La transición energética de Alemania: entre una expansión récord y un fallo del sistema – Imagen: Xpert.Digital
Miles de millones en costes de energía fantasma y precios negativos en el mercado eléctrico: el fallo fatal del sistema de electricidad verde
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Alemania está expandiendo sus plantas de energía eólica y solar a un ritmo récord, pero la red eléctrica ya no puede gestionar las enormes cantidades de energía. El resultado es una paradoja absurda: mientras que las plantas verdes en el norte deben reducirse masivamente por falta de líneas de transmisión, miles de millones de dólares se destinan a costosas centrales eléctricas de reserva en el sur. Este fallo del sistema no solo está incrementando las tarifas de la red, sino que también está provocando precios negativos de la electricidad, donde la electricidad vale menos que nada. Según los últimos estudios, el coste total de la transición energética podría ascender a cinco billones de euros. Ante este inminente colapso financiero y estructural, los responsables políticos están considerando un cambio radical de rumbo: un nuevo plan de 10 puntos pretende aplicar el freno de emergencia y sustituir la expansión indiscriminada de capacidad por una integración inteligente de sistemas. Pero ¿llegará este cambio de rumbo a tiempo?
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Alemania está experimentando una paradoja en su política energética de proporciones históricas. La capacidad instalada de energías renovables crece a un ritmo que casi nadie habría imaginado hace tan solo unos años. Al mismo tiempo, se abre una brecha cada vez mayor entre lo que técnicamente se podría generar y lo que la red eléctrica realmente puede absorber, transportar y utilizar. Esta grieta en la base de la transición energética genera miles de millones de euros en costes anuales, que en última instancia recaen sobre los consumidores de electricidad. Solo en 2024, los costes de la gestión de la congestión de la red ascendieron a unos 2.780 millones de euros. Y mientras se reducen las plantas de energía renovable en el norte, es necesario aumentar la producción de las centrales eléctricas convencionales en el sur o adquirir electricidad importada a un alto coste para garantizar el suministro. Se trata de una doble carga absurda que socava por completo la promesa de una energía verde asequible.
En este contexto, es lógico que la ministra federal de Economía, Katherina Reiche, presentara un plan de 10 puntos para realinear la transición energética en septiembre de 2025. El plan marca un cambio de paradigma: se pasa de la simple expansión de la capacidad a cualquier precio a un enfoque sistémico que prioriza los costes, la seguridad del suministro y la usabilidad real de la electricidad verde, junto con la protección del clima. La pregunta crucial para los próximos años es si este cambio de rumbo se produce a tiempo y si tiene el alcance suficiente.
Cuando la abundancia se convierte en un factor de costos: la paradoja de la restricción
El problema central de la transición energética alemana se puede resumir en una sola frase: se produce más electricidad verde de la que el sistema puede procesar. En 2024, las plantas de energía renovable tuvieron que reducirse en un 3,5 % de la generación total de electricidad renovable. La situación fue especialmente drástica en el sector fotovoltaico, donde la reducción aumentó un 97 %, hasta alcanzar los 1389 gigavatios-hora. Baviera fue, con diferencia, la región más afectada, con 986 gigavatios-hora.
Las causas no solo residen en la naturaleza de las energías renovables, sino también en un sistema eléctrico que no ha seguido el ritmo de expansión. La Agencia Federal de Redes cita como principales razones la rápida expansión de la energía fotovoltaica y la irradiación solar excepcionalmente alta del verano de 2024. Lo que a primera vista parece una buena noticia —más sol, más energía solar— resulta ser en realidad un problema estructural si la red simplemente no puede transportar la electricidad a donde se necesita.
Las consecuencias financieras son significativas. En 2024, se abonaron 554 millones de euros en compensaciones a los operadores de plantas de energía renovable con restricciones. Los costes totales de la gestión de la congestión de la red, que incluye tanto la restricción como el redespacho convencional, ascendieron a 2.780 millones de euros. Esto representa una disminución con respecto al año anterior, pero sigue siendo una cifra preocupante. Sobre todo porque los costes ya habían vuelto a aumentar hasta los 667 millones de euros en el tercer trimestre de 2025, en comparación con los 608 millones de euros del mismo trimestre del año anterior.
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Aún más claramente que las cifras de recortes, los precios negativos de la electricidad demuestran la disfuncionalidad del sistema actual. En 2025 se alcanzó un nuevo récord: 573 horas con precios negativos de la electricidad al por mayor, lo que supone un aumento de alrededor del 25 % en comparación con el año anterior, que ya batía récords. Solo en junio de 2025, se registraron 141 horas de este tipo, lo que significa que, en tres de cada cuatro días al mediodía, la electricidad en el mercado mayorista valía menos que nada.
El valor extremo se alcanzó el 11 de mayo de 2025, con -25 centavos por kilovatio-hora, mientras que en enero del mismo año, la electricidad llegó a costar temporalmente hasta 58 centavos por kilovatio-hora. Esta enorme volatilidad no refleja un mercado funcional que emita señales de escasez, sino más bien un síntoma de un desequilibrio estructural entre la generación y la demanda. Como bien lo expresó el proveedor de electricidad Enpal, esta evolución demuestra una creciente discrepancia entre la generación y la demanda, así como un sistema energético insuficientemente flexible y digitalizado, con capacidades de almacenamiento inteligente insuficientes.
Para los consumidores, los precios mayoristas negativos no se traducen en facturas de electricidad más bajas. Estos precios se producen exclusivamente en el mercado mayorista y no llegan a la mayoría de los hogares, ya que prevalecen los contratos a largo plazo con precios fijos. Al mismo tiempo, surgen costes adicionales para el público en general, ya que las tarifas de alimentación de muchos sistemas de energía solar existentes se pagan incluso cuando la electricidad no tiene valor en el mercado. Por lo tanto, los contribuyentes subvencionan electricidad que nadie necesita y, al mismo tiempo, pagan la electricidad de reemplazo que debe generarse en otros lugares.
El plan de diez puntos de Reich: una corrección de rumbo con potencial explosivo
El 15 de septiembre de 2025, la Ministra Federal de Economía, Katherina Reiche, inició el cambio previsto en la política energética. Su plan de 10 puntos se basa en un informe de seguimiento exhaustivo que evaluó sistemáticamente el progreso de la transición energética. Reiche habló de un punto de inflexión en la transición energética y dejó claro que el enfoque anterior en la rápida expansión debía dar paso a una nueva priorización centrada en la fiabilidad, la seguridad del suministro, la asequibilidad y la rentabilidad.
Los elementos clave del plan incluyen una evaluación honesta de la demanda, basada en una demanda de electricidad significativamente menor a la prevista: de 600 a 700 teravatios-hora para 2030, en lugar de los 750 teravatios-hora previstos previamente. Se eliminará la tarifa fija de alimentación para nuevas plantas de energía solar y eólica. En su lugar, se promoverán las energías renovables de forma más eficaz, basándose en el apoyo del mercado y del sistema, lo que significa que la compensación no se basará únicamente en la cantidad de electricidad generada, sino en si esta es realmente necesaria y si puede integrarse en la red.
Además, el plan prevé la introducción de un mercado de capacidad tecnológicamente neutral, cuyo objetivo es garantizar la seguridad del suministro mediante licitaciones. La flexibilización del sistema eléctrico mediante contadores inteligentes, cuya tasa de instalación en Alemania es actualmente inferior al 3%, se identifica como un instrumento clave. La reducción de las subvenciones, el fomento pragmático de la producción de hidrógeno y el uso de la captura y almacenamiento de carbono (CAC/CCU) como tecnologías de protección climática también se incluyen en el catálogo de medidas.
Las industrias de alto consumo energético han acogido con satisfacción el cambio de rumbo, mientras que los grupos ecologistas y la oposición alertan, temiendo que se pierdan de vista los objetivos climáticos. Los Verdes, en particular, critican el llamado paquete de medidas para la red eléctrica de Reiche, argumentando que, en la práctica, elimina el acceso prioritario a la red, previamente garantizado, para las centrales eólicas y solares y ralentiza la expansión de las energías renovables en lugar de gestionarla de forma inteligente.
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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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Expansión de la red: el verdadero cuello de botella de la transformación
El diagnóstico más honesto del sistema energético alemán es el siguiente: la red eléctrica es el cuello de botella, no la generación. En el norte, la energía eólica se ve limitada por la falta de líneas para transportarla al sur. Allí, es necesario aumentar la producción de centrales eléctricas de gas o adquirir electricidad importada, a un alto coste. Alrededor del 74 % de los cuellos de botella que provocaron la reducción de las energías renovables en 2024 se produjeron en la red de transmisión. Al mismo tiempo, se observa un preocupante desplazamiento hacia las redes de distribución: su proporción de cuellos de botella aumentó del 20 % en 2023 al 26 % en 2024, y en el segundo trimestre de 2025, el 49 % de las medidas de redespacho en el sector de las renovables ya se debían a cuellos de botella en la red de distribución.
Los principales proyectos de corriente continua (CC) están dando señales positivas. SuedLink, el mayor proyecto de CC actualmente en construcción, recibió la aprobación total en octubre de 2025. Conecta Schleswig-Holstein con Baden-Württemberg y Baviera mediante dos cables subterráneos, cada uno con una capacidad de transmisión de dos gigavatios. SuedOstLink, que transportará corriente continua de alta tensión desde Sajonia-Anhalt hasta Baviera a lo largo de aproximadamente 543 kilómetros, también recibió la aprobación total en julio de 2025 y su entrada en funcionamiento está prevista para 2027. Los operadores de sistemas de transmisión prevén una disminución significativa del volumen de redespacho entre 2028 y 2030, una vez que estas líneas estén operativas.
Pero hasta entonces, la brecha persistirá y los costos seguirán aumentando. El estudio DIHK de Frontier Economics estima que los costos de red, es decir, las inversiones y las operaciones continuas en las redes de transmisión y distribución, ascenderán a un total aproximado de 1,2 billones de euros para 2049. Esta enorme necesidad de capital plantea la cuestión de si los modelos de financiación actuales basados en las tarifas de red seguirán siendo viables. Reiche ha anunciado planes para reducir las tarifas de red en 2026 mediante una subvención federal de 6.500 millones de euros del Fondo para el Clima y la Transformación, con el fin de brindar alivio a la industria, las pymes y los consumidores.
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Almacenamiento y flexibilidad: el tercer pilar que falta
Además de la expansión de la red, el desarrollo de la capacidad de almacenamiento es el segundo gran reto sin el cual la transición energética no puede tener éxito. Las previsiones oficiales prevén que se conectarán a la red unos 18 gigavatios de almacenamiento en baterías a gran escala para 2030 y aproximadamente 45 gigavatios para 2045. El ritmo de solicitudes de conexión a la red es impresionante: en 2024, se presentaron casi 10.000 solicitudes de conexión a media tensión y superiores, con una producción total de 400 gigavatios y una capacidad de 661 gigavatios-hora. Las solicitudes acumuladas ascienden ahora a unos 500 gigavatios, 28 veces más de lo previsto para 2030.
Este aumento de la demanda está desbordando estructuralmente a los operadores de red. La conexión a la red se ha convertido en el principal obstáculo para la expansión del almacenamiento. En algunas regiones de la red de distribución, el aumento anual de las solicitudes de conexión ha superado el 400 %. El resultado es paradójico: por un lado, se necesita almacenamiento con urgencia, mientras que, por otro, muchos proyectos viables carecen de una base fiable para la planificación debido a la falta de transparencia en cuanto a la disponibilidad de la conexión y a la falta de requisitos legales uniformes para los procedimientos y los plazos de tramitación.
A finales de 2025, entraron en vigor simplificaciones legales para facilitar la construcción y operación de sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala. Las instalaciones de almacenamiento de energía ya no están sujetas a las regulaciones de conexión a la red de las centrales eléctricas y, por lo tanto, no se tratan como centrales eléctricas convencionales. Sin embargo, persiste un problema clave: los sistemas de almacenamiento de baterías que no funcionan de forma respetuosa con la red pueden, de hecho, agravar la congestión de la red si reaccionan simultáneamente a las señales de precios. Por lo tanto, un sistema de tarifas de red que premie específicamente el comportamiento respetuoso con la red, en lugar de penalizar la flexibilidad, es tan urgente como la propia expansión física.
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El debate sobre la capacidad de reserva para periodos sin energía eólica ni solar ha cobrado nueva urgencia debido a la creciente participación de las energías renovables. Alemania mantiene actualmente aproximadamente 65 gigavatios de capacidad despachable procedente de centrales eléctricas de gas y carbón para cubrir las brechas de suministro. Estudios sobre el sistema eléctrico proyectan que en 2035 se necesitará una capacidad de reserva total de unos 76 gigavatios, de los cuales aproximadamente 15 podrían cubrirse con energía hidroeléctrica y bioenergía, mientras que los 61 gigavatios restantes deberían proporcionarse con gas o hidrógeno. Para alcanzar esta cifra, se necesitarían al menos 23 gigavatios adicionales de capacidad en centrales eléctricas de gas, además de los 38 gigavatios actuales.
En enero de 2026, la Comisión Europea dio luz verde a nuevas centrales eléctricas de gas en Alemania, destinadas a servir de respaldo durante los períodos en que las energías renovables no puedan satisfacer la demanda eléctrica. Sin embargo, la financiación sigue sin estar clara. El plan de 10 puntos de Reich sitúa las centrales eléctricas de gas en el centro de la estrategia de flexibilidad y prevé que el proceso de licitación esté claro para finales de 2025.
La Asociación Alemana de Nuevas Industrias Energéticas (BNE) advierte, sin embargo, que un mercado de capacidad excesivamente dependiente de las centrales eléctricas de gas podría ser contraproducente, ya que obstaculizaría los modelos de negocio de almacenamiento en baterías y consolidaría altos costos operativos a largo plazo en el sistema eléctrico. En su lugar, la asociación propone un enfoque triple: flexibilidad a corto plazo mediante baterías, seguridad a medio plazo mediante bioenergía flexible y equilibrio de carga, y gases renovables a largo plazo y almacenamiento estacional. Como suele ocurrir, la clave probablemente resida en una combinación inteligente de todas estas opciones.
Cinco billones de euros: el verdadero coste de la transición energética
Para comprender la magnitud de la tarea que enfrenta Alemania, es necesario analizar los costos totales. Un estudio encargado por la Cámara de Industria y Comercio Alemana (DIHK) y realizado por Frontier Economics llega a una conclusión alarmante: si se mantiene la política energética actual, los costos totales de la transición energética ascenderán a entre 4,8 y 5,4 billones de euros entre 2025 y 2049. Esta suma incluye entre 2,0 y 2,3 billones de euros para importaciones de energía, aproximadamente 1,2 billones de euros para la expansión de la red, entre 1,1 y 1,5 billones de euros para nueva capacidad de generación y alrededor de 500 000 millones de euros en costos operativos.
A partir de 2030, los costes anuales del sistema ascenderán a entre 212 000 y 229 000 millones de euros, e incluso a 257 000 millones de euros al año con curvas de aprendizaje tecnológicas menos favorables. Las inversiones anuales necesarias para la transición energética tendrían que duplicarse, como mínimo, para 2035, pasando de los actuales 82 000 millones de euros a entre 113 000 y 316 000 millones de euros, lo que representaría hasta el 40 % de la inversión privada bruta total en Alemania.
Al mismo tiempo, el estudio señala una salida: un enfoque tecnológicamente neutral y orientado al mercado, al que el DIHK denomina Plan B, podría reducir los costes totales entre 530.000 y 910.000 millones de euros para 2050, lo que representa una reducción de costes del 11% al 17%. Las palancas clave incluyen un mayor uso del comercio de emisiones de CO2, la neutralidad tecnológica en las fuentes de energía, una política climática coordinada a nivel internacional y un mayor uso de la infraestructura de gas existente para vectores energéticos respetuosos con el medio ambiente, como el hidrógeno.
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Integración en lugar de mera instalación: ¿Qué debe suceder ahora?
La lección clave de los últimos años es que la transición energética no fracasará por una capacidad de generación insuficiente, sino por la falta de integración del sistema. Tan solo los costes de las tarifas de alimentación ya representaban una carga para el presupuesto federal de aproximadamente 17.800 millones de euros en 2024, con un aumento previsto a 22.900 millones de euros en cinco años. A esto se suman los miles de millones gastados en la gestión de la congestión de la red y los costes indirectos de los precios negativos de la electricidad. Estos no son costes inevitables de la protección del clima, sino los costes de un diseño del sistema que no ha seguido el ritmo de la expansión de las energías renovables.
Las medidas actualmente sobre la mesa son fundamentalmente sólidas. Sincronizar la expansión de las energías renovables y el desarrollo de la red eléctrica no es un obstáculo para la protección del clima, sino un requisito previo para garantizar que cada kilovatio-hora de electricidad verde generada se utilice realmente. Desarrollar una infraestructura de almacenamiento inteligente que apoye la red y no se limite a reaccionar a las señales de precios es tan esencial como crear suficiente capacidad de reserva para los períodos de baja generación de energía eólica y solar. Acelerar los procesos de permisos, digitalizar la red mediante medidores inteligentes y reformar el diseño del mercado no son opciones, sino requisitos fundamentales.
El verdadero desafío político reside en implementar este realineamiento sin cuestionar la trayectoria fundamental de transformación. Alemania no puede permitirse ni los costes del statu quo, donde se desperdician miles de millones en la reducción de la electricidad y en precios mayoristas negativos, ni una recaída en un suministro energético basado en combustibles fósiles, lo cual no es una opción viable ante la crisis climática. El camino a seguir pasa inevitablemente por una mayor integración del mercado, un mayor pensamiento sistémico y una mentalidad menos estrecha por parte de todos. La pregunta ya no es si la transición energética será costosa, porque ya lo es. La pregunta es si Alemania está finalmente preparada para analizarla de forma inteligente y sistemática hasta su conclusión, en lugar de seguir financiando los síntomas de un sistema defectuoso con miles de millones de euros.
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