Se necesita una revolución en el almacenamiento de energía | Brecha de electricidad en lugar de brecha de gas: excedente en verano y escasez en invierno: la cruda realidad de nuestra red eléctrica

Freno fatal a la inversión: cómo la política está bloqueando la parte más importante de la transición energética

Mientras Alemania observa con inquietud cómo sus instalaciones de almacenamiento de gas se agotan a finales del verano de 2026, un desafío aún más grave pasa a un segundo plano: la inminente brecha eléctrica de la transición energética. Si bien existen claras reservas legales de gas natural, la red eléctrica revela una falla estructural fatal. En días soleados y ventosos, el país ya produce más energía renovable de la que puede consumir, con la absurda consecuencia de que se alcanzan precios negativos en el mercado y los productores incluso tienen que pagar para deshacerse de su electricidad. Al mismo tiempo, esta energía escasea en los oscuros y sombríos días de invierno. Aunque el mercado está reaccionando actualmente con un auge sin precedentes en el almacenamiento de baterías, los marcos políticos poco claros, las inminentes tarifas de red y los prolongados procesos de aprobación están obstaculizando gravemente el desarrollo. El siguiente artículo examina por qué no solo debemos generar la electricidad del futuro, sino también almacenarla, y qué obstáculos para una auténtica "revolución del almacenamiento" deben eliminarse urgentemente.

Del déficit de gas al déficit de electricidad: por qué Alemania necesita una revolución en el almacenamiento de energía

Un mínimo histórico como llamada de atención

Las instalaciones de almacenamiento de gas alemanas estaban más vacías en el verano de 2026 que en años anteriores. A mediados de agosto, el nivel de llenado rondaba el 50 %, frente a casi el 67 % en la misma fecha del año anterior, un déficit de más de 17 puntos porcentuales. Esto significa que faltan cantidades significativas para alcanzar el objetivo provisional legalmente establecido del 80 % para el 1 de noviembre, y asociaciones del sector como INES señalan que la tasa de inyección prácticamente tendría que duplicarse para alcanzar esta cifra. Si bien la Agencia Federal de Redes sigue considerando la situación del suministro como fundamentalmente estable, está monitorizando la evolución con especial atención al requisito del nivel mínimo de llenado del 30 % para el 1 de febrero de 2027. Es significativo que en Alemania nadie dude seriamente de la necesidad de las instalaciones de almacenamiento de gas. Desde la crisis energética de 2022, se las considera un componente indispensable para la seguridad del suministro, un tema que apenas se debate políticamente, sino que se acepta como un hecho técnico y normativo. Por el contrario, este debate sobre el gas natural revela lo inadecuado que ha sido hasta ahora el debate correspondiente sobre la electricidad, a pesar de que el desafío en este último caso es, en algunos aspectos, incluso mayor.

La energía desperdiciada en la transición energética

Si bien continúa el debate sobre las reservas de gas, Alemania produce actualmente mucha más electricidad renovable de la que necesita. El síntoma más visible de este fenómeno es el fuerte aumento de los precios negativos de la electricidad en el mercado. En el año récord de 2025, se registraron alrededor de 575 horas con precios negativos para el día siguiente en la bolsa EPEX Spot, más del doble que en 2023 (alrededor de 300 horas) y considerablemente más que en 2016, cuando solo se registraron 97 horas de este tipo. Las previsiones para el año actual, 2026, predicen entre 700 y 900 horas negativas, impulsadas por la continua expansión de la energía fotovoltaica y una disminución simultánea de la flexibilidad de las centrales eléctricas convencionales. El 1 de mayo de 2026, el precio intradiario se desplomó temporalmente hasta -855 euros por megavatio-hora, mientras que el precio para el día siguiente alcanzó los -499,99 euros, a tan solo un céntimo del precio mínimo técnico vigente en ese momento en la bolsa. Ante estos valores extremos, EPEX Spot ha reducido el precio mínimo de -500 a -600 euros por megavatio hora. Estas cifras ilustran un sistema que, en días soleados y ventosos, genera literalmente más energía de la que puede consumir o exportar razonablemente, mientras que, durante esas mismas horas, los productores a veces incluso pagan a alguien para que se lleve la electricidad que generan.

Por qué el problema es de naturaleza estructural

Una comparación entre el gas y la electricidad revela una asimetría fundamental en la política energética alemana: existen obligaciones de almacenamiento legalmente establecidas con niveles objetivo claros para los combustibles fósiles, mientras que aún falta una lógica comparable para la generación de electricidad, cada vez más renovable. La capacidad fotovoltaica sigue creciendo en aproximadamente 15 gigavatios por año, sin que se desarrolle al mismo ritmo la flexibilidad y la capacidad de almacenamiento suficientes para suavizar las importantes fluctuaciones en la generación a lo largo del día. El resultado es un sistema eléctrico que experimenta un superávit durante muchas horas del mediodía en primavera y verano, mientras que sigue dependiendo de las reservas convencionales o de las importaciones en los días oscuros y sin viento del invierno, los llamados "tiempos de calma". Este patrón no es un problema transitorio propio de la transición energética, sino una característica estructural de un sistema basado en tecnologías de generación dependientes del clima. Sin una capacidad de almacenamiento significativamente mayor, la brecha entre el superávit y el déficit de generación tenderá a ampliarse aún más con cada gigavatio adicional de energía eólica y solar instalada.

Almacenamiento de baterías como la respuesta más rápida disponible

El mercado está respondiendo a este desafío con un auténtico auge en el almacenamiento de energía en baterías. En el primer semestre de 2026, se conectaron a la red en Alemania aproximadamente 2483 megavatios de nueva capacidad instalada, un aumento de alrededor de un tercio en comparación con el mismo período del año anterior, mientras que la nueva capacidad de almacenamiento instalada aumentó casi un 76 %, hasta alcanzar aproximadamente 5642 megavatios-hora. Un total de aproximadamente 2,6 millones de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, con una potencia combinada de unos 18 500 megavatios y una capacidad de alrededor de 31 500 megavatios-hora, están conectados a la red alemana. El segmento de almacenamiento de energía en baterías a gran escala se está desarrollando de forma especialmente dinámica, con un aumento de las nuevas instalaciones de alrededor del 290 % en el primer trimestre de 2026 en comparación con el año anterior. De mantenerse este ritmo, la capacidad total de almacenamiento instalada en Alemania podría alcanzar aproximadamente los 35 gigavatios-hora a finales de 2026. A diferencia de las centrales hidroeléctricas de bombeo, que se limitan a ubicaciones geográficas específicas, o de las instalaciones de almacenamiento de hidrógeno, que aún se encuentran en las primeras etapas de madurez tecnológica y económica, los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala pueden construirse en pocos meses e instalarse prácticamente en cualquier lugar donde haya capacidad de conexión a la red y espacio disponible. Por lo tanto, el almacenamiento de baterías es actualmente, con diferencia, la herramienta más rápida y escalable para amortiguar los excedentes de generación a corto plazo y ponerlos a disposición nuevamente durante los períodos de alta demanda.

La diferencia entre crecimiento y demanda real

A pesar de estas impresionantes tasas de crecimiento, los analistas del sector advierten contra la interpretación acrítica del auge actual como prueba de un desarrollo suficiente del almacenamiento. Un análisis de la consultora Enervis concluye que, en condiciones desfavorables, la capacidad de almacenamiento a gran escala para 2029 podría alcanzar solo unos 15 gigavatios-hora, a pesar de que existen proyectos con un volumen total de aproximadamente 58 gigavatios-hora en fase de planificación. Solo alrededor de una quinta parte de los proyectos de almacenamiento a gran escala registrados se consideran actualmente suficientemente seguros, lo que indica considerables incertidumbres en cuanto a financiación, conexión a la red y permisos. También se observan cuellos de botella en la propia conexión a la red: los proyectos con una capacidad total de 3,4 gigavatios se proyectaron inicialmente para 2026, pero según los analistas de mercado, la puesta en marcha real suele ser inferior a las ambiciosas previsiones, ya que los plazos de conexión a la red retrasan la operación comercial. Esta discrepancia entre la capacidad registrada y la capacidad real puesta en marcha deja claro que una tasa de crecimiento elevada y sostenida no está garantizada, sino que depende de las decisiones políticas y regulatorias de los próximos años.

Los cargos de red actúan como freno a la inversión

Una de las principales incertidumbres para los inversores se refiere al tratamiento futuro de las tarifas de red para las instalaciones de almacenamiento. Actualmente, los sistemas de almacenamiento de baterías se benefician de una exención sustancial de las tarifas de red en virtud del artículo 118, párrafo 6, de la Ley alemana de la industria energética (EnWG), siempre que se pongan en marcha entre agosto de 2011 y agosto de 2029. Esta exención es válida durante 20 años a partir de la fecha de puesta en marcha. Sin esta regulación, los operadores de almacenamiento tendrían que pagar tarifas de red tanto al almacenar como al descargar posteriormente la misma electricidad, lo que resultaría en un doble cargo de un promedio de nueve céntimos por kilovatio-hora y podría hacer que muchos modelos de negocio no sean rentables. La Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur) está trabajando actualmente en una reforma fundamental del sistema de tarifas de red en el marco del denominado procedimiento AgNes. Esta reforma tiene como objetivo impedir una exención total de las tarifas de red para los nuevos proyectos de almacenamiento en el futuro, ya que esto se considera insostenible según la legislación europea. Sin embargo, en su informe provisional de mayo de 2026, la agencia rectificó y reforzó significativamente la protección de las expectativas legítimas para los proyectos ya implementados o en fases avanzadas de financiación, lo que significa que las instalaciones existentes generalmente conservarán su exención actual. Para los nuevos proyectos de almacenamiento sin una decisión de inversión oportuna, se prevé un cargo por capacidad moderado de aproximadamente cuatro a siete euros por kilovatio de carga conectada al año, sin cargos operativos adicionales y explícitamente sin doble cobro por inyección y extracción. Se prevé la implementación de cargos dinámicos, dependientes de las condiciones de la red, destinados a recompensar el comportamiento respetuoso con la red, no antes de 2030 e idealmente para 2033.

Entre la seguridad jurídica y el riesgo regulatorio

Aunque las recientes señales de la Agencia Federal de Redes tienen un efecto generalmente positivo en el sector del almacenamiento de energía, persiste una considerable incertidumbre que complica las decisiones de inversión. No se espera que el borrador final de la reforma de las tarifas de red esté listo hasta finales de 2026, la comunicación al mercado está prevista para 2028 y la implementación efectiva no está programada hasta principios de 2029. Hasta entonces, los desarrolladores de proyectos deben trabajar con una hoja de ruta regulatoria que ha cambiado varias veces: desde una propuesta de abolición total de la exención, pasando por un cambio inicial de política en enero de 2026, hasta la posición actual, más favorable a los inversores, desde mayo del mismo año. Esta situación se ve agravada por los debates paralelos en torno a los denominados Acuerdos de Conexión Flexible, que vincularían la conexión a la red de las instalaciones de almacenamiento a condiciones operativas específicas. Los analistas del sector señalan que las tarifas de red y dichas restricciones de conexión pueden reforzarse mutuamente, y que, en el peor de los casos, la rentabilidad de un proyecto de almacenamiento podría caer de alrededor del 20 % a menos del 10 %, el umbral a partir del cual los proyectos se vuelven difíciles de financiar para muchos inversores. Esta combinación de directrices regulatorias fundamentalmente positivas, pero aún no definitivamente establecidas, explica por qué, a pesar del impresionante crecimiento del mercado, solo una fracción de la cartera de proyectos registrados se considera verdaderamente segura.

El papel del almacenamiento para la estabilidad de la red eléctrica

Los sistemas de almacenamiento de baterías ahora hacen mucho más que simplemente transferir cantidades de energía a lo largo del tiempo. Proporcionan cada vez más servicios auxiliares que antes eran ofrecidos casi exclusivamente por las centrales eléctricas convencionales, como el control de frecuencia, la regulación de voltaje y el suministro de energía de equilibrio en milisegundos. Estas capacidades están adquiriendo importancia porque la eliminación progresiva de las centrales eléctricas de carga base de combustibles fósiles elimina simultáneamente una parte de la capacidad de estabilización de la red anterior, que las fuentes de energía renovable no pueden compensar fácilmente debido a limitaciones físicas. En este sentido, los sistemas de almacenamiento de baterías a gran escala cumplen una doble función: amortiguan los picos de generación a corto plazo y, al mismo tiempo, contribuyen a la estabilidad técnica de una red cada vez más caracterizada por una generación descentralizada y dependiente de las condiciones meteorológicas. La Asociación Alemana de Energía Solar (BSW-Solar) también señala que un número creciente de sistemas de almacenamiento de baterías podría reducir significativamente la necesidad de costosas centrales eléctricas de reserva de gas, que de otro modo tendrían que mantenerse únicamente para cubrir los períodos de baja producción eólica y solar. El parque existente de sistemas de almacenamiento de baterías estacionarios es teóricamente suficiente para almacenar el consumo diario promedio de electricidad de alrededor de tres millones de hogares privados alemanes, lo que subraya la creciente relevancia de esta tecnología para el sistema.

La brecha entre el superávit de verano y la escasez de invierno

Un aspecto crucial que a menudo se pasa por alto en el debate público es la diferencia fundamental entre las necesidades de almacenamiento a corto y largo plazo. El almacenamiento en baterías es ideal para equilibrar las fluctuaciones diarias, como aprovechar el excedente solar del mediodía para las horas de la tarde. Sin embargo, para las fluctuaciones estacionales —es decir, para equilibrar los soleados meses de verano con las oscuras y sin viento semanas de invierno— la capacidad de almacenamiento en baterías actualmente disponible y económicamente viable dista mucho de ser suficiente. En realidad, esta brecha solo puede cerrarse mediante una combinación de diferentes tecnologías, incluyendo centrales hidroeléctricas de bombeo, almacenamiento de hidrógeno en una medida limitada y una gestión de la demanda significativamente más flexible. Es precisamente aquí donde se hace evidente el paralelismo con el debate sobre el almacenamiento de gas: así como existe una regulación legalmente obligatoria del nivel de llenado del gas natural para garantizar el equilibrio estacional entre verano e invierno, actualmente no existe un conjunto de instrumentos igualmente vinculantes que aborde sistemáticamente la necesidad estacional de flexibilidad para la electricidad. Sin una estrategia integral de este tipo, la política alemana de almacenamiento de electricidad tiende a seguir siendo reactiva y orientada al mercado, en lugar de estar planificada de forma proactiva.

Lo que tendría que lograr una verdadera revolución del almacenamiento

Un cambio coherente hacia el almacenamiento de energía implicaría impulsar la expansión de la capacidad de almacenamiento con la misma prioridad política que se ha otorgado a la expansión de las centrales eólicas y solares en las últimas dos décadas. Esto requiere, ante todo, certeza en la planificación regulatoria, ya que los inversores necesitan un marco normativo fiable y estable a largo plazo para financiar proyectos multimillonarios con periodos de amortización de entre diez y veinte años. Igualmente importante es la agilización del proceso de concesión de permisos para las conexiones a la red, dado que la discrepancia actual entre la capacidad de almacenamiento registrada y la realmente realizada se debe en gran medida a los retrasos en las fechas de conexión. Además, es fundamental tratar sistemáticamente a los sistemas de almacenamiento como lo que son: proveedores de flexibilidad que contribuyen activamente a la estabilidad y la rentabilidad del sistema global mediante un comportamiento que favorece la red, en lugar de tratarlos regulatoriamente como meros consumidores o productores. La diferenciación entre las tasas de red con función financiera y las que tienen función de incentivo, tal como la concibe la Agencia Federal de Redes, apunta en esta dirección, pero en su diseño final, debe recompensar realmente el comportamiento que favorece la red en lugar de simplemente generar costes adicionales. Finalmente, es necesario un debate social y político honesto sobre el hecho de que la capacidad de almacenamiento no es un lujo, sino una inversión necesaria para garantizar la seguridad del suministro de un sistema eléctrico que depende cada vez más de la generación de energía sujeta a las condiciones meteorológicas.

Mirando hacia adelante

Los bajos niveles actuales de almacenamiento de gas ponen de manifiesto un principio aplicable tanto al sector eléctrico como a los combustibles fósiles: sin reservas suficientes, todo sistema energético se vuelve vulnerable a las fluctuaciones de precios y a los riesgos de suministro. La rápida, aunque desigual, expansión del almacenamiento en baterías demuestra que el mercado ha reconocido fundamentalmente el problema y está reaccionando con considerable rapidez, si bien en un contexto regulatorio complejo y, en ocasiones, contradictorio. Los próximos dos o tres años, durante los cuales se finalice la reforma de las tarifas de red y expiren las disposiciones transitorias de la Ley de la Industria Energética, serán cruciales para determinar si Alemania puede ampliar su capacidad de almacenamiento al ritmo y la escala necesarios. Si los responsables políticos ofrecen claridad e incentivos fiables, Alemania contará con la base tecnológica y económica para impulsar su transición energética, pasando de un simple cambio generacional a una auténtica transformación sistémica, en la que la capacidad de almacenamiento se considere tan fundamental como lo es hoy el almacenamiento de gas durante el invierno.