La liberalización del mercado eléctrico: el mismo error, treinta años después: por qué el auge de las baterías en Alemania se encamina actualmente hacia el desastre

Burocracia en lugar de electricidad: cómo los operadores de la red eléctrica están bloqueando el mercado de almacenamiento en Alemania

Déjà vu de la transición energética: Alemania está repitiendo un error fatal de la década de 1990

El mercado alemán de almacenamiento de energía en baterías está experimentando un auge sin precedentes; sin embargo, una parte significativa de esta capacidad nunca llega a los consumidores. Mientras los promotores de proyectos invierten miles de millones en nuevas instalaciones, su puesta en marcha se ve cada vez más obstaculizada por un vacío regulatorio fatal en materia de conexión a la red. En lugar de normas uniformes y procesos transparentes, los inversores se topan con la arbitrariedad burocrática de los monopolios locales de la red. La situación recuerda a un déjà vu histórico: en 1998, la liberalización del mercado eléctrico estuvo a punto de fracasar precisamente por este "acceso negociado a la red", hasta que los legisladores intervinieron con regulaciones estrictas en 2005. Hoy, treinta años después, este error se repite en el mercado del almacenamiento. Los consumidores de electricidad están sufriendo las consecuencias: debido a que las baterías terminadas se mantienen fuera de la red, los costes de gestión de la congestión se disparan hasta alcanzar miles de millones. Si la transición energética no quiere fracasar por falta de infraestructura, los responsables políticos deben aprender de la historia y regular de una vez por todas el acceso a la red para los sistemas de almacenamiento de forma coherente.

Alemania está repitiendo un error normativo, y la transición energética está pagando las consecuencias

La sombra de 1998: Una liberalización que no fue una

En abril de 1998, entró en vigor en Alemania la Ley de la Industria Energética modificada, que abrió formalmente el mercado eléctrico alemán. Millones de hogares y empresas podrían elegir libremente a su proveedor de electricidad. La promesa era ambiciosa, pero la realidad fue desalentadora. Alemania optó por un modelo que no se utilizaba en ningún otro Estado miembro de la Unión Europea: el acceso negociado a la red. En lugar de una normativa gubernamental uniforme, los participantes del mercado negociarían entre sí las condiciones bajo las cuales un nuevo proveedor de electricidad podría utilizar las redes de los operadores ya establecidos.

El problema era evidente y estructuralmente irresoluble: cualquiera que tenga que negociar con un monopolista sin reglas, plazos ni estándares mínimos inevitablemente negocia desde una posición de debilidad. Los nuevos operadores de electricidad tuvieron que llegar a acuerdos individuales con cada uno de los aproximadamente 1000 operadores de red que existían en Alemania en aquel momento, en relación con los precios de transmisión, los procedimientos de facturación y las especificaciones técnicas. Los denominados acuerdos sectoriales —VV I de 1998, VV II de 1999 y VV II+ de 2001— tenían como objetivo crear estándares sectoriales voluntarios, pero finalmente fracasaron por carecer de mecanismos de aplicación. Los operadores de red podían retrasar las consultas, imponer precios exorbitantes o simplemente ignorarlas, legalmente, ya que no existían sanciones vinculantes. Solo unos pocos proveedores nuevos, particularmente persistentes, sobrevivieron a esta táctica de desgaste.

El punto de inflexión de 2005: Cómo la regulación crea mercados

Siete años después de la liberalización formal, el poder legislativo llegó a las conclusiones necesarias. El 13 de julio de 2005 entró en vigor la Segunda Ley de Reorganización de la Legislación Energética, poniendo fin al enfoque especial de Alemania sobre el acceso negociado a la red. Con la modificación de la Ley de la Industria Energética (EnWG), se introdujeron normas uniformes y vinculantes para el acceso a la red en todo el país, acompañadas de cuatro ordenanzas sobre acceso y tarifas de red. Al mismo tiempo, la Agencia Federal de Redes de Electricidad, Gas, Telecomunicaciones, Correos y Ferrocarriles, tal como existe hoy, asumió sus responsabilidades específicas del mercado energético y, por lo tanto, la función de supervisión de la regulación de la red.

El efecto fue inmediatamente perceptible. Con procesos claros, plazos estandarizados y la posibilidad de que las autoridades procesaran las infracciones, se crearon por primera vez oportunidades reales e igualitarias para los nuevos participantes del mercado. Cambiar de proveedor se volvió prácticamente factible y la competencia surgió en la práctica, no solo en teoría. Lo que el mercado no pudo lograr por sí solo en siete años, el poder legislativo lo consiguió en tan solo unos meses: una infraestructura funcional para la competencia. Esta es la lección fundamental e imperecedera del mercado eléctrico de finales de la década de 1990, y se está repitiendo en Alemania en 2026 de una manera sorprendentemente directa.

Déjà vu en el mercado del almacenamiento: crecimiento sin un marco regulatorio

El mercado de almacenamiento de baterías en Alemania está experimentando un crecimiento sin precedentes. A finales de 2025, alrededor de 2,4 millones de sistemas de almacenamiento de baterías estacionarias con una capacidad total superior a 25 gigavatios-hora estaban en funcionamiento en todo el país, lo que supone un aumento de cinco veces con respecto a 2020. Tan solo en el primer trimestre de 2026, se instalaron más de dos gigavatios-hora adicionales, elevando el total a unos 28 gigavatios-hora. El mercado de sistemas de almacenamiento a gran escala en el rango de megavatios casi duplicó su capacidad en 2025, pasando de unos 450 megavatios a 842 megavatios de capacidad instalada. Y la cartera de proyectos para 2026 comprende otros 3,4 gigavatios, aunque los expertos del sector prevén que la implementación real será inferior a estas previsiones, no por falta de demanda, tecnología o capital insuficiente, sino más bien por un déficit regulatorio estructural en la conexión a la red.

El paralelismo con la liberalización del mercado eléctrico de 1998 no es metafórico, sino mecánico: incluso hoy, no existe un marco regulatorio nacional vinculante para la conexión de sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala a la red. Los operadores de la red pueden formular requisitos técnicos, establecer plazos o incluso dejar consultas sin respuesta a su antojo. Los desarrolladores de proyectos se enfrentan al mismo dilema que los comercializadores de electricidad de principios de siglo: negocian con monopolistas sin reglas, sin plazos y sin vías de apelación efectivas. El acceso negociado a la red, oficialmente superado en el mercado eléctrico desde 2005, persiste en el mercado de almacenamiento de baterías de 2026, con las mismas consecuencias disfuncionales.

Cuellos de botella técnicos: Donde los sistemas de almacenamiento terminados esperan aceptación

Conectar un sistema de almacenamiento de baterías de gran capacidad a la red eléctrica no es un proceso sencillo de conectar y usar. Comienza con la identificación de un punto de conexión adecuado, es decir, el punto de entrada física y técnicamente apropiado a la red eléctrica. Este paso inicial puede llevar meses, ya que los operadores de la red no están obligados legalmente a responder a las solicitudes en plazos definidos. A esto le sigue el desarrollo de un concepto de medición, la coordinación de los sistemas de protección y control, las pruebas de retroalimentación de la red y, finalmente, la puesta en marcha. Cada uno de estos pasos es, en principio, responsabilidad del operador de la red, quien, sin embargo, no tiene ningún incentivo económico para acelerar el proceso.

El resultado es una serie de situaciones paradójicas cada vez más frecuentes en Alemania: sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala, con presupuestos multimillonarios, ya instalados y técnicamente listos para operar, no pueden suministrar electricidad porque la aprobación del operador de la red aún está pendiente. En el sector, los retrasos se miden no en semanas, sino en trimestres. Inversores y promotores de proyectos denuncian consultas sin respuesta, requisitos que superan con creces lo técnicamente necesario para el funcionamiento de la red y normativas incoherentes a nivel regional: lo que funciona a la perfección para un operador de la red de distribución falla debido a la opacidad burocrática del operador vecino. Esto dista mucho de ser lo que se podría llamar eficiencia económica.

La dimensión macroeconómica del fracaso regulatorio

El daño no es abstracto. Se puede cuantificar en cifras reales. En 2024, el coste total de la gestión de la congestión de la red eléctrica en Alemania ascendió a aproximadamente 2780 millones de euros. En 2025, estos costes alcanzaron los 3100 millones de euros. Estas cantidades, que en última instancia se repercuten a todos los consumidores de electricidad en forma de tasas de red, se deben principalmente a que la red eléctrica carece de recursos de flexibilidad suficientes para equilibrar la oferta y la demanda. Se limita la producción de los parques eólicos, se incrementa la producción de las centrales eléctricas convencionales para compensar la demanda actual y el comercio transfronterizo de energía genera costes adicionales; todo ello porque los sistemas de almacenamiento de baterías, que podrían amortiguar esta congestión de la red de forma rentable, no están conectados a la red o no tienen incentivos para operar de forma sostenible.

Sin embargo, las ineficiencias sistémicas son más profundas. Los sistemas de almacenamiento de baterías son técnicamente capaces de reducir las cargas máximas, compensar las fluctuaciones de frecuencia y resolver los cuellos de botella locales. Podrían sustituir parte de la costosa energía de equilibrio generada con combustibles fósiles, reducir la necesidad de nuevas expansiones de la red y actuar como una interfaz flexible entre la fluctuación de la energía renovable inyectada a la red y el consumo constante. Este potencial permanece sin explotar mientras el acceso al mercado dependa de la buena voluntad de los operadores de red individuales. El Ministerio Federal Alemán de Economía y Energía prevé que la capacidad de almacenamiento instalada deberá aumentar a alrededor de 100 gigavatios-hora para 2030 para mantener la transición energética en marcha. La brecha entre este objetivo y la realidad actual se debe a fallos regulatorios, no a limitaciones técnicas.

El laberinto regulatorio de 2026: Muchas leyes, ningún sistema

Sería injusto afirmar que los legisladores no han abordado el problema. Para 2026, el marco regulatorio para el almacenamiento de baterías es más denso que nunca, pero no por ello más coherente. La enmienda a la Ley de la Industria Energética (EnWG) de noviembre de 2025 reconoce explícitamente, por primera vez, las instalaciones de almacenamiento a gran escala como infraestructura privilegiada, prometiendo procesos de permisos acelerados y la digitalización de los procedimientos de conexión a la red. Sin embargo, la Ley de Aceleración de la Energía Geotérmica, aprobada simultáneamente, restringe inmediatamente este privilegio: las exenciones de planificación de edificios ahora solo se aplican a las instalaciones de almacenamiento dentro de un radio de 200 metros de las subestaciones o en las inmediaciones de grandes centrales generadoras. La mano izquierda quita lo que la derecha dio.

En lo que respecta a las conexiones a la red, el Código Alemán de Construcción (Baugesetzbuch) proporcionará, como mínimo, certeza en la planificación de los procedimientos de permisos en zonas rurales a partir de 2026, con sistemas de almacenamiento de baterías con una capacidad de almacenamiento de un megavatio-hora o más que ahora reciben un trato preferencial explícito. Paralelamente, los cuatro operadores del sistema de transmisión alemán (50Hertz, Amprion, TenneT Germany y TransnetBW) sustituyeron el anterior principio de "primero en llegar, primero en ser atendido" para la asignación de capacidades de conexión a la red de alta tensión por un procedimiento denominado "evaluación de madurez" el 1 de abril de 2026. Este procedimiento evaluará los proyectos en función de criterios como la adquisición de terrenos, el estado de los permisos, el concepto técnico, la viabilidad económica y los beneficios para la red y el sistema. Se cobrará una tasa fija de 50 000 € por cada solicitud; si se acepta una oferta de conexión, se deberá abonar un depósito adicional de 1500 € por megavatio.

El procedimiento de evaluación de madurez supone una mejora respecto a un estado totalmente desregulado, pero no resuelve el problema fundamental: solo se aplica a la red de alta tensión de los cuatro operadores del sistema de transmisión. Los operadores del sistema de distribución, mucho más numerosos, de media y baja tensión, no se ven afectados por ningún procedimiento vinculante comparable. Para un proyecto de baterías a gran escala que se conectará no a la red de alta tensión, sino a una red de distribución regional, siguen vigentes las antiguas normas de acceso negociado a la red. La coexistencia de excepciones, periodos transitorios, actos jurídicos paralelos y la falta de mecanismos transitorios crea un vacío regulatorio que plantea con frecuencia desafíos de planificación insuperables incluso para planificadores de proyectos experimentados.

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AgNes y la cuestión de la remuneración: incentivos sin fundamento

Si bien el problema estructural de la conexión a la red sigue sin resolverse, la Agencia Federal de Redes está abordando una reforma fundamental del sistema de tarifas de red en el marco del procedimiento de determinación del AgNes (Sistema General de Tarifas de Red para la Electricidad). El enfoque se centra en la abolición prevista de la exención general de tarifas de red durante 20 años para las instalaciones de almacenamiento, que hasta ahora se aplicaba según el artículo 118, párrafo 6, de la Ley de la Industria Energética (EnWG). Esta será reemplazada por un sistema diferenciado de componentes de financiamiento e incentivos: las tarifas de red con función de financiamiento garantizan la participación en los costos de la red, mientras que los precios dinámicos de la energía con función de incentivo buscan recompensar el comportamiento de servicio al sistema por parte de las instalaciones de almacenamiento, es decir, la carga durante los períodos de sobrecapacidad de la red y el suministro de energía a la red durante las situaciones de cuello de botella.

La Agencia Federal de Redes justifica esta reorganización con los requisitos del derecho europeo: una exención general de las instalaciones de almacenamiento no es sostenible bajo el derecho europeo y no favorece la política energética. Desde la perspectiva de la agencia, los incentivos para el comportamiento solo pueden crearse si se aplican tarifas de red de forma generalizada. Las asociaciones del sector, en especial la Asociación Alemana de Almacenamiento de Energía (BVES) y la Asociación Alemana de Nuevas Industrias Energéticas (bne), discrepan vehementemente. Exigen una protección estricta para las inversiones basada en el marco legal anterior y advierten sobre una obligación retroactiva de pago de tarifas que podría aplicarse a partir del 2 de septiembre de 2021. Para los proyectos en curso, dicha regulación equivaldría a una expropiación parcial de su rentabilidad calculada. La incertidumbre de inversión creada por este vaivén regulatorio dificulta aún más las nuevas inversiones, sumándose a las barreras existentes para la conexión a la red.

La conectividad de red como punto ciego: el potencial desaprovechado

Un error particularmente grave se refiere al funcionamiento de los sistemas de almacenamiento de baterías como apoyo a la red eléctrica. La distinción es fundamental, tanto técnica como económicamente: un sistema de almacenamiento que opera exclusivamente en función del arbitraje —cargando a bajo costo y descargando a alto costo, basándose únicamente en los precios mayoristas de la electricidad— puede tener un efecto procíclico en la congestión de la red. Por otro lado, un sistema de almacenamiento que opera como apoyo a la red se carga específicamente cuando la red local está sobrecargada y suministra energía cuando se producen cuellos de botella. Esto reduce la necesidad de redistribución, alivia la presión sobre la infraestructura y disminuye los costos de expansión de la red.

Este valor añadido sistémico actualmente no se compensa adecuadamente ni se aplica sistemáticamente. La Agencia Federal de Redes reconoce el problema: las tarifas dinámicas de red pretenden incentivar el comportamiento de servicio al sistema de las instalaciones de almacenamiento en la red de transmisión y en el nivel de alta tensión a partir de 2029. Sin embargo, esto también es un instrumento de incentivo, no una herramienta para la participación en el mercado. Antes de que las instalaciones de almacenamiento puedan operar como servicio a la red, primero deben conectarse a ella, en condiciones justas, uniformes y transparentes. Mientras el acceso a la red permanezca sin regular, cualquier debate sobre estructuras de incentivos y sistemas de tarifas carece de fundamento. Es como debatir el reglamento parlamentario antes incluso de que esté claro quién tendrá acceso.

El proceso de aprendizaje institucional: qué funcionó en 2005 y qué falta hoy

En 2005, las condiciones para una reforma regulatoria exitosa del acceso a la red eléctrica eran extraordinariamente claras: existía voluntad política en el Ministerio de Asuntos Económicos, presión europea a través de las Directivas de Aceleración de la UE de 2003 y una autoridad recién creada con un mandato regulatorio explícito. La Agencia Federal de Redes no solo recibió la supervisión, sino también la facultad de establecer estándares, revisar las tarifas de la red y sancionar las infracciones. El resultado fue un cambio de paradigma: el acceso negociado a la red se convirtió en acceso regulado, y un mercado simulado se transformó en un mercado real.

Lo que falta en 2026 es la aplicación coherente de este modelo al mercado del almacenamiento. En principio, existen los requisitos institucionales. La Agencia Federal de Redes cuenta con la experiencia y las herramientas necesarias. El Ministerio de Asuntos Económicos y Energía tiene la responsabilidad política. Las normativas de la UE, en particular la Directiva de Energías Renovables (RED III) y la nueva Directiva del Mercado Eléctrico, proporcionan el marco normativo para la integración de los sistemas de almacenamiento. Lo que falta es la voluntad política para implementar este marco de manera vinculante e integral. En cambio, prevalece un enfoque fragmentado: trato preferencial en las normativas de construcción, cambios de procedimiento para los operadores de sistemas de transmisión y debates sobre tarifas en otros ámbitos. Todavía falta un marco regulatorio coherente y sistémico para el acceso regulado a la red de los sistemas de almacenamiento de baterías, similar a la modificación de 2005 de la Ley de la Industria Energética.

Las condiciones del marco regulado como catalizador del crecimiento

La lógica económica subyacente a la demanda de mayor regulación es contraintuitiva, pero está empíricamente comprobada: no es la reducción de la regulación lo que crea mercados, sino una regulación bien diseñada. El mercado eléctrico posterior a 2005 es el caso de estudio específico de Alemania. A nivel internacional, existen otros ejemplos: en Gran Bretaña, el régimen de Contratos por Diferencia (CFD) permitió un rápido crecimiento del mercado de almacenamiento, ya que unas normas claras generaron certeza en la planificación y, por ende, una mayor disposición a invertir. En Estados Unidos, la Orden 841 de 2018 de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) reguló explícitamente la participación de las instalaciones de almacenamiento en los mercados mayoristas, movilizando así un capital considerable.

El acceso regulado a la red eléctrica para sistemas de almacenamiento de baterías en Alemania implicaría esencialmente tres cosas: primero, estándares uniformes y vinculantes a nivel nacional para las conexiones a la red, con plazos definidos, requisitos técnicos estandarizados y un procedimiento de reclamaciones manejable; segundo, criterios claros y comprensibles para los modos de operación neutros y de apoyo a la red de los sistemas de almacenamiento; y tercero, un mecanismo de remuneración por los servicios reales de apoyo al sistema, que incentive a los operadores de almacenamiento no solo a optimizar las ganancias por arbitraje, sino también a contribuir activamente a la estabilidad de la red. Todo esto es técnicamente factible e institucionalmente implementable. Lo que falta es el marco, no el contenido.

Entre la brecha en la planificación y la implementación: Los gigavatios perdidos

La brecha entre lo posible y lo que se logra no es un concepto abstracto. A finales de 2025, la cartera de proyectos de almacenamiento de energía en baterías a gran escala en Alemania comprendía un total de 9,5 gigavatios, de los cuales 5,6 gigavatios estaban programados para conectarse a la red a finales de 2026 y 2027. La evaluación más realista de los analistas de mercado parte de la base de que una parte significativa de estos proyectos no se completará a tiempo debido a retrasos en la conexión a la red. Cada gigavatio de capacidad de almacenamiento de energía en baterías que no entra en funcionamiento según lo previsto representa un volumen de inversión de entre 500 millones y 1.000 millones de euros que queda sin utilizar, y una consiguiente pérdida de flexibilidad para el sistema eléctrico.

La propia Agencia Federal de Redes ha señalado que una expansión descontrolada de las conexiones a la red para el almacenamiento de baterías hasta 500 gigavatios sobrecargaría la red y dispararía los costos. Esta afirmación es técnicamente correcta, pero no debe interpretarse como un argumento en contra de la regulación, sino más bien como un argumento a favor de una regulación inteligente. No todas las conexiones tienen sentido, no toda capacidad es beneficiosa para el sistema; precisamente por eso, se necesitan criterios transparentes para la priorización y la toma de decisiones, y no decisiones informales de operadores de red individuales basadas en su propio criterio. El procedimiento de evaluación de la madurez para los operadores de sistemas de transmisión es un paso en la dirección correcta, pero solo aborda un extremo de la cadena de valor y deja intacta la red de distribución.

Opciones de reforma: ¿Qué implicaría realmente el acceso regulado a la red?

Un sistema regulado de acceso a la red para sistemas de almacenamiento de baterías, que tome en serio las lecciones aprendidas entre 1998 y 2005, tendría que abordar esencialmente cinco dimensiones. Primero, se necesitan plazos de solicitud vinculantes: los operadores de la red deben estar obligados a responder a las solicitudes de conexión dentro de plazos definidos, comunicar los cuellos de botella de capacidad de forma transparente y justificar los rechazos con razones técnicas verificables. Segundo, se requieren estándares técnicos mínimos estandarizados a nivel nacional para la conexión y operación de sistemas de almacenamiento de baterías. Estos estándares salvaguardan el interés legítimo de los operadores de la red en la estabilidad de la red sin permitir ningún requisito especial adicional. Tercero, los costos del proceso deben distribuirse equitativamente: los subsidios a los costos de construcción no deben sobrecargar a los desarrolladores de proyectos hasta tal punto que las inversiones se vuelvan antieconómicas, como critica con razón la Sociedad Alemana de Energía de Baterías (BVES).

En cuarto lugar, hace tiempo que se necesita un conjunto claro de reglas para prácticas operativas respetuosas con la red eléctrica. Las instalaciones de almacenamiento que demuestren operar de manera respetuosa con la red no solo deberían ser recompensadas con tarifas dinámicas por el uso de la red, sino también recibir acceso preferencial a la misma. Esto crea incentivos para un comportamiento económicamente deseable y evita los sistemas de almacenamiento de arbitraje erráticos criticados por la Agencia Federal de Redes. En quinto lugar, se necesita una autoridad reguladora independiente con verdaderas facultades sancionadoras, y en este sentido la Agencia Federal de Redes ya tiene la obligación de utilizar sus instrumentos existentes de forma más coherente. El paralelismo con 2005 también es evidente: solo cuando la autoridad reguladora tuvo realmente las facultades y las utilizó, cambió el comportamiento de los operadores de la red.

Responsabilidad política en tiempos de agitación

No debe subestimarse la dimensión política de este asunto. Alemania atraviesa un periodo de acelerado cambio estructural en su suministro energético. La participación de las energías renovables en la generación de electricidad aumenta continuamente, la volatilidad de la inyección a la red crece y la necesidad de flexibilidad controlable aumenta proporcionalmente. El almacenamiento en baterías no es una tecnología complementaria en este contexto, sino una infraestructura del sistema que está asumiendo cada vez más la función que antes desempeñaban las centrales eléctricas de combustibles fósiles para cubrir las horas punta. Los responsables políticos han hecho hincapié en la necesidad de sincronizar mejor la expansión de las energías renovables con la expansión de la red, tanto espacial como temporalmente. El almacenamiento en baterías es un instrumento más rentable y de implementación más rápida que la expansión de la red, pero solo si puede integrarse realmente en ella.

La paradoja política reside en que, por un lado, los legisladores establecen ambiciosos objetivos de protección climática y de expansión de las energías renovables, mientras que, por otro, dejan incompleto el marco regulatorio para la infraestructura necesaria del sistema. Esto no es casualidad, sino el resultado de una compleja red de intereses: los operadores de la red eléctrica ya establecidos se benefician del statu quo y tienen pocos incentivos para limitar su margen de maniobra mediante normas vinculantes. Por otro lado, los nuevos actores —desarrolladores de proyectos, inversores, empresas tecnológicas— son numerosos y cuentan con un buen capital, pero están menos consolidados políticamente que el sector energético tradicional. Los legisladores se enfrentan, por tanto, al clásico reto regulatorio: deben crear un mercado que los participantes no pueden, o no quieren, crear por sí mismos.

El horizonte temporal es decisivo: regulación ahora o costes multimillonarios más adelante

El momento de esta decisión es crucial. Cada año sin acceso regulado a la red para el almacenamiento de energía en baterías es un año en el que la gestión de la congestión de la red cuesta miles de millones, en el que las inversiones no se realizan o se desvían al extranjero, y en el que la brecha entre el objetivo de expansión y la realidad se amplía. El gobierno alemán se ha fijado el objetivo de aumentar la capacidad instalada de almacenamiento de energía en baterías a unos 100 gigavatios-hora para 2030. Al ritmo actual de expansión y con el marco regulatorio vigente, este objetivo es prácticamente inalcanzable. La infraestructura existe, el capital está ahí, la tecnología está ahí; lo que falta es la clave regulatoria que abra la puerta.

La historia nos enseña que la enmienda de 2005 a la Ley de la Industria Energética (EnWG) tardó meses, no años, en surtir efecto. Normas uniformes, estándares exigibles y una autoridad reguladora competente pueden transformar los mercados rápidamente. Lo que Alemania necesita para el auge de las baterías en 2026 no es más paciencia, sino más determinación. El Ministerio Federal de Economía y Energía y la Agencia Federal de Redes cuentan conjuntamente con los instrumentos legales necesarios para llevar a cabo esta transformación. La cuestión no es técnica ni institucional. Es política.

Treinta años después del primer intento de liberalizar el mercado eléctrico alemán, y veinte años después del éxito de la solución regulatoria, Alemania se encuentra nuevamente en una encrucijada. El auge de las baterías es una realidad, la demanda es urgente y el plan para la solución se halla en los Archivos Federales. Sería un fracaso rotundo tener que aprender la misma lección dos veces.