El giro ha sorprendido a los mercados en pleno proceso de transición energética y ha reabierto el debate sobre la dependencia de fuentes fósiles en momentos de tensión del sistema.

El repunte del uso del carbón se produce, además, en un contexto marcado por la reducción de la generación renovable durante el invierno y por un mercado energético europeo que sigue muy condicionado por la meteorología y la volatilidad de los derechos de emisión.

Aunque Berlín mantiene su hoja de ruta hacia la descarbonización, la realidad del sistema eléctrico vuelve a mostrar que el respaldo térmico continúa siendo imprescindible cuando las condiciones no acompañan.

El descenso del COâ‚‚ reactiva la rentabilidad del carbón

Las centrales térmicas que operan con lignito, el carbón más contaminante, han vuelto a ser económicamente viables tras una caída cercana al 8% en el precio de los derechos de emisión de carbono durante la última semana.

Este retroceso ha cambiado de forma significativa el equilibrio entre tecnologías, haciendo que la producción con carbón resulte más rentable que la generación con gas natural, según los análisis de Energy Aspects y LSEG.

Este movimiento ha permitido que varias plantas, que hasta hace pocas semanas operaban con márgenes ajustados o directamente en pérdidas, recuperen atractivo económico. La situación marca un punto de inflexión respecto a noviembre, cuando el elevado precio del COâ‚‚ y la menor demanda habían reducido de forma notable la utilización del carbón en el mix eléctrico alemán.

Frío, menor producción renovable y tensión en el sistema

El repunte de la generación térmica coincide con un episodio de bajas temperaturas que ha disparado el consumo eléctrico en Alemania.

Al mismo tiempo, la producción de energía renovable se ha visto limitada, especialmente en el caso de la solar, que sufre una caída estructural durante los meses de invierno. Este desequilibrio ha obligado a recurrir con mayor intensidad a fuentes convencionales para garantizar el suministro.

Según datos del instituto Fraunhofer ISE, las centrales de carbón y gas han llegado a cubrir cerca de la mitad de la demanda eléctrica del país durante esta semana.

Este porcentaje refleja hasta qué punto el sistema sigue necesitando respaldo firme cuando las condiciones climáticas reducen el aporte de la eólica y la fotovoltaica.

Un regreso temporal en plena transición energética

Alemania mantiene oficialmente su compromiso de abandonar el carbón antes de 2030, pero los acontecimientos recientes evidencian la complejidad del proceso.

El cierre de las últimas centrales nucleares en 2023 ha eliminado una fuente estable de generación, incrementando la dependencia de tecnologías fósiles en momentos de estrés del sistema.

La reactivación de las centrales de carbón no implica un cambio de rumbo estratégico, pero sí muestra los límites actuales de la transición. En escenarios de alta demanda y baja producción renovable, el carbón continúa siendo una pieza clave para evitar problemas de suministro y tensiones en el mercado eléctrico.

Cambios en la estrategia del gas y nuevos equilibrios

En paralelo, el Gobierno alemán ha revisado sus planes de expansión del gas natural. A finales del año pasado, la coalición gobernante decidió reducir a la mitad la nueva capacidad prevista de centrales de gas, pasando de los 20 gigavatios inicialmente planteados a 10 gigavatios que se licitarán hasta 2032.

Esta decisión responde a la necesidad de equilibrar los objetivos climáticos con la seguridad energética. El gas seguirá desempeñando un papel de respaldo flexible para compensar la intermitencia de la eólica y la solar, pero con un peso menor del inicialmente previsto.

La estrategia busca evitar una dependencia excesiva de infraestructuras fósiles a largo plazo, sin comprometer la estabilidad del sistema eléctrico. Una situación que refleja las tensiones a las que se enfrenta la mayor economía de Europa.