La mayor economía de Europa activa un escudo para su red eléctrica. Alemania prepara un mecanismo de capacidad valorado en 35.000 millones de euros para pagar potencia disponible y evitar sobresaltos cuando el viento o el sol no alcanzan, una pieza que faltaba en plena transición energética.
El diseño, coordinado por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima, aparece tras el apagón nuclear de 2023 y con la salida del carbón prevista para 2030, en un sistema donde las renovables ya cubrieron el 52 por ciento del consumo eléctrico en 2023 (AGEE-Stat, enero 2024). Borradores gubernamentales sitúan el presupuesto total en torno a 35.000 millones hasta la próxima década, con subastas de capacidad para centrales de gas preparadas para hidrógeno, almacenamiento y respuesta de la demanda, según adelantó Reuters el 29 de julio de 2024.
Mecanismo de capacidad en Alemania : qué es y por qué aparece ahora
La idea central es simple y directa. En lugar de pagar solo por la energía producida, el sistema retribuye la disponibilidad garantizada en momentos críticos. Quien se compromete a estar listo para suministrar potencia en picos invernales recibe un pago de capacidad y, si falla, afronta penalizaciones. Así se cubre la diferencia entre lo que ofrece la generación renovable variable y lo que exigen hogares y fábricas cuando la demanda aprieta.
El contexto empuja. Alemania cerró sus últimas nucleares en 2023 y acelera la retirada del carbón mientras electrifica transporte e industria. La demanda punta invernal se mueve alrededor de 75 gigavatios, con oscilaciones que tensan la red cuando cae la producción eólica del norte o una ola de frío dispara consumos, de acuerdo con informes de la Bundesnetzagentur de 2023.
Este mecanismo no arranca de cero en Europa. Francia, Italia o el Reino Unido operan esquemas similares desde hace años para asegurar potencia firme en picos de demanda, compatibilizando subastas de capacidad con mercados diarios y de balance. Alemania se suma ahora para acompasar seguridad de suministro, precios y objetivos climáticos, con un foco especial en tecnologías bajas en emisiones y flexibilidad del lado de la demanda.
Coste de 35.000 millones de euros : financiación, ganadores y riesgos
La cifra redonda capta miradas y preguntas. Borradores del Gobierno federal manejan un coste agregado de hasta 35.000 millones de euros para la puesta en marcha y operación del mecanismo a lo largo de varios años, sujeto a la asignación final en ley y a la evolución de precios mayoristas y de inversión, según Reuters el 29 de julio de 2024 y documentos de trabajo del BMWK en 2024.
¿Quién paga en la práctica y cómo se nota en la factura de la luz? La financiación se articularía mediante cargos del sistema y pagos por capacidad integrados en el diseño del mercado, con reparto entre consumidores e industria que aún debe definirse en detalle por el legislador y el regulador. La clave operativa será adjudicar contratos competitivos para potencia firme con costes controlados y obligaciones claras de entrega.
Entre los posibles adjudicatarios aparecen centrales de gas aptas para hidrógeno, proyectos de almacenamiento de energía y agregadores de demanda que puedan reducir consumo en minutos. Alemania ya había perfilado concursos para hasta 10 gigavatios de nuevas plantas preparadas para hidrógeno dentro de su estrategia de centrales de 2024, con pagos transitorios hasta que el combustible verde esté disponible a escala, según el BMWK en 2024. Un diseño cuidado evitaría sobrerretribuciones y cierres prematuros de activos útiles, pero un exceso de volumen contratado podría encarecer el sistema sin necesidad. Ahí está el equilibrio fino.
Calendario, permisos y el filtro de Bruselas
El calendario político y regulatorio marca el ritmo. El Gobierno trabaja en un proyecto de ley para llevar el mecanismo al Bundestag en 2025, con la vista puesta en lanzar las primeras subastas en 2028 y estructurar contratos plurianuales que cubran la década de 2030, según avanzó Reuters el 29 de julio de 2024. Todo queda condicionado a la aprobación de ayudas de Estado por parte de la Comisión Europea bajo las Directrices sobre ayudas en materia de clima, energía y medio ambiente de 2022.
El regulador nacional y los operadores de red deberán definir los requisitos técnicos de capacidad, los criterios de precalificación y el esquema de penalizaciones por no entregar. También cómo coordinar reservas estratégicas existentes con el nuevo mercado de capacidad para evitar duplicidades. Una pieza crítica será la señal de inversión a largo plazo para tecnologías bajas en carbono, en particular para que las nuevas plantas de gas migren a combustibles limpios cuando el hidrógeno renovable llegue a precio competitivo.
Queda una última capa de realismo. La logística de permisos y conexión a red pesa tanto como el dinero. Proyectos de gas adaptables a hidrógeno, grandes baterías y respuesta de la demanda necesitan trámites ágiles, reglas estables y datos de red más finos. Si el cronograma encaja con la salida del carbón y los picos de demanda, el mecanismo de capacidad podrá hacer justo lo que promete. Si no, tocará ajustar porqué la seguridad de suministro no admite atajos en los meses de frío.