Bélgica ancla su eólica marina en 2031

Bélgica prepara una nueva subasta de capacidad eólica marina en la zona Princess Elisabeth, con el objetivo de que los parques entren en servicio hacia 2031. Sobre el papel parece una licitación nacional: un Gobierno, una zona marítima y un conjunto de aerogeneradores. Pero la infraestructura que sostiene el proyecto, una isla energética artificial con cables de exportación pensados para conectarse con países vecinos, convierte la operación en una prueba sobre la capacidad del mar del Norte para funcionar como una cuenca compartida de electricidad renovable (FPS Economy Belgium).

Los beneficiarios inmediatos no serán los hogares. Lo serán los promotores que obtengan contratos suficientemente sólidos para convencer a los bancos, los puertos y empresas de ingeniería con capacidad de instalación escasa, y los operadores de red que construyen infraestructura regulada. Los consumidores solo ganarán si la menor dependencia de los combustibles fósiles acaba reduciendo costes, algo que no se produce por sí solo. Los cargos de red y las ayudas públicas también terminan en la factura eléctrica, de modo que el reparto dependerá de decisiones que Bélgica aún no ha tomado.

Una isla conectada para más de un país

La isla Princess Elisabeth, que el operador belga de transporte eléctrico Elia está construyendo en alta mar, recogerá la electricidad de los nuevos parques eólicos y servirá de apoyo a conexiones de alta tensión con otros países (Elia). Es un nodo de la red transfronteriza que los Gobiernos del mar del Norte se comprometieron a desarrollar en la cumbre de Ostende de 2023, donde Bélgica, Alemania, Dinamarca y Países Bajos acordaron coordinar cables que enlacen varios países, en lugar de limitarse al esquema clásico de un parque eólico conectado a una sola costa (North Sea Summit Declaration).

La estrategia eólica marina de la Comisión Europea explica la lógica económica: la rentabilidad de estos parques depende de cables transfronterizos y de normas de mercado que permitan que la electricidad fluya hacia donde exista demanda (EUR-Lex). Cuando los países intercambian electricidad en un mercado acoplado, la energía se desplaza de las zonas más baratas a las más caras mediante subastas coordinadas. La eólica marina belga puede así presionar a la baja los precios en Países Bajos y Alemania, al tiempo que desplaza los puntos donde aparecen los cuellos de botella de la red.

Bélgica entra en la misma ventana de ejecución que el proyecto danés-alemán Energiø Bornholm, que conectará eólica marina con subestaciones en ambos países y prevé iniciar las grandes obras hacia 2027-2028 (Bornholm.dk). Eso implica competencia por los mismos cables, plataformas convertidoras y buques de instalación.

El verdadero riesgo está en el diseño del contrato

Europa ya tiene pruebas recientes, y caras, de lo que ocurre cuando se diseña mal una subasta. El modelo de cero subvenciones que Países Bajos y Alemania ensayaron aproximadamente entre 2019 y 2025 se vino abajo cuando la subida de los tipos de interés y de los costes de construcción dejó los proyectos sin financiación viable. Los países están volviendo a los contratos por diferencia: el Estado garantiza un precio mínimo por unidad de electricidad. Cuando el precio de mercado cae por debajo de ese «precio de ejercicio», el Gobierno cubre la diferencia. Cuando lo supera, el promotor devuelve el excedente (European Commission).

La exposición pública puede ser elevada. La Comisión aprobó la semana pasada un régimen francés de apoyo a la eólica marina que cubre 11,1 GW y tiene un techo teórico de 63.000 millones de euros durante 25 años (Commission européenne, Connaissance des Énergies). Ese límite se reduce si los precios mayoristas se mantienen altos, pero muestra cuánto espacio fiscal pueden ocupar estos compromisos.

La asociación alemana del sector energético BDEW reclama contratos por diferencia indexados a la inflación, con el argumento de que las ofertas a precio fijo dejan a los promotores expuestos a subidas de costes que aparecen después de la subasta (Energie & Management). Bélgica afronta la misma decisión: si indexa el precio de ejercicio a la inflación, el Estado asume más riesgo de costes; si lo fija, los promotores exigirán un precio inicial más alto o se retirarán.

En toda la región, la red es la restricción más estrecha. El plan de acción de la Comisión sobre redes advierte de que las infraestructuras de transporte deben crecer más deprisa para absorber las renovables y la electrificación (European Commission). La capacidad eólica marina sin capacidad de red equivale a acero parado en el mar.

Menos dependencia energética no significa facturas más bajas

Reducir la dependencia del gas y del carbón es el premio estructural. Pero ese beneficio solo llega a la factura de los hogares a través de una cadena de cargos que Bélgica aún no ha definido: peajes de red para la isla Princess Elisabeth y sus cables, recargos para financiar los contratos por diferencia y costes de ajuste cuando la producción eólica fluctúe. Cada elemento responde a una decisión política. Cada uno repercute de forma distinta sobre la industria, las pymes y los hogares.

El reglamento de la subasta belga, que deberá fijar los precios de ejercicio, las cláusulas de indexación, la responsabilidad si la red se retrasa y las reglas aplicables cuando los precios mayoristas sean negativos, todavía no se ha publicado. Bélgica no está comprando solo aerogeneradores. Está repartiendo el riesgo financiero de un sistema eléctrico transfronterizo cuya red aún intenta ponerse al día.