La principal contradicción en materia de subvenciones tras las duras críticas a la EEG: el ministro de la CDU planea ahora imponer enormes gravámenes sobre los costes de las centrales eléctricas de gas

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Hasta 435 mil millones de euros: La trampa de costes ocultos en el nuevo plan eléctrico del gobierno

La política energética alemana se enfrenta a un cambio de paradigma notable y a una flagrante contradicción política. La ministra federal de Economía, Katherina Reiche (CDU), planea introducir un mercado de capacidad que subvencionará la construcción de nuevas centrales eléctricas de gas con miles de millones de euros de financiación estatal. Ciudadanos y empresas deberán asumir el coste mediante un nuevo impuesto sobre las tarifas eléctricas. Irónicamente, el mismo partido que durante años denunció el histórico recargo de la EEG como una costosa mala asignación de recursos y un símbolo de subvenciones estatales excesivas, ahora recurre al mismo instrumento para financiar centrales eléctricas de reserva de combustibles fósiles controlables. Los consumidores y el ya debilitado sector industrial se enfrentan a la amenaza de costes adicionales gigantescos, de hasta 435.000 millones de euros en las próximas décadas. ¿Es este proyecto una necesidad imperiosa de la política energética para garantizar el suministro durante la transición energética, o simplemente una política hipócrita de intereses particulares? Un análisis detallado revela qué se esconde tras la prevista "Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico", por qué la cuestión de los costes es inevitable y qué cargas financieras afrontaremos realmente en el futuro.

Cuando el crítico se convierte en el perpetrador: la contradicción política en el centro de la política energética

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La ministra federal de Economía, Katherina Reiche (CDU), planea financiar la construcción de nuevas centrales eléctricas de gas en Alemania mediante un impuesto sobre las tarifas eléctricas, un mecanismo cuya estructura es sorprendentemente similar al recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG, por sus siglas en inglés), que ella y su partido criticaron durante años como símbolo de las excesivas subvenciones estatales a las energías renovables. La pregunta que se plantean economistas, responsables de la política energética y una ciudadanía cada vez más crítica es: ¿Se trata de hipocresía, una necesidad de la política energética o simplemente el resultado inevitable de un sistema eléctrico que no ofrece soluciones gratuitas?

El proyecto en detalle: Una nueva ley, una nueva carga

El Ministerio Federal de Economía y Energía ha iniciado consultas internas sobre la denominada «Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico». El núcleo de esta ley es la introducción de un mercado de capacidad mediante el cual se licitarán y subvencionarán nuevas capacidades de generación eléctrica gestionables por parte del gobierno. A principios de 2026, el gobierno alemán alcanzó un acuerdo con la Comisión Europea sobre los puntos clave de una estrategia para centrales eléctricas. Según este acuerdo, en 2026 se lanzarán licitaciones para un total de doce gigavatios de nueva capacidad gestionable, de los cuales diez gigavatios se designarán como capacidades a largo plazo, que deberán suministrar electricidad de forma continua durante un período prolongado; es decir, en la práctica, se utilizarán centrales eléctricas de gas.

Se licitarán dos gigavatios adicionales de forma tecnológicamente neutra, de modo que también se puedan considerar soluciones de almacenamiento de energía en baterías u otras soluciones de flexibilidad. Las nuevas centrales eléctricas se conectarán a la red a más tardar en 2031 y garantizarán la seguridad del suministro durante quince años. Todas las centrales eléctricas subvencionadas operarán de forma climáticamente neutra después de 2045, mediante la conversión a hidrógeno, para lo cual se prevén contratos por diferencia.

La financiación de este sistema se realizará mediante un gravamen sobre el precio de la electricidad, que recaerá sobre los consumidores. El Ministerio Federal de Economía y Energía declaró, tras una consulta, que «aún no se puede estimar el importe del gravamen». Este gravamen se introducirá por ley en 2027 y se cobrará a partir de 2031. En estudios previos, el propio Ministerio había sugerido una cifra cercana a los dos céntimos por kilovatio-hora.

¿Qué hay detrás del mercado de capacidad?

Hasta ahora, el mercado eléctrico alemán se ha basado en el llamado mercado de energía pura (EOM, por sus siglas en inglés): los operadores de centrales eléctricas solo reciben pago por la electricidad que generan e inyectan a la red. Una central eléctrica lista para operar pero que no funciona no genera ingresos. Este modelo funciona en condiciones convencionales, pero alcanza sus límites a medida que el mercado eléctrico se ve cada vez más dominado por las energías renovables, cuyos costes marginales son prácticamente nulos.

Las centrales eléctricas de gas, que sirven de respaldo durante los periodos de baja generación de energía solar y eólica, idealmente operan solo unos pocos días al año. En condiciones normales de mercado, su funcionamiento simplemente no es rentable. Un inversor que construye una central eléctrica de gas que solo se activa en días excepcionales no puede recuperar su inversión únicamente a través del mercado energético. Es precisamente aquí donde entra en juego el mercado de capacidad: compensa no solo la cantidad de electricidad generada, sino también el mero hecho de mantener la capacidad. Los operadores reciben un pago organizado por el gobierno por estar listos para operar, independientemente de si generan electricidad o no.

El proceso de licitación está diseñado como una subasta: los operadores de centrales eléctricas compiten entre sí. Quien presente la oferta más baja recibe la subvención. Este modelo existe, de forma similar, en Gran Bretaña, Bélgica, Italia, Irlanda y Polonia, países que han implementado mercados de capacidad centralizados. Francia, por otro lado, intentó un enfoque descentralizado, que según diversos estudios ha resultado menos eficaz.

La dimensión del costo: cientos de miles de millones como precio del sistema

Las implicaciones financieras del mercado de capacidad previsto son considerables. La Asociación Alemana de Industrias de Nuevas Energías (bne) ha calculado, basándose en estimaciones del Ministerio Federal de Economía y Energía y en los escenarios de consumo eléctrico del informe oficial de seguimiento, que un mercado centralizado de capacidad generaría costes tributarios de entre 340 y 435 mil millones de euros a lo largo de dos décadas, una suma equivalente a la totalidad del presupuesto federal alemán.

Estas cifras parecen abstractas hasta que se analizan para hogares específicos: un impuesto de capacidad de dos céntimos por kilovatio-hora supone una carga adicional de unos 80 euros al año para un hogar medio de cuatro personas con un consumo anual de 4000 kilovatios-hora. Para las empresas industriales con alto consumo energético, la magnitud es mucho mayor: una empresa con una demanda anual de electricidad de 100 gigavatios-hora tendría que recaudar aproximadamente dos millones de euros más. Esto supone un duro golpe para un sector que ya sufre las consecuencias de los elevados precios de la energía.

Además, los impuestos actuales sobre la electricidad ya son considerables. Para los consumidores finales, el impuesto total sobre la electricidad en 2026 será de 2,946 centavos por kilovatio-hora, un aumento del 11,13 % con respecto al año anterior. El impuesto sobre la cogeneración, por sí solo, subió de 0,277 a 0,446 centavos por kilovatio-hora, un incremento superior al 61 %. Por lo tanto, introducir otro impuesto sobre la capacidad no sería inútil, sino que agravaría una carga ya existente.

El recargo por electroencefalograma: el precedente histórico que nadie quiere citar

Para comprender la sensibilidad política del debate actual, conviene analizar la historia del recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG). Con la aprobación de la Ley de Energías Renovables (EEG) en el año 2000, se introdujo un mecanismo que financiaba la expansión de las energías renovables no mediante subvenciones públicas, sino a través de un recargo en el precio de la electricidad. Este recargo, denominado recargo de la EEG, era un importe que se recalculaba anualmente y que aparecía por separado en la factura de la luz.

El recargo aumentó considerablemente a lo largo de los años: de 1,33 céntimos por kilovatio-hora en 2009, pasó a 6,24 céntimos en 2014, un incremento de cinco veces. Entre 2017 y 2021, fluctuó entre 6,40 y 6,88 céntimos por kilovatio-hora. Para un hogar típico, el recargo de la EEG por sí solo supuso una carga anual de 180 € o más. Sumando todas las subvenciones y los costes del sistema destinados a la transición energética entre 2000 y 2021, los costes directos totales ascienden a al menos 476.000 millones de euros, según el método de cálculo; las estimaciones más pesimistas superan con creces el billón de euros.

Ante el alza vertiginosa de los precios de la energía, el recargo de la EEG se redujo a cero antes de lo previsto en 2022. El Bundestag alemán decidió suprimirlo por completo el 1 de julio de 2022, con el objetivo de brindar un alivio significativo a los consumidores. Con la Ley de Financiación de la Energía, que entró en vigor el 1 de enero de 2023, el recargo se suprimió formalmente. Sin embargo, la promoción de las energías renovables no cesó; simplemente se trasladó fuera de la vista de los consumidores: en lugar de aparecer en las facturas de electricidad, desde entonces se financia con cargo al Fondo para el Clima y la Transformación (KTF), un fondo federal especial. La supresión del recargo de la EEG supuso en su momento una reducción inmediata de 6.600 millones de euros en los precios de la electricidad.

La conclusión fundamental: los costes no desaparecieron. Simplemente se trasladaron de la parte visible de la factura de la luz a la parte invisible de las finanzas públicas.

La contradicción política: Los ricos atrapados entre la crítica y la práctica de los subsidios

Aquí reside la esencia de la contradicción política que hace que este debate sea tan explosivo. Como ministra de Asuntos Económicos, Katherina Reiche ha adoptado una postura clara sobre el apoyo estatal a las energías renovables: las subvenciones deben reducirse sistemáticamente. La tarifa de alimentación a la red, contemplada en la Ley de Fuentes de Energía Renovables (EEG) para pequeñas instalaciones solares de menos de 25 kilovatios, será suprimida. Su razonamiento: «Las instalaciones que son económicamente viables por sí mismas no necesitan subvenciones permanentes del público en general». Las subvenciones existentes deben revisarse y la atención debe centrarse en el mercado, la diversidad tecnológica y la innovación.

Al mismo tiempo, el mismo ministro planea subvencionar la construcción de centrales eléctricas de gas con miles de millones de euros en ayudas estatales, que serían sufragadas por la ciudadanía mediante un recargo en las tarifas eléctricas. La Comisión Europea debe aprobar explícitamente esta subvención, ya que constituye una ayuda estatal. El propio Ministerio Federal de Economía y Energía ha sugerido un recargo de dos céntimos por kilovatio-hora como posible cifra, importes que recuerdan estructuralmente al recargo histórico de la Ley de Energías Renovables (EEG).

Las críticas no se hicieron esperar: los partidos de izquierda y los Verdes acusan a Reiche de impulsar políticas que solo benefician al lobby del gas. La Federación Alemana de Energías Renovables describe la gestión de Reiche como «otro ataque a las energías renovables». La organización ecologista BUND habla de «un nuevo golpe contra la transición energética». Y la empresa energética 1KOMMA5° ha presentado una queja ante la Comisión Europea, ya que considera que las subvenciones a las centrales eléctricas de gas son anticompetitivas.

¿Qué es una subvención y qué no lo es? Una aclaración económica

La cuestión de si el impuesto previsto sobre la capacidad productiva constituye un subsidio no es meramente teórica, sino que tiene profundas consecuencias políticas y jurídicas. Desde una perspectiva económica, un subsidio es cualquier forma de ayuda financiera gubernamental que modifica un precio de mercado, incentiva inversiones que el mercado no realizaría por sí solo o proporciona ventajas a los agentes que no surgirían sin la intervención del gobierno.

Según esta definición, el gravamen por capacidad previsto es claramente una subvención: compensa a los operadores de centrales eléctricas por mantener capacidades que no serían rentables en condiciones normales de mercado. Por consiguiente, la Comisión Europea lo considera una ayuda estatal y debe aprobar el proyecto. De acuerdo con la normativa europea, los mecanismos de apoyo a la capacidad solo son admisibles si se demuestra que son necesarios y adecuados para garantizar la seguridad del suministro.

La diferencia con el recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG) es estructuralmente mínima: ambos instrumentos son gravámenes sobre el precio de la electricidad, financiados mediante el consumo, e incentivan las inversiones en tecnologías específicas que no serían económicamente viables sin este incentivo. El recargo de la EEG se diseñó para energías renovables; el nuevo recargo por capacidad está diseñado principalmente para centrales eléctricas de gas. El principio básico —la subvención cruzada organizada por el Estado a través del precio de la electricidad— es idéntico.

Sin embargo, una diferencia clave radica en la transparencia: durante años, el recargo EEG figuraba como un concepto aparte en la factura de la luz y era visible para todos los consumidores. El nuevo recargo por capacidad se integra en una estructura de recargos ya de por sí opaca, que para 2026 constará de tres componentes distintos. Además, el recargo EEG fue prácticamente abolido y sustituido por fondos presupuestarios, mientras que el nuevo recargo se añade directamente a la factura de la luz, precisamente el enfoque que se consideró políticamente inaceptable para el recargo EEG.

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El argumento de la seguridad del suministro: ¿necesidad o pretexto?

Los defensores del mercado de capacidad argumentan que la seguridad del suministro es una responsabilidad pública, lo que legitima la financiación gubernamental. La participación de las energías renovables en el consumo eléctrico alemán rondaba el 53 % en el primer trimestre de 2026. Se prevé que aumente hasta el 80 % en 2030. Con la creciente participación de fuentes volátiles como la eólica y la solar, aumenta inevitablemente la necesidad de capacidades gestionables que puedan intervenir durante los periodos de baja generación de energía eólica y solar.

Actualmente, Alemania cuenta con aproximadamente 35,6 gigavatios de capacidad instalada de gas natural. Una central eléctrica moderna de gas genera entre 500 y 800 megavatios de potencia, según su diseño. La planificación de hasta doce gigavatios de nueva capacidad gestionable —diez de los cuales corresponderían a centrales de gas— parece técnicamente justificable en el contexto de la eliminación progresiva del carbón y los objetivos climáticos.

La cuestión crucial, sin embargo, no es si estas capacidades se adquirirán y financiarán, sino cómo. Los críticos del mercado de capacidad señalan que las licitaciones tecnológicamente neutrales, que también incluyen almacenamiento en baterías, soluciones de respuesta a la demanda y otras opciones de flexibilidad, podrían ser significativamente más económicas. Un estudio de Frontier Economics calculó que el almacenamiento en baterías podría reducir la necesidad de centrales eléctricas de gas hasta en nueve gigavatios, con ahorros sustanciales en costos de construcción y operación, así como una reducción de las emisiones de CO₂ de hasta 6,2 millones de toneladas. Por lo tanto, el diseño del mercado de capacidad, que efectivamente reserva diez de los doce gigavatios para centrales eléctricas de gas, puede criticarse con razón por su sesgo tecnológico.

Experiencias internacionales: lo que Europa nos enseña

Alemania no es el primer país en introducir un mercado de capacidad. Gran Bretaña lanzó un mercado de capacidad centralizado en 2014, y Bélgica, Irlanda, Italia y Polonia siguieron su ejemplo con modelos similares. Francia fue el único país europeo que inicialmente optó por un enfoque descentralizado, pero la experiencia operativa a partir de 2017 demostró su menor eficacia, lo que hizo necesaria la incorporación de mecanismos centralizados.

La experiencia de estos países demuestra que, en principio, los mercados de capacidad pueden garantizar la seguridad del suministro, pero un diseño bien concebido es fundamental para evitar asignaciones erróneas y costes innecesarios. Resulta especialmente importante el factor de reducción de capacidad (nota: término técnico para la evaluación realista de la disponibilidad), es decir, la evaluación realista de la capacidad realmente disponible cuando se necesita, así como evitar los excesos de capacidad, que incrementan innecesariamente los costes para los consumidores.

Una crítica clave a la propuesta alemana es que el criterio a largo plazo de diez horas de suministro eléctrico ininterrumpido está diseñado específicamente para centrales eléctricas de gas y perjudica estructuralmente el almacenamiento y otras soluciones de flexibilidad. Por lo tanto, el enfoque alemán es más una herramienta de control tecnológico que una verdadera competencia por la capacidad.

El cambio de sistema: Del mercado exclusivamente energético al mercado de capacidad

La introducción de un mercado de capacidad no se limita a la financiación de centrales eléctricas individuales, sino que supone un cambio de paradigma fundamental en el diseño del mercado eléctrico alemán. Hasta ahora, este mercado se concebía explícitamente como un mercado exclusivamente energético, donde las fuerzas del mercado determinaban las decisiones de inversión. Los mercados de capacidad, en cambio, están organizados por el Estado y sustituyen el mecanismo de mercado por la planificación gubernamental.

Para un país cuya identidad económica se basa firmemente en su compromiso con la economía social de mercado, este paso resulta notable. La ironía reside en que es un ministro de Economía de la CDU, quien aboga retóricamente por el liberalismo de mercado y la reducción de subsidios, quien da este paso hacia una mayor planificación estatal. En su forma más pura, el mercado de capacidad es la antítesis de un instrumento de mercado: sustituye el precio como indicador por licitaciones estatales y remuneración garantizada.

La transición de un mercado exclusivamente energético a un mercado de capacidad tiene su propia lógica, que trasciende las preferencias políticas. Con una cuota objetivo del 80 % para las energías renovables y la caída de los precios mayoristas debido a los bajos costes marginales de la energía eólica y solar, el mercado exclusivamente energético pierde su función de incentivo para la inversión en capacidad gestionable. El problema fundamental es sistémico y no una invención política de Reiche, pero la solución reside en una decisión política.

Comparación: Recargo por EEG y recargo por capacidad en contraste

Se pueden identificar con precisión los paralelismos y las diferencias estructurales entre el recargo por EEG y el recargo por capacidad planificada:

La tabla ilustra que ambos instrumentos son gravámenes estatales que subvencionan tecnologías específicas. Tras su abolición, el gravamen EEG fue criticado por ser demasiado caro y no estar suficientemente orientado al mercado. El gravamen de capacidad previsto comparte las mismas características estructurales.

Política fiscal, fondos especiales y la cuestión de la honestidad fiscal

Otro aspecto que complica el debate es el contexto fiscal. El recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG) no se suprimió en 2022/2023 por el fin de las subvenciones a las energías renovables, sino porque su financiación se transfirió al fondo especial del Fondo para el Clima y la Transformación (KTF). El KTF contaba con un presupuesto aproximado de 180.000 millones de euros y estaba destinado, entre otras cosas, a financiar la supresión del recargo de la EEG. Por lo tanto, los consumidores dejaron de ver el recargo en sus facturas de electricidad, pero los costes siguieron sufragándose con dinero de los contribuyentes.

Tras la sentencia del Tribunal Constitucional Federal sobre el freno de la deuda y la consiguiente crisis presupuestaria para la coalición gobernante, los fondos asignados al KTF (Fondo de Transparencia de Kiel) se redujeron significativamente. El gobierno federal, liderado por Friedrich Merz, se enfrenta al problema de que los grandes proyectos de inversión —centrales eléctricas de gas, infraestructuras y la transición energética— ya no pueden financiarse arbitrariamente mediante fondos especiales. Por lo tanto, el nuevo impuesto sobre las tarifas eléctricas constituye también una respuesta presupuestaria al freno de la deuda: lo que el Estado ya no puede gastar directamente, lo financia mediante gravámenes obligatorios que no se consideran formalmente gastos públicos.

Desde una perspectiva económica, esta distinción no es trivial. Un gravamen sobre el precio de la electricidad es un cargo obligatorio que afecta a todos los consumidores, independientemente de su situación económica. Su efecto distributivo es regresivo: los hogares más pobres, que destinan una mayor proporción de sus ingresos a la energía, soportan una carga proporcionalmente mayor que los más ricos. La financiación directa de los hogares podría, al menos en teoría, lograr un mayor equilibrio social mediante una tributación progresiva. Desde el punto de vista de la justicia social, volver a este gravamen representa, por lo tanto, un retroceso.

Entre el mercado y el Estado: La verdad sobre la política energética que ningún partido quiere escuchar

La respuesta honesta en materia de política energética a la pregunta de si el gravamen por capacidad es una subvención es: Sí, sin lugar a dudas. Y se trata de una subvención que se vuelve necesaria por las mismas razones estructurales que hicieron necesaria la subvención EEG: porque el mercado eléctrico por sí solo no proporciona suficientes incentivos a la inversión para capacidades socialmente deseables pero económicamente inviables.

La diferencia radica en que el recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG, por sus siglas en inglés) impulsó tecnologías que inicialmente requerían financiación inicial y que ahora son en gran medida competitivas sin subvenciones. Las centrales fotovoltaicas y eólicas han completado su curva de aprendizaje; los costes han disminuido drásticamente. Las centrales de gas, en cambio, que solo operan unos pocos días al año y sirven de respaldo durante los periodos de baja producción eólica y solar, seguirán dependiendo estructuralmente de las subvenciones gubernamentales, ya que su modelo de negocio no se basa en la operación a plena carga, sino en la disponibilidad. Por lo tanto, la subvención no es una fase de madurez del mercado, sino un componente permanente del sistema.

Esta constatación pone fin a cualquier ingenuidad ideológica en la política energética alemana. No existe la seguridad energética gratuita. Quien desee ambas cosas —la eliminación progresiva del carbón y la energía nuclear, y un suministro eléctrico fiable incluso en periodos de baja producción eólica y solar— debe pagarlo. Las únicas preguntas son quién paga y con qué transparencia. Quienes condenan las subvenciones gubernamentales a las energías renovables como tales y defienden las subvenciones a las centrales eléctricas de gas como instrumento para garantizar el suministro argumentan desde una perspectiva política, no económica.

Previsiones y perspectivas: ¿Qué les espera a los consumidores y a la industria?

El impacto financiero inmediato en los hogares y la industria dependerá del diseño del mercado de capacidad. Con un impuesto de dos céntimos por kilovatio-hora, un hogar de cuatro personas con un consumo anual de 4000 kilovatios-hora pagaría aproximadamente 80 euros más al año. Las industrias de alto consumo energético, que ya sufren considerablemente las consecuencias de los precios de la energía en Alemania, tendrían que recaudar aproximadamente dos millones de euros adicionales por cada 100 gigavatios-hora de consumo anual.

A largo plazo, la Asociación Alemana de Industrias de Nuevas Energías (BNE) ha calculado costes totales de entre 340.000 y 435.000 millones de euros a lo largo de dos décadas. Estas cifras hacen transparentes, por primera vez, los costes estructurales asociados a un mercado centralizado de capacidad. En comparación, las subvenciones totales de la Ley de Energías Renovables (EEG) hasta 2021 costaron directamente aproximadamente 476.000 millones de euros. El nuevo mercado de capacidad operaría a una escala similar, pero con una tecnología diferente.

Las licitaciones comenzarán en 2026, y las centrales eléctricas estarán conectadas a la red en 2031. Se prevé un nuevo marco de licitación para un mecanismo integral de capacidad a partir de 2027, que entrará en vigor en 2032. Alemania entra así definitivamente en la era de la planificación estatal del mercado eléctrico, y lo hace con un gobierno comprometido programáticamente con el mercado. Esto no es una contradicción en la práctica, sino en la retórica.

Conclusiones: La gramática de las subvenciones

Las subvenciones han tenido una historia peculiar en la política energética alemana. Cuando el anterior gobierno de coalición abolió el recargo de la Ley de Energías Renovables (EEG), se celebró como una medida de alivio, aunque los costes simplemente se trasladaron. Ahora, cuando el nuevo gobierno federal planea un recargo por capacidad, se presenta como una inversión en seguridad de suministro, aunque estructuralmente se trata del mismo instrumento.

Lo crucial no es si se prefieren las centrales eléctricas de gas o las energías renovables —ese es un debate legítimo sobre política energética—. Lo crucial es la coherencia de la argumentación. Quienes critican las subvenciones gubernamentales a las energías renovables por considerarlas distorsiones del mercado no pueden, a su vez, presentar las subvenciones gubernamentales a las centrales eléctricas de gas como parte natural de una economía de mercado. Ambas son subvenciones. Ambas se justifican con la misma lógica: sin incentivos gubernamentales, no se realizarán suficientes inversiones socialmente deseables.

La gramática de las subvenciones sigue siendo la misma, aunque cambie el vocabulario. Y los consumidores pagarán, ya sea a través de sus facturas de electricidad, del presupuesto federal o de ambos. La declaración más honesta que la política energética alemana podría hacer actualmente es: garantizar el suministro cuesta dinero, y alguien tiene que pagarlo. Todo lo demás es mera retórica política.

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