La ilusión del precio de la electricidad: por qué el gas barato no reducirá su factura

Mercado de capacidad a partir de 2026: Por qué pronto pagarás por centrales eléctricas que ni siquiera están en funcionamiento

¿Alivio solo a partir de 2030? El grave error de cálculo en la estrategia del gas

La ministra federal de Economía, Katherina Reiche, promete una importante reducción en los precios de la electricidad para la década de 2030, basándose en una esperanza errónea: el gas importado barato. Sin embargo, un análisis más detallado del futuro diseño del mercado energético alemán revela que este cálculo no funcionará. Cuando las primeras centrales eléctricas de gas de alta capacidad se liciten en el llamado mercado de capacidad a partir de septiembre de 2026, la lógica económica cambiará radicalmente. Estas centrales permanecerán inactivas durante aproximadamente el 85% del año y funcionarán únicamente como reservas de emergencia. La remuneración ya no se basará principalmente en la electricidad generada, sino en la mera disponibilidad de las centrales, un modelo altamente intensivo en capital en el que el precio real del gas pasa a ser una consideración secundaria. En lugar de beneficiarse de menores costes de combustible, los consumidores privados y comerciales se enfrentan a la perspectiva de importantes cargas financieras adicionales en sus facturas de electricidad debido a los costes fijos de disponibilidad. Si bien ejemplos internacionales y estudios recientes han demostrado desde hace tiempo que una combinación flexible de energías renovables y almacenamiento sería la solución mucho más económica, los responsables políticos se aferran a un costoso proyecto a largo plazo basado en combustibles fósiles.

Cuando la política se basa en la esperanza en lugar de la física: Reservas costosas en vez de electricidad barata: ¿Quién paga la verdadera factura de las centrales eléctricas?

La ministra federal de Economía, Katherina Reiche, en una entrevista con la agencia de prensa alemana (dpa), expresó una expectativa que probablemente decepcionará a muchos consumidores: no se prevé una reducción significativa en los precios de la electricidad hasta la década de 2030. Cita explícitamente la importación de gas más barato, y no la mayor expansión de las energías renovables, como la clave para una menor demanda de electricidad en el futuro. Esta declaración se difundió a través del portal de noticias de dpa y, por lo tanto, apareció, en ocasiones sin editar, en decenas de medios de comunicación, incluido el Süddeutsche Zeitung, que marcó su versión como reproducción directa. La idea central es, esencialmente, la siguiente: cuanto más barato puedan comprar gas los importadores, menores serán los costes de generación de electricidad y mejor podrán los consumidores absorber las fluctuaciones de precios.

A primera vista, esta lógica parece plausible. Quienes piensan en centrales eléctricas de gas imaginan instalaciones que queman gas continuamente para generar electricidad, siendo el precio de compra del combustible el componente de mayor costo. En este escenario, un precio del gas más bajo tendría, sin duda, un impacto directo en los costos de la electricidad. El problema: esta visión no se ajusta a las centrales eléctricas que, de hecho, se licitarán a partir de septiembre de 2026.

Por qué una central eléctrica que apenas funciona altera la lógica de los precios del gas

A partir de septiembre de 2026, el Gobierno Federal alemán convocará licitaciones para nuevas centrales eléctricas de gas de alta capacidad, que se construirán en el marco de un mercado de capacidad de nueva creación. El primer plazo para presentar ofertas en este mercado de capacidad es el 8 de septiembre de 2026, según se indica en el boletín informativo del Ministerio Federal de Economía y Energía. La base legal para ello es la Ley de Garantía del Suministro Eléctrico y de Provisión de Nuevas Capacidades (StromVKG), aprobada por el Bundestag el 9 de julio de 2026. El objetivo de estas centrales está claramente definido: sustituir a las centrales solares, eólicas, de almacenamiento en baterías y de bombeo cuando estas últimas no sean suficientes para cubrir la demanda de electricidad.

El tiempo de operación previsto para estas centrales eléctricas es de aproximadamente el 15 por ciento del año, lo que significa que las plantas están inactivas durante aproximadamente el 85 por ciento del tiempo. Esta baja utilización tiene una consecuencia económica crucial: para una central eléctrica que no está en funcionamiento la mayor parte del tiempo, los costos fijos de inversión para construcción y mantenimiento predominan, mientras que el precio del gas pasa a un segundo plano. El físico y experto en transformación Mario Buchinger destacó precisamente este punto en su análisis de la entrevista: los principales costos de estas centrales eléctricas de carga residual se incurren independientemente del número real de horas de operación porque son costos fijos de inversión, mientras que los costos operativos recurrentes, que incluyen el precio del gas, desempeñan un papel secundario con un tiempo de operación de solo el 15 por ciento anual.

El modelo de pago basado en el principio del departamento de bomberos

Para comprender por qué el precio del gas es prácticamente irrelevante para la rentabilidad de estas centrales eléctricas, conviene analizar el modelo de remuneración. El pago no se basa principalmente en la cantidad real de electricidad generada, sino en la disponibilidad para suministrar energía cuando se necesita, de forma similar al principio de un cuerpo de bomberos que cobra incluso si no se produce ningún incendio. Esta forma de remuneración funciona mediante un mecanismo de capacidad o mercado de capacidad.

El marco legal para esto ya se ha elaborado en detalle. Según la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG), los operadores reciben una compensación por mantener operativas capacidades como centrales eléctricas, instalaciones de almacenamiento o cargas flexibles, independientemente de si dicha capacidad se utiliza finalmente. Concretamente, se prevén inicialmente dos rondas de subasta de 4,5 gigavatios cada una, que suman un total de nueve gigavatios, lo que corresponde a aproximadamente 20 centrales eléctricas. Está prevista una nueva subasta de dos gigavatios para mayo de 2027. En general, el gobierno alemán prevé capacidades significativamente mayores a medio plazo: un documento interno del gobierno alemán y la Comisión Europea menciona entre 21 y 26 gigavatios adicionales en 2027, seguidos de otra subasta de entre tres y ocho gigavatios en 2029. En conjunto, los observadores hablan de una cifra superior a los 40 gigavatios de nueva capacidad de centrales eléctricas de gas, que ha sido aprobada por el acuerdo de principio con la Comisión Europea.

Otro detalle agrava la discrepancia entre el anuncio y el impacto económico: para los diez gigavatios de la primera ronda de licitación, se aplica un criterio a largo plazo que estipula que las plantas adjudicatarias deben poder suministrar energía a plena capacidad durante al menos diez horas consecutivas, independientemente de si dicha capacidad se utiliza en la práctica. La capacidad debe mantenerse disponible durante un período de 15 años y estar operativa para 2031. Por lo tanto, quienes invierten en este segmento calculan principalmente con una garantía de pago a 15 años por el suministro de capacidad, y no con la actividad comercial diaria en el mercado del gas.

Quienquiera que termine pagando la factura

Los costos de este nuevo sistema no se desvanecerán en el presupuesto nacional, sino que se trasladarán directamente a las facturas de electricidad de los consumidores privados y comerciales. Hasta 2032, el gobierno federal financiará inicialmente la construcción de las centrales eléctricas con fondos públicos mediante un préstamo, que deberá reembolsarse una vez implementado el mecanismo de plena capacidad. A partir de 2032, los consumidores de electricidad, tanto hogares como industria, asumirán los costos de la capacidad reservada, además del precio habitual de la electricidad. Asimismo, se prevé la creación de un mercado integral de capacidad en 2032, que garantizará la disponibilidad permanente de capacidad controlable suficiente dentro del sistema.

Desde una perspectiva legal, la granularidad del sistema de facturación es notable. Todos los proveedores de capacidad deben pagar al operador del sistema de transmisión la diferencia, multiplicada por su producción reducida, por cada 15 minutos en que el precio del mercado spot supere el precio de ejercicio acordado, independientemente de si se genera electricidad o no. Quienes se comprometen a largo plazo también deben cumplir con umbrales mínimos de inversión, como 201.000 € por megavatio de capacidad reservada para un compromiso de siete años y 431.000 € por megavatio para un compromiso de 15 años. Estas cifras ilustran que se trata de un plan de apoyo a largo plazo que requiere una gran inversión de capital y cuyos costos van mucho más allá de la mera adquisición de combustible.

La siguiente descripción general resume los aspectos clave del mercado de capacidad:

La narrativa de las energías renovables como factores determinantes de los precios

Un patrón recurrente en la comunicación pública de la Ministra Federal de Asuntos Económicos es la representación implícita de las energías renovables como un factor de costo y determinante del precio en el mercado eléctrico, mientras que el impacto de las crisis de combustibles fósiles en los precios de la energía apenas se aborda. Sin embargo, muchos expertos ven la eliminación gradual de la combustión de combustibles fósiles como una oportunidad para reducir la dependencia de futuras fluctuaciones geopolíticas y de precios impulsadas por el mercado. Cabe destacar también que, en la entrevista, cita como un logro de su mandato la continua legalización de los sistemas de calefacción de gas y petróleo para los consumidores, lo que subraya la orientación fundamental de la política energética del ministerio.

Al mismo tiempo, ya existe una normativa legal que funciona precisamente en sentido contrario: la Ley de Energía Solar de Pico, en vigor desde febrero de 2025, elimina la compensación por la reducción de kilovatios-hora de los sistemas fotovoltaicos cuando los precios de la electricidad son negativos. Quien, por un lado, niega a las energías renovables este mecanismo de compensación, ya de por sí reducido, y por otro, planifica un mecanismo de capacidad integral y altamente subvencionado para las centrales eléctricas de reserva de combustibles fósiles que solo paga por el suministro, está aplicando criterios diferentes a dos fenómenos de mercado comparables. Esta asimetría en la regulación de la política energética plantea la cuestión de qué criterios se utilizan realmente para determinar la elegibilidad para las subvenciones en el sistema energético alemán.

Lo que muestran los ejemplos internacionales sobre los costos y el desplazamiento del mercado

Un argumento clave que refuta la versión oficial proviene de comparaciones internacionales. En California y España, ya se observa cómo la combinación de energías renovables y almacenamiento en baterías está desplazando progresivamente a las centrales eléctricas de gas, dado que esta combinación resulta más rentable en muchas situaciones operativas. Esta dinámica de mercado contradice la premisa fundamental de que el gas importado más barato es el factor decisivo para la bajada de los precios de la electricidad. Por el contrario, la experiencia internacional sugiere que la expansión acelerada de la energía solar, la energía eólica y las tecnologías de almacenamiento sería el enfoque más eficaz y, a largo plazo, más rentable.

En el contexto alemán, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) proporciona una base científica detallada. En un estudio publicado en junio de 2026 sobre la transformación óptima en términos de costes del sistema energético alemán para 2045, los autores calcularon cómo debería ser un sistema energético para garantizar simultáneamente la seguridad continua del suministro, una alta resiliencia ante interrupciones y costes transparentes y comprensibles. En este modelo, la capacidad de reserva no la desempeñan principalmente nuevas centrales eléctricas de gas, sino una combinación de plantas de biogás, cogeneración y diversas tecnologías de almacenamiento, que sirven de base para la cobertura de la demanda residual. Un análisis que acompaña a esta investigación de Fraunhofer resume sucintamente el mensaje principal: un cambio de sistema en el marco de la transición energética ya es técnica y económicamente factible; el único factor crucial es la voluntad política para implementarlo.

La estrategia de centrales eléctricas como proyecto político a largo plazo

La historia del actual proceso de licitación se remonta a mucho antes de la reciente entrevista de la ministra. Incluso antes de que Katherina Reiche asumiera el cargo, el gobierno alemán había adoptado puntos clave de una denominada estrategia de centrales eléctricas, diseñada para incentivar la construcción de nuevas centrales eléctricas de gas con capacidad para utilizar hidrógeno y otras tecnologías para la generación de electricidad gestionable. Originalmente, el plan consistía en licitar nuevas capacidades gestionables de diez gigavatios, complementadas con incentivos adicionales para la transición al hidrógeno por un total de dos gigavatios para 2040 y otros dos gigavatios para 2043. Existe un plazo vinculante para todas las centrales eléctricas construidas bajo esta estrategia: deben estar completamente descarbonizadas, es decir, operar de manera climáticamente neutra, a más tardar en 2045.

El cronograma se retrasó repetidamente en su implementación práctica. Si bien la ministra inicialmente quería iniciar las primeras licitaciones en 2025, los expertos políticos de su propio partido, la CDU/CSU, lo consideraron poco realista y, en cambio, apuntaron al primer trimestre o primer semestre de 2026. La Agencia Federal de Redes, a su vez, señaló que podrían transcurrir varios meses entre la aprobación de la legislación subyacente y la primera licitación real. No fue hasta enero de 2026 que se llegó a un acuerdo de principio con la Comisión Europea sobre el cumplimiento del proyecto con las normas de ayudas estatales, aunque el procedimiento formal de ayudas estatales aún no se había completado en ese momento. Solo las centrales eléctricas de gas de nueva construcción pueden participar en la primera ronda de licitaciones; las centrales existentes no pueden participar en esta subasta inicial. Las centrales eléctricas de carbón son el único tipo de central eléctrica que está categóricamente excluida, mientras que la licitación es formalmente tecnológicamente neutral.

También cabe destacar la distribución regional prevista para las nuevas centrales. Un tercio de las centrales se construirán en el norte de Alemania, la región conocida como el norte en términos de tecnología de red, mientras que los dos tercios restantes se ubicarán en el sur, donde un incentivo específico para la red eléctrica actúa como mecanismo de orientación. Este enfoque regional en el sur de Alemania probablemente se deba a que se prevé que Renania del Norte-Westfalia y otros estados del oeste de Alemania eliminen por completo sus centrales eléctricas de carbón existentes en la década de 2030, tan pronto como dispongan de suficiente capacidad para cubrir las horas punta.

El encuadre como estrategia política y sus límites

La estrategia de comunicación de la Ministra Federal de Asuntos Económicos revela un patrón recurrente: se posiciona como la primera funcionaria en promover una mayor integración de las energías renovables en el mercado, mientras que, en su presentación pública, ignora en gran medida las regulaciones vigentes, como la Ley de Energía Solar de Alto Rendimiento. Observadores críticos, como el equipo editorial de Top Agrar, ya han calificado explícitamente de engañosa la afirmación de que el precio de la electricidad se reducirá gracias al gas más barato. Asimismo, parece probable que parte de la justificación de los contratos de suministro de gas a largo plazo, como el firmado por la empresa energética Uniper poco después de la entrevista, responda principalmente a intereses comerciales y geopolíticos de cobertura, y se base menos en un modelo de precios transparente y orientado al consumidor.

La objeción metodológica decisiva al argumento del ministro, sin embargo, no reside en los motivos políticos, sino en la simple estructura económica de las centrales eléctricas en cuestión. Una central que permanece inactiva el 85% del tiempo y cuya remuneración se basa principalmente en una prima de disponibilidad fija difícilmente puede mejorar su rentabilidad mediante un menor precio de compra del combustible, ya que este desempeña un papel secundario en el cálculo global. Los contratos de gas a largo plazo con países proveedores como Qatar o Canadá pueden ser sensatos por razones de seguridad de suministro y diversificación geopolítica. Sin embargo, como argumento para una reducción notable en las facturas de electricidad de los hogares alemanes en los próximos años, esta justificación no se sostiene ante la lógica económica inherente al mercado de capacidad planificado.

¿Qué significa esto para el debate sobre la energía asequible en Alemania?

La verdadera cuestión que surge de este análisis no radica tanto en si Alemania necesita nueva capacidad de generación eléctrica gestionable en los próximos años, sino más bien en qué tecnología debería asumir este papel de reserva de la manera más rentable. El estudio del Instituto Fraunhofer ISE sugiere que una combinación de biogás, cogeneración y diversos métodos de almacenamiento dentro de un sistema global optimizado en cuanto a costes podría desempeñar un papel mucho más importante que el que sugiere el actual enfoque político en las nuevas centrales eléctricas de gas. Para los inversores, los operadores de la red y, en última instancia, los consumidores privados, un análisis de costes y beneficios transparente e independiente de la tecnología sería más útil que la comunicación pública que se basa principalmente en los precios del gas para explicar la evolución futura de los precios de la electricidad.

Hasta que el mercado de capacidad esté plenamente operativo en 2032 y posteriormente, los costes de construcción de estas nuevas capacidades de reserva se irán repercutiendo gradualmente en las facturas de electricidad de los consumidores. Queda por ver si la bajada de los precios de compra del gas supondrá un alivio significativo, y en qué medida, dada la estructura de costes descrita, con costes de suministro predominantemente fijos y pocas horas de funcionamiento. Por lo tanto, quienes busquen predicciones fiables sobre los precios futuros de la electricidad deberían centrarse menos en las declaraciones individuales de los entrevistados y más en el diseño real de las condiciones de la licitación, el nivel de las primas por capacidad y el ritmo al que se integren en el sistema alternativas más rentables como las energías renovables, el almacenamiento y la cogeneración.