La transición energética de Alemania sometida a prueba: por qué las baterías y las centrales eléctricas de gas deben ir de la mano

El fin de la brecha eléctrica: cómo sería la interacción perfecta entre baterías y centrales eléctricas

¿Trampa de hidrógeno o verdadera salvación? La verdad sobre las nuevas centrales eléctricas de gas de Alemania

La transición energética de Alemania se encuentra en un punto de inflexión crucial, pero corre el riesgo de verse envuelta en un debate dicotómico. Por un lado, están los defensores de los sistemas masivos de almacenamiento de energía en baterías como salvadores libres de emisiones; por otro, los partidarios de las centrales eléctricas de gas tradicionales y gestionables. Sin embargo, quienes enfrentan estas dos tecnologías ponen en riesgo nada menos que la seguridad y la asequibilidad futuras de nuestra electricidad. Si bien las baterías constituyen la columna vertebral de la flexibilidad diaria a corto plazo en la red, las centrales eléctricas siguen siendo una salvaguarda poco utilizada, pero económicamente indispensable, frente a periodos prolongados de baja generación de energía eólica y solar. Con el mercado de capacidad multimillonario recientemente aprobado por Bruselas, la arquitectura del mercado eléctrico alemán se está reestructurando radicalmente. El verdadero desafío, por lo tanto, no es: ¿almacenamiento o centrales eléctricas? Se trata de la interacción inteligente y controlada digitalmente de ambos mundos, y de cómo el hidrógeno, las tarifas eléctricas inteligentes y la solidaridad europea evitarán que nos quedemos sin luz en invierno.

Quienes solo exigen instalaciones de almacenamiento o solo centrales eléctricas no están construyendo un sistema climáticamente neutro, sino más bien creando el próximo hueco en el suministro

El falso debate de "esto o aquello"

El debate energético alemán suele plantearse como una competencia entre baterías y centrales eléctricas de gas. Por un lado, están los sistemas de almacenamiento de energía en baterías como una tecnología moderna, libre de emisiones y de rápida escalabilidad. Por otro lado, están las centrales eléctricas gestionables, que sus defensores consideran una salvaguarda indispensable contra la escasez de electricidad y sus críticos un retroceso a los combustibles fósiles. Esta contraposición resulta políticamente atractiva, pero engañosa desde la perspectiva de la economía energética. Las baterías y las centrales eléctricas de gas abordan problemas diferentes dentro del mismo sistema. Quienes las contraponen confunden la flexibilidad a corto plazo con la seguridad del suministro a largo plazo.

Las baterías son especialmente útiles cuando se necesita transferir electricidad en cuestión de minutos u horas. Pueden transferir energía solar desde el mediodía hasta la noche, cubrir picos de demanda a corto plazo, compensar las fluctuaciones de frecuencia y absorber los excedentes de energía renovable. Por otro lado, las centrales eléctricas flexibles resultan especialmente valiosas cuando persiste un déficit, disminuyen los niveles de almacenamiento y se producen simultáneamente altas demandas. Su contribución crucial no reside en producir la mayor cantidad posible de kilovatios-hora, sino en estar disponibles de forma fiable en algunas situaciones críticas.

Por lo tanto, la cuestión económica clave no es qué tecnología es fundamentalmente superior. La cuestión crucial es qué combinación de energías renovables, redes eléctricas, baterías, demanda flexible, importaciones europeas y centrales eléctricas gestionables proporciona la seguridad de suministro deseada al menor coste total. Un sistema con capacidad garantizada insuficiente conlleva el riesgo de escasez, precios desorbitados y medidas políticas de emergencia. Un sistema con capacidad excesivamente subvencionada supone una carga innecesaria para los consumidores y debilita los incentivos a la inversión en almacenamiento y flexibilidad. La vía económicamente viable se sitúa en algún punto intermedio entre estos dos extremos.

Lo que Bruselas aprobó realmente

La aprobación por parte de la Comisión Europea del mecanismo de capacidad alemán supone un cambio fundamental en la arquitectura del mercado eléctrico. A partir de 2031, los participantes del mercado ya no recibirán remuneración únicamente por la electricidad generada y los servicios del sistema. También podrán recibir compensación por garantizar la disponibilidad de capacidad garantizada cuando sea necesaria. El coste total estimado del marco aprobado oscila entre 15.600 y 35.200 millones de euros. En función de los resultados de las subastas, se prevén costes anuales de entre 1.000 y 3.000 millones de euros para 2031, y de entre 900 y 2.300 millones de euros anuales a partir de entonces hasta 2045.

La afirmación generalizada de que Alemania subvenciona las centrales eléctricas de gas con 35.000 millones de euros es inexacta. El mecanismo aprobado es fundamentalmente abierto a diversas tecnologías. Además de las instalaciones de generación nuevas y existentes, también pueden participar las instalaciones de almacenamiento, los consumidores controlables y, en el futuro, las capacidades transfronterizas. Los contratos pueden tener una duración de hasta 15 años. Los costes reales dependen de los volúmenes licitados, las ofertas, los costes de financiación y los ingresos de mercado de las centrales adjudicatarias.

Al mismo tiempo, sería ingenuo subestimar la importancia de las nuevas centrales eléctricas de gas. Las licitaciones iniciales se centran principalmente en capacidades a largo plazo que puedan suministrar electricidad de forma continua durante periodos de baja producción eólica y solar que duren varios días. Técnicamente, una batería puede cumplir este requisito si cuenta con una capacidad de almacenamiento de energía suficientemente grande. Sin embargo, desde un punto de vista económico, las baterías con tiempos de descarga muy prolongados para eventos poco frecuentes suelen ser más caras que las centrales eléctricas cuyo combustible se almacena por separado y solo se utiliza cuando es necesario. Por lo tanto, es probable que las centrales eléctricas de gas reciban una parte significativa de los primeros contratos.

Para la evaluación pública, es fundamental distinguir entre la producción de energía y la producción de trabajo. Una central eléctrica con una capacidad de un gigavatio puede estar en funcionamiento permanente, pero generar electricidad solo durante unos pocos días al año. Su impacto climático depende no solo de su tamaño, sino también del combustible utilizado, su eficiencia, sus horas de funcionamiento y el momento de la transición a fuentes de energía climáticamente neutras. Un gran conjunto de centrales eléctricas que operan a baja capacidad puede emitir menos CO₂ que un conjunto más pequeño que funciona regularmente para cubrir la demanda residual.

Por lo tanto, el mecanismo de capacidad no es simplemente un subsidio para las centrales eléctricas de gas, pero tampoco es un acto administrativo neutral sin consecuencias tecnológicas. Se trata de un nuevo modelo de seguro para el sistema eléctrico. Su eficacia se medirá por su capacidad para proporcionar la seguridad suficiente sin financiar de forma permanente una capacidad excesiva ni frenar la innovación.

La electrificación cambia algo más que el consumo anual

La demanda de electricidad en Alemania aumentará significativamente debido a la electrificación del transporte, los edificios, la industria y la infraestructura digital. Los vehículos eléctricos están sustituyendo a los de gasolina y diésel, las bombas de calor reemplazan a los sistemas de calefacción de gas y petróleo, los hornos eléctricos y los electrolizadores transforman los procesos industriales, y los centros de datos generan grandes cargas adicionales con altos requisitos de disponibilidad. Este aumento no contradice la transición energética, sino que constituye un mecanismo crucial para la descarbonización, ya que la electricidad procedente de fuentes renovables sustituye a los combustibles fósiles en otros sectores.

Las aplicaciones eléctricas suelen ser más eficientes que sus alternativas basadas en combustibles fósiles. Una bomba de calor genera calor no solo mediante la conversión de electricidad, sino también aprovechando el calor ambiental. Un motor eléctrico transforma la energía en movimiento con mucha más eficiencia que un motor de combustión. Por lo tanto, el consumo de electricidad puede aumentar mientras que el consumo energético final total disminuye. El objetivo sensato no es lograr el menor consumo de electricidad posible, sino proporcionar calefacción, movilidad, producción industrial y servicios digitales de la manera más rentable y con bajas emisiones.

Sin embargo, para la planificación, basta con considerar el volumen anual de electricidad. Lo crucial es saber cuándo y dónde se necesita la energía. Cuando millones de vehículos eléctricos se cargan al anochecer, las bombas de calor funcionan simultáneamente durante una ola de frío y las plantas industriales aumentan su producción, la demanda máxima puede dispararse. Las redes y la capacidad garantizada deben diseñarse para las horas pico, no para el promedio anual.

Por lo tanto, la planificación de la red eléctrica a largo plazo presupone un aumento significativo del consumo bruto de electricidad, según el escenario. Los rangos son amplios, ya que dependen de supuestos sobre el desarrollo industrial, la producción de hidrógeno, la renovación de edificios, la electromovilidad, la eficiencia energética y la velocidad de la transformación. Esta misma incertidumbre desaconseja las previsiones rígidas y únicas. Alemania necesita una infraestructura robusta capaz de gestionar diversas trayectorias de desarrollo plausibles.

Una electrificación mal coordinada aumentaría innecesariamente la demanda de centrales eléctricas, instalaciones de almacenamiento y redes. En cambio, una electrificación controlada de forma inteligente puede convertirse en una fuente de flexibilidad. Los vehículos, los sistemas de almacenamiento térmico, los procesos industriales y ciertas cargas informáticas pueden modificar su consumo eléctrico a lo largo del tiempo, siempre que la movilidad, el confort y la producción no se vean afectados. Por lo tanto, el valor económico de la electrificación depende cada vez más de su controlabilidad.

La flexibilidad requiere automatización, no sacrificios

La flexibilidad en el consumo energético a veces se presenta como si los hogares debieran organizar su vida en función del viento y el sol. Este modelo no sería ni atractivo ni adecuado para su adopción masiva. La flexibilidad debe operar en segundo plano. Los conductores deberían poder especificar cuándo deben tener su vehículo listo y con qué autonomía. Un sistema de gestión energética optimiza entonces el proceso de carga. Los residentes definen la temperatura ambiente deseada, mientras que la bomba de calor, la masa térmica del edificio y el sistema de almacenamiento de energía ajustan su funcionamiento dentro de los límites de confort definidos.

Para que esto funcione, Alemania necesita sistemas de medición inteligentes, canales de comunicación seguros, dispositivos interoperables y tarifas transparentes. Desde 2025, las compañías eléctricas están obligadas a ofrecer tarifas dinámicas. Sin embargo, la mera existencia de estos productos no genera flexibilidad sistémica. Sin contadores inteligentes, control automatizado y condiciones contractuales fáciles de entender, las tarifas dinámicas seguirán siendo un nicho de mercado para clientes particularmente interesados.

Los precios variables en el tiempo indican cuándo la electricidad es escasa o abundante. Un sistema de almacenamiento de energía doméstico no debería cargarse desde la red eléctrica en una soleada mañana de verano si hay grandes cantidades de energía fotovoltaica disponibles al mediodía. Del mismo modo, un vehículo eléctrico no necesita cargarse durante la hora punta de la tarde si no se va a necesitar hasta la mañana siguiente. Los sistemas automatizados pueden implementar estos cambios sin que el usuario tenga que estar pendiente de los precios del mercado.

Sin embargo, las señales de sincronización por sí solas no son suficientes. La electricidad puede ser barata a nivel nacional incluso si una red regional está sobrecargada. Un kilovatio-hora adicional de consumo puede ayudar a aprovechar la energía eólica localmente en el norte de Alemania, a la vez que genera una mayor presión en la red de una región crítica del sur del país. Las tarifas de red variables según la ubicación, los acuerdos de conexión flexibles o los incentivos regionales pueden contribuir a garantizar que las instalaciones de almacenamiento, los electrolizadores y las cargas controlables operen donde generen el mayor beneficio para el sistema.

No se debe subestimar la dimensión social. Los propietarios de vehículos eléctricos, bombas de calor y sistemas de almacenamiento de energía para el hogar pueden reaccionar con mayor intensidad a las señales de precios que los inquilinos o los hogares de bajos ingresos sin grandes consumidores de energía controlables. Una reforma tarifaria que perjudique unilateralmente a los clientes inflexibles perdería el apoyo público. Un marco justo debería premiar la flexibilidad, pero al mismo tiempo mantener ofertas predecibles para los consumidores que no pueden reaccionar o que prefieren conscientemente la estabilidad de precios.

Las baterías se encargan del trabajo de precisión diario

Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías son especialmente adecuados para tareas frecuentes y repentinas. Reaccionan a las fluctuaciones de frecuencia en milisegundos, optimizan el uso de la energía solar para las horas de la tarde/noche, reducen los picos de demanda y estabilizan las redes eléctricas locales. Gracias a su diseño modular, pueden instalarse en viviendas, edificios comerciales, plantas industriales, subestaciones y grandes instalaciones de almacenamiento. El tiempo de construcción suele ser considerablemente menor que el de las centrales térmicas.

A finales de 2025, Alemania contaba con más de dos millones de sistemas de almacenamiento de baterías, con una capacidad útil total de entre 24 y 25,5 gigavatios-hora. La mayor parte seguía correspondiendo a sistemas residenciales combinados con instalaciones fotovoltaicas. Si bien las baterías a gran escala crecieron rápidamente, aún representaban un segmento relativamente pequeño en términos de capacidad energética total. Estas cifras también ponen de manifiesto las fortalezas y limitaciones de la tecnología: aunque la capacidad instalada sea elevada, la cantidad de energía almacenada no es automáticamente suficiente para afrontar periodos prolongados de escasez energética.

Un ejemplo sencillo ilustra la diferencia. Un sistema de almacenamiento con una capacidad de uno o dos gigavatios-hora puede, en teoría, suministrar toda su potencia durante dos horas. Transcurrido ese tiempo, necesita recargarse. Esto puede ser extremadamente valioso para cubrir la demanda máxima de la tarde. Sin embargo, el mismo sistema de almacenamiento no puede, por sí solo, cubrir un período de tres días de baja generación de energía eólica y solar. Un tiempo de descarga más prolongado requiere capacidad de batería adicional, cuyo coste es elevado, aunque rara vez se utilice por completo.

Las baterías, sin embargo, reducen la demanda y las horas de funcionamiento de las centrales eléctricas convencionales. Evitan que una central tenga que arrancar solo para un pico de carga breve, absorben la electricidad que de otro modo se desperdiciaría y suavizan los cambios rápidos de carga. Un sistema de almacenamiento de baterías también puede cubrir el tiempo hasta que una central térmica esté en funcionamiento. En los sistemas híbridos, la batería puede encargarse de las tareas de control rápido, mientras que la central funciona de forma más eficiente y con menor desgaste.

Sin embargo, a medida que aumenta la capacidad de almacenamiento, el modelo de negocio cambia. Los primeros sistemas de almacenamiento se beneficiaban de las grandes diferencias de precio entre las horas del mediodía, más económicas, y las horas de la tarde, más caras. Cuando muchas baterías se cargan y descargan simultáneamente, reducen precisamente esta diferencia de precio. Esto es positivo para el sistema en general y para los consumidores, pero disminuye los ingresos de los nuevos proyectos. Por lo tanto, los futuros sistemas de almacenamiento deberán combinar varias fuentes de ingresos: comercialización de energía, equilibrio de potencia, servicios a la red, gestión de la demanda máxima y, potencialmente, pagos por capacidad.

La enorme cantidad de solicitudes de conexión a la red no debe confundirse con una expansión real. En 2025, se presentaron solicitudes para varios cientos de gigavatios de capacidad de almacenamiento. Solo una fracción de esta capacidad se financiará, aprobará y construirá. Las múltiples solicitudes, los proyectos incipientes y los puntos de conexión a la red obtenidos de forma especulativa distorsionan la realidad. Para la transición energética, lo que importa no es la cartera virtual de proyectos, sino la capacidad instalada y conectada a la red.

La profunda crisis económica se debe principalmente a un problema energético

Un «periodo de calma chicha» se refiere a una época en la que la energía eólica y solar contribuyen mínimamente. El término se usa a menudo de forma genérica, aunque el desafío depende en gran medida de la duración, la estación del año, la temperatura, la extensión geográfica, la demanda de electricidad y las posibilidades de importación. Una noche sin viento en verano es muy diferente, desde la perspectiva de la economía energética, a una semana fría, nublada y sin viento en invierno en gran parte de Europa.

Para déficits que duran solo unas horas, las baterías, el almacenamiento por bombeo, la demanda flexible y las importaciones de electricidad pueden compensar gran parte de la diferencia. Si la situación persiste, el cuello de botella no es la capacidad de descarga, sino el contenido energético disponible. Las baterías pueden reservar su capacidad restante para las horas más críticas. Sin embargo, sin una generación suficiente de energía renovable, requieren otra fuente de energía para recargarse.

Por lo tanto, comparar únicamente los gigavatios instalados resulta insuficiente. Una central eléctrica de gas y una batería de cuatro horas pueden tener la misma potencia nominal, pero no pueden proporcionar la misma cantidad de energía durante un apagón prolongado. Los mercados de capacidad deben evaluar de forma realista la contribución fiable de las diferentes tecnologías. Los sistemas de almacenamiento requieren descuentos en función de su tiempo de descarga, estado de carga y la probabilidad de varias horas consecutivas de escasez.

Incluso las centrales eléctricas de gas no son automáticamente totalmente seguras. Requieren combustible, redes de gas o hidrógeno operativas, personal cualificado, repuestos, conexiones a la red eléctrica y sistemas de respaldo suficientemente robustos. La crisis energética posterior al ataque ruso contra Ucrania demostró que el suministro de gas natural conlleva un riesgo geopolítico. La fiabilidad de una central eléctrica depende de la integridad de toda su cadena de suministro de combustible e infraestructura.

Por lo tanto, la seguridad del suministro requiere un enfoque probabilístico. No es necesario que las instalaciones alemanas cubran exclusivamente todas las situaciones extremas imaginables. Al mismo tiempo, la planificación no puede asumir que las importaciones, las baterías o el gas estarán disponibles en cantidades ilimitadas en cualquier situación. Una estrategia sólida combina diferentes recursos cuyos riesgos de fallo sean lo menos correlacionados posible.

La reducción de la carga máxima es valiosa, pero no ilimitada

Los consumidores flexibles y las baterías pueden reducir significativamente la demanda máxima de energía simultánea. Esto es especialmente valioso desde el punto de vista económico, ya que los últimos gigavatios necesarios para cubrir la carga máxima anual rara vez se requieren, pero aun así deben financiarse. Cada pico de carga evitado de forma permanente puede ahorrar inversiones en generación, redes y reservas.

Sin embargo, el potencial alcanzable no es una cantidad fija. Depende de la composición del consumo, la duración del almacenamiento, las condiciones climáticas, las reglas del mercado y las necesidades del usuario. Un coche eléctrico puede posponer la carga, pero no indefinidamente. Un sistema de almacenamiento térmico puede aliviar temporalmente la carga de un sistema de calefacción, pero los edificios seguirán enfriándose. Las empresas industriales solo pueden interrumpir procesos dentro de los límites técnicos y contractuales. Las baterías solo son útiles si se cargan lo suficiente antes de un período de escasez.

Por lo tanto, la planificación debe evitar dos ideas erróneas opuestas. La primera consiste en traducir automáticamente cada kilovatio-hora adicional de consumo eléctrico en un aumento proporcional de la carga máxima. Esto ignora las posibilidades del control digital. El segundo error es suponer que las cargas flexibles pueden desaparecer indefinidamente durante una crisis. En realidad, la flexibilidad puede reducir significativamente la necesidad de capacidad garantizada, pero no puede sustituirla por completo.

El monitoreo de la seguridad del suministro por parte de la Agencia Federal de Redes ilustra la magnitud del desafío. Dependiendo del desarrollo de las energías renovables, las redes, la demanda y la flexibilidad, podría ser necesaria una capacidad controlable adicional de aproximadamente 22 a 36 gigavatios para 2035. Estas cifras representan las adiciones brutas antes del desmantelamiento. Este amplio rango no es una debilidad del análisis, sino una expresión de la incertidumbre real. También demuestra lo costosos que pueden ser los retrasos en el desarrollo de la red, las energías renovables y la flexibilidad de la demanda.

Las centrales eléctricas de gas se están convirtiendo en una póliza de seguro poco utilizada

La ventaja económica de las centrales eléctricas de gas flexibles reside en su inversión relativamente baja por kilovatio, su controlabilidad y la capacidad de almacenar grandes cantidades de energía de forma independiente, como combustible. Por lo tanto, son idóneas para cubrir la demanda residual que queda tras el uso de energía eólica, solar, almacenamiento, gestión de la demanda e importaciones.

Los distintos tipos de centrales eléctricas cumplen diferentes funciones. Las turbinas de gas de circuito abierto se ponen en marcha rápidamente y tienen costes de inversión relativamente bajos. Su eficiencia es menor, lo cual no supone un problema si se utilizan con poca frecuencia. Las centrales de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT) son más caras, pero utilizan el combustible de forma más eficiente y son más adecuadas para jornadas de funcionamiento prolongadas. Las centrales eléctricas con motores de gas y las modernas centrales de cogeneración (CHP) pueden implementarse de forma descentralizada y son especialmente flexibles.

Sin embargo, la baja utilización genera un problema de financiación. Una central eléctrica que solo se necesita durante unas pocas horas de escasez puede no generar suficientes ingresos en el mercado eléctrico habitual para cubrir sus costes fijos. En el mercado de energías renovables, tendría que refinanciar una parte significativa de su inversión mediante precios excepcionalmente altos. Si bien esto es teóricamente posible, en la práctica implica elevados riesgos políticos y regulatorios. Los gobiernos podrían intervenir en caso de precios extremos, modificando los límites máximos de precios o introduciendo impuestos especiales con carácter retroactivo.

Los pagos por capacidad transfieren parte de este riesgo de los inversores a los consumidores de electricidad. Esto puede reducir los costes de financiación y agilizar las decisiones de construcción. Sin embargo, conlleva el riesgo de mantener artificialmente en el mercado centrales ineficientes, adquirir cantidades excesivas o perjudicar las nuevas tecnologías. Por lo tanto, las centrales eléctricas de gas no deben considerarse infraestructura privilegiada, sino participantes en un mercado competitivo de fiabilidad.

Los contratos deben incluir requisitos claros de disponibilidad. Quienes reciban pagos por capacidad garantizada deben suministrarla en caso de escasez o enfrentarán sanciones significativas. Además, son necesarios límites de emisiones, requisitos de actualización técnica y objetivos intermedios verificables. Los pagos por capacidad no deben garantizar horas de operación ni ventas de combustible. El pago debe basarse en la capacidad de suministrarla, no en el derecho a producir electricidad a partir de combustibles fósiles.

Novedad: Patente de EE. UU.: ¡Instala parques solares hasta un 30 % más baratos y un 40 % más rápidos y fáciles, con vídeos explicativos! - Imagen: Xpert.Digital

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.

Más información aquí:

• Clic en lugar de atornillar: este ingenioso sistema construye parques solares un 40% más rápido y revoluciona la transición energética

La capacidad de generar hidrógeno no debe convertirse en una estrategia de marketing

A largo plazo, las nuevas centrales eléctricas de gas se convertirán a hidrógeno u otros combustibles neutros en carbono. Esta perspectiva es necesaria para garantizar que la capacidad adicional siga siendo compatible con el objetivo de neutralidad climática. Sin embargo, el término «apto para hidrógeno» es impreciso. Puede significar que una central eléctrica ya puede quemar altas proporciones de hidrógeno, que se planea una conversión técnica posterior o, simplemente, que hay espacio suficiente en el emplazamiento para dicha conversión.

La conversión técnica es solo una parte del desafío. Otros factores cruciales incluyen la disponibilidad de hidrógeno neutro en carbono, la infraestructura de transporte, el almacenamiento, los requisitos de seguridad y la viabilidad económica. Una central eléctrica con capacidad para funcionar con hidrógeno, pero sin conexión a la red de hidrógeno, es poco más que una opción para la descarbonización. Por lo tanto, los contratos deben incluir estándares técnicos concretos, plazos y consecuencias por incumplimiento.

La reconversión de hidrógeno en electricidad implica pérdidas de conversión significativas. Primero se utiliza electricidad para producir hidrógeno; luego, el gas debe comprimirse, transportarse o almacenarse, y posteriormente reconvertirse en electricidad. La eficiencia general es considerablemente menor que con el almacenamiento intermedio directo en baterías. Sin embargo, esto no significa que el hidrógeno no sea adecuado. Las baterías son eficientes, pero almacenar grandes cantidades de energía durante semanas o temporadas es costoso. A pesar de su menor eficiencia, el hidrógeno puede ser económicamente viable para períodos excepcionales y prolongados de escasez de energía.

Otro obstáculo es la competencia por el hidrógeno neutro en carbono. La industria siderúrgica, la química, el transporte marítimo y algunos sectores de la aviación necesitan moléculas para procesos difíciles de electrificar directamente. Por lo tanto, las centrales eléctricas podrían competir con las aplicaciones industriales por cantidades limitadas. Alemania no debería basar su estrategia de respaldo en la suposición prematura de que el hidrógeno verde barato estará disponible en cantidades ilimitadas.

Un enfoque gradual resulta lógico. Las nuevas plantas deben ser técnicamente adaptables, construirse en ubicaciones adecuadas y contar con planes de descarbonización vinculantes. Al mismo tiempo, no deben descartarse otras opciones climáticamente neutras, siempre que se puedan demostrar de forma fiable sus emisiones totales y su impacto en la sostenibilidad. Sin embargo, la neutralidad tecnológica no debe dar lugar a promesas vagas sobre el futuro que legitimen la continuidad del uso del gas natural.

Los sistemas descentralizados pueden hacer que el sistema sea más robusto

Las grandes centrales eléctricas se benefician de las economías de escala, la experiencia de sus operadores y las eficientes conexiones a la red. Sin embargo, una estrategia puramente centralizada dejaría sin aprovechar las oportunidades que ofrecen los parques industriales, las empresas de servicios públicos municipales y las redes de calefacción urbana. Las turbinas de gas más pequeñas, las centrales eléctricas con motores y las plantas de cogeneración pueden construirse cerca del punto de consumo, lo que permite apoyar las redes locales y contribuir al suministro regional en caso de interrupción.

La cogeneración solo es eficiente si el calor generado se utiliza eficazmente. Una central eléctrica no resulta ventajosa económica ni ecológicamente simplemente por poder extraer calor. Las modernas redes de calefacción urbana deben permitir el funcionamiento mediante electricidad. Las grandes bombas de calor, las calderas de electrodos, el calor residual industrial y los sistemas de almacenamiento térmico pueden combinarse con la cogeneración flexible. El sistema de almacenamiento térmico permite desacoplar la generación de electricidad del consumo de calor.

Las plantas de biogás flexibles también pueden contribuir a un suministro eléctrico fiable. En lugar de producir electricidad a un ritmo constante durante todo el año, el biogás puede almacenarse y utilizarse selectivamente durante los periodos de alta demanda residual. El potencial de sostenibilidad es limitado, y siguen siendo relevantes las cuestiones relativas al uso del suelo, las pérdidas de metano y la competencia con otros usos del suelo. Sin embargo, las plantas existentes pueden aportar un valor significativo si su funcionamiento se ajusta sistemáticamente a la demanda del sistema.

Los recursos descentralizados requieren agregadores, comunicación estandarizada y medición fiable. Miles de pequeñas plantas pueden formar colectivamente una central eléctrica virtual, siempre que se verifique su disponibilidad y sus sistemas de control sean seguros. Un mercado de capacidad cuya precalificación solo pueda ser gestionada por grandes empresas de servicios públicos sería formalmente neutral en cuanto a tecnología, pero en la práctica centralizado. La normativa debe ofrecer a las plantas más pequeñas y a las carteras agrupadas oportunidades realistas de participación.

El mercado eléctrico europeo forma parte del mecanismo de cobertura

Alemania está integrada en el mercado eléctrico europeo. Las líneas de transmisión transfronterizas permiten el intercambio con países cuyas estructuras climáticas, de demanda y de generación difieren. La energía hidroeléctrica escandinava, los embalses alpinos, la energía nuclear francesa, los excedentes de energías renovables de otras regiones y los consumidores flexibles en el extranjero pueden contribuir a paliar la escasez de suministro en Alemania.

Las importaciones generalmente reducen la necesidad de reservas puramente nacionales. No todos los países experimentan simultáneamente su mayor demanda o su menor generación. Un mercado más amplio compensa las diferencias regionales y permite un uso más eficiente de las centrales eléctricas y las instalaciones de almacenamiento. Por lo tanto, una estrategia nacional de autosuficiencia tendería a requerir mayor capacidad y mayores costos.

Al mismo tiempo, las importaciones no pueden considerarse ilimitadas. Las condiciones climáticas frías y sin viento pueden afectar a varios países simultáneamente. Los países vecinos también están electrificando sus redes, cerrando centrales eléctricas convencionales o lidiando con problemas en sus propias redes. Por lo tanto, la contribución fiable de las importaciones debe evaluarse mediante modelos de probabilidad europeos, y no basándose en valores máximos históricos individuales.

Abrir el mecanismo de capacidad a recursos extranjeros adecuados es económicamente lógico, pero complejo. Alemania debe garantizar que las capacidades contratadas se cumplan durante los períodos de escasez simultánea y que exista suficiente capacidad de transmisión transfronteriza. Los mecanismos nacionales pueden resultar costosos para todos si cada país intenta cubrir el peor escenario por su cuenta. Unos estándares de fiabilidad comunes y una planificación europea coordinada podrían reducir la demanda global.

Mercado de energía exclusivamente o mercado de capacidad

En el mercado de energía pura, los proveedores reciben ingresos por la electricidad que venden y por los servicios del sistema. La escasez se manifiesta en precios elevados. Estos precios benefician a las centrales eléctricas, las instalaciones de almacenamiento, los importadores y los consumidores que reducen su demanda. El modelo es fundamentalmente neutral en cuanto a la tecnología, ya que la señal de precios, y no una autoridad, determina qué respuesta es económicamente viable.

Su debilidad radica en el llamado problema del dinero faltante. Las intervenciones políticas, los topes de precios y la escasez ocasional pueden llevar a los inversores a no esperar rendimientos suficientes. Incluso si se permiten precios extremos, financiar una central eléctrica de larga duración basada en unas pocas horas inciertas resulta costoso. Los bancos y los inversores de capital exigen primas de riesgo elevadas.

Un mercado de capacidad también remunera la disponibilidad prometida. Esto estabiliza los ingresos, reduce los riesgos de inversión y puede limitar las fluctuaciones extremas en el mercado spot. Al mismo tiempo, recae una decisión crucial en el regulador: debe determinar cuánta capacidad se debe adquirir. Si se ofrece demasiada, los consumidores pagan durante años por capacidad innecesaria y las señales de precios para el almacenamiento y la gestión de la demanda se debilitan. Si se adquiere muy poca, persiste el problema de la seguridad del suministro.

Por lo tanto, la solución más viable económicamente no es un plan centralizado rígido, sino un mecanismo competitivo con análisis de la demanda actualizados periódicamente. Una curva de demanda con pendiente puede evitar que pequeñas variaciones en el volumen provoquen aumentos drásticos de precios. La disponibilidad de contratos con diferentes duraciones permite financiar las nuevas instalaciones sin comprometer innecesariamente la capacidad existente. Las centrales eléctricas existentes, las nuevas construcciones, las instalaciones de almacenamiento, los consumidores flexibles y los recursos extranjeros adecuados deberían competir en función de estándares de fiabilidad comparables.

El mercado de energía sigue siendo importante incluso con los pagos por capacidad. Continúa determinando qué planta se utiliza en cada momento. La señal de precios debe mantenerse lo suficientemente fuerte como para evidenciar la escasez a corto plazo y recompensar la flexibilidad. Un mercado de capacidad debe complementar el mercado eléctrico, pero no sustituirlo.

La verdadera apertura tecnológica requiere estándares diferentes

Una licitación puede parecer neutral sobre el papel, pero en la práctica puede estar adaptada a una tecnología específica. Una obligación de suministro prolongada e ininterrumpida favorece a las centrales eléctricas de combustibles fósiles. Un tiempo de respuesta extremadamente corto favorece a las baterías. Los altos requisitos de producción mínima excluyen a las centrales pequeñas. Los contratos a largo plazo, exclusivamente para nuevas construcciones, pueden perjudicar la flexibilidad de la demanda, aunque esta pueda resultar más ventajosa.

Por lo tanto, el objetivo no debe ser un trato equitativo esquemático, sino una comparabilidad que incluya la tecnología. Las baterías requieren deducciones realistas basadas en la duración de la descarga y el estado de carga. Los consumidores flexibles necesitan valores de referencia verificables para que la reducción de carga declarada pueda medirse realmente. Las centrales eléctricas deben demostrar seguridad de combustible y disponibilidad técnica. Las capacidades extranjeras requieren normas que tengan en cuenta tanto la escasez como la disponibilidad de la red.

Los conceptos híbridos pueden ser especialmente valiosos. Una batería ubicada junto a una central eléctrica de gas reacciona instantáneamente al arrancar la turbina, reduciendo la ineficiente operación a carga parcial. Las centrales de energía renovable con almacenamiento pueden ofrecer un perfil de alimentación más estable. Un emplazamiento industrial puede combinar generación in situ, almacenamiento en baterías, almacenamiento térmico y procesos flexibles. Las normas del mercado deberían permitir este tipo de carteras como recursos integrados.

Al mismo tiempo, la precalificación debe limitar la especulación. Los proyectos deben demostrar disponibilidad de terrenos, avances en la obtención de permisos, financiamiento y conexiones a la red eléctrica viables. Las garantías, los hitos y las penalizaciones crecientes pueden evitar que proyectos inmaduros ganen licitaciones para luego fracasar. Sin embargo, los requisitos no deben ser tan complejos que solo las grandes corporaciones puedan cumplirlos.

La ubicación determina el valor del sistema

Un megavatio adicional no tiene el mismo valor en todas partes. El norte de Alemania suele generar grandes cantidades de energía eólica, mientras que una parte significativa del consumo industrial se concentra en el oeste y el sur. La expansión de la red eléctrica busca compensar estas diferencias, pero requiere tiempo y presenta problemas de permisos y aceptación pública. Una central eléctrica o una instalación de almacenamiento ubicada detrás de un cuello de botella inadecuado en la red difícilmente puede mejorar el suministro local.

Por lo tanto, las licitaciones de capacidad requieren un componente espacial. Entre las opciones posibles se incluyen volúmenes de adquisición regionales, bonificaciones por ubicación, conexiones de red priorizadas o requisitos basados ​​en análisis de red transparentes. Sin embargo, las cuotas regionales excesivamente amplias pueden generar poder de mercado local e incrementar los costos. La asignación de ubicaciones debe ser lo suficientemente precisa para abordar los cuellos de botella, pero lo suficientemente amplia para mantener la competencia.

Esta cuestión es especialmente acuciante para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías. Muchos proyectos solicitan conexiones a los mismos nodos de red atractivos. Los operadores de red necesitan criterios para priorizar los proyectos maduros y que dan servicio al sistema. Los acuerdos de conexión flexibles pueden permitir que los sistemas de almacenamiento se conecten antes si se comprometen a no cargar ni inyectar energía a la red en determinadas situaciones.

La infraestructura de combustible también debe planificarse espacialmente. Las centrales eléctricas con capacidad para hidrógeno requieren un acceso viable a futuros gasoductos, instalaciones de almacenamiento o rutas de suministro alternativas. Las centrales de cogeneración (CHP) requieren disipadores de calor utilizables a largo plazo. Las centrales con arranque en negro necesitan un suministro eléctrico in situ especialmente robusto. Una decisión de ubicación basada únicamente en el precio del terreno y la conexión eléctrica sería demasiado simplista.

La protección climática se decide en función de las horas de funcionamiento

La capacidad instalada de las centrales eléctricas de gas no es una medida directa de las emisiones. Los factores cruciales son la cantidad de electricidad generada, la eficiencia, el combustible utilizado, las emisiones de metano en la fase previa a la producción y el momento de la transición a fuentes de energía climáticamente neutras. Una central eléctrica grande que opera con poca frecuencia puede ser compatible con un sistema eléctrico climáticamente neutro. Una central más pequeña con muchas horas de funcionamiento sería más problemática.

Las baterías ayudan a reducir el tiempo de funcionamiento de las centrales eléctricas de combustibles fósiles. Permiten el uso de energías renovables, reducen las restricciones de suministro y cubren los picos de demanda puntuales. La expansión de la red eléctrica, la demanda flexible y el comercio de energía europeo tienen un efecto similar. Cuanto mejor funcionen estos elementos, más se convertirán las centrales eléctricas de gas en una red de seguridad poco utilizada para los productores de energía convencionales.

El precio del CO₂ debe respaldar esta lógica operativa. Los pagos por capacidad pueden cubrir los costos fijos, pero no deben anular los costos variables de las emisiones. Si una central eléctrica de gas subvencionada pudiera ofrecer artificialmente electricidad a un precio inferior en el mercado que las instalaciones de almacenamiento o los consumidores flexibles, este mecanismo generaría incentivos perversos tanto desde la perspectiva de la política climática como desde la económica.

Por lo tanto, es necesario evaluar públicamente las horas de funcionamiento reales. Si las nuevas centrales eléctricas de gas operan con mucha más frecuencia de lo previsto, esto indica deficiencias en la expansión de las energías renovables, en las redes, el almacenamiento o la flexibilidad. El mercado de capacidad no debe sustituir estas inversiones. Debe mitigar el riesgo residual, no enmascarar la transformación gradual del resto del sistema.

La factura de la luz solo muestra una parte de los costes

La financiación mediante un gravamen aumentará las facturas de electricidad. Sin embargo, sería incompleto centrarse únicamente en el aumento visible. Los consumidores ya pagan por la energía, las redes eléctricas, el suministro de energía de equilibrio, la redistribución, las reservas, los impuestos y los gravámenes. La falta de seguridad en el suministro también genera costes: precios exorbitantes, interrupciones en la producción, medidas de emergencia y costosas compras a corto plazo.

Un mercado de capacidad puede incrementar un costo a la vez que reduce otros. Los ingresos predecibles disminuyen los costos de financiamiento. Una capacidad suficiente puede limitar los precios de escasez extrema. Sin embargo, también surgen riesgos derivados de la sobreadquisición y los compromisos contractuales a largo plazo. Por lo tanto, lo crucial son los costos totales del sistema, no el monto aislado de un gravamen.

El estándar de seguridad económicamente óptimo no reside ni en la reserva cero ni en la protección absoluta contra cualquier evento teórico. Una mayor fiabilidad es razonable siempre que su coste sea inferior al daño previsto por los cortes de energía evitados. Esta compensación debe ser transparente, ya que los distintos consumidores incurren en costes de daño muy diferentes. Un breve corte de energía puede resultar inconveniente para un hogar, pero extremadamente costoso para un centro de datos o un proceso industrial continuo.

La distribución de los costos también es relevante. Un impuesto fijo por kilovatio-hora afecta de manera diferente a los consumidores de alto consumo energético que un cargo basado en la demanda máxima o el consumo durante las horas críticas. Un modelo más centrado en la causalidad de los costos podría premiar la flexibilidad, pero sería más complejo. Es necesario sopesar la simplicidad, el equilibrio social, la competitividad internacional y el impacto sistémico.

La confianza exige transparencia. El volumen de licitaciones, las ofertas, las adjudicaciones, la duración de los contratos, la disponibilidad y los costes anuales deben publicarse de forma comprensible. Igualmente importante es determinar si la capacidad requerida disminuye con una mayor flexibilidad. Un mecanismo que simplemente amplíe y prorrogue los contratos existentes se convertiría rápidamente en una estructura de subvenciones permanentes.

El retraso es ahora el escenario más costoso

Alemania se enfrenta a una gran presión de tiempo debido a los largos plazos de entrega para centrales eléctricas, redes, oleoductos y permisos. No es posible solicitar nueva capacidad solo cuando se detecta una escasez de suministro. Los sistemas de almacenamiento de baterías se pueden construir con mayor rapidez, pero también requieren terrenos, conexiones a la red, financiación y cadenas de suministro. La flexibilidad en el consumo exige contadores inteligentes, estándares, contratos y la aceptación pública.

La incertidumbre regulatoria lleva a los inversores a la espera. Sin normas claras sobre la capacidad, un promotor de centrales eléctricas de gas desconoce si una inversión basada exclusivamente en el mercado será rentable. Un inversor en sistemas de almacenamiento tiene dificultades para evaluar su proyecto cuando las tarifas de la red, las condiciones de conexión y las normas del mercado de capacidad no están claras. Las empresas industriales no pueden monetizar la flexibilidad mientras no existan productos ni compensaciones adecuadas.

Claridad no significa consagrar todas las reglas como regulaciones inmutables durante décadas. Significa un camino creíble, fórmulas de ajuste transparentes y plazos vinculantes. Los inversores se adaptan mejor a las actualizaciones predecibles que a los cambios abruptos en las políticas. Por lo tanto, el mercado de capacidad, la reforma de la conexión a la red, el despliegue de contadores inteligentes y las regulaciones sobre el hidrógeno deben tratarse como un conjunto coherente.

La aceleración no debe eliminar la competencia. Los procedimientos de emergencia y los contratos individuales directos pueden parecer atractivos a corto plazo, pero pueden resultar costosos y favorecer a los proveedores ya establecidos. Los permisos estandarizados, los procedimientos paralelos, las evaluaciones tempranas de la red, los documentos de subasta claros y los hitos vinculantes del proyecto son opciones más sensatas.

Un sistema eléctrico resistente se construye por capas

La estrategia económicamente sólida consta de varias capas sucesivas. La primera capa es la expansión de las energías renovables. Grandes cantidades de energía eólica y solar de bajo costo reducen las importaciones de combustible, las emisiones y el tiempo de operación de las centrales térmicas. Sin una generación renovable suficiente, la demanda de gas y, posteriormente, de hidrógeno, aumentará innecesariamente.

El segundo nivel abarca las redes y las conexiones europeas. Una zona de equilibrio más amplia aprovecha mejor las diferencias regionales y reduce las restricciones. El tercer nivel corresponde a la demanda controlada digitalmente. Los vehículos eléctricos, las bombas de calor, las cargas industriales y los procesos informáticos adecuados deben poder reaccionar automáticamente a los precios y a las condiciones de la red.

El cuarto nivel comprende el almacenamiento a corto plazo. Las baterías gestionan la distribución diaria de la carga, el control de frecuencia, la reducción de picos de demanda y una proporción cada vez mayor de la energía de equilibrio. Su ubicación y modos de funcionamiento deben estar orientados a maximizar los beneficios del sistema. El quinto nivel abarca la escasez de energía a largo plazo. Esto incluye el almacenamiento por bombeo, la bioenergía flexible, el almacenamiento térmico, el hidrógeno, otros combustibles neutros en carbono y, durante la fase de transición, el gas natural.

El sexto nivel es la gobernanza institucional. Los requisitos de capacidad deben calcularse periódicamente utilizando supuestos realistas sobre el clima, las importaciones, las interrupciones del suministro y la demanda. Las licitaciones deben ser tecnológicamente inclusivas, estar diferenciadas geográficamente y abiertas a la agrupación de recursos más pequeños. Las sanciones garantizan la disponibilidad, mientras que los requisitos de emisiones y de modernización protegen los objetivos climáticos.

Este modelo por capas evita ambos extremos. Con las estructuras de costos actuales, las baterías por sí solas no pueden cubrir de forma completa y económica periodos prolongados de baja producción eólica y solar. Las centrales eléctricas de gas por sí solas generarían altos costos de combustible, dependencia de las importaciones y emisiones innecesarias. El sistema más rentable surge de la interacción de ambas tecnologías con las redes eléctricas, la demanda flexible, el comercio europeo y el almacenamiento a largo plazo.

No es la tecnología, sino la coordinación lo que decide

Alemania no tiene que elegir entre una economía basada en baterías y una flota de centrales eléctricas. Necesita determinar qué tareas realiza cada recurso, dónde genera el mayor beneficio, cómo se compensa su producción y con qué rapidez disminuyen las horas de funcionamiento de los combustibles fósiles. Las baterías deberían ser la opción preferida para el trabajo flexible, frecuente, rápido y automatizable. Las centrales eléctricas gestionables deberían cubrir el riesgo residual, poco frecuente, prolongado y particularmente peligroso desde el punto de vista económico.

El nuevo mecanismo de capacidad puede impulsar las inversiones necesarias. Sin embargo, su éxito no depende del monto máximo de financiamiento aprobado. Factores cruciales son la amplia competencia, cálculos de cantidad precisos, sanciones efectivas y la voluntad de adaptar el mecanismo a una mayor flexibilidad en el almacenamiento y la demanda. De lo contrario, existe el riesgo de un costoso sistema paralelo que socialice los riesgos de inversión y, al mismo tiempo, debilite las señales de precios para la innovación.

El indicador climático más importante no será la cantidad de gigavatios instalados de centrales eléctricas de gas. Lo que importa es la cantidad mínima de gas fósil que consumen estas centrales, la fiabilidad de su suministro durante las horas críticas y si realmente optan por combustibles neutros en carbono. En el caso de las baterías, lo que cuenta no es el número de solicitudes de conexión, sino la capacidad energética real instalada, disponible y conectada a la red.

Una transición energética fiable no se logrará declarando ganadora a una tecnología. Se producirá cuando cada tecnología asuma la tarea para la que está mejor preparada, tanto técnica como económicamente, y cuando compitan por beneficios sistémicos cuantificables. Por lo tanto, la verdadera disyuntiva de Alemania no es: baterías o centrales eléctricas de gas. Es: coordinación inteligente o una fragmentación permanentemente costosa.

Las voces expertas detrás del debate

El profesor Dr. Matthias Huber dirige el Instituto de Nuevos Sistemas Energéticos de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Ingolstadt. Su trabajo se centra en sistemas energéticos intersectoriales, redes inteligentes, conceptos de suministro regional, mercados energéticos y métodos de optimización para la integración de energías renovables.

Marco Wünsch es ingeniero industrial y gestor de empresas y trabaja en Prognos en Berlín. Se especializa en el suministro energético futuro, la modelización de la generación de electricidad y calor, el consumo energético y el papel de la cogeneración (producción combinada de calor y electricidad) en Alemania y Europa.

Desde sistemas fotovoltaicos industriales en azoteas hasta parques solares y estacionamientos solares más grandes

☑️ Nuestro idioma comercial es el inglés o el alemán

☑️ NUEVO: ¡Correspondencia en tu idioma nativo!

Konrad Wolfenstein

Mi equipo y yo estaremos encantados de estar disponibles para usted como su asesor personal.

Puedes contactarme rellenando el formulario de contacto aquí [email protected]:o simplemente llamándome al +49 7348 4088 965. Mi dirección de correo electrónico es

Espero con ilusión nuestro proyecto conjunto.

☑️ Servicios EPC (Ingeniería, Adquisiciones y Construcción)

☑️ Desarrollo de proyectos llave en mano: Desarrollo de proyectos de energía solar de principio a fin

☑️ Análisis del sitio, diseño del sistema, instalación, puesta en marcha, mantenimiento y soporte

☑️ Financiador de proyectos o intermediario de proveedores de capital