Dinamarca rescata la eólica marina

La primera licitación danesa para tres nuevas zonas de eólica marina quedó desierta en diciembre de 2024. Los promotores estudiaron las condiciones, que consistían en construir en el mar del Norte y vender la electricidad al precio que marcara el mercado, y se retiraron. Dieciocho meses después, la sueca Vattenfall, de propiedad estatal, se adjudicó dos de esas áreas, con una potencia mínima conjunta de 1,8 gigavatios y entrada en servicio prevista para finales de 2032 (KEFM, Windtech International). Dinamarca no encontró empresas más audaces. Cambió quién asumía el riesgo del precio.

Lo que el Estado aceptó absorber

El modelo fallido obligaba a los promotores a vender la electricidad a precios de mercado, con plena exposición a las oscilaciones mayoristas durante décadas. La eólica marina exige miles de millones de inversión inicial, aunque después tenga costes de operación relativamente bajos, de modo que la viabilidad depende del precio al que se venderá la electricidad dentro de veinte o treinta años y de los tipos de interés que apliquen los bancos (IEA, IRENA). Sin ingresos previsibles, ningún banco aprueba un préstamo de construcción. Los proyectos nacían muertos.

La solución danesa fue un contrato por diferencias bilateral. El Estado fija un «precio de ejercicio», es decir, un precio garantizado por megavatio hora de electricidad. Cuando el precio de mercado cae por debajo, el Estado paga al promotor la diferencia. Cuando lo supera, el promotor devuelve el excedente (Low Carbon Contracts Company). La empresa obtiene ingresos previsibles contra los que los bancos pueden prestar. El Estado obtiene parques eólicos.

Vattenfall ganó Nordsøen Midt con 504 coronas danesas por megavatio hora y Hesselø con 542 coronas/MWh, en ambos casos con contratos a 20 años (KEFM, Baird Maritime). La competencia volvió: Nordsøen Midt recibió dos ofertas y Hesselø, cinco (Ocean Energy Resources, BT).

Contribuyentes, promotor y bancos

El apoyo público conjunto tiene un límite de 37.600 millones de coronas (Politiken, Agencia Danesa de Energía vía Ritzau). Es un techo, no una factura cerrada. Los contribuyentes solo pagan cuando los precios mayoristas de la electricidad quedan por debajo del precio garantizado durante la vida del contrato. Si se mantienen por encima, Vattenfall devuelve dinero al Estado. Si permanecen bajos durante años, la diferencia se acumula hasta acercarse a ese límite.

Los beneficiarios inmediatos son Vattenfall y sus financiadores: un suelo estable de ingresos durante 20 años convierte una apuesta especulativa en el tipo de flujo previsible que los bancos están dispuestos a financiar. La prensa sueca presentó la adjudicación como una victoria comercial, no como una controversia política sobre el riesgo asumido por el Estado (DN). Los consumidores daneses solo ganarán si los proyectos se conectan a la red y añaden suficiente oferta para rebajar los precios mayoristas o reducir la necesidad de generación de respaldo más cara.

Esa conexión no está garantizada. La cola de acceso a la red en Dinamarca se ha hinchado hasta los 60 GW de solicitudes especulativas, lo que ha obligado al operador Energinet a congelar nuevos acuerdos de transporte (To Brief). Un aerogenerador sin acceso a la red no produce nada.

El patrón se repite en Europa. La quinta ronda británica de contratos por diferencias no adjudicó ningún proyecto de eólica marina; la sexta salió adelante después de que el Gobierno elevara los precios garantizados (UK AR5, AR6). Países Bajos organizó licitaciones presentadas como «sin subvenciones», pero el Estado preparó los emplazamientos y el operador TenneT construyó plataformas y cables marinos con cargo público (TenneT). En todo el continente, cuando el Estado absorbe más riesgo de precio, las empresas pujan. La cuestión es cuánto dinero público exige ese resultado y qué se obtiene a cambio.

La turbina que Dinamarca aún no ha elegido

Vattenfall no ha anunciado el proveedor de turbinas para ninguno de los dos proyectos (Voice of Renewables). Esa decisión concentra una tensión real. Las turbinas terrestres chinas son entre un 20% y un 40% más baratas en los mercados de exportación, según una estimación de Rystad citada por Reuters (Folha/Reuters). La legislación europea no prohíbe los equipos chinos, pero el Reglamento sobre la industria de cero emisiones netas permite a los gobiernos valorar la seguridad de suministro y la capacidad industrial local, no solo la oferta más barata (NZIA).

Dinamarca ha vuelto a hacer financiable la eólica marina al situar al Estado detrás del riesgo de precio. Si ese dinero público servirá también para reforzar la capacidad industrial europea o acabará en el proveedor global más barato es la siguiente decisión, y no corresponde solo a Dinamarca.