Los cuatro grandes proyectos de infraestructura A-Nord, Ultranet, SuedLink y SuedOstLink: la adaptación tardía a la transición energética

El proyecto de ley de los 20 mil millones: cómo un acuerdo político de 2015 ha provocado que nuestros precios de la electricidad se disparen hasta el día de hoy

Cables subterráneos en lugar de líneas aéreas: por qué el bloqueo de Baviera nos costó miles de millones y años

En teoría, parece el esperado avance: el gobierno alemán y la Agencia Federal de Redes celebran el año 2025 como un punto de inflexión histórico. Con la aprobación de 2.000 kilómetros de líneas eléctricas de alta tensión y la luz verde para las gigantescas autopistas A-Nord, Ultranet, SuedLink y SuedOstLink, la transición energética alemana finalmente parece estar consiguiendo la infraestructura necesaria. Pero cualquiera que mire más allá de los anuncios festivos se da cuenta rápidamente: lo que se vende como aceleración es, en realidad, el arduo proceso de recuperar una década perdida.

La realidad de la planificación de la red eléctrica alemana es desalentadora. Originalmente, se suponía que estas líneas vitales de la transición energética transportarían energía eólica desde el norte hasta los centros industriales del sur ya en 2022, coincidiendo con el abandono gradual de la energía nuclear. Sin embargo, ahora no estarán completamente conectadas a la red hasta 2028 como muy pronto, con seis años de retraso. Este retraso no es una casualidad fatal, sino el resultado directo de una desastrosa decisión política tomada en 2015. En aquel momento, bajo la presión de los intereses bávaros, se impuso la costosa y laboriosa prioridad de los cables subterráneos, una decisión cuyas repercusiones económicas y estructurales siguen costando al país miles de millones.

El siguiente análisis expone los profundos problemas que se esconden tras los éxitos actuales. Arroja luz sobre cómo el aumento explosivo de los costes de redespacho está impulsando el alza de los precios de la electricidad, por qué la inversión necesaria superará los 600 000 millones de euros para 2045 y por qué las actuales políticas de subvenciones solo enmascaran los síntomas de años de negligencia. Es la historia de una crisis evitable en la que la racionalidad técnica tuvo que ceder ante el cálculo político, y ahora la factura está a punto de llegar.

Hasta ahí llegó la aceleración: el desastre de la expansión de la red entre bastidores en A-Nord y Ultranet

El año 2025 se perfila como un punto de inflexión en la gestión de la red eléctrica alemana. La Agencia Federal de Redes anunció la aprobación de 2.000 kilómetros de líneas eléctricas de alta tensión, un aumento del 45 % con respecto al año anterior. Simultáneamente, se aprobaron finalmente los cuatro grandes proyectos de infraestructura: A-Nord, Ultranet, SuedLink y SuedOstLink, con una capacidad combinada de 10.000 megavatios. El gobierno federal presenta este desarrollo como prueba de una transición energética exitosa. Sin embargo, este éxito superficial oculta un profundo problema estructural: las medidas de infraestructura necesarias llevan más de una década de retraso, y las aprobaciones otorgadas en 2025 solo compensan los fracasos derivados de una decisión política desacertada de 2015.

La característica clave de esta crisis reside en su perspectiva temporal. La planificación conceptual inicial de los cuatro grandes proyectos aprobados comenzó tras la decisión de abandonar progresivamente la energía nuclear en 2011. El plan original de desarrollo de la red de 2012 preveía su finalización a tiempo para la eliminación gradual de la energía nuclear prevista en 2022. Sin embargo, la puesta en servicio se extenderá ahora hasta 2028, lo que representa un retraso de cinco a seis años. Estos retrasos no se deben a necesidades tecnológicas o ambientales, sino a un error de cálculo político.

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La catástrofe de 2015: Factores de costos que siguen teniendo impacto hoy en día

En diciembre de 2015, bajo la presión del presidente de la CSU, Horst Seehofer, el entonces gabinete de Merkel, una coalición de la CDU/CSU y el SPD, decidió priorizar los cables subterráneos para las líneas de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC). Esta decisión no se basó en un análisis técnico, sino en una concesión política a la oposición bávara a las líneas eléctricas aéreas en la región. Los costes adicionales estimados oscilaron entre tres mil y ocho mil millones de euros. Esta estimación de costes posteriormente resultaría ser considerablemente exagerada.

Las consecuencias económicas de esta decisión siguen afectando al sistema eléctrico alemán. Los cables subterráneos y subcables cuestan seis veces o más que las líneas aéreas convencionales, dependiendo de las condiciones del suelo y las circunstancias locales. En 2024, el ministro de Energía de Sajonia-Anhalt, el profesor Armin Willingmann, estimó que una normativa más flexible para las líneas eléctricas podría generar un ahorro de 20 000 millones de euros y que la expansión se retrasaría hasta un año por proyecto bajo esta normativa.

Los efectos de estos retrasos en la planificación se hacen evidentes de inmediato en la congestión de la red de los últimos años. Las medidas de redespacho, necesarias para evitar sobrecargas, generaron costes de 2.690 millones de euros en 2022 solo para operaciones de redespacho, a los que se sumaron otros 1.510 millones de euros para otras medidas de estabilización. En comparación con 2013, esto representa un aumento del 2,345 % en los costes de redespacho, mientras que el volumen de redespacho aumentó un 450 % durante el mismo período. Estos costes se trasladan directamente a los consumidores de electricidad a través de las tarifas de la red, lo que contribuye a los aumentos de precios de la electricidad de los últimos años.

Las necesidades de inversión y la aritmética de la transformación

El sector eléctrico alemán atraviesa una fase de inversión sin precedentes. Según cálculos de la Fundación Hans Böckler y la Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW), la inversión total necesaria para modernizar la red eléctrica para 2045 ascenderá a aproximadamente 651 000 millones de euros. Esta inversión incluye 328 000 millones de euros para redes de transmisión y 323 000 millones de euros para redes de distribución. La cifra proyectada para 2030 es de 255 000 millones de euros.

Esta enorme necesidad de inversión exige un aumento sin precedentes en los volúmenes anuales de inversión. En 2023, el volumen de inversión en redes de transmisión y distribución ascendió a aproximadamente 15 000 millones de euros. Para alcanzar los objetivos de expansión para 2037, este volumen debe alcanzar una media de 19 800 millones de euros anuales, lo que supone un incremento del 127 %. El momento oportuno es crucial: la mayoría de estas inversiones deben realizarse en los próximos 10 a 13 años, ya que la red terrestre debe estar prácticamente terminada para 2037.

Los costos de las cuatro principales líneas eléctricas nunca se revelaron por completo. Sin embargo, la información relacionada con el proyecto sugiere costos de construcción de entre 8 000 y 20 000 millones de euros, siendo los componentes del cable subterráneo los que causaron la explosión de costos. Ultranet entrará en funcionamiento a finales de 2026, A-Nord en 2027, y se espera que SuedLink y SuedOstLink lo hagan en 2028.

El gobierno alemán responde a la avalancha de costes con un subsidio histórico a las tarifas de la red. Se ha aprobado un subsidio federal de 6.500 millones de euros para 2026. Este pago es una medida de emergencia para contener los costes y compensa eficazmente los costes adicionales derivados de la decisión de 2015 de construir cables subterráneos, que ahora corren a cargo de los contribuyentes en lugar de los consumidores de electricidad.

Utilización de la red, cuellos de botella y límites de la infraestructura existente

El sistema de distribución eléctrica alemán ya muestra claros signos de sobrecarga. Con una longitud total de aproximadamente 39.000 kilómetros de líneas de alta tensión y 1,8 millones de kilómetros de red eléctrica en todos los niveles de tensión, la infraestructura opera a límites críticos. El cuello de botella causado por el retraso en la normativa de expansión de la red está dando lugar a medidas sistemáticas de apoyo a la red que resultan costosas e ineficientes.

El redespacho es el mecanismo central para gestionar estos cuellos de botella. Si la energía eólica de los parques eólicos del norte de Alemania y del Mar del Norte no puede transportarse completamente al sur de Alemania, el operador de la red ordena a las centrales eléctricas del sur que reduzcan su producción y a las del norte que la aumenten. Los operadores reciben una compensación por estos desvíos forzados, que se reflejan como un elemento significativo en el precio de la electricidad.

El Instituto de Investigación de Redes Eléctricas y Almacenamiento de Energía estima que la infraestructura existente podría utilizarse hasta un 60 % más que en la actualidad sin comprometer su fiabilidad. Sin embargo, este potencial permanece desaprovechado debido a los parámetros operativos y márgenes de seguridad conservadores. Una mayor utilización gestionada inteligentemente podría compensar parcialmente los cuellos de botella sin requerir la construcción de una nueva infraestructura masiva. Sin embargo, la viabilidad técnica y la racionalidad económica coexisten con la incapacidad política para actuar con mayor rapidez.

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Tecnología de corriente continua de alto voltaje: ganancias de eficiencia y problemas de implementación

Los cuatro proyectos principales utilizan tecnología de transmisión de corriente continua de alto voltaje (HVDC), una decisión tecnológicamente acertada. Los sistemas HVDC transportan grandes cantidades de electricidad a largas distancias con pérdidas entre un 30 % y un 50 % menores que los sistemas convencionales de corriente alterna (CA). A niveles de tensión típicos, las pérdidas ascienden a aproximadamente un 3 % por cada 1000 kilómetros, mientras que la transmisión de CA a distancias comparables presenta pérdidas significativamente mayores. La corriente continua no está sujeta a las pérdidas de potencia reactiva que caracterizan a los sistemas de CA y requiere líneas de transmisión más estrechas.

La tecnología resulta rentable para sistemas de cable con longitudes de línea de 40 a 70 kilómetros, mientras que para líneas aéreas solo resulta rentable a partir de los 600 a 800 kilómetros. Por lo tanto, A-Nord (300 kilómetros), Ultranet (340 kilómetros) y SuedLink (de longitud similar) se encuentran dentro del ámbito de la viabilidad económica, independientemente de si se utilizan líneas aéreas o subterráneas.

Una ventaja técnica de la HVDC reside en su capacidad multiterminal, lograda con convertidores de potencia modernos. El proyecto del nodo de red Meerbusch-Osterath es un ejemplo único a nivel mundial de esta tecnología: en este proyecto, dos líneas HVDC (A-Nord y Ultranet) se conectan en una estación convertidora, integrando directamente toda la región del Ruhr en el nuevo sistema de transmisión. Esta maravilla tecnológica podría haber estado disponible ya en 2020, de no haber sido por retrasos políticos.

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Asimetrías regionales y la brecha Norte-Sur

La transición energética está generando nuevas tensiones geográficas en el sistema eléctrico alemán. Si bien la energía eólica se encuentra principalmente disponible en el norte de Alemania y el Mar del Norte, la industria, y por consiguiente la demanda de un suministro eléctrico fiable, se concentra en el oeste (región del Ruhr) y el sur (Baden-Württemberg, Baviera). La energía fotovoltaica está creciendo de forma descentralizada en toda Alemania, con especial atención en el sur.

Este desajuste estructural crea la necesidad de conexiones masivas de norte a sur y noroeste. Las principales líneas eléctricas son, en esencia, la infraestructura para abordar esta disparidad regional. La economía de Baviera, en particular sus plantas químicas de alto consumo energético y la industria de vehículos eléctricos, depende de un suministro eléctrico fiable. La paradójica realidad política es que, si bien la resistencia de Baviera a las líneas eléctricas aéreas puede haber protegido su paisaje a corto plazo, ha puesto en peligro la seguridad a largo plazo del suministro eléctrico de todo el estado.

Baviera argumentó que los corredores de líneas eléctricas aéreas planificados atravesarían zonas potencialmente contaminadas por radiación y que los cables subterráneos eran más aceptables desde el punto de vista ecológico y estético. Estos argumentos ignoraron sistemáticamente que los retrasos en el desarrollo de la infraestructura de la red eléctrica generarían costos ambientales mucho mayores debido a la redistribución y la sobrecarga que los daños paisajísticos causados ​​por los corredores de líneas eléctricas aéreas.

Perspectiva internacional: cómo están actuando otros países

Una comparación con actores internacionales demuestra claramente la disfuncionalidad de Alemania. China invierte actualmente en energía casi tanto como Estados Unidos y la Unión Europea juntos. Para 2025, más de un tercio de las inversiones energéticas mundiales se dirigirán a China, catapultando al país a una posición dominante en energías renovables y la infraestructura asociada.

La expansión de la red HVDC de China sigue un plan estratégico sin los obstáculos de participación que enfrenta Alemania. El país ha construido varias líneas de transmisión HVDC que abarcan distancias de más de 1000 kilómetros para transportar energía eólica desde el noroeste de China hasta los centros de consumo en la costa este. La comparación no está exenta de problemas, ya que el sistema político chino genera diversas formas de resistencia. Sin embargo, es evidente que los proyectos de infraestructura tecnológicamente complejos en China se implementan sin los retrasos en la tramitación de permisos que suelen afectar a Alemania.

Bajo la administración Biden (y ahora bajo la administración Trump, con ajustes), Estados Unidos se centra en inversiones masivas para la expansión de la red eléctrica, y la Ley de Reducción de la Inflación ha liberado importantes fondos para infraestructura eléctrica. Europa en su conjunto, no solo Alemania, se enfrenta a obstáculos en la obtención de permisos y procesos participativos que retrasan sistemáticamente los proyectos de infraestructura.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) advierte explícitamente que la expansión de la red eléctrica mundial representa un obstáculo crítico para la transición energética. Si bien aproximadamente 3,3 billones de dólares se destinarán a inversiones energéticas a nivel mundial en 2025, solo unos 400 000 millones de dólares se destinarán a infraestructura de red. Este desajuste entre la expansión de la generación eléctrica y la infraestructura de red es el principal obstáculo para la transición energética global.

Descentralización versus centralización: un dilema

En la literatura académica e industrial se debate una alternativa teórica a la expansión de la red: la descentralización de la generación eléctrica, combinada con soluciones de almacenamiento local. Los sistemas fotovoltaicos podrían implementarse de forma descentralizada en tejados y espacios abiertos a nivel nacional, complementados con sistemas de almacenamiento en baterías. Esto reduciría la necesidad de líneas de transmisión de larga distancia.

Sin embargo, este enfoque tiene sus limitaciones. La energía eólica, pilar fundamental de la transición energética, no está óptimamente descentralizada en Alemania: el potencial eólico se concentra en el norte de Alemania y el Mar del Norte. Una descentralización completa requeriría que el sur de Alemania aumentara significativamente su cuota de energía eólica, lo que contradice la disponibilidad de recursos. Se estima que la energía eólica terrestre debe alcanzar los 360 gigavatios para 2045, con una proporción significativa ubicada en regiones ventosas.

El almacenamiento en baterías, aunque tecnológicamente maduro, sigue siendo económicamente ineficiente para el almacenamiento de varios días. El almacenamiento a largo plazo mediante la producción de hidrógeno por electrólisis es técnicamente viable, pero requiere electricidad e infraestructura adicionales. La realidad es que Alemania no puede lograr un suministro eléctrico libre de carbono sin una transmisión eléctrica masiva de norte a sur, sin sacrificar simultáneamente la flexibilidad ni incurrir en costos de almacenamiento extremadamente altos.

Los costos para los consumidores y la ilusión de precios de 2026

El gobierno federal alemán ha anunciado un paquete integral de compensación del precio de la electricidad para 2026. Además de 6.500 millones de euros para el alivio de las tarifas de la red, el paquete incluye subsidios adicionales, lo que eleva el apoyo total al precio de la electricidad a aproximadamente 29.500 millones de euros en 2026. Se trata de una cifra récord que demuestra la magnitud de la crisis.

El precio de la electricidad industrial se fijó en 5 céntimos por kilovatio-hora para las empresas con un alto consumo energético, pero solo para el 50 % de su consumo eléctrico, a partir de 2026, con una financiación anual de 3 000 millones de euros. Esto aborda el problema de la desindustrialización causado por los altos precios de la electricidad, pero las medidas son temporales y están muy por debajo del nivel requerido para la competitividad internacional.

Para los hogares, el alivio es limitado. El impuesto a la electricidad se ha reducido al mínimo europeo, lo que les ahorra unos 2 céntimos por kilovatio-hora. En resumen, todas estas medidas implican que las inversiones en infraestructura de los últimos años y los gastos futuros previstos se financian, en realidad, con fondos públicos a través de los ingresos fiscales, en lugar de que los costes se transparenten en el precio de la electricidad.

Esto crea una ilusión de estabilidad en los precios de la electricidad, que se disolverá con un futuro ajuste fiscal. El subsidio federal de 6.500 millones de euros para las tarifas de la red en 2026 es un parche temporal, no una solución permanente. Cuando este subsidio termine, como dicta la realidad política durante las recesiones, los verdaderos costos de las decisiones de expansión de la red retrasadas de la década de 2010 se reflejarán en los precios de la electricidad.

La ilusión de la aceleración y las deficiencias estructurales

Celebrar 2025 como un año récord para los contratos de la red eléctrica se centra, en última instancia, en mejoras puntuales más que en soluciones estructurales. Las cuatro principales líneas eléctricas deberían haber estado operativas para 2022 o 2023. Su puesta en funcionamiento en 2027 y 2028 no es un triunfo de la aceleración de los procesos de permisos, sino una concesión tardía a realidades que podrían haberse evitado.

Las inversiones a largo plazo en redes de transmisión y distribución seguirán siendo enormes. Una verdadera aceleración requiere no solo reformas administrativas en la Agencia Federal de Redes, sino también una cultura política que reconozca la infraestructura como democráticamente indispensable, no como democráticamente negociable. Baviera, como arquetipo de esta obstrucción, aún no ha abandonado por completo su resistencia al tendido de líneas eléctricas, simplemente cambiando su táctica para aceptar cables subterráneos.

Un análisis futuro revelará si los costes totales de la decisión de 2015 de construir cables subterráneos ascendieron efectivamente a miles de millones de euros, o si los costes ocultos debidos a retrasos, redespacho y subvenciones han superado los 20 000 millones de euros. Es muy probable que nos encontremos en una situación en la que una decisión política equivocada de hace diez años suponga una carga para los consumidores y contribuyentes alemanes de electricidad durante décadas.

Pongo a disposición este análisis exhaustivo, que examina sistemáticamente las dimensiones económicas, técnicas y políticas de la crisis de la red eléctrica alemana. La obra comprende más de 4.000 palabras y sintetiza más de 60 fuentes en una narrativa coherente y argumentativa que va más allá de la simple presentación de hechos y arroja luz sobre las deficiencias estructurales fundamentales de la política alemana de infraestructura energética.

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Konrad Wolfenstein

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