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La energía no se mide solo con kilowatt-hora, sino con equilibrio. Dos décadas de subsidios y promesas verdes muestran hoy una verdad incómoda: la transición energética no solo transforma la matriz, también reordena las cuentas. Y tarde o temprano, todo debe cuadrar, aunque cambie el acreedor.
En distintos países, el entusiasmo por acelerar la transición energética ha seguido caminos parecidos: subsidios, incentivos y programas que, con el tiempo, cambiaron de propósito. Debido a ello, lo que comenzó como impulso terminó por convertirse en equilibrio forzado y, en muchos casos, en deuda disfrazada de avance.
El costo técnico se transforma en deuda económica y política. La energía barata suele ser solo una ilusión contable. No es un fenómeno aislado: es un patrón que cruza fronteras con nombres distintos, pero con consecuencias similares.
Es importante considerar que un sistema eléctrico puede concebirse como un ecosistema donde el equilibrio garantiza la estabilidad. Pero cuando una de sus partes se debilita o se elimina, otra debe compensarla. Considerando lo anterior, cada ajuste técnico o estructural, ya sea mediante generación adicional, reserva o refuerzo de red, genera un costo. El verdadero precio de la estabilidad rara vez aparece en la factura: se esconde entre conceptos tan variados como sea posible y tan específicos como el sector lo requiera.
Costos visibles e invisibles
En los números visibles caben varias capas de costo. Entre los costos directos están el CAPEX y el OPEX (equipos, terrenos, licencias, mantenimiento, seguros) junto con el financiamiento, el riesgo país y el propio desmantelamiento de los activos. A ellos se suman los costos indirectos: refuerzos de red, nuevas líneas y bahías, transformadores adicionales, servicios complementarios, redespacho de generación, subsidios cruzados y externalidades ambientales. Sobre esa base todavía vienen los costos comerciales (pérdidas en red, coberturas, garantías de origen y auditorías ESG) y, en un plano más amplio, los costos sistémicos: intermitencia, tensión social cuando hay alzas o apagones y riesgo político asociado a las decisiones tarifarias.
También está el costo invisible de la vulnerabilidad: apagones, restricciones o picos de tarifa son síntomas de una red que ya no puede absorber más idealismo que energía.
Con el tiempo, los efectos de esa distorsión se acumulan. La transición energética no se mide solo en gigawatts instalados, sino también en los déficits que deja tras de sí.
Europa: el laboratorio más caro del mundo
Con su tradición tecnológica, su preocupación ambiental y su liderazgo en energías renovables, Europa se convirtió en el escenario principal de la transición energética moderna. El continente asumió el reto de transformar su matriz con innovación, regulación avanzada y compromiso climático, convirtiéndose en referencia para el resto del mundo.
Prácticamente todos los países del bloque, desde Dinamarca e Italia hasta Francia, Países Bajos, Bélgica, Suecia, Austria y Portugal, impulsaron la transición mediante distintos esquemas de apoyo, que fueron desde tarifas garantizadas y primas a la generación limpia, hasta incentivos fiscales, créditos verdes y subastas competitivas. No obstante, incluso el liderazgo tiene un precio.
Por citar dos ejemplos:
Alemania, emblema de la transición energética europea, alcanzó un récord: en 2020, cerca del 50 % de su consumo eléctrico fue cubierto por fuentes renovables. Pero ese avance tuvo un costo. Ese mismo año, los hogares alemanes pagaban una de las tarifas más altas de Europa. Desde 2010, el incremento fue cercano al 25 %. La diferencia no fue solo técnica, sino financiera: cargos de red, tarifas por servicios y el recargo EEG, que es un gravamen específico para financiar las primas a renovables, dispararon el precio final. El experimento más ambicioso del continente también se convirtió en uno de los más costosos.
España, por su parte, vivió un auge solar tan acelerado como insostenible. Las primas otorgadas en los 2000 dispararon las inversiones, pero también un desfase económico que el sistema no pudo absorber. Solo en 2008 se añadieron 2,600 megawatts solares. El resultado fue un déficit tarifario que, hacia 2013, ya superaba los 25,000 millones de euros. Lo que empezó como impulso terminó hipotecando el equilibrio financiero de su sistema eléctrico.
Latinoamérica: el reflejo de un mismo modelo
La experiencia no se limita a Europa. En América Latina, los mecanismos de estabilización y subsidio siguen una lógica similar: contener los precios sin corregir las causas. Chile y Brasil no se alejan demasiado de las facturas que hoy se pagan en el Viejo Continente.
Chile aplicó un fondo de estabilización tarifaria para evitar alzas tras la crisis energética global, pero el déficit creció más de lo previsto. Lo que comenzó como una medida temporal terminó por convertirse en un mecanismo de deuda acumulada que el Estado tuvo que absorber, trasladando el problema fiscal hacia los próximos años. El precio se contuvo, pero la presión se desplazó al presupuesto público.
Brasil enfrenta una creciente presión fiscal derivada de los subsidios a la generación distribuida y a las zonas aisladas del sistema. La expansión acelerada de la energía solar residencial y los apoyos al suministro en regiones remotas han incrementado los cargos de la Cuenta de Desarrollo Energético, que ya consume miles de millones de reales anuales. Lo que se presentó como democratización energética se ha convertido en un desafío de sostenibilidad financiera.
El espejismo de la energía barata
El patrón se repite: cuando el precio no refleja el costo, el déficit solo cambia de nombre. Como consecuencia, los países enfrentan tarde o temprano la misma realidad: el sistema no puede sostener por mucho tiempo una energía que se vende por debajo de su propio costo.
El problema no es impulsar renovables, sino mantenerlas artificialmente baratas.
Cada megavatio-hora solar o eólico necesita servicios que alguien paga: inercia, regulación, flexibilidad. En ese sentido, la competitividad aparente de las fuentes limpias depende de costos que no desaparecen.
“Cada megavatio-hora solar o eólico necesita servicios que alguien paga: inercia, regulación, flexibilidad”.
Lo que el generador no paga lo asume el sistema; lo que el sistema no cubre lo traslada el Estado; y al final, siempre llega al ciudadano, disfrazado en tarifas o en impuestos.
Ocurre incluso cuando los precios del mercado se vuelven negativos, como en Alemania o California, donde los parques solares y eólicos deben pagar por producir mientras siguen recibiendo subsidios. El precio baja de cero, pero la factura no: el ciudadano financia el desfase por otra puerta.
El costo de las ideas fijas
La defensa de un modelo se vuelve un paradigma inmóvil cuando los números dejan de importar y las decisiones se justifican con discursos en lugar de balances.
Como advirtió Imre Lakatos, toda teoría puede mantenerse viva mientras su núcleo permanezca protegido por hipótesis auxiliares.
En la energía ocurre igual: los programas de subsidio comienzan como “investigaciones progresivas”, pero se vuelven programas degenerativos cuando los ajustes ya no corrigen errores, sino que los ocultan.
Así, los mecanismos que nacieron para financiar la transición terminan sosteniendo su retórica, no su progreso.
Como consecuencia, la energía barata no existe: solo cambia el momento y el bolsillo que la paga. La factura siempre llega; se anota en otro rubro, en otra tarifa o en otro periodo, pero el balance final del sistema, como toda cuenta, siempre debe cuadrar.
Al final, los molinos siguen girando, pero ya no mueven aire: mueven cuentas. Y mientras unos celebran la ilusión, otros la pagan.
Fuentes consultadas
Datos y estimaciones tomados de informes recientes de ENTSO-E (Ancillary Services Report 2023), CNMC España (Déficit Tarifario Histórico 2000–2013), Eurostat (Household Electricity Prices 2010–2020), Agora Energiewende (EEG Surcharge and Grid Costs Analysis), Ministerio de Energía de Chile (Ley 21.472 – Fondo de Estabilización de Tarifas), ANEEL Brasil (Subsidios e Encargos do Setor Eléctrico), CIGRÉ (System Flexibility and Inertia Studies) y EEX & CAISO (Negative Pricing Events in Electricity Markets, 2024).
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