Alemania dio luz verde a una de las reformas más esperadas de su mercado eléctrico: la Ley de Seguridad del Suministro Eléctrico (StromVKG), que habilita la contratación de 11 GW de nueva capacidad despachable en funcionamiento para 2031. El marco quedó definitivamente aprobado tras su tratamiento en el Bundestag y el Bundesrat.
Las subastas buscarán incorporar recursos capaces de responder durante periodos de baja producción eólica y solar. El esquema acompañará la salida progresiva del carbón y el crecimiento de las renovables, con dos convocatorias de 4,5 GW en 2026 y otra por 2 GW en 2027.
“Por fin se ha decidido una de las reformas más esperadas del mercado eléctrico en Europa”, manifestó Matthias Janssen, executive director de Frontier Economics, al referirse a un debate que durante años enfrentó posiciones sobre la necesidad del mecanismo, su neutralidad tecnológica y su distribución regional.
La norma redefine las condiciones técnicas y económicas que deberán cumplir los proyectos. Entre las modificaciones más relevantes aparecen la flexibilización de los requisitos de larga duración y el aumento del precio máximo que podrán presentar los participantes.
Uno de los cambios principales afecta a los activos considerados de larga duración. Estos recursos deberán entregar potencia durante diez horas consecutivas ante situaciones de escasez, aunque ya no estarán obligados a operar al 100% de su capacidad instalada.
“La capacidad a largo plazo debe poder seguir funcionando durante 10 horas consecutivas durante eventos de escasez, pero ahora solo al 80% en lugar del 100% de la capacidad instalada”, precisó el directivo de Frontier Economics.
La modificación reduce la exigencia efectiva y podría favorecer a proyectos de almacenamiento que, bajo la versión anterior, tenían mayores dificultades para acreditar el servicio completo. Sin embargo, el requerimiento de diez horas sigue siendo elevado para las baterías convencionales de corta duración.
Las tecnologías con limitación energética también podrán realizar una pausa de tres horas, en lugar de una, antes de volver a suministrar durante otro bloque de diez horas. La ampliación del intervalo disminuye la presión operativa y permite recuperar parte de la energía necesaria para afrontar un nuevo evento crítico.
“Las tecnologías con limitación energética pueden necesitar un descanso de 3 horas en lugar de 1 antes de necesitar entregar otras 10 horas”, detalló Janssen.
El ajuste coloca en el centro del análisis la posibilidad de que sistemas BESS compitan de manera efectiva con centrales térmicas gestionables. “¿Esto permitirá que las baterías compitan con las plantas de gas?”, planteó el ejecutivo.
La respuesta dependerá de los factores de reducción aplicados a cada tecnología, la duración de los sistemas, los costes de inversión y la capacidad de los proyectos para combinar ingresos procedentes de distintos mercados. También influirán la disponibilidad de conexión, la ubicación de los activos y las garantías exigidas durante el proceso.
El debate ocurre en un momento de rápida expansión del almacenamiento europeo. El continente ya dispone de más de 100 GWh operativos y añadió alrededor de 36 GWh durante 2025, con Alemania y Reino Unido entre los mercados con mayor capacidad instalada.
Algunas jurisdicciones registran ingresos anualizados elevados. El mapa europeo muestra referencias superiores a 800000 euros por MW al año en Polonia y valores de hasta 654000 euros por MW en Italia, aunque las diferencias entre países reflejan estructuras regulatorias, niveles de saturación y necesidades de flexibilidad distintas.
La evolución de estos mercados refuerza el reclamo de la industria por un Battery Storage Action Plan europeo que elimine barreras regulatorias, acelere permisos y conexiones, y genere señales previsibles para las inversiones.
El StromVKG ofrece una nueva vía de remuneración, pero no garantiza por sí mismo una participación equilibrada. El diseño de las bases deberá valorar la disponibilidad, la duración, la capacidad de respuesta y la contribución real de cada activo a la seguridad del sistema, sin favorecer una solución únicamente por su configuración tecnológica.
Las primeras licitaciones estarán dirigidas a instalaciones capaces de mantener su producción durante periodos prolongados. En el caso de las centrales térmicas, se incorporan requisitos vinculados con su futura adaptación al hidrógeno y con la disponibilidad de los activos durante el plazo de contratación.
La estructura aprobada incluye dos fechas de oferta para capacidad de larga duración: el 8 de septiembre y el 22 de diciembre de 2026, con 4,5 GW en cada proceso. La convocatoria de 2027 sumará 2 GW y podrá incorporar otras alternativas de generación y almacenamiento.
La primera licitación obligará a la Agencia Federal de Redes de Alemania (Bundesnetzagentur) a completar en un plazo reducido los procedimientos, plataformas y requisitos operativos. Los interesados deberán finalizar su autenticación y registro antes del 1 de septiembre para presentar ofertas hasta el 8 de septiembre de 2026.
“Bundesnetzagentur tiene que diseñar y lanzar las subastas muy rápidamente, con la primera subasta programada para el 8 de septiembre”, advirtió Janssen.
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El tope asciende a 244000 euros por MW al año
La revisión parlamentaria también incrementó el valor máximo admisible en las ofertas. El límite pasó de 173000 a 244000 euros por MW de capacidad reducida al año, una corrección destinada a reflejar el encarecimiento de los proyectos y las obligaciones técnicas adicionales.
“La oferta máxima ha aumentado de 173000 euros a 244000 euros por MW de capacidad desclasificada al año”, indicó el Executive Director de Frontier Economics.
El nuevo techo busca evitar que los desarrolladores queden fuera por falta de viabilidad económica. Un límite inferior podía reducir la cantidad de participantes y generar procesos con una contratación menor al volumen previsto.
“Dados los crecientes costes de inversión y los requisitos técnicos adicionales, como la preparación para el hidrógeno, se consideró necesario para reducir el riesgo de subastas subsuscritas”, explicó Janssen.
La preparación para consumir hidrógeno añade complejidad financiera y tecnológica. Los proyectos deberán contemplar desde su diseño la posibilidad de sustituir progresivamente el combustible fósil, aun cuando la disponibilidad futura de hidrógeno renovable, su precio y la infraestructura necesaria continúan sujetos a incertidumbre.
Este requisito coincide con el reclamo de los ministros de Energía de los 16 estados federados alemanes, que solicitaron a la Comisión Europea una flexibilización de las normas aplicadas a la producción de hidrógeno renovable.
Las autoridades regionales consideran que las exigencias europeas de adicionalidad, correlación temporal y procedencia de la electricidad elevan los costes y retrasan decisiones finales de inversión. Para los desarrolladores, estas condiciones dificultan asegurar un suministro competitivo para las centrales que deberán convertirse al nuevo combustible.
La compatibilidad técnica no garantiza por sí sola el cambio operativo. El despliegue dependerá de electrolizadores, redes de transporte, sistemas de almacenamiento, contratos de suministro y una demanda capaz de sostener la cadena de valor.
Alemania deberá coordinar las adjudicaciones del StromVKG con su estrategia nacional de hidrógeno y con los instrumentos comunitarios de apoyo. La Comisión Europea ya ha respaldado un esquema alemán de 1300 millones de euros para impulsar la producción renovable mediante el mecanismo de subastas como servicio del Banco Europeo del Hidrógeno.
La combinación de ayudas, simplificación regulatoria y demanda industrial será decisiva para que las centrales preparadas para hidrógeno no queden limitadas a una especificación de diseño sin combustible suficiente para operar.
Un puente hacia el mercado de capacidad de 2032
El StromVKG cubrirá únicamente una parte de la potencia firme que Alemania necesitará durante la transformación de su matriz. La legislación funcionará como un instrumento transitorio hasta la entrada en vigor de un mecanismo integral de capacidad a partir de 2032.
“El StromVKG es solo el principio. Solo cubre parte de las futuras necesidades de capacidad firme de Alemania y está destinada a servir como puente hacia un Mecanismo de Capacidad integral a partir de 2032”, sostuvo Janssen.
El próximo modelo deberá definir cuántos MW contratará el sistema, qué criterios se emplearán para comparar tecnologías y de qué forma se distribuirán los costes. El análisis incluirá generación, almacenamiento, respuesta de la demanda y capacidad transfronteriza.
La participación de cargas flexibles será uno de los asuntos centrales. El esquema inicial permite competir a instalaciones de generación y almacenamiento, pero excluye a las cargas gestionables de algunas convocatorias, pese a que estas pueden disminuir el consumo en momentos de tensión y reducir la necesidad de construir nuevos activos.
Un mecanismo tecnológicamente neutral tendrá que remunerar la contribución efectiva a la seguridad del suministro. Para ello será necesario comparar la duración disponible, la velocidad de respuesta, la localización, la firmeza, las restricciones energéticas y el desempeño durante eventos prolongados.
La dimensión transfronteriza también requerirá reglas específicas. Alemania deberá determinar qué parte de la capacidad situada en países vecinos puede considerarse disponible durante una situación crítica y cómo evitar que varios sistemas contabilicen simultáneamente el mismo recurso.
La distribución de los costes planteará otra discusión política y regulatoria. El Gobierno tendrá que decidir en qué proporción financiarán el mecanismo los consumidores, comercializadores u otros participantes, y cómo limitar su impacto sobre la factura eléctrica y la competitividad industrial.
Janssen resumió los interrogantes que guiarán la próxima etapa: cuánta capacidad debería adquirirse, cómo podrán competir en igualdad de condiciones la generación, el almacenamiento, la demanda flexible y los recursos transfronterizos, y de qué manera deberán asignarse los costes.
Frontier Economics participa en el diseño junto con r2b energy consulting GmbH, REDEKER SELLNER DAHS y DIgSILENT GmbH, en apoyo al Ministerio Federal de Economía y Energía.
La aprobación del StromVKG despeja el primer tramo de una transformación de mayor alcance. Alemania deberá convertir los 11 GW previstos en proyectos financiables, conectados y operativos antes de 2031, mientras diseña un mercado que combine seguridad de suministro con competencia entre baterías, centrales preparadas para hidrógeno, generación flexible y gestión de la demanda.