Organizaciones ambientales cuestionan las condiciones del mercado de capacidad alemán tras recibir la aprobación de la Comisión Europea bajo las normas de ayudas estatales de la UE.
La aprobación del mercado de capacidad alemán por parte de la Comisión Europea ha abierto una disputa sobre el papel que tendrán las centrales de gas y los sistemas de almacenamiento de energía en la seguridad eléctrica del país.
La medida estará disponible desde 2031 y tendrá un coste estimado de entre 15.600 millones y 35.200 millones de euros. Su objetivo es disponer de suficiente capacidad para producir, almacenar o consumir electricidad de manera flexible cuando el sistema lo requiera.
Sin embargo, ClientEarth y Beyond Fossil Fuels cuestionan que las condiciones previstas permitan una competencia tecnológica equilibrada. Ambas organizaciones consideran que el diseño beneficia especialmente a la generación a gas frente a tecnologías como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
La Comisión Europea autoriza el mecanismo de capacidad
En concreto, la Comisión Europea aprobó el mecanismo alemán el 2 de septiembre bajo las normas de ayudas estatales de la Unión Europea. El sistema pretende garantizar que la producción y los recursos disponibles puedan responder de forma constante a la demanda eléctrica prevista.
La Bundesnetzagentur (BNetzA), regulador federal de redes de Alemania, tiene previsto iniciar la primera licitación bajo la Ley de Seguridad y Capacidad del Suministro Eléctrico (StromVKG) el 9 de septiembre.
Por su parte, los operadores de sistemas de transmisión remunerarán la capacidad necesaria para cumplir el estándar de fiabilidad establecido para garantizar la seguridad del suministro eléctrico.
Los recursos seleccionados podrán competir por contratos de hasta 15 años. Además, la capacidad acogida a estos acuerdos de largo plazo deberá operar de forma climáticamente neutra para 2045. En el caso de las centrales de gas, estas tendrán que demostrar que pueden adaptarse a la generación con hidrógeno.
ClientEarth cuestiona las ayudas al gas
A pesar de la aprobación europea, ClientEarth mantiene sus objeciones. La organización había presentado en noviembre de 2025 una denuncia relacionada con las ayudas estatales al considerar que el diseño favorecía la generación de electricidad mediante gas fósil.
Stéphanie Nieuwbourg, abogada de ClientEarth, calificó la aprobación de la Comisión como “asombrosa” y señaló que la organización necesita estudiar la decisión publicada para conocer los argumentos utilizados por Bruselas.
La organización sostiene que el mecanismo funciona en la práctica como un programa de apoyo a las centrales de gas. Además, advierte sobre el impacto económico que podría tener para los consumidores durante las próximas dos décadas.
Según las cifras citadas, el coste total estimado se encuentra entre 15.600 millones y 35.200 millones de euros. La primera subasta podría representar entre 1.000 millones y 3.000 millones de euros mientras que las futuras licitaciones entre 2032 y 2045 podrían generar costes anuales de entre 900 millones y 2.300 millones de euros.
Las primeras subastas ofrecerán 9 GW de capacidad
Además, durante 2026 están previstas dos subastas de 4,5 GW cada una, lo que supone un total de 9 GW de capacidad de largo plazo. El plazo para presentar ofertas en la segunda licitación finalizará el 29 de diciembre.
Aunque el mecanismo se presenta como tecnológicamente abierto, Beyond Fossil Fuels argumenta que las condiciones técnicas dificultan el acceso de las baterías y de los recursos de gestión de la demanda a estos primeros 9 GW.
Uno de los principales puntos de discusión es el requisito de suministro continuo. Las instalaciones deben ser técnicamente capaces de entregar electricidad a la red pública durante al menos 10 horas consecutivas al 80 % de su capacidad instalada.
Para los sistemas BESS, esto implica mantener el suministro durante ese periodo y posteriormente estar preparados para volver a operar en un plazo de tres horas.
Baterías BESS enfrentan condiciones más exigentes
Así mismo, existen diferencias en los créditos de capacidad aplicados a las tecnologías. Según la información disponible, las centrales de ciclo combinado de gas (CCGT) reciben un crédito del 85 % mientras que los sistemas de almacenamiento de energía en baterías reciben un 58 %.
Beyond Fossil Fuels considera que estas condiciones restringen la participación efectiva de las baterías. La organización sostiene que la normativa europea contempla la inclusión del almacenamiento de energía y la gestión de la demanda en mecanismos abiertos a los recursos capaces de satisfacer los requisitos técnicos.
La preocupación también alcanza al sector privado. Nina Schmüser, gerente de asuntos regulatorios del productor independiente de energía Grenergy, considera improbable que los proyectos BESS actuales puedan acceder a los primeros 9 GW licitados.
Según Schmüser, el diseño inicial favorece claramente a la generación a gas y podría reducir las oportunidades comerciales disponibles para los sistemas de almacenamiento.
El origen de las celdas añade otra barrera
Por otra parte, Anselm Eicke, socio de la consultora Neon Neue Energieökonomik, señaló otra condición que podría limitar la participación del almacenamiento, relacionada con el origen de las celdas utilizadas en las baterías.
De acuerdo con sus declaraciones, el requisito de que estas procedan de países europeos o asociados constituye una barrera adicional para los proyectos que aspiren a participar en las licitaciones.
De este modo, el debate sobre el mercado de capacidad alemán se centra en si un mecanismo formalmente abierto a distintas tecnologías ofrece realmente condiciones equivalentes para gas, baterías y gestión de demanda.
La aplicación del esquema desde 2031 será especialmente relevante para Alemania debido a la combinación entre seguridad del suministro, costes para los consumidores y el compromiso de que la capacidad contratada opere de manera climáticamente neutra para 2045.
Fuente: Comisión Europea
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