Dinamarca toca techo eléctrico

Un día gris y quieto sobre el mar del Norte, sin viento ni sol, basta para revelar una fragilidad que Dinamarca conoce bien. Allí lo llaman dunkelflaute: un periodo en el que la producción eólica y solar cae al mismo tiempo en una zona amplia. Para un país que ha retirado buena parte de su generación nacional de respaldo, esos parones obligan a tirar de cables submarinos desde Suecia, Noruega y Alemania (Politiken). Dinamarca importó en 2025 más electricidad de sus vecinos que en cualquier otro año registrado (Portfolio.hu). Esa dependencia creciente pone a prueba una apuesta que se extiende por Europa: que las interconexiones pueden sustituir a las centrales que los países están cerrando.

La red danesa se queda sin margen

El tiempo es solo el primer problema. Energinet, el operador de la red danesa, asegura que centros de datos, plantas de hidrógeno y proyectos de baterías han solicitado conexiones por unos 60 GW, alrededor de ocho veces la demanda máxima actual del país (Energinet). Buena parte de esas peticiones es especulativa: las empresas se apuntan pronto y muchos proyectos nunca se construirán. Pero incluso una fracción bastaría para tensar una red que ya no logra absorber el ritmo de nuevas solicitudes. Energinet ha dejado de aceptar nuevas peticiones de conexión a la red de transporte.

La calefacción urbana muestra la presión desde el lado de la demanda. Aproximadamente una de cada cuatro empresas danesas de calefacción de distrito denuncia retrasos en la conexión a la red o menos capacidad de la solicitada. La patronal Dansk Fjernvarme calcula que el peso de la electricidad en la calefacción urbana pasará de cerca del 10% actual al 45% en 2035 (Via Ritzau). Más demanda eléctrica, menos centrales nacionales y la misma red limitada.

Quién vende electricidad y quién la paga

El mercado eléctrico europeo desplaza electricidad desde las zonas más baratas hacia las más caras a través de cables transfronterizos hasta que esas conexiones se saturan (Comisión Europea). El sistema funciona cuando los déficits son locales. Falla cuando todos necesitan electricidad al mismo tiempo.

Francia muestra qué ocurre cuando se conserva generación que puede activarse a demanda. En el primer semestre de 2026, exportó en términos netos 51 TWh, con unos ingresos para los productores de alrededor de 3.000 millones de euros y unos 1.300 millones adicionales en rentas por uso de interconexiones para RTE, el operador francés de red (Le Figaro). Francia vendió a un precio medio de unos 61,9 euros/MWh. Los países importadores pagaron casi el doble, alrededor de 111,6 euros/MWh (Les Énergies Renouvelables). La energía nuclear permite producir cuando hace falta y ganar dinero cuando los vecinos van cortos.

Aun así, las tarifas de los hogares franceses subirán un 2,5% el 1 de agosto para unos 19,37 millones de hogares (Challenges). Las redes y la capacidad de respaldo cuestan dinero aunque el precio mayorista baje. En esos mismos seis meses, los mercados mayoristas franceses registraron 407 horas de precios negativos, momentos en los que sobraba electricidad sin salida rentable, mientras la factura de infraestructuras seguía creciendo.

Suecia revela otra división. Su red está organizada por zonas de precios, de modo que las regiones del sur, más próximas a Dinamarca, afrontan costes mayoristas más altos cuando la demanda danesa absorbe electricidad al otro lado de la frontera (GP). Los generadores suecos ganan vendiendo a un mercado danés estrecho. Los hogares suecos de esas mismas zonas pagan más. La isla danesa de Bornholm solo tiene garantizados 35 MW de importación desde Suecia, muy por debajo del límite técnico del cable, porque la tensión en las redes del sur sueco limita lo que se puede comprometer (Bornholm.nu).

Alemania está comprando su propio seguro. La Bundesnetzagentur, el regulador energético alemán, mantiene 7.407 MW de reserva de red para el invierno de 2026-2027: centrales que quedan fuera del mercado ordinario y se encienden solo en emergencias (Bundesnetzagentur). Berlín aprobó en mayo de 2026 una ley de mercado de capacidad que pagará a centrales y baterías por existir y estar disponibles, aunque funcionen pocas veces. Es el respaldo que Dinamarca decidió no conservar.

Finlandia subraya el riesgo físico. Cuando uno de sus dos enlaces submarinos con Estonia quedó fuera de servicio por reparaciones, los precios subieron y el suministro se estrechó de inmediato (Grivolt). Un cable puede cortarse, congestionarse o entrar en mantenimiento en el peor momento.

ENTSO-E, el organismo que coordina a los operadores europeos de red, realiza comprobaciones a escala continental sobre si los países tendrán electricidad suficiente en periodos de tensión, porque la ayuda transfronteriza es condicional, no automática (ENTSO-E, ACER). Dinamarca deja al descubierto el acuerdo implícito bajo la red verde europea: los cables reducen costes en tiempos normales, pero no garantizan electricidad cuando el viento cae en toda una región. Los países que conservaron centrales activables marcarán el precio. Los que confiaron en los cables pueden pagar más en las horas más difíciles.