras la expansión del almacenamiento de energía en baterías, tanto privado como comercial, avanza a un ritmo récord, convirtiendo al país en líder indiscutible de Europa, una nueva ley amenaza con frenar drásticamente este impulso. Con la Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico (StromVKG), el gobierno alemán pretende marcar el rumbo del futuro del suministro eléctrico. Sin embargo, bajo la apariencia de neutralidad tecnológica se ocultan criterios —como un requisito de disponibilidad irreal de 10 horas— que excluyen de facto a los modernos sistemas de almacenamiento de energía en baterías de las licitaciones más importantes. Los beneficiarios de esta normativa serían precisamente las nuevas centrales eléctricas de gas natural. El precio de este error normativo es inmenso: además de consolidar una dependencia permanente de las importaciones de gas, está en juego un potencial de ahorro económico anual de alrededor de 800 millones de euros. El siguiente análisis explica por qué el actual proyecto de ley ignora el progreso tecnológico y cómo el Parlamento debe introducir urgentemente mejoras para evitar que el futuro energético de Alemania se sacrifique a los dogmas del pasado basados en los combustibles fósiles.
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En la segunda semana de mayo de 2026, el Gabinete Federal alemán aprobó el proyecto de Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico (StromVKG). Esta decisión se produjo tras un proceso de consulta de varios meses, durante el cual el Ministerio Federal de Economía y Energía presentó inicialmente el proyecto de ley para su revisión interministerial y consulta con las asociaciones industriales. Lo que parece una mera formalidad técnica en materia de legislación energética es, en realidad, una de las decisiones de política económica e industrial de mayor alcance desde la eliminación progresiva del carbón en Alemania: la ley determina qué tecnologías de centrales eléctricas se verán favorecidas en un mercado de capacidad de nueva creación y, por lo tanto, si Alemania podrá defender a largo plazo su actual posición de liderazgo en la competencia europea de almacenamiento de energía en baterías o si la pondrá en peligro mediante una regulación desacertada.
El núcleo de la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) reside en la introducción de un mercado de capacidad que, por primera vez en Alemania, compensa sistemáticamente la mera provisión de capacidad de generación, independientemente de si la electricidad se suministra realmente. El objetivo es garantizar que, para 2031, la red eléctrica alemana cuente con suficiente potencia controlable para asegurar el suministro incluso durante los periodos de baja actividad, es decir, periodos de varios días sin una inyección significativa de energía eólica y solar. La ley prevé varias rondas de licitaciones: inicialmente, se licitarán 9 gigavatios de capacidad a largo plazo, seguidos de otros 2 gigavatios sin un criterio específico a largo plazo y, finalmente, en 2027 y 2029, rondas totalmente neutrales en cuanto a tecnología. Sin embargo, este criterio a muy largo plazo es el punto clave y el origen de una creciente controversia en materia de política económica.
El criterio de las 10 horas y su efecto distorsionador del mercado
El criterio a largo plazo de la Ley Alemana de Suministro Eléctrico (StromVKG) exige a los proveedores garantizar que sus centrales puedan suministrar electricidad de forma continua durante un periodo prolongado. La versión actual estipula una duración mínima de inyección a la red de diez horas. A primera vista, esto parece un requisito técnicamente sólido para garantizar la seguridad del suministro. Sin embargo, tras un análisis más detallado, se observa que se trata de un criterio diseñado de facto para las centrales térmicas —es decir, las centrales de gas— y que, en la práctica, excluye a los sistemas de almacenamiento de energía en baterías, en particular a los sistemas de iones de litio disponibles comercialmente, de las rondas iniciales de licitación, que son las de mayor volumen.
Como explica Daniel Böhmer, experto en el mercado energético de Aurora Energy Research, en un análisis técnico, el requisito del borrador actual va aún más allá: los sistemas deben poder cumplir el criterio de diez horas en cualquier momento, como máximo en una hora. En otras palabras, un sistema de almacenamiento de baterías tendría que recargarse completamente en 60 minutos tras diez horas de descarga total, un requisito técnico imposible de cumplir con baterías de iones de litio en esta configuración tan estricta. En un escenario de diseño favorable, sería concebible combinar varios sistemas de almacenamiento más pequeños o no tener que reservar energía para la capacidad instalada total, pero la interpretación estricta del borrador también impide esta flexibilidad. El resultado: quien quiera ganar una de las primeras subastas de capacidad prácticamente tiene que construir u operar una central eléctrica de gas.
La Asociación Alemana de Almacenamiento de Energía (BVES) abordó precisamente esta cuestión en su declaración sobre el proyecto de ley y solicitó una enmienda al párrafo 15 correspondiente para evitar una desventaja estructural de los sistemas de almacenamiento de baterías. La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) también instó a que la ley se aprobara rápidamente en el proceso parlamentario, al tiempo que exigía que se mantuviera el criterio de 10-1-10 horas, una contradicción que demuestra la profunda división que existe incluso entre las asociaciones del sector sobre este tema. La Asociación Alemana de Energía Solar (BSW-Solar), por otro lado, es categórica: los sistemas de almacenamiento de baterías no deben verse perjudicados frente a las centrales eléctricas de gas en las subastas de centrales eléctricas debido a criterios de licitación inadecuados. Los operadores de almacenamiento incluso están considerando emprender acciones legales contra las condiciones de la licitación.
El líder europeo arriesga su posición
Las implicaciones de esta decisión regulatoria solo se hacen evidentes al compararla con otros países europeos. Alemania es actualmente el mercado líder de almacenamiento de baterías en Europa, por un margen considerable. Si bien la capacidad total instalada de baterías en Europa aumentó a más de 17 gigavatios entre 2024 y 2025, y se proyecta que supere los 80 gigavatios para 2030, Alemania es el motor de este desarrollo. Con un aumento de 6,6 gigavatios-hora en 2025, Alemania registró la mayor instalación nueva en la UE, aumentando su capacidad instalada en 0,5 gigavatios-hora adicionales en comparación con el año anterior. Italia, que había mostrado previamente un dinamismo similar, vio caer su capacidad de 6,0 a 4,9 gigavatios-hora en el mismo año, una disminución significativa.
A finales de 2025, se conectaron a la red en Alemania más de 2,5 gigavatios de capacidad de almacenamiento en baterías, aproximadamente el doble que dos años antes. Simultáneamente, el número de sistemas de almacenamiento en baterías instalados aumentó a aproximadamente 2,4 millones, con una capacidad total de almacenamiento de más de 25 gigavatios-hora. El auge continuó en el primer trimestre de 2026: entre enero y marzo de 2026, se pusieron en marcha más de dos gigavatios-hora de nueva capacidad de almacenamiento, un aumento de alrededor del 67 % en comparación con el mismo período del año anterior. Si esta tendencia continúa, se podrían añadir entre 8 y 10 gigavatios-hora de nueva capacidad para finales de 2026, y la capacidad total instalada podría superar los 35 gigavatios-hora. Los sistemas de almacenamiento a gran escala son el principal motor de este crecimiento: en el primer trimestre de 2026, la expansión en este segmento casi se cuadruplicó en comparación con el año anterior.
Este desarrollo no es impuesto políticamente, sino impulsado por el mercado. El Foro Económico Internacional de Energías Renovables (IWR) señala que, hasta ahora, el enfoque político se ha centrado principalmente en las capacidades de combustibles fósiles financiadas por el Estado, mientras que el mercado de almacenamiento financiado por el sector privado se ha desarrollado de forma orgánica y sólida. Esta es precisamente la configuración de política industrial que los economistas describen como óptima: una tecnología que demuestra su valía en la competencia, genera economías de escala y no requiere subsidios permanentes. Un marco regulatorio que ralentiza deliberadamente esta dinámica en favor de tecnologías que requieren pagos estatales por capacidad durante 15 años para ser económicamente viables es difícil de justificar desde una perspectiva macroeconómica.
800 millones de euros: lo que está en juego
Detrás del abstracto debate regulatorio se esconden cifras económicas concretas. En 2025, en Alemania se tuvo que limitar la generación de electricidad procedente de plantas eólicas y fotovoltaicas en aproximadamente 8 teravatios-hora, lo que equivale a cerca del 3 % de la generación total de energía eólica y solar. Esta cruda estadística oculta pérdidas de inversión, emisiones evitadas que nunca se evitaron y, sobre todo, costes del sistema que, en última instancia, recaen sobre los consumidores.
Si la cartera actual de proyectos de almacenamiento de energía en baterías —es decir, los proyectos anunciados, aprobados o ya en construcción con una capacidad combinada de aproximadamente 10,5 gigavatios— hubiera estado en pleno funcionamiento, se podría haber evitado cerca de un tercio de estas reducciones de suministro. Esto corresponde a un ahorro económico potencial de alrededor de 800 millones de euros, que comprende los costes de redistribución evitados y las compras innecesarias de gas. Esta cifra no es un cálculo de un modelo teórico, sino que se basa en los volúmenes reales de reducción de suministro registrados por la Agencia Federal de Redes y en la contribución empíricamente determinada del almacenamiento de energía en baterías a la estabilización de la red. Esto demuestra claramente que la cuestión de la preferencia tecnológica en el mercado de capacidad tiene no solo una dimensión de política energética, sino también una importante dimensión fiscal.
Los costes totales de la gestión de la congestión de la red eléctrica alemana ascendieron a unos 3.100 millones de euros en 2025, un cuatro por ciento más que el año anterior, a pesar de que el volumen de reducción de la producción se mantuvo prácticamente constante en aproximadamente 30,3 teravatios-hora. Las medidas convencionales de redistribución de la producción representaron, con diferencia, el mayor componente de coste, con más de 1.200 millones de euros, seguidas de los 1.400 millones de euros correspondientes a las centrales de reserva y los 102 millones de euros para la compensación. En cambio, la compensación por la reducción de la producción de energía renovable ascendió a tan solo 433 millones de euros, menos de una séptima parte de los costes totales. Este hallazgo refuta la afirmación, a veces difundida en el debate público, de que las energías renovables son el principal factor determinante de los costes en la gestión de la congestión de la red. En realidad, son las capacidades convencionales las que representan la mayor parte de los costes.
Resulta especialmente alarmante el cambio estructural en la reducción de la producción hacia las redes de distribución. Mientras que en 2024 tres cuartas partes de las medidas de redistribución se produjeron en la red de transmisión, esta cifra se redujo a solo dos tercios en 2025. La proporción de reducciones de producción causadas por cuellos de botella en la red de distribución ha aumentado significativamente, alcanzando un máximo histórico del 49 % en ocasiones durante el segundo trimestre de 2025. Esto indica claramente que el problema no puede resolverse únicamente ampliando la red de transmisión, sino que se necesita urgentemente un almacenamiento descentralizado directamente en las instalaciones.
La tentación de los combustibles fósiles: la dependencia del gas como riesgo sistémico
La decisión de favorecer de facto a las centrales eléctricas de gas en el mercado de capacidad tendría consecuencias significativas no solo a corto plazo, sino también a largo plazo. Alemania ya importa alrededor del 70% de sus necesidades energéticas primarias. La tasa de importación es del 95% para el gas natural, del 98% para el petróleo crudo y del 100% para el carbón. Los costes económicos de esta dependencia son enormes: en 2024, Alemania gastó un total neto de aproximadamente 69.000 millones de euros en importaciones de combustibles fósiles, lo que equivale a cerca del 1,6% de su producto interior bruto. KfW Research incluso calcula un promedio a largo plazo de 81.000 millones de euros anuales, lo que corresponde a alrededor del 2,5% del PIB y supone más de 1.000 euros per cápita al año.
Quienes construyen nuevas centrales eléctricas de gas con contratos de pago por capacidad a 15 años están consolidando estructuralmente esta dependencia de las importaciones hasta bien entrada la década de 2040. Esta es la paradoja económica de la política energética alemana: en nombre de la seguridad del suministro, se asumen compromisos que institucionalizan de forma permanente la incertidumbre a largo plazo: la dependencia de los precios y proveedores del gas. La crisis energética de 2022 demostró claramente lo que sucede cuando fallan los suministros de gas o se encarecen: los costes de importación de combustibles fósiles alcanzaron los 146.000 millones de euros, más del doble del promedio a largo plazo.
Por otro lado, una vez instalados, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías no dependen de ninguna cadena de suministro de materias primas energéticas. Potencian la energía eólica y solar nacional, reducen la necesidad de importar gas y, por lo tanto, refuerzan la seguridad real del suministro, no solo la declarada. Cada kilovatio-hora que un sistema de almacenamiento de energía en baterías almacena y posteriormente libera es un kilovatio-hora menos de lo que necesita generar una central eléctrica de gas, para lo cual Alemania tiene que importar gas. Esta importante ventaja económica ha recibido hasta ahora poca atención en los criterios de licitación de la Ley Alemana de Suministro Eléctrico (StromVKG).
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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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Estabilidad del sistema: Las baterías como un actor de red subestimado
El papel del almacenamiento de energía en baterías en el sistema eléctrico no se limita a almacenar el excedente de electricidad renovable. También contribuyen significativamente a la estabilidad del sistema, un factor que se subestima sistemáticamente en los debates centrados únicamente en la capacidad. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías pueden reaccionar a las fluctuaciones de frecuencia en la red en fracciones de segundo, proporcionar energía de equilibrio y, por lo tanto, asumir tareas que antes eran exclusivas de las centrales térmicas.
Desde una perspectiva sistémica, es particularmente relevante que el almacenamiento en baterías pueda reducir la limitación de la producción de las centrales eólicas y solares sin necesidad de activar las centrales convencionales. Si hoy se dispusiera de suficiente capacidad de almacenamiento, se podrían evitar millones de toneladas de emisiones de CO₂ generadas durante la redistribución de la energía por parte de las centrales convencionales. Los expertos consideran que la combinación de baterías de iones de litio de respuesta rápida, almacenamiento a medio plazo y centrales térmicas controlables para eventos extremos constituye la configuración óptima desde una perspectiva económica, y no una preferencia unilateral por una única tecnología.
Un vistazo a otros países europeos muestra cómo se pueden mejorar las cosas: Gran Bretaña, Italia y Australia han desarrollado licitaciones específicas para el almacenamiento a largo plazo adaptadas a sus características particulares. Esto genera seguridad para la inversión, permite economías de escala y posibilita el uso de diferentes tecnologías donde resultan más valiosas desde una perspectiva sistémica, en lugar de simular una competencia que ignora la tecnología y que, en realidad, se centra unilateralmente en una sola clase tecnológica.
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Revolución descentralizada: los municipios y los hogares como motores
El debate sobre política energética suele centrarse en proyectos a gran escala, parques de centrales eléctricas e infraestructuras de redes de transmisión, pasando por alto una revolución que se está produciendo a nivel doméstico y municipal. Actualmente, en Alemania hay en funcionamiento alrededor de 2,5 millones de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, distribuidos en millones de tejados privados y propiedades comerciales. Su capacidad total, superior a los 28 gigavatios-hora, es teóricamente suficiente para cubrir el consumo eléctrico diario promedio de aproximadamente tres millones de hogares.
Para 2030, siete millones de viviendas unifamiliares podrían estar equipadas con sistemas de almacenamiento de energía, lo que representaría la mitad de este tipo de viviendas en Alemania. La demanda de soluciones de almacenamiento también es enorme en los municipios: para 2035, uno de cada tres municipios podría contar con sus propias instalaciones de almacenamiento. Esta tendencia no se debe a programas de subvenciones gubernamentales, sino a sólidos cálculos económicos: el almacenamiento en baterías reduce los costos de electricidad para los consumidores, aumenta la tasa de autoconsumo de energía solar y protege contra las fluctuaciones de precios en el mercado eléctrico.
La Asociación Alemana de Energía Solar (BSW-Solar) afirma que la capacidad instalada de almacenamiento en baterías debe cuadruplicarse, pasando de los 25 gigavatios-hora actuales a unos 100 gigavatios-hora para 2030, con el fin de alcanzar los objetivos de la transición energética. Esto significa que el auge actual no representa el final de un desarrollo, sino su comienzo. Y este mismo comienzo podría verse frenado por criterios de licitación mal ajustados, no porque la tecnología no sea competitiva, sino porque las barreras regulatorias contrarrestan su desarrollo natural en el mercado.
El dilema estructural: adjudicación de contratos a largo plazo frente a la dinámica tecnológica
En el centro de la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) se encuentra un dilema estructural que va más allá del caso específico de la licitación. Los mercados de capacidad, tal como se prevén en el proyecto de ley, adjudican contratos por 15 años. Esto es necesario para generar suficiente seguridad de inversión para las centrales que requieren una gran inversión de capital, algo que resulta evidente en el caso de una central eléctrica de gas con costes de inversión de cientos de millones. Sin embargo, aplicar la misma duración contractual a una tecnología que experimenta una rápida reducción de costes y un desarrollo tecnológico genera una distorsión: los sistemas de almacenamiento de baterías, que aún no cumplen todos los requisitos actuales, podrían ser técnica y económicamente superiores en cinco años, y sin embargo, han sido expulsados del mercado por los contratos de gas a 15 años.
En los últimos años, la evolución de los costes de las baterías de iones de litio ha superado todas las previsiones. Si bien las baterías de flujo redox y otras tecnologías de almacenamiento a largo plazo aún se encuentran en una fase inicial de comercialización y presentan costes de capital más elevados, podrían resultar mucho más atractivas económicamente para cuando su entrega sea obligatoria en 2031. Al ignorar esta dinámica tecnológica y formular requisitos estáticos que actualmente se adaptan a una sola tecnología —la central eléctrica de gas—, el proyecto de ley comete el mismo error que los reguladores de otros sectores han cometido repetidamente: congelar una fase específica de desarrollo tecnológico en regulaciones que pretenden abarcar mucho más allá de dicha fase.
Además, existe un aspecto financiero: las centrales eléctricas de gas pueden presumir de estructuras de costes e ingresos probadas y, por lo tanto, gozan de mayor aceptación entre los inversores institucionales que las nuevas tecnologías de almacenamiento a largo plazo. Sin embargo, esta ventaja financiera de las centrales de gas no es una característica inherente al mercado, sino una asimetría históricamente desarrollada, que se vería aún más exacerbada por criterios de licitación preferenciales en lugar de ser reducida sistemáticamente.
Modelos a seguir internacionales y su transferibilidad
El reto de combinar la seguridad del suministro con un mercado de capacidad tecnológicamente neutro no es exclusivo de Alemania. Gran Bretaña, que representa el segundo mercado de almacenamiento de baterías más grande de Europa después de Alemania, ha creado categorías de licitación separadas para las tecnologías de almacenamiento dentro de su Mercado de Capacidad, con requisitos que varían según la duración del almacenamiento y la velocidad de respuesta. Esto permite que los sistemas de almacenamiento de baterías compitan en el segmento donde ofrecen el mayor valor sistémico, en lugar de competir con tecnologías diseñadas para funciones del sistema fundamentalmente diferentes.
En Italia, el programa MACSE del gobierno promovió específicamente el almacenamiento a largo plazo, creando así un mercado independiente para esta tecnología. Australia, que hace años sufría apagones, ha demostrado, mediante un diseño de mercado de capacidad diferenciado e inversiones específicas en almacenamiento de baterías a gran escala —incluida la planta de baterías más grande del mundo en Australia Meridional—, que la seguridad del suministro es posible sin nuevas centrales eléctricas de gas. Estas experiencias internacionales sugieren que la verdadera elección no reside entre centrales eléctricas de gas y almacenamiento de baterías, sino entre un diseño de sistema diferenciado que utiliza diversas tecnologías según sus fortalezas sistémicas, y un enfoque simplista que, en la práctica, se basa en una sola tecnología y lo denomina apertura tecnológica.
Ventana de oportunidad política: ¿Qué hay que hacer ahora?
La Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) ha sido aprobada por el Gabinete, pero aún debe pasar por el proceso parlamentario antes de que puedan comenzar las primeras licitaciones en el verano de 2026. Este período parlamentario ofrece la última oportunidad para realizar ajustes que tengan en cuenta los datos del mercado y las realidades económicas. Específicamente, se necesitan los siguientes ajustes: El criterio a largo plazo debe reformarse para que también reconozca combinaciones de múltiples sistemas de almacenamiento o despliegues escalonados. El requisito de tiempo de carga de una hora para una recarga completa después de diez horas de descarga debe eliminarse o flexibilizarse significativamente. Y a partir de la primera ronda de licitaciones, debe establecerse una cuota tecnológicamente neutral, orientada a déficits de suministro a corto plazo, ya que no todos los desafíos de seguridad del suministro son períodos de varios días de baja generación de energía eólica y solar.
Además, el acceso equitativo de las empresas de almacenamiento de baterías a las licitaciones de capacidad no solo es un imperativo de la política energética, sino también una necesidad de la política industrial. Alemania ha consolidado una posición de liderazgo en el mercado europeo de almacenamiento de baterías, basada en una sólida experiencia económica y tecnológica. Las normas de licitación que ponen en peligro esta posición no solo perjudican la transición energética, sino también a la industria alemana, que ha desarrollado o está desarrollando capacidades de fabricación, conocimientos de ingeniería y cadenas de suministro en este sector. La cartera de más de 10 gigavatios de nuevos proyectos de almacenamiento —de los cuales alrededor de 1,5 gigavatios ya están en construcción— es la mejor prueba de la voluntad de inversión del sector. Contrarrestar esta voluntad de inversión mediante una regulación inadecuada sería una profecía autocumplida de la peor índole: las inversiones no se materializarían porque se les indicaría que no son bienvenidas.
El liderazgo de mercado como responsabilidad política
Alemania se encuentra en una encrucijada en su política energética. Por un lado, cuenta con una de las industrias de almacenamiento de energía en baterías más dinámicas de Europa, una creciente red de productores de energía descentralizados e instalaciones de almacenamiento, y una mayor conciencia social sobre la necesidad de la transición energética. Por otro lado, la nueva Ley del Mercado de Capacidad amenaza con frenar el desarrollo de estas tecnologías impulsado por el mercado mediante criterios de licitación que, en la práctica, favorecen a las centrales eléctricas de gas y perjudican estructuralmente el almacenamiento de energía en baterías.
El potencial de ahorro anual de 800 millones de euros que podría lograrse mediante la expansión acelerada del almacenamiento de energía en baterías no es una cifra inventada por un grupo de presión, sino una evaluación aleccionadora de las oportunidades perdidas. Es un reflejo de una realidad económica más amplia: la seguridad del suministro y la eficiencia de costes no son mutuamente excluyentes, siempre que el marco regulatorio permita que la mejor tecnología disponible desarrolle todo su potencial. Quienes, en cambio, favorecen ciertas tecnologías y discriminan a otras mediante el diseño de las licitaciones, están incurriendo en una política industrial perjudicial. Perpetúan una dependencia costosa y, al mismo tiempo, socavan la posición competitiva que Alemania se ha esforzado tanto por alcanzar.
El proceso parlamentario para la Ley de Suministro Eléctrico aún ofrece la oportunidad de rectificar. Los datos hablan por sí solos. La cuestión es si los responsables políticos están dispuestos a escuchar, o si el dogma de la capacidad garantizada a largo plazo, históricamente arraigado en un mundo de centrales térmicas, seguirá dominando el diseño de un mercado eléctrico que hace tiempo que dejó atrás ese mundo.
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