Política energética: el rumbo de Reiche encarece la electricidad para la industria y los consumidores

Política energética: el rumbo de Reiche encarece la electricidad para la industria y los consumidores
© H&C / Adobe Stock- El mercado de capacidad, la reforma de la EEG y el paquete de conexión a la red desplazan el control del sistema eléctrico del mercado competitivo hacia los operadores de red y mecanismos de capacidad organizados por el Estado


Münster (renewablepress) - La ministra federal de Economía, Katherina Reiche, promete con su política energética seguridad de suministro, previsibilidad y eficiencia de costes, vinculadas al lema "más mercado y menos apoyo permanente". Un análisis del Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) llega a una conclusión distinta: la reorientación prevista de la política energética no conduce, al final, a una reducción de los costes eléctricos para la industria y los consumidores, sino a un aumento de los mismos.


Poder de control de los actores: cómo Katherina Reiche reorienta la cartera del sistema eléctrico

El mercado de capacidad, la reforma de la EEG y el paquete de conexión a la red intervienen, con los cambios previstos, en puntos muy distintos del sistema eléctrico; sin embargo, el efecto decisivo surge solo de su combinación. Como resultado, Reiche desplaza el control del sistema eléctrico alemán, en mayor medida, del mercado eléctrico competitivo hacia empresas monopolísticas reguladas y mecanismos de capacidad organizados por el Estado. La modificación en el reparto de riesgos entre las tecnologías es consecuencia de esta reorientación.

Los operadores de red actúan como empresas monopolísticas reguladas y no están sujetos a la competencia clásica. Según un análisis reciente de BNE, los 18 mayores operadores de redes de distribución obtuvieron en 2024, en promedio ponderado por cuota de mercado, una rentabilidad sobre fondos propios (según balance mercantil) del 30,1 por ciento. En el futuro podrán influir en mayor medida sobre qué instalaciones se conectan a la red, cuándo y en qué condiciones. Los operadores de capacidad garantizada reciben, a través del mercado de capacidad organizado por el Estado, una remuneración adicional a los posibles ingresos del mercado eléctrico por la disponibilidad de potencia. Las energías renovables, en cambio, deberán quedar más expuestas al mercado y su expansión se orientará más estrechamente a la capacidad de red disponible.

"Esto no es una política energética orientada al futuro, sino un desplazamiento del control de la transición energética hacia actores y modelos de ingresos sometidos a una presión de costes considerablemente menor que la de un mercado eléctrico competitivo, con consecuencias de gran alcance", afirma el Dr. Norbert Allnoch, director general del IWR.

En concreto, los operadores de capacidad de generación garantizada recibirán, a través del mercado de capacidad, una remuneración adicional por mantener disponible dicha potencia. En el caso de las nuevas instalaciones eólicas, en cambio, el paquete de conexión a la red trasladará en mayor medida el riesgo de cuellos de botella en la red a los propios operadores: la reserva de redespacho prevista permite una conexión a la red renunciando a la compensación económica en caso de reducciones posteriores de potencia. A ello se suman modificaciones en el modelo de rendimiento de referencia eólico y una limitación más estricta de la potencia de inyección fotovoltaica.

Según lo previsto, las nuevas instalaciones fotovoltaicas pequeñas en tejados residenciales ya no recibirán la retribución mínima de la EEG y deberán comercializar la electricidad solar por cuenta propia. Esto eleva, en particular para los operadores privados, las barreras de entrada al mercado y de comercialización, lo que, según valoración del IWR, favorece una mayor concentración en los actores de mercado tradicionales. Los sistemas de almacenamiento en baterías seguirán estando gravados con contribuciones a los costes de construcción en la conexión a la red.


Por qué más centrales de gas encarecen los precios de la electricidad en lugar de reducirlos

Un error extendido en la opinión pública: más centrales de gas aumentarían la oferta y reducirían los precios. Ocurre justo lo contrario. En la bolsa eléctrica rige el principio de orden de mérito ("merit order"). Las centrales se ordenan según sus ofertas. La última central aún considerada en la subasta determina el precio para todas las demás, con independencia de lo económicas que hayan sido sus ofertas previas.

Las renovables desplazan del mercado a las centrales más caras y, con ello, reducen el precio para todos. Si se frena su expansión, las centrales de gas se convierten con más frecuencia en la central marginal que fija el precio, y con ellas, el precio del gas, que actualmente es elevado: el precio europeo del gas (TTF) se situó a mediados de agosto de 2026 en torno a 62,50 euros por megavatio-hora (6,25 céntimos/kWh). En una central de gas con un rendimiento del 50 por ciento, solo los costes de gas para generar un kWh de electricidad ascienden a 12,5 céntimos.

El efecto se agrava por el abandono paralelo del carbón: si la electricidad procedente de centrales de lignito y hulla se sustituye por generación a gas, más cara, en lugar de por renovables y almacenamiento, los costes marginales aumentan. Si, como consecuencia, las centrales de gas se convierten con más frecuencia en la central que determina el precio, esto se traduce en precios bursátiles de la electricidad más altos.

Desde la perspectiva del IWR, ahí radica una contradicción central de la actual política energética: si al mismo tiempo se frena la expansión de las energías renovables, se frena precisamente el efecto de desplazamiento, que reduce los precios, de la electricidad eólica y solar. Los sistemas de almacenamiento pueden prolongar este efecto de reducción, al desplazar la electricidad barata de las horas de alta generación renovable hacia las horas de mayor demanda, reduciendo así el uso de centrales de gas más caras.

"Ninguna de las nuevas normativas previstas en el paquete de red y en la reforma de la EEG garantiza precios de electricidad más bajos para la industria y los consumidores; más bien ocurre justo lo contrario", señala Allnoch.

El IWR considera poco útil también la expectativa inespecífica de un retorno a precios del gas permanentemente bajos: la califica más como un deseo que como una perspectiva de política energética sólida. "Algunos sueñan con gas ruso barato en cuanto termine la guerra de Ucrania. Pero incluso China, pese a su estrecha asociación con Rusia, lleva años negociando con dureza los precios y las condiciones de los suministros adicionales de gas. La esperanza de que Alemania pueda simplemente volver a los precios del gas de antes de 2022 no constituye una base sólida para la orientación a largo plazo de nuestro sistema eléctrico", afirma Allnoch.


Nueva contribución del mercado de capacidad en lugar de un alivio a corto plazo de los precios de la electricidad

Además de los efectos sobre el precio bursátil de la electricidad, el mercado de capacidad genera costes adicionales. A partir de 2031, su financiación deberá realizarse, según la planificación actual, mediante una nueva contribución. Para el apoyo a la capacidad en el año 2031, el Ministerio Federal de Economía prevé unos costes de entre 1.000 y 3.000 millones de euros, que deberán ser asumidos por los consumidores de electricidad.

Tampoco la propia Reiche anuncia reducciones a corto plazo de los precios de la electricidad. "Los alivios notables los veremos recién en la década de 2030", declaró la ministra federal de Economía, Reiche, a principios de agosto.


IWR: orientar la cartera del sistema eléctrico hacia la viabilidad futura y precios de electricidad más bajos

Desde la perspectiva del IWR, la política energética debería orientar la cartera del sistema eléctrico según qué combinación de generación renovable, almacenamiento, redes, demanda flexible y capacidad garantizada permita alcanzar la seguridad de suministro a los precios de electricidad más bajos posibles. El IWR ve en la combinación de energías renovables y almacenamiento como estándar de las grandes licitaciones una vía para seguir desarrollando el sistema eléctrico de manera viable a futuro.

También la infraestructura de red está cambiando. Con Ultranet, A-Nord, SuedLink y SuedOstLink está previsto completar, según la planificación actual, en los próximos dos años, hasta 2028, las principales conexiones eléctricas norte-sur. Estas aumentarán próximamente la capacidad de transporte entre los principales centros de generación renovable del norte y los centros de consumo del oeste y el sur, y podrán así reducir los cuellos de botella de la red y la necesidad de redespacho.

Allnoch: "La tarea de la política es orientar activamente la cartera del sistema eléctrico hacia la viabilidad futura, de manera similar a una gestión de cartera responsable, que sopesa distintas oportunidades y riesgos entre sí. A ello pertenecen tanto redes de alto rendimiento y capacidad garantizada como las renovables, el almacenamiento y los consumidores flexibles. Sin embargo, lo decisivo no es solo hacia dónde se dirigen las inversiones, sino también quién controla el sistema y qué precios de electricidad conlleva ello para la industria y los consumidores."


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Pie de foto: Política energética: el rumbo de Reiche encarece la electricidad para la industria y los consumidores
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Pie de foto: Formación de los precios de la electricidad en la bolsa: representación esquemática del principio de orden de mérito ("Merit Order")
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Münster, 21 de agosto de 2026


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