Alemania podrá pagar a centrales, baterías y grandes consumidores por estar listos aunque no produzcan ni un kilovatio hora. La Comisión Europea aprobó el miércoles 2 de septiembre de 2026, al amparo de las normas de ayudas de Estado de la Unión Europea, el mecanismo de capacidad eléctrica que le notificó Berlín, un esquema disponible a partir de 2031 y con un coste estimado de entre 15.600 y 35.200 millones de euros.

Pagar por estar disponible, no por producir

Un mecanismo de capacidad no remunera la electricidad generada, sino la capacidad de generarla, almacenarla o dejar de consumirla en cuanto el sistema lo pida. Es el respaldo que se contrata por si falla el viento, se va el sol o se dispara la demanda en una ola de frío. En España existe una figura análoga bajo el nombre de pagos por capacidad.

En el caso alemán, quien pagará será el operador de la red de transporte, y lo hará por toda la capacidad necesaria para cumplir el llamado «estándar de fiabilidad», el nivel mínimo de seguridad de suministro que cada país se fija. Ese estándar se calculó a partir de la Evaluación Europea de Adecuación de Recursos de 2025 (ERAA), el estudio probabilístico que estima si habrá potencia suficiente en cada país europeo en los próximos años. La Comisión atribuye ese informe a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), el organismo que coordina a los reguladores energéticos nacionales de la UE; el informe lo elabora en realidad Entso-e, la red europea de operadores de transporte eléctrico, y ACER aprueba su metodología.

El mecanismo estará abierto a todas las tecnologías —generación, almacenamiento y gestión de la demanda—, a instalaciones existentes y nuevas, y también a capacidad situada en otro Estado miembro que tenga conexión directa de red con Alemania, salvo en las primeras subastas. Los contratos se firmarán por hasta 15 años y se adjudicarán en subastas competitivas, con entrega de la capacidad a partir de 2031. Quien se lleve un contrato de 15 años deberá operar de forma climáticamente neutra en 2045 a más tardar, y toda central de gas nueva que puje por uno tendrá que estar preparada para cambiar a hidrógeno.

El calendario que describe la Comisión arranca ya: las primeras subastas se organizarán en 2026 y, si quedan desiertas en parte, también en 2027, y estarán reservadas a capacidad adicional a largo plazo situada en Alemania. Las siguientes, en 2027 y 2029, se abrirán a todas las tecnologías y tanto a capacidad existente como nueva.

La factura y la letra pequeña

Para 2031, primer año de entregas, la Comisión estima un coste de entre 1.000 y 3.000 millones de euros, a expensas del resultado de las subastas. De 2032 a 2045, el gasto anual se moverá entre 900 y 2.300 millones. En el escenario más caro, esos catorce años sumados al primero dan los 35.200 millones del techo que fija la Comisión.

Bruselas examinó la medida con el artículo 107.3.c) del Tratado de Funcionamiento de la UE —el que permite a los Estados apoyar el desarrollo de determinadas actividades económicas bajo condiciones— y con sus directrices de 2022 sobre ayudas de Estado para el clima, la protección del medio ambiente y la energía, las mismas con las que autorizó en agosto los 780 millones neerlandeses para hidrógeno renovable. Su conclusión: la medida es «necesaria y adecuada» para el objetivo perseguido, en línea con el Reglamento de Electricidad de la UE, y «proporcionada», porque el importe de la ayuda corresponde a las necesidades reales de financiación y los beneficiarios competirán en un proceso de licitación transparente y no discriminatorio, por el importe de ayuda que piden por unidad de capacidad disponible y año. De ahí que, según la Comisión, el impacto sobre la competencia y el comercio entre Estados miembros sea limitado.

La decisión no cubre todo lo que Alemania tiene en cartera. Berlín quiere introducir en 2027 un mecanismo de capacidad «estructural», con presupuesto aparte, para atender la seguridad de suministro desde 2032; queda fuera de esta autorización y tendrá que notificarse por separado. Lo mismo ocurre con las subastas de descarbonización con las que Alemania pretende reconvertir a hidrógeno 2 gigavatios de capacidad de gas para 2040 —esas pujas se celebrarán antes del 31 de diciembre de 2027— y otros 2 gigavatios para 2043, con subastas entre 2032 y 2035. Ese apoyo tampoco está cubierto por la decisión del 2 de septiembre.

Contexto

Los mecanismos de capacidad son la pieza incómoda de la transición energética: sostienen centrales que la mayor parte del tiempo no producen, para que el sistema aguante los días malos. El Reglamento de Electricidad de la UE los admite, pero como último recurso: cuando un país detecta un riesgo de suministro debe primero revisar su mercado eléctrico y eliminar las distorsiones que lo causan, y solo si eso no basta puede montar un mecanismo de capacidad, sujeto a requisitos de diseño. La Comisión recuerda en la propia nota los tres peligros que vigila: que estos esquemas encarezcan la luz al consumidor, que den ventajas indebidas a determinados operadores o que entorpezcan los flujos de electricidad entre fronteras.

El expediente corresponde a la cartera de Competencia, al frente de la cual está la vicepresidenta ejecutiva Teresa Ribera. La versión no confidencial de la decisión se publicará con el número de expediente SA.106805 en el registro de ayudas de Estado de la Comisión una vez resueltas las cuestiones de confidencialidad.

Fuentes

• Comisión Europea: «Commission approves German capacity mechanism of up to €35 billion to secure electricity supply», 2 de septiembre de 2026.
• Entso-e: European Resource Adequacy Assessment 2025.