La red frena la eólica alemana

Alemania ya tiene 10,8 gigavatios de eólica marina repartidos en 1.764 aerogeneradores en el mar del Norte y el Báltico, una capacidad suficiente para abastecer cada año a unos 8,7 millones de hogares (Zeit, Focus). Pero solo unos 2,6 GW de los futuros proyectos tienen financiación cerrada, una subasta de 2025 quedó desierta y hasta 16 GW, valorados en torno a 50.000 millones de euros, podrían quedar paralizados por los retrasos en la red eléctrica (FAZ, BalticWind). Los aerogeneradores funcionan. Lo que se ha atascado es la economía de la siguiente fase de construcción.

La ley alemana de eólica marina fija como objetivo 30 GW en 2030 y 70 GW en 2045 (WindSeeG). Con 10,8 GW instalados, el país ha recorrido algo más de un tercio del camino. El sector calcula que la meta de 2030 no llegará antes de 2032, aproximadamente. Hay cuatro obstáculos principales.

Por qué no arranca la siguiente oleada

El dinero se encareció. Un parque eólico marino exige desembolsar casi toda la inversión al principio y recuperarla después durante 20 o 30 años. Cuando el BCE elevó el tipo de depósito desde terreno negativo hasta un máximo del 4% en 2023, los costes de financiación se dispararon (BCE). Los tipos han bajado desde entonces, pero siguen muy por encima de la etapa de dinero barato en la que se financiaron la mayoría de los parques existentes.

Los equipos cuestan mucho más. EnBW, una de las grandes eléctricas alemanas, afirma que los costes de turbinas, cimentaciones de acero, cables y buques especializados han subido entre un 30% y un 40% en cinco años (FAZ). El Tribunal de Cuentas Europeo también ha advertido de riesgos en el suministro de materias primas para toda la cadena industrial de la transición verde (ECA).

Las subastas apretaron demasiado a los promotores. En las últimas rondas alemanas se exigió a las empresas pagar al Estado por el derecho a construir, mediante las llamadas ofertas negativas. La fórmula parecía ingeniosa mientras los costes eran bajos, pero dejó de serlo cuando subieron y la ronda de 2025 no atrajo a ningún postor.

La red no avanza al mismo ritmo. Hay 22 turbinas ya terminadas, con 323 MW de capacidad, que siguen paradas porque los cables submarinos que deben conectarlas a tierra no están listos (Zeit). TotalEnergies habría revisado concesiones adjudicadas desde 2023 por los retrasos en la conexión a la red, según The Equilibrium. El cuello de botella cruza fronteras: Países Bajos depende de TenneT, el mismo operador que gestiona buena parte de la transmisión marina alemana, y las estimaciones neerlandesas sitúan entre 8 y 12 años el plazo para entregar nuevas líneas de alta tensión (consultancy.nl, Energy Global).

La paradoja del precio de la eólica marina

Los bajos precios mayoristas agravan la brecha de financiación. Cuando la producción eólica y solar alcanza sus picos, los precios de la electricidad en Alemania caen con frecuencia por debajo de cero porque la red no puede absorber todo el excedente (Energy Charts). Un parque eólico gana menos precisamente cuando más produce.

Esa es la tensión central de la tecnología. La eólica marina abarata la electricidad cuando está en funcionamiento, lo que beneficia a los consumidores, pero los promotores necesitan ingresos previsibles para poder endeudarse por los miles de millones que exige la construcción. La electricidad barata solo llega a los hogares si antes alguien paga la red y la garantía de ingresos que hacen posible levantar los parques.

Francia ofrece una vía. La Comisión Europea aprobó un régimen de apoyo francés de hasta 63.000 millones de euros para proyectos de eólica marina, estructurado como contratos por diferencias bidireccionales durante 25 años (BalticWind). Si el precio de mercado cae por debajo de un suelo pactado, el Estado compensa al promotor; si supera un techo, el promotor devuelve dinero. Así se reducen las oscilaciones de ingresos y bajan los costes de financiación. La asociación alemana de eólica marina BWO presiona para que se adopte el mismo modelo.

Alemania ya gasta varios miles de millones de euros al año en redispatch, es decir, en pagar a centrales para que ajusten su producción porque la red no puede llevar la electricidad allí donde se necesita. El Bundestag aprobó hace poco un plan de ampliación de la red valorado en unos 44.650 millones de euros para transportar la energía eólica del norte hacia el sur (Bundestag). Esos costes acaban en la factura eléctrica a través de los peajes de red.

Los promotores asumen el riesgo más inmediato: tienen emplazamientos adjudicados que no pueden construir con rentabilidad. El coste más amplio recae sobre los hogares, que financian la expansión de la red con sus recibos, y sobre los contribuyentes, que pagarán de nuevo si los proyectos bloqueados deben volver a subastarse. El hito de los 10 GW demuestra que la tecnología funciona. El modelo alemán de subastas sin subsidios, diseñado cuando endeudarse era casi gratis, ha dejado de atraer postores ahora que el dinero tiene otro precio. Los siguientes 20 GW necesitan cables antes de las subastas y precios mínimos garantizados antes de empezar las obras.