¿Oligopolio patrocinado por el Estado? Peligrosa concentración de poder: las alarmantes conclusiones de la Oficina Federal de Cárteles sobre la ley de centrales eléctricas

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El proyecto de ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico (StromVKG), propuesto por la ministra federal de Economía, Katherina Reiche (CDU), se enfrenta a una oposición sin precedentes. Incluso la Oficina Federal de Cárteles ha emitido una advertencia inusual e inequívoca: en lugar de promover la competencia necesaria, el proyecto de ley consolida el poder de mercado de unos pocos gigantes energéticos como RWE y EnBW. Obstáculos técnicos diseñados a medida expulsarán sistemáticamente del mercado a los innovadores y más asequibles sistemas de almacenamiento de baterías en favor de las centrales eléctricas de gas fósil, un proceso aparentemente diseñado con la participación directa de los grupos de presión empresariales. Mientras que, al mismo tiempo, se recortan drásticamente las subvenciones a las energías renovables, los consumidores se enfrentan a la perspectiva de un costoso recargo eléctrico para subvencionar a las empresas tradicionales. Se trata de un drama energético que involucra miles de millones de euros, conflictos de intereses explosivos y la cuestión de quién pagará, en última instancia, el futuro del mercado eléctrico alemán.

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Pocas veces un organismo federal ha criticado de forma tan inequívoca un proyecto de ley de su propio gobierno como lo hizo la Oficina Federal de Cárteles con la denominada Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico (StromVKG), propuesta por la ministra federal de Economía, Katherina Reiche (CDU). El organismo de control de la competencia se vio obligado, no una, sino dos veces en su historia, a advertir públicamente sobre las consecuencias de una propuesta legislativa que no solo preserva las estructuras de poder de mercado existentes, sino que prácticamente las consolida. Cualquiera que se tome la molestia de examinar detenidamente esta ley y su génesis política descubrirá un patrón inquietante: una estructura regulatoria que aparentemente sirve para garantizar la seguridad del suministro, pero que en la práctica asegura flujos de ingresos con garantía estatal para un pequeño círculo de empresas energéticas establecidas, financiados mediante un nuevo impuesto sobre el precio de la electricidad, que se espera que paguen todos los consumidores.

Señal de alarma desde Bonn: ¿Qué es lo que realmente critica la Oficina Federal de Cárteles?

El 6 de mayo de 2026, la Oficina Federal de Cárteles publicó su segundo comunicado sobre la Ley de Centrales Eléctricas, sin dejar lugar a dudas. La autoridad concluyó que la normativa prevista no impediría que las estructuras de mercado anticompetitivas existentes se afianzaran aún más. Esta es una declaración excepcionalmente contundente para una agencia federal y, en esencia, significa que el poder legislativo simplemente ignoró la advertencia de las autoridades de competencia de diciembre de 2025.

En concreto, la Oficina Federal de Cárteles critica dos deficiencias estructurales del proyecto de ley. En primer lugar, el proyecto no establece ningún límite a la capacidad adjudicada por licitador. Ya en diciembre de 2025, la Oficina de Cárteles había solicitado explícitamente un límite del diez por ciento de la capacidad total licitada por licitador para garantizar la diversidad de proveedores y contrarrestar cualquier fortalecimiento del poder de mercado existente en el sector de la generación eléctrica. Esta recomendación fue simplemente ignorada en el nuevo proyecto. En segundo lugar, la Oficina de Cárteles critica el requisito de que los solicitantes de las licitaciones ya cuenten con una conexión a la red existente o comprometida de forma vinculante. Este requisito favorece de hecho a las centrales eléctricas existentes, ya que las nuevas centrales que aún no han sido solicitadas ni aprobadas no tendrían ninguna posibilidad realista de obtener un compromiso de conexión a la red dentro del plazo de solicitud estipulado. Esta normativa afecta particularmente a los proyectos de almacenamiento de energía en baterías, que, en principio, podrían realizarse para 2031 incluso sin un compromiso previo de conexión a la red, dado que sus plazos de construcción son significativamente más cortos que los de las centrales eléctricas de gas.

La Oficina Federal de Cárteles señala explícitamente que los emplazamientos de centrales termoeléctricas de carbón y, en particular, de antiguas centrales nucleares, pertenecen a un número limitado de empresas generadoras de electricidad. Si el acceso a las subvenciones estatales está ahora vinculado a estos emplazamientos, esto genera automáticamente una ventaja para las corporaciones dominantes sobre los nuevos participantes en el mercado y los proveedores de tecnología innovadora.

Peligrosa concentración de poder: El informe sobre el poder de mercado como alerta temprana

No es casualidad que la Oficina Federal de Cárteles observe con tanta preocupación la Ley de Centrales Eléctricas. Ya en febrero de 2026, la autoridad publicó su sexto informe sobre el poder de mercado en relación con las condiciones de competencia en la generación de electricidad, y los resultados fueron alarmantes. Andreas Mundt, presidente de la Oficina Federal de Cárteles, comentó las conclusiones sin rodeos: «El poder de mercado de los principales productores de electricidad en Alemania —RWE, LEAG y EnBW— ha aumentado considerablemente. Esto se debe principalmente a la importante disminución de la capacidad de generación gestionable disponible en el mercado».

La Oficina Federal de Cárteles de Alemania mide el poder de mercado basándose en las llamadas horas clave: aquellas en las que un único productor de electricidad es indispensable para satisfacer la demanda total. Si la proporción de dichas horas supera un umbral del cinco por ciento del total de horas anuales, esto indica una posición dominante en el mercado. Según los últimos resultados, RWE superó significativamente este umbral, con horas clave entre el 4,3 y el 11,1 por ciento de las horas anuales. LEAG también superó el umbral, con valores entre el 1,9 y el 7,6 por ciento. EnBW, con entre el 0,9 y el 4,1 por ciento de horas clave, estuvo muy cerca del límite crítico. El detonante decisivo del aumento de estas cifras fue el desmantelamiento, impulsado por la normativa, de numerosas centrales eléctricas gestionables a principios de 2024; en total, la capacidad convencional se redujo en 14,1 gigavatios en 2024. Con la pérdida de esta capacidad, los pocos proveedores restantes con centrales eléctricas gestionables son simplemente insustituibles durante muchas horas del año.

Las consecuencias de esta concentración son económicamente devastadoras: los operadores de centrales eléctricas pueden influir significativamente en los precios mayoristas de la electricidad, incluso con cuotas de mercado relativamente pequeñas. Gozan de un poder de fijación de precios que sería imposible en un mercado competitivo que funcione correctamente. Por lo tanto, si se aprueba una nueva ley precisamente en esta situación, que obstaculiza sistemáticamente el acceso al mercado de los posibles competidores, no se trata de una reacción desproporcionada e imprudente, sino de una decisión deliberada con efectos distributivos previsibles.

La regla de las 10 horas: Un párrafo técnico con impacto estratégico

Ningún otro detalle de la ley de centrales eléctricas ilustra su verdadero propósito con tanta precisión como la denominada regla de las 10 horas. Según el artículo 12, párrafo 5 del proyecto de ley, los solicitantes de las denominadas capacidades a largo plazo deben ser técnicamente capaces de suministrar electricidad a la red durante al menos diez horas consecutivas sin interrupción, al nivel de su capacidad instalada. Este requisito se complementa con un período de recarga de una hora.

A primera vista, esto parece un requisito técnico sencillo destinado a garantizar la seguridad del suministro; al fin y al cabo, los periodos de baja producción de energía eólica y solar pueden durar varios días. Sin embargo, la combinación de requisitos crea un efecto excluyente muy específico: si bien los sistemas de almacenamiento de baterías de última generación podrían, en teoría, cumplir el criterio de diez horas, el requisito de un ciclo de recarga de una hora hace que la construcción sea económicamente inviable, ya que exige una potencia de salida muchas veces superior a la potencia de descarga. Leonhard Gandhi, del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE), describió la norma como una elección arbitraria para preseleccionar una gama de tecnologías.

Aún más revelador es quiénes participaron en esta regulación. Las investigaciones de la revista "Der Spiegel", publicadas en abril de 2026, mostraron que el Ministerio Federal de Economía y Energía había solicitado explícitamente al principal lobista de EnBW, Holger Schäfer, que elaborara argumentos para criterios suplementarios a la regla de las 10 horas, argumentos destinados a perjudicar a los sistemas de almacenamiento de baterías en las licitaciones. La propia EnBW confirmó que el mensaje de texto correspondiente se había redactado a petición del ministerio. El asunto no apareció en el registro de lobistas durante meses y solo se añadió tras una consulta de los medios. Por otro lado, nunca se contactó con los operadores de sistemas de almacenamiento de baterías.

En pocas palabras, esto significa que el ministerio permitió que la misma corporación que se beneficia de estas licitaciones diseñara los criterios técnicos para un mecanismo de licitación estatal que involucrará miles de millones de euros provenientes de los contribuyentes y los consumidores. Esto no es un simple descuido en materia de transparencia. Es la instrumentalización estructural de un proceso regulatorio por parte de intereses privados.

Un diseño de mercado que impide la competencia

La arquitectura básica del sistema de suministro y distribución de electricidad (SDE) se basa en un mercado de capacidad: los operadores de centrales eléctricas reciben un pago no solo por la electricidad generada, sino también por su mera disposición a suministrarla cuando se necesita. Este principio es conocido en otros mercados europeos. Existen modelos similares en Gran Bretaña e Italia. Sin embargo, la diferencia crucial para el buen funcionamiento de un mercado de capacidad reside en su diseño: quién puede participar, bajo qué condiciones técnicas y si existe un límite por licitador.

La Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) prevé la apertura de licitaciones para un total de once gigavatios de capacidad en 2026, con dos rondas de adjudicación en septiembre y diciembre. Diez gigavatios de esta capacidad están vinculados explícitamente al criterio de largo plazo, lo que, dado el diseño técnico, implica efectivamente diez gigavatios para centrales eléctricas de gas. Solo dos gigavatios se licitarán sin tener en cuenta la tecnología, lo que significa que también están disponibles para el almacenamiento en baterías. Se prevé que la capacidad subvencionada esté disponible durante 15 años a partir de 2031.

Para los operadores de centrales eléctricas que tienen la fortuna de acceder a antiguas centrales de carbón o nucleares con conexiones a la red existentes, la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) representa un modelo de negocio excepcionalmente atractivo. Ingresos garantizados por el Estado durante 15 años simplemente por proporcionar capacidad. Quienes ingresen al mercado sin esta ventaja estructural —un nuevo operador, un proveedor innovador de almacenamiento o una empresa de servicios públicos municipal más pequeña— prácticamente no tienen ninguna posibilidad en las condiciones actuales. La Oficina Federal de Cárteles ha señalado que el proyecto de ley, por lo tanto, desaprovecha la oportunidad de diseñar un mercado más competitivo.

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La factura oculta: ¿Quién paga por el mercado de capacidad?

No se debe subestimar la dimensión financiera de esta ley, aunque el gobierno federal la haya mantenido hasta ahora en un tono sumamente ambiguo. Los costos del mercado de capacidad se financiarán mediante un nuevo impuesto al consumo, que se introducirá en 2027 y se recaudará a partir de 2031. Según el Ministerio de Asuntos Económicos, aún no se puede estimar el monto de dicho impuesto.

Esta incertidumbre resulta políticamente conveniente: la decisión se toma hoy, pero la factura no se aprobará hasta después de las próximas elecciones federales. Sin embargo, ya existen estimaciones iniciales del sector: las publicaciones especializadas hablan de un recargo por capacidad de hasta dos céntimos por kilovatio-hora. Para un hogar alemán medio con un consumo anual de 3.500 kilovatios-hora, esto supondría una carga adicional de hasta 70 euros al año, y durante décadas, independientemente de si las nuevas centrales eléctricas llegan a funcionar.

El marco jurídico europeo estipula que los mecanismos de capacidad deben financiarse mediante gravámenes. La Oficina Federal de Cárteles ya había advertido en un comunicado anterior sobre un Libro Verde del entonces Ministerio de Asuntos Económicos acerca de costos del sistema significativamente más altos y las consiguientes cargas para los consumidores si se introdujera un mercado de capacidad. El precio actual de la electricidad para clientes residenciales a principios de 2026 es de alrededor de 37,2 céntimos por kilovatio-hora, tras una disminución temporal gracias a las subvenciones gubernamentales para los cargos de la red de transmisión. Un nuevo gravamen estructural, que entraría en vigor a partir de 2031, elevaría permanentemente este nivel sin que los consumidores recibieran ningún beneficio directo en forma de precios base de electricidad más bajos.

Renovables descartadas, combustibles fósiles subvencionados: El doble juego de la política energética

La contradicción se hace especialmente patente cuando se analiza la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) no de forma aislada, sino en el contexto de los planes de reforma simultáneos de la Ley de Energías Renovables (EEG). Mientras que la Ley de Centrales Eléctricas prevé nuevas subvenciones multimillonarias para las centrales de gas, el Ministerio de Asuntos Económicos planea, al mismo tiempo, recortes drásticos en la promoción de las energías renovables.

En concreto, el ministro de Economía, Reiche, planea abolir la tarifa fija de alimentación para nuevas instalaciones como futuro plan de apoyo y eliminar por completo la compensación durante los períodos de precios negativos. La tarifa garantizada de alimentación para nuevas instalaciones solares pequeñas de hasta 25 kilovatios se eliminará por completo para las instalaciones a partir de 2027. El canciller Friedrich Merz ha apoyado explícitamente estos planes. Si bien el presupuesto federal de 2026 aún destina 17.200 millones de euros a la financiación de la EEG, la dirección política es clara: la estructura de apoyo establecida para las energías renovables, construida durante dos décadas, se debilitará. Al mismo tiempo, se está estableciendo una nueva estructura de apoyo para las capacidades convencionales gestionables, sin transparencia de costes y sin una protección efectiva de la competencia.

Se trata de un cambio fundamental en la política energética, que oficialmente se presenta bajo el lema de la neutralidad tecnológica, pero que en realidad implica una clara decisión tecnológica: a favor del gas, en contra de las baterías; a favor de las empresas consolidadas, en contra de los nuevos actores del mercado; a favor de la rentabilidad garantizada por el Estado para las centrales existentes, en contra de los incentivos a la inversión basados ​​en el mercado para el futuro energético. En este contexto, la definición de neutralidad tecnológica no solo es inexacta, sino directamente engañosa.

El conflicto de intereses en el cargo: La cuestión de la riqueza

Ningún informe sobre la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) estaría completo sin considerar la dimensión biográfica de la actual Ministra de Asuntos Económicos. Katherina Reiche (CDU), quien asumió el Ministerio Federal de Asuntos Económicos en otoño de 2025, cuenta con una trayectoria profesional excepcional. Tras casi dos décadas en el Bundestag, donde ocupó el cargo de Secretaria de Estado Parlamentaria en el Ministerio Federal de Medio Ambiente, se incorporó a la Asociación de Empresas Municipales (VKU) como Directora Gerente en 2015. Desde 2020 hasta su nombramiento como Ministra en 2025, fue Directora General de Westenergie AG, la mayor filial del Grupo E.ON, con alrededor de 10 000 empleados.

Esta situación no es trivial para un ministro de Economía que decide el marco del mercado energético alemán. El informe de Spiegel sobre los documentos de lobby de EnBW y RWE puso de manifiesto la práctica del ministerio de solicitar específicamente apoyo argumentativo a las empresas energéticas. Al mismo tiempo, no se consultó a los proveedores de tecnologías alternativas, en particular a los sistemas de almacenamiento de baterías. La organización sin ánimo de lucro LobbyControl criticó a Reiche por basarse repetidamente y de forma unilateral en la perspectiva de las compañías de gas y pidió a la administración del Bundestag que considerara la imposición de una multa por incumplir el requisito del registro de lobistas.

La cuestión del conflicto de intereses no es una mera especulación moral, sino un desafío regulatorio e institucional. Una ministra que dirigió la mayor filial de E.ON durante cinco años ahora define las condiciones de financiación de la misma industria cuyos actores conoce personalmente. Esto no excluye inherentemente las decisiones injustas, pero crea una relación estrecha que exige explicación, y cuyas consecuencias estructurales son evidentes en el actual proyecto de ley.

Comparación sistémica: ¿Cómo lo está haciendo mejor Europa?

Sería injusto descartar de plano el concepto de mercado de capacidad como un error. En un sistema energético cada vez más dominado por energías renovables fluctuantes, se necesitan mecanismos para mantener capacidades de reserva controlables y asegurar su financiación. La cuestión no es si se debe diseñar un mecanismo de este tipo, sino cómo.

Un análisis del caso de Gran Bretaña demuestra que un mercado de capacidad puede funcionar de manera competitiva: allí, las centrales eléctricas de gas, el almacenamiento por bombeo, la flexibilidad de la demanda y, cada vez más, también el almacenamiento en baterías, participan en las licitaciones en igualdad de condiciones. En este modelo, no existen criterios de exclusión tecnológica que impidan sistemáticamente la participación de soluciones individuales. El modelo de mercado de capacidad descentralizado y basado en certificados, favorecido por diversos economistas y modelado a partir del sistema francés, también se basa en una competencia más amplia.

Lo que distingue a la Ley Alemana de Suministro Eléctrico (StromVKG) de estos modelos es la combinación de tres características problemáticas: la falta de un límite de capacidad por licitador, los criterios técnicos de exclusión para el almacenamiento en baterías y el requisito de conexión a la red, que perjudica estructuralmente a los nuevos participantes. El conjunto de estas regulaciones no es un descuido, sino el resultado de un proceso legislativo en el que los beneficiarios participaron activamente.

Consolidación estructural: ¿Qué está en juego?

Las consecuencias a largo plazo de la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG), si se aprueba en su forma actual, pueden describirse en tres dimensiones.

En primer lugar, y de forma más directa: la estructura del mercado. Un mercado de capacidad que favorezca a los actores existentes no solo estabilizará su poder de mercado, sino que también lo afianzará en el sistema durante el largo período de financiación de 15 años. RWE, LEAG y EnBW, que ya ostentan una posición dominante o casi dominante en el mercado, recibirán flujos de ingresos garantizados por el Estado que consolidarán su posición económica y política durante una generación.

En segundo lugar: la dinámica de la innovación. El almacenamiento de energía en baterías no es el futuro, es el presente. Los modernos sistemas de almacenamiento a gran escala son ahora más baratos que las centrales eléctricas de gas durante muchas horas al año, y su capacidad aumenta rápidamente. Si Alemania, mediante decisiones regulatorias, excluye esta tecnología del mercado de capacidad subvencionado por el Estado, no solo perderá una oportunidad económica, sino que forzará al mercado energético a un callejón sin salida basado en los combustibles fósiles, incompatible con los objetivos climáticos de 2045.

En tercer lugar: los consumidores. No solo pagan directamente a través del nuevo impuesto sobre la capacidad que entrará en vigor en 2031, sino que también sufren indirectamente la menor competencia en el mercado de generación eléctrica. Donde hay poca diversidad de proveedores, también hay poca presión sobre los precios. La Oficina Federal de Cárteles lo dejó claro en su informe sobre poder de mercado: los operadores de centrales eléctricas pueden influir significativamente en los precios del mercado si son indispensables durante las horas críticas. Una ley que garantice permanentemente esta indispensabilidad no es una política de seguridad de suministro, sino una política de oligopolio con perjuicios económicos.

El problema de credibilidad de la política energética alemana

En 2026, Alemania se encuentra en una encrucijada en su política energética. La eliminación progresiva del carbón avanza y la necesidad de capacidades de reemplazo controlables es real. Nadie discute la necesidad de garantizar la seguridad del suministro. Sin embargo, la forma en que se diseñó la Ley de Suministro Eléctrico (StromVKG) revela un profundo problema estructural en la regulación energética alemana: la tendencia a resolver cuestiones complejas de diseño de mercado en estrecha coordinación con las empresas reguladas, descuidando los principios de competencia, los intereses de los consumidores y la apertura a la innovación.

Una Oficina Federal de Cárteles que critica dos veces seguidas el mismo proyecto de ley mientras se ignoran puntos clave es un indicador de un desequilibrio regulatorio. Un ministro que dirigió el consejo de administración de una de las mayores filiales del oligopolio energético alemán durante cinco años y que ahora define las condiciones de licitación para ese mismo mercado es un indicador de un problema de conflicto de intereses institucional que debe tomarse en serio. Y una ley que excluye sistemáticamente de la financiación competitiva a las tecnologías más baratas, limpias e innovadoras, al tiempo que elimina las tarifas de alimentación para la energía solar, no es señal de neutralidad tecnológica, sino todo lo contrario.

Los consumidores alemanes de electricidad y calefacción pagarán las consecuencias de esta decisión política durante muchos años: un nuevo impuesto, precios de mercado estructuralmente más altos y oportunidades perdidas para la innovación. Lo verdaderamente asombroso no es que las grandes corporaciones ejerzan su influencia —algo que se ha mantenido constante en la historia económica—, sino que esta influencia se documente de forma tan transparente y abierta, y se consagre en una ley que supuestamente vela por el bien común.