Dinamarca raciona la red ante 60 GW

En el norte de Europa, el cuello de botella de la transición verde se ha desplazado de la generación de electricidad limpia a su transporte físico. Dinamarca congeló en marzo las nuevas conexiones de gran tamaño a la red. Países Bajos está creando listas de espera formales con criterios de prioridad social. Alemania tiene decenas de miles de proyectos pendientes de conexión. Los cables, transformadores y subestaciones que llevan la electricidad se diseñaron para otra época, y la disputa se centra ahora en quién accede primero a esa infraestructura.

Dinamarca deja de firmar contratos

En marzo de 2026, Energinet, el operador danés del sistema de transporte eléctrico, suspendió todos los nuevos acuerdos de conexión de gran escala. La pausa terminó formalmente el 3 de junio, pero Energinet anunció que no volvería al sistema anterior y que no firmaría nuevos acuerdos antes del otoño (Ritzau/Energinet). Las solicitudes de nuevo consumo eléctrico rozan ya los 60 GW, unas ocho veces la demanda máxima actual de Dinamarca, impulsadas por centros de datos, baterías, plantas de hidrógeno y la electrificación industrial (Produktion.dk, Dansk Fjernvarme).

La respuesta de Energinet consiste en racionar el acceso. En lugar de aplicar el criterio de llegada, los proyectos se evaluarán por tandas según su madurez, su avance administrativo y su «compatibilidad con la red», es decir, si ayudan a equilibrar la red local o la someten a más presión (Energinet). El regulador energético danés, Forsyningstilsynet, ha abierto una investigación formal para determinar si Energinet puede imponer esas reglas sin autorización previa conforme a la ley de suministro eléctrico (Forsyningstilsynet). Las asociaciones industriales advierten de que los proyectos de mayor tamaño pueden afrontar esperas de entre cinco y diez años (Tekniq).

Alrededor de una de cada cuatro empresas danesas de calefacción urbana declaró en una encuesta de febrero que sufría retrasos de conexión u ofertas de capacidad reducida (Produktion.dk). La congelación, por tanto, va mucho más allá de los grandes proyectos que ocupan titulares.

La cola se extiende por el continente

El caso danés es agudo, pero no excepcional. La Comisión Europea calcula que las redes eléctricas necesitan unos 584.000 millones de euros de inversión hasta 2030, y que cerca del 40% de las redes de distribución de la UE tienen más de 40 años (Comisión Europea). La AIE advierte de que el despliegue de redes y los permisos no avanzan al ritmo de las renovables (AIE). CAN Europe cifra en más de 500 GW la potencia eólica bloqueada en colas de conexión europeas (CAN Europe).

En Países Bajos, la congestión de la red ha pasado de afectar a grandes usuarios industriales a condicionar la construcción ordinaria. A partir del 1 de julio de 2026, pequeños usuarios como promociones de vivienda y pymes situadas en zonas saturadas también entrarán en listas de espera formales (Klimaatkrachtig Goeree-Overflakkee).

En Alemania, unos 40.000 proyectos estarían pendientes de conexión, con alrededor de 45.000 millones de euros de inversión inmovilizada. En un caso de Renania del Norte-Westfalia, a un parque industrial se le comunicó que su conexión podría demorarse hasta la década de 2030 (Focus).

El problema es físico. Una demanda energética que antes llegaba a través de cadenas de suministro de petróleo, gas y combustibles se está trasladando a las redes eléctricas. Vehículos eléctricos, bombas de calor, plantas de hidrógeno y centros de datos necesitan capacidad en lugares concretos y en horas concretas. Un país puede tener generación suficiente en términos agregados y, aun así, no poder conectar una nueva fábrica porque el transformador o la subestación local están saturados.

Quién se conecta primero

El racionamiento crea ganadores y perdedores. El nuevo modelo danés favorece a los solicitantes con permisos creíbles, financiación y perfiles de operación flexibles. Los proyectos especulativos pierden posición. Países Bajos explicita el cribado: los proyectos que alivian la congestión y las funciones esenciales, como la sanidad, la gestión del agua y el transporte público, pasan al frente. La vivienda, la infraestructura de recarga y la expansión empresarial ordinaria pueden quedar por detrás (EVConsult). Un estudio para Utrecht estimó que un bloqueo total de nuevas conexiones podría costar a empresas locales, centros educativos y operadores de transporte entre 75 y 225 millones de euros al año (BVS).

Existen herramientas intermedias. Las tecnologías de mejora de la red, programas que recalculan cuánta electricidad puede transportar con seguridad un cable según la meteorología en tiempo real, podrían elevar la capacidad utilizable entre un 20% y un 40% sin construir nuevas líneas (CATF). Alemania ya permite a los operadores reducir temporalmente cargas controlables superiores a 4,2 kW, como bombas de calor y cargadores de vehículos, durante los cuellos de botella, en lugar de denegar directamente su conexión (EnBW). El nuevo paquete europeo sobre redes impulsa permisos más rápidos, filtros más estrictos en las colas, conexiones flexibles y reparto transfronterizo de costes (Eurelectric).

La cuestión política de fondo es la asignación. Los mapas de capacidad que indican a los promotores dónde está saturada la red también señalan a los inversores qué regiones parecen viables. Cuando un transformador está lleno, los gobiernos deben elegir entre un centro de datos, una promoción de vivienda, un proyecto de baterías y una conversión de calefacción urbana. Europa dedicó una década a debatir a qué velocidad debía avanzar la transición verde. Ahora afronta una pregunta más incómoda: quién va primero.