¿Barato, limpio y seguro? Los cuatro principales mitos de la transición energética alemana, verificados – Imagen: Xpert.Digital
El experimento multimillonario: ¿Por qué la transición energética de Alemania está chocando contra la realidad?
La ilusión del precio de la electricidad: por qué la energía eólica y solar son baratas, y sin embargo seguimos pagando más
Durante casi un cuarto de siglo, a los alemanes se les ha vendido la transición energética con un tono familiar: es limpia, les otorga independencia, reduce costos y, en cualquier caso, el suministro energético seguirá siendo seguro. Pero, ¿acaso este gran experimento histórico —la transformación completa de un país altamente industrializado hacia fuentes de energía dependientes del clima— resiste la realidad física y económica? Un análisis riguroso, libre de divisiones ideológicas, presenta una imagen completamente diferente. Desde el aumento vertiginoso de los costos de la red eléctrica y los factores ocultos que influyen en los precios de la electricidad, hasta la nueva y peligrosa dependencia de las cadenas de suministro chinas y la gran ilusión que rodea al almacenamiento en baterías: la discrepancia entre las ilusiones políticas y los datos concretos nunca ha sido mayor. Este artículo hace balance y revela por qué el verdadero problema de la transición energética no reside en sus ambiciosos objetivos, sino en su diseño fundamentalmente defectuoso. Una verificación de datos esencial para cualquiera que desee comprender quién pagará realmente la factura del sistema energético del futuro.
¿Por qué las afirmaciones más bellas sobre energía limpia, barata y segura han fracasado durante 25 años debido a la física, la economía y la geopolítica?
Desde la aprobación de la Ley de Energías Renovables en el año 2000, la transición energética de Alemania se ha comunicado con un tono muy específico: es limpia, nos hace independientes, será más barata y, en cualquier caso, el suministro energético está garantizado. Durante más de un cuarto de siglo, estas cuatro frases han constituido la columna vertebral retórica de una transformación históricamente única por su magnitud: una nación industrial altamente desarrollada, con un consumo de energía primaria de alrededor de 3200 teravatios-hora y una cadena de valor orientada a la exportación, está transformando todo su sistema energético para que dependa de la generación de energía en función de las condiciones climáticas. Esto no es un detalle político, sino un experimento macroeconómico a gran escala con implicaciones para la competitividad, la distribución, las finanzas públicas y la balanza comercial.
La integridad económica exige distinguir entre tres categorías: afirmaciones que resisten el escrutinio empírico; afirmaciones que son ciertas en segmentos individuales, pero que se condensan de forma engañosa dentro del contexto sistémico; y afirmaciones que son simplemente falsas o que han sido refutadas hace tiempo por los datos disponibles. Esta distinción suele estar ausente en el debate público. Este análisis aplica sistemáticamente dicha distinción sin ningún sesgo ideológico hacia la izquierda o la derecha.
El precio de las buenas intenciones: ¿Cuánto cuesta realmente la electricidad en Alemania?
La afirmación de que la transición energética abaratará la electricidad es insostenible en su forma absoluta, pero tampoco es simplemente un disparate en su forma relativa. La verdad reside en un diferencial de precios que se oculta sistemáticamente en el debate público. En los mercados mayoristas, las centrales eólicas y solares generan electricidad a costes marginales cercanos a cero, lo que en la práctica se traduce en precios al contado muy bajos, o incluso negativos, durante las horas de alta inyección de energía renovable. Este fenómeno es real. Sin embargo, concluir a partir de esto que el precio para el consumidor final bajará es un error conceptual, ya que el precio para el consumidor final no se compone del mercado al contado, sino de la adquisición, las tasas de red, los gravámenes, las tarifas de concesión, los impuestos y los márgenes de distribución.
Las cifras, aunque contundentes, revelan una imagen más compleja. Según un análisis internacional de precios, el precio medio de la electricidad para los hogares alemanes en el primer trimestre de 2025 rondaba los 38 céntimos por kilovatio-hora, situándolo en el quinto puesto entre los países más caros del mundo. SMARD informa de un precio ligeramente inferior a los 18 céntimos por kilovatio-hora para las empresas industriales medianas en enero de 2025, mientras que para los grandes consumidores privilegiados superaba ligeramente los 11 céntimos. Las cifras recopiladas por la Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) para 2025 se situaban en torno a los 15,9 céntimos para las empresas industriales medianas y en torno a los 14,4 céntimos para las grandes empresas industriales. Por lo tanto, el rango de 30 a 40 céntimos mencionado en el texto original es preciso para los hogares, pero demasiado elevado para la industria. Sin embargo, el punto de comparación políticamente relevante sigue siendo dramático: las empresas industriales chinas pagan entre 7 y 10 centavos según la provincia, los consumidores industriales estadounidenses en estados con alto consumo energético suelen pagar entre 6 y 9 centavos, y las empresas francesas operan en un rango de 12 a 20 centavos. Por lo tanto, el sector industrial alemán opera estructuralmente en el cuartil de precios más alto de la zona de la OCDE.
Esta estructura de precios implica una lógica empresarial que cualquier responsable de una empresa con alto consumo energético comprende de inmediato. Si la electricidad es, en promedio, entre un 30 y un 70 por ciento más cara que la de la competencia a largo plazo, una mayor productividad, mejores productos, subvenciones o un entorno regulatorio favorable deben compensar esta desventaja. Ninguna de estas condiciones se cumple actualmente en Alemania. Las consecuencias están documentadas en encuestas realizadas por las Cámaras de Industria y Comercio Alemanas, la VDMA (Federación Alemana de Ingeniería) y la Fundación para Empresas Familiares: una proporción sustancial de empresas está considerando la reubicación, la reducción de la producción o la venta a inversores estratégicos o financieros. Los porcentajes específicos varían según la encuesta y la formulación de las preguntas, pero el patrón básico es sólido: el precio de la energía ha pasado de ser un factor de ubicación periférico a un riesgo empresarial central.
Entre la crisis del carbón y la persistencia del CO₂: El incómodo balance climático
La tesis de que la transición energética está haciendo que el sistema eléctrico sea más limpio es empíricamente correcta en su sentido fundamental. Las emisiones de CO₂ procedentes de la generación de electricidad en Alemania han disminuido significativamente desde 1990, la intensidad de emisiones específica por kilovatio-hora generado se ha reducido casi a la mitad y, en 2024, por primera vez, más de la mitad del consumo bruto de electricidad se cubrió con energía eólica, solar, de biomasa e hidroeléctrica. Una descripción que afirma categóricamente que Alemania, a pesar de la expansión de las energías renovables, tiene uno de los sistemas eléctricos más contaminantes de Europa distorsiona esta realidad.
Sin embargo, lo siguiente sigue siendo un hecho cierto y matizado: en una comparación dentro de Europa, Alemania continúa por detrás de Francia, Suecia, Suiza, Noruega y Finlandia en términos de intensidad de CO₂ de la generación de electricidad, es decir, por detrás de aquellos países que dependen predominantemente de la energía nuclear e hidroeléctrica. Una matriz eléctrica francesa suele emitir menos de una décima parte por kilovatio-hora de lo que produce una matriz alemana promedio. Alemania también obtiene peores resultados que España y el Reino Unido en muchos periodos de medición. La razón no es una debilidad de las energías renovables, sino más bien la secuencia de eliminación gradual impuesta políticamente: las centrales nucleares se cerraron antes que las centrales térmicas de carbón, lo que aumenta la intensidad residual de combustibles fósiles durante las horas de baja inyección de energía eólica y solar. En términos económicos, Alemania ha sustituido una fuente de energía de equilibrio de CO₂ baja por una fuente de equilibrio de CO₂ alta y solo ha compensado parcialmente este efecto mediante la expansión de la capacidad adicional. El resultado es una curva de descarbonización más realista, pero más plana, de lo que sugiere el discurso oficial.
La dependencia cambiada: del gas ruso a la creación de valor china
La afirmación de que Alemania alcanzará la independencia energética mediante la transición energética es una de esas declaraciones que suenan coherentes en teoría, pero que se desmoronan en la práctica debido a la estructura real de las cadenas de suministro globales. Es cierto que quien deja de consumir carbón, gas natural y uranio importados reduce su dependencia tradicional de las importaciones energéticas. Igualmente cierto es que un parque eólico o solar, una vez construido, produce energía independientemente de las condiciones geopolíticas. Esta conclusión no es una estrategia de marketing; es física.
La idea de que esto ha eliminado la dependencia es falsa. Simplemente se ha desplazado y reconfigurado. La cadena de valor industrial de las energías renovables muestra una concentración drástica. Alrededor del 80 % de la capacidad de producción mundial de módulos fotovoltaicos y cerca del 95 % de la fabricación de obleas se encuentra en China; la situación es similar para las celdas de baterías y los materiales catódicos, e incluso más pronunciada para los imanes de tierras raras destinados a turbinas eólicas y motores eléctricos. A esto se suman las dependencias del litio procedente de Chile y Australia, del cobalto de la República Democrática del Congo y del cobre y el níquel de un número manejable de países productores. Desde la perspectiva de la resiliencia nacional, la dependencia de las materias primas fósiles se ha sustituido por una dependencia de las materias primas minerales, los equipos industriales y las industrias de procesos chinas. Que este intercambio sea ventajoso o no depende de la estabilidad política de las nuevas fuentes de suministro. La respuesta empírica hasta el momento es mixta y, en el caso de China, bastante preocupante.
Cuando la calma se convierte en un problema sistémico: La cara oculta de la seguridad del suministro
La afirmación de que el suministro es seguro es probablemente la más interesante de la lista. Es formalmente correcta, pero a la vez sustancialmente cuestionable. Es formalmente correcta porque, hasta la fecha, ningún apagón a gran escala en Alemania se ha atribuido a una escasez de generación de energía, y la indisponibilidad promedio por consumidor final, medida en minutos SAIDI, sigue siendo baja a nivel internacional. Este es un logro de los operadores de red, no del sistema político.
La afirmación se vuelve sustancialmente cuestionable al examinar más allá de la fachada del balance general. El número de intervenciones en la red es el mejor sistema de indicadores tempranos. La Agencia Federal de Redes informa un volumen de medidas para la gestión de la congestión de la red de aproximadamente 30.300 gigavatios-hora para 2024, con costos totales preliminares de alrededor de 2.780 millones de euros, en comparación con 34.300 gigavatios-hora y 3.340 millones de euros en 2023. Las 19.318 intervenciones de redistribución por año mencionadas en el texto original corresponden a las medidas individuales en la red de transmisión y representan un orden de magnitud plausible. Sin embargo, las evaluaciones actuales del sector de la red de distribución muestran que la frecuencia de las intervenciones en el llamado Redispatch 2.0 está aumentando drásticamente después de la inclusión de plantas más pequeñas; las evaluaciones iniciales a partir de 2025 indican que el número de casos se duplicará aún más. Estos no son fenómenos marginales, sino más bien las consecuencias económicas de un sistema cuyos lugares de generación ya no coinciden con los lugares de consumo.
Que los periodos de baja producción eólica y solar sean reales no es una afirmación polémica, sino un hecho meteorológico. En invierno, se producen con regularidad periodos de varias semanas de alta presión con baja producción eólica y una producción solar prácticamente nula. En diciembre de 2022 y noviembre de 2024, las centrales eléctricas de gas, carbón y biomasa, junto con las importaciones de Francia, los Países Bajos y Dinamarca, tuvieron que asumir la carga residual. Que el sistema funcione durante estas fases es un éxito de la interconexión de los mercados europeos y del parque de combustibles fósiles restante, no una prueba de la autonomía del sistema alemán de energías renovables. Lo económicamente relevante es que la capacidad residual cumple una función de seguro que debe pagarse, aunque solo opere durante unos cientos de horas al año. Este problema de financiación es el defecto fundamental del diseño de la arquitectura del mercado alemán.
Los dos mundos del sistema energético: el sector eléctrico frente a la energía final
Una de las distorsiones más frecuentes en el debate es la confusión entre la proporción de generación de electricidad y la de energía primaria. Si bien los comunicados de prensa que afirman que más de la mitad de la electricidad de Alemania proviene de la energía eólica y solar son correctos, esto no significa que la mitad del consumo energético de Alemania sea climáticamente neutro. En 2024, la proporción de energías renovables en el consumo bruto final de energía fue de alrededor del 22 %, y en el consumo de energía primaria, de alrededor del 20 %. La razón es simple: la electricidad es solo un segmento del sistema energético. La calefacción en edificios, el calor de proceso en la industria, el transporte —especialmente el transporte de mercancías, el transporte marítimo y la aviación— siguen dependiendo predominantemente de los combustibles fósiles.
Esta asimetría genera un problema estratégico que rara vez se debate abiertamente. Cada acoplamiento sectorial, es decir, la conversión de calefacción y transporte a electricidad, incrementa el consumo eléctrico. Si se quiere abordar con seriedad la transición energética en los sectores de calefacción y transporte, el consumo bruto de electricidad pasará de los aproximadamente 510 teravatios-hora actuales a entre 750 y 1000 teravatios-hora, según el modelo y las hipótesis relativas al hidrógeno. Esto implica que la generación, las redes y las instalaciones de almacenamiento no solo deben satisfacer la demanda actual, sino prácticamente duplicarla en un plazo de entre veinte y veinticinco años. La expansión que se está llevando a cabo, que ya se considera ambiciosa, representa apenas un tercio del camino para alcanzar el objetivo deseado.
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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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Alerta de expansión de la red: Por qué miles de kilómetros de líneas determinan el éxito o el fracaso
El triángulo de costes: generación, redes y la gran incógnita de las copias de seguridad
El análisis de los costos del sistema adolece de una debilidad metodológica. Generalmente se reduce a los costos directos de generación, es decir, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) de las nuevas centrales eólicas o solares, que actualmente alcanzan precios de entre 5 y 8 centavos por kilovatio-hora en las subastas. Esta es una reducción de precio impresionante, y debe reconocerse. Sin embargo, no representa el costo total del sistema, ya que este incluye la generación, las redes, el almacenamiento, el respaldo, la energía de equilibrio, los servicios auxiliares y los costos de financiamiento y oportunidad del exceso de capacidad instalada.
Un estudio encargado por la Cámara de Industria y Comercio alemana y realizado por Frontier Economics estima estos costes para el periodo comprendido entre 2025 y 2049 entre 4,8 y 5,4 billones de euros. El desglose es revelador: entre 2,0 y 2,3 billones de euros corresponden a importaciones de energía, 1,2 billones a costes de la red, entre 1,1 y 1,5 billones a inversiones en instalaciones de generación y aproximadamente 500.000 millones a su funcionamiento continuo. Si se calcula esta suma per cápita sobre la base de una población de casi 84 millones de personas con una edad media de 24 años, los costes per cápita resultantes se sitúan en el rango bajo de los cuatro dígitos anuales. Por lo tanto, la cifra de 430 euros per cápita citada en el texto original es una estimación bastante conservadora y se refiere a una definición más restrictiva de los costes del sistema.
El componente de expansión de la red es particularmente revelador. La demanda identificada por los operadores del sistema de transmisión en el plan de desarrollo de la red abarca, en el escenario objetivo, varios miles de kilómetros de nuevas líneas de transmisión de alta tensión, complementadas con tramos considerablemente más largos en la red de distribución. La cifra de 16.800 kilómetros de líneas necesarias, con solo 3.500 kilómetros construidos actualmente, refleja el alcance total de todas las medidas cuando se combinan las redes de transmisión y distribución, y es realista en este orden de magnitud. Económicamente, el kilometraje nominal es menos importante que el tiempo de permisos y construcción, que para grandes proyectos como SuedLink y SuedOstLink supera regularmente una década. Las consecuencias de costos de estos retrasos son dobles: por un lado, la infraestructura se vuelve más cara debido a la inflación y los cargos por congestión; por otro lado, los costos de redistribución aumentan porque la red no está disponible donde se realiza la generación.
Las centrales eléctricas de gas como un puente que no debería serlo: La nueva dependencia de los combustibles fósiles
La asesora económica Veronika Grimm ha señalado reiteradamente en los últimos años que, sin una rápida expansión de la capacidad de generación eléctrica gestionable, todo el proyecto de transición energética está en riesgo. Esta postura cuenta con el respaldo mayoritario del Consejo de Expertos Económicos y de la comunidad científica de política energética. La razón fundamental es técnicamente convincente: una vez que se cierren las centrales nucleares restantes y se cumplan los planes de eliminación gradual del carbón, surgirá en los próximos años un déficit de capacidad garantizada de entre 20 y 50 gigavatios, según el escenario. Este déficit no puede cubrirse a corto plazo con la tecnología actual, ni mediante baterías ni mediante hidrógeno.
El compromiso político se reduce a centrales eléctricas de gas con capacidad para utilizar hidrógeno, alimentadas inicialmente con gas natural y posteriormente convertidas a hidrógeno. Esto representa un delicado equilibrio tanto desde la perspectiva económica como de la política climática. Por un lado, la construcción de nuevas centrales de gas incrementa la infraestructura de combustibles fósiles en un país que busca precisamente reducirla. Por otro lado, los modelos operativos no son económicamente viables sin un mercado de capacidad o garantías gubernamentales, ya que una central que opera solo unos cientos de horas al año no puede refinanciar sus costos fijos a través del mercado spot. Por lo tanto, el gobierno federal está avanzando hacia un mecanismo de capacidad que incrementa aún más los costos del sistema y que, en general, no se asocia con las energías renovables en el discurso público, a pesar de que sería innecesario si no fuera por la volatilidad de las fuentes de energía renovables.
La ilusión de la batería: por qué el almacenamiento (novedad: todavía) no puede reemplazar una central eléctrica
Existe la creencia generalizada de que las baterías y otros sistemas de almacenamiento harán obsoleta la infraestructura de respaldo de combustibles fósiles. Esta idea confunde dos tareas completamente distintas. Las soluciones de almacenamiento a corto plazo, como las baterías de iones de litio, el almacenamiento por bombeo o el almacenamiento térmico, proporcionan energía durante horas, hasta unos pocos días como máximo. Son tecnologías maduras y cada vez más atractivas desde el punto de vista económico, especialmente para la gestión de la generación de energía solar entre el día y la noche y para la comercialización de energía de equilibrio. Sus costes de capital oscilan entre 100 y 400 euros por kilovatio-hora de capacidad de almacenamiento útil, según el tamaño y la duración.
Los sistemas de almacenamiento a largo plazo que necesitan cubrir periodos de baja generación de energía eólica y solar de una a dos semanas son un caso completamente distinto. Para Alemania, los modelos de sistemas plausibles indican una necesidad de almacenamiento estacional de entre 50 y 100 teravatios-hora. En comparación, todos los sistemas de almacenamiento de iones de litio a gran escala instalados actualmente en Europa suman menos de 50 gigavatios-hora, aproximadamente una milésima parte de la capacidad requerida. La solución físicamente viable es el hidrógeno, producido mediante electrólisis utilizando el excedente de electricidad, almacenado en cavernas y reconvertido en electricidad en turbinas de gas. Cada una de estas etapas de conversión conlleva una pérdida de energía, con eficiencias generales que oscilan entre el 25 y el 40 por ciento. Esto significa que por cada kilovatio-hora de electricidad realmente consumida, se requiere entre dos y cuatro veces esa cantidad de generación de energía renovable en la fase previa. Quienes se tomen en serio el hidrógeno deben aumentar significativamente la expansión de la energía eólica y solar, elevar la capacidad de los electrolizadores al rango de los gigavatios de tres dígitos y crear una infraestructura de gasoductos y cavernas que actualmente solo existe de forma rudimentaria.
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El problema de la meseta: Cuando la capacidad crece sin generación
Un fenómeno poco estudiado es la divergencia entre la capacidad instalada y la producción real de energía. Si bien la capacidad instalada de energía eólica y solar ha aumentado drásticamente desde 2015, la generación bruta de electricidad proveniente de estas fuentes ha crecido más lentamente debido a la creciente limitación de la producción, la congestión de la red y las bajas horas de plena carga en ubicaciones nuevas y menos óptimas. Además, el consumo total de electricidad no ha aumentado según lo previsto, ya que la industria, los vehículos eléctricos y las bombas de calor presentan un rendimiento inferior al esperado. El resultado es un sistema que, en el discurso político, parece crecer rápidamente, pero que muestra un estancamiento en las estadísticas de generación.
Desde la perspectiva de la política económica, este estancamiento es peligroso porque apunta a un límite estructural del modelo actual. Cada parque solar adicional construido en el sur de Alemania o cada parque eólico en el norte genera electricidad durante las horas pico que, debido a la falta de capacidad de transmisión, se reduce o se exporta a precios negativos. El beneficio económico marginal de la capacidad adicional disminuye, mientras que los costos marginales de las redes, el almacenamiento y los sistemas de respaldo aumentan. En términos económicos, el sistema supera el umbral de las economías de escala negativas.
La lucha por los privilegios: Economía distributiva de una transformación
Toda gran transformación tiene sus ganadores y perdedores, y la transición energética no es una excepción. Entre los ganadores estructurales se encuentran los desarrolladores de parques eólicos y solares, los fabricantes de tecnología de almacenamiento y redes, las consultoras en materia regulatoria, los propietarios de terrenos necesarios para líneas de transmisión, zonas prioritarias para la energía eólica o subestaciones, y la industria fotovoltaica y de baterías orientada a la exportación en China. Entre los perdedores estructurales se encuentran las industrias de alto consumo energético que no reciben trato preferencial, los inquilinos sin influencia en las decisiones sobre calefacción y aislamiento, los residentes de zonas rurales sin alternativas de transporte público y las pequeñas y medianas empresas que no reciben ni ayuda ni flexibilidad estratégica.
Estos efectos distributivos no son meros efectos secundarios, sino que tienen relevancia política y económica, ya que determinan la aceptación de la transformación. Si los hogares de bajos ingresos deben destinar una mayor proporción de sus ingresos disponibles a la energía, si las regiones con alta concentración industrial sufren desproporcionadamente las diferencias en los precios de la electricidad y si, al mismo tiempo, los subsidios se canalizan hacia sectores donde la creación de valor se realiza parcialmente en el extranjero, se produce una erosión política que se refleja en los resultados electorales y las mayorías parlamentarias. Desde una perspectiva económica, la transición energética no es solo un proyecto climático, sino un proyecto de redistribución masiva cuyo balance, desde una perspectiva de justicia, hasta ahora ha sido insuficientemente transparente.
El contexto europeo: Por qué Alemania no decide el resultado por sí sola
La transición energética de Alemania suele analizarse como si se desarrollara en un sistema cerrado. En realidad, el sector eléctrico alemán está integrado en la red interconectada europea y sus precios se determinan mediante las zonas de precios y los flujos comerciales de EPEX Spot, filial de EEX con sede en París, las bolsas de Oslo y Ámsterdam, y las subastas de capacidad transfronterizas. Esta integración supone una enorme ventaja económica, ya que permite importar energía en épocas de baja producción y exportar en épocas de excedente, generalmente a precios muy bajos. Al mismo tiempo, conlleva un riesgo, puesto que las decisiones políticas de los países vecinos, como la expansión de la energía nuclear en Francia o la generación de energía a partir del carbón en Polonia, impactan directamente en la economía del sistema alemán.
La interacción con Francia resulta particularmente interesante. El parque nuclear francés, que volverá a estar operativo en gran medida para 2025 tras prolongadas interrupciones, exporta regularmente cantidades significativas de electricidad a Alemania durante los meses de invierno. Por primera vez en mucho tiempo, se registran importaciones netas en la balanza comercial de electricidad de Alemania para 2024. Esto significa, sencillamente, que la independencia energética tan pregonada en Alemania se ha logrado mediante el cierre simultáneo de la generación de base nacional y el uso de energía nuclear extranjera. Desde una perspectiva europea, esto es eficiente; desde una perspectiva nacional, rompe con la narrativa de producir cada vez más electricidad propia.
Lo que realmente dicen los datos: Una evaluación económica general
Al examinar las cuatro promesas citadas al principio, a la luz de los datos disponibles, se revela un panorama ambivalente pero claro. La promesa de menores costos energéticos se aplica a los costos de producción de las nuevas centrales, pero no a los precios para el usuario final, ni para los hogares ni para las pequeñas y medianas empresas (PYME) con alto consumo energético. La diferencia entre los costos de generación y los precios para el usuario final se debe a la arquitectura del sistema de impuestos, tasas, tarifas de red y diseño del mercado, que no se ha optimizado en veinte años. La promesa de una producción de energía más limpia se aplica a la generación de electricidad, pero en las clasificaciones internacionales y en relación con el consumo total de energía, resulta significativamente menos impresionante de lo que sugiere la comunicación política. La promesa de independencia se ha cumplido parcialmente en lo que respecta a las importaciones de combustibles fósiles, pero se ha incumplido claramente en lo que respecta a materias primas, componentes e insumos industriales. La promesa de un suministro seguro sigue vigente hoy en día, pero el número de intervenciones en la red, el nivel de costos de redistribución y la dependencia estructural del respaldo de combustibles fósiles y las importaciones demuestran que esta seguridad es cada vez más costosa y frágil.
Esto no significa que la transición energética haya fracasado, pero tampoco avanza por el camino que sus defensores desearían. Se trata de un proyecto a medio terminar, en el que las partes económicas —es decir, la simple instalación de parques solares y eólicos en ubicaciones estratégicas— ya se han completado, mientras que las partes costosas y complejas —almacenamiento, redes eléctricas, suministro eléctrico de respaldo, integración sectorial, abastecimiento de materias primas y armonización europea— aún están por llegar. Cualquier análisis económico honesto debe reconocer que los costes marginales de los próximos diez puntos porcentuales de descarbonización serán significativamente superiores a los de los primeros cincuenta.
La dirección es la correcta, el ritmo es erróneo y el diseño, el peor de todos
Una evaluación objetiva no lleva a la conclusión de que deba abandonarse la transición energética. La trayectoria global de las emisiones, la disminución de los costes de producción de las energías renovables y la fragilidad geopolítica de las cadenas de suministro de combustibles fósiles convierten la descarbonización en una necesidad industrial y una decisión estratégicamente acertada. Sin embargo, sí lleva a la conclusión de que el diseño actual de la transición energética alemana no es ni rentable ni compatible con la política industrial. Ampliar la capacidad de energía renovable sin una expansión síncrona de la red y el almacenamiento, limitar la generación de energía base baja en carbono antes que la generación de energía base de combustibles fósiles, externalizar la cadena de valor a competidores estratégicos, descuidar un mecanismo de capacidad fiable y restringir la comunicación con el sector eléctrico son fallos de diseño evitables. Cada uno de estos fallos tiene un coste, y este coste no hará sino aumentar cuanto más se ignore.
La afirmación de que el viento y el sol no generan facturas sigue siendo cierta en cierto modo. Sin embargo, el sistema que los sustenta sí genera una: una factura considerable, distribuida y, a veces, oculta. Identificar esta factura, priorizarla y transformarla en un diseño económicamente viable es la verdadera tarea de los próximos periodos legislativos. Quienes consideran esto una actitud derrotista confunden la crítica con el rechazo. Y quienes la consideran irrelevante no han comprendido el proyecto que defienden.
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