12 nov. 2025 10 min read DB Geoeconomía

Ganadores y perdedores del nuevo mapa eléctrico europeo

Bienvenido a Dossier Bruselas. Cada miércoles, salvo causa de fuerza mayor, tendrás en tu buzón a las 07:30 CET un correo como este. Bajo el paraguas de la Geoeconomía, en cada número analizaré a fondo un asunto de actualidad europea, intentaré dar las claves para saber lo que viene y estudiaré cómo afecta a España.

Desde Bruselas me sumo a colegas españoles como Emilio Ordiz y Nacho Alarcón, que llevan años contando esta ciudad y sus instituciones con cariño y cuidado. Y me independizo de la casa de los padres David Carretta y Christian Spillmann, los maestros que me abrieron la puerta de las newsletters bruselenses con La Matinal Europea.

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Este primer número está consagrado a la revolución que supone esta década en el mapa eléctrico europeo. A cómo Alemania, si Teresa Ribera le da permiso, echará a paladas miles de millones de euros para subvencionar la electricidad de sus industrias y a por qué en el nuevo escenario España (con los escandinavos) es uno de los ganadores. ¿Quién manda? ¿Qué viene? ¿Quiénes ganarán? ¿Quiénes perderán? ¿Cómo saldrá España de estos cambios?

La noticia: subvención alemana

La electricidad cara que paga la industria alemana está mermando su competitividad. Sin el gas ruso barato, Berlín prepara un subsidio, un precio fijo para la electricidad industrial. La ministra alemana de Economía y Energía, Katherina Reiche, aseguró el 3 de noviembre de 2025 que el mecanismo podría entrar en vigor el 1 de enero de 2026, pendiente del visto bueno de la Comisión Europea. ¿Debe Bruselas permitirlo? La decisión abre un debate de competencia: no todos los países tienen el mismo margen fiscal para dopar a sus empresas.

Mapa de poder

Quién manda:

Los suministradores de gas: Equinor (Noruega); Cheniere, Sempra y Chevron (EEUU), Qatar Energy y Sonatrach (Argelia).
Los gestores de redes, porque fijan reglas: TenneT, Elia Group, RTE, Redeia.
La eólica del Mar del Norte, porque fija capacidad y precios futuros: Orsted, RWE, Vattenfall, SSE, de nuevo Equinor.
Las eléctricas españolas, porque mandan en la agenda renovable en la Península Ibérica, hub futuro esencial: Iberdrola, Acciona Energía, Endesa y Naturgy.

Quién gana:

Exportadores “amigos”, como Noruega (el 33% del gas importado por la UE en 2024 fue de origen noruego), Qatar, Argelia y EEUU.
Fabricantes de infraestructura eólica.
La renovable en los países escandinavos: tienen las condiciones meteorológicas, la tecnología y van por delante en el despliegue.
Industrias electro-intensivas en la Península Ibérica: automoción, química y regiones candidatas a nuevas plantas (Cataluña con la automotriz china BYD).

Quién pierde:

Rusia, porque pierde cuota e inversión.
Alemania: porque tiene energía más cara, cuellos de botella en GNL, retrasos en renovables y deberá inyectar decenas de miles de millones en subsidios a su industria.
Francia: incapaz de construir reactores en las próximas dos décadas al ritmo que deberá ir cerrando los más viejos en funcionamiento y con un fracaso importante a cuestas tras el error Flamanville, cuyos costes y plazos se multiplicaron por más de cuatro.
Las empresas que gestionaban las redes de oleoductos y gasoductos ahora obsoletas en el centro de Europa.

A quién seguir:

A Teresa Ribera: la vicepresidenta primera de la Comisión Europea tiene la llave fundamental para permitir o denegar ayudas de Estado a la industria alemana.
A Roland Lescure: el ministro francés de Finanzas y Soberanía Industrial, Energética y Digital tiene varios dossieres clave sobre la mesa: interconexiones con España y el peso de la nuclear y la renovable en sus planes de reindustrialización.
A Katherina Reiche: la ministra alemana de Economía y Energía debe lanzar, con permiso de Ribera, precios fijos para la electricidad industrial.

Próximas batallas:

Aprobación de ayudas de Estado a la industria electro-intensiva.
Rondas nacionales de reformas de los mercados eléctricos.
Subastas offshore del Mar del Norte.
Inversión en redes.
Trazado y gobernanza del H2Med y nuevas interconexiones hispano-francesas.

Radar Geoeconómico

La OPEP asegura que pausará incrementos de producción en el primer trimestre de 2026. Debe seguir la evolución de la demanda asiática y el cumplimiento de Rusia y Arabia Saudí.
En dos meses entran en vigor acuerdos de GNL Alemania-Qatar (15 años) e Italia-Qatar (27 años), mientras España y Argelia mantienen contratos a largo plazo revisando precios.
Las subastas offshore del Mar del Norte deben anclar precios.
La fotovoltaica y la eólica de la Península Ibérica presionan los precios a la baja. Mientras, Francia prepara extensiones de vida de reactores nucleares con costes superiores.

Alemania quiere jugar con dos porteros

Alemania está pendiente de Teresa Ribera. Los costes energéticos para las empresas alemanas están mermando su competitividad en Europa y a nivel mundial. El fin del uso del gas barato ruso no tenía una solución sencilla, y Berlín busca ahora taponar el problema echando encima miles de millones de euros.

La ministra alemana de Economía y Energía, la conservadora Katherina Reiche, anunció el lunes de la semana pasada que su Gobierno espera a que la Comisión Europea apruebe en semanas su petición de aprobar un precio industrial de la electricidad. Debería entrar en vigor el próximo 1 de enero y rebajaría sustancialmente la factura a su industria.

Alemania no hizo los deberes cuando debía y adolece de capacidad renovable. ¿Debe Bruselas aprobar la solicitud de Berlín? En principio a nadie le debería parecer mal que un Gobierno con la capacidad de gasto del alemán tapone los agujeros de su industria. Pero aquí entra en juego la libre competencia en el mercado europeo y la igualdad de oportunidad para todos.

Alemania dopa a sus empresas con ese “precio industrial de la electricidad”, una evidente subvención. Otros países, con menos margen fiscal, no pueden permitirse esos estipendios. El equipo alemán juega con dos porteros.

Cuatro preguntas a Andreas C. Goldthau

Andreas C. Goldthau es director de la Willy Brandt School of Public Policies y profesor en la Universidad de Erfurt. Es también autor de varias obras de referencia sobre la materia, como ‘El desafío global de la energía’. Y coautor este año de estudios como ‘La política económica de romper la dependencia europea del gas ruso’ ó ‘La geoeconomía de la política industrial del hidrógeno’.

¿Qué fuentes de energía serán ganadoras y perdedoras netas esta década?Todas las fuentes limpias serán ganadoras a medida que los costes caigan rápidamente, y también las tecnologías de almacenamiento, como las baterías. Los combustibles fósiles empezarán a resentirse, sobre todo el carbón. Quien apueste por estos últimos acabará quedándose fuera de precio y perdiendo competitividad.
¿Quiénes serán los ganadores del fuerte aumento del capex de la red?Cualquiera que ayude a expandir y gestionar la red. En hardware: utilities y operadores de red. En software: servicios en la nube impulsados por IA. Y en respaldo: empresas que ofrezcan soluciones de almacenamiento flexible.
¿Qué países europeos tendrán electricidad más barata hacia finales de esta década?Cualquiera que ejecute la expansión del capex de red y que invierta rigurosamente en renovables. Ambas cosas deben ir de la mano, una no basta. Yo apuesto por los países nórdicos.
¿Qué países atraerán más inversión en industrias electro-intensivas?La producción de energía limpia a gran escala y los precios bajos son clave para atraer industrias intensivas en energía. A esto lo llamamos el “efecto de atracción de las renovables”, y puede alterar las geografías de la producción mundial, alejándola de los centros manufactureros establecidos en el Norte Global hacia polos industriales en economías emergentes y en desarrollo. Siempre que consigan convertir el potencial renovable en oportunidad industrial, lo cual es una cuestión de política, no de tecnología.

El análisis: El nuevo mapa eléctrico europeo

El mapa eléctrico europeo con el que arrancamos la década decía que Rusia alimentaba el centro y el este de Europa con gas barato, el sur se buscaba la vida en el norte de África e importando electricidad desde Francia y París tiraba de su gigantesco parque nuclear.

Ese mundo murió. La dependencia del gas y el petróleo baratos rusos está a punto de acabar, España se está convirtiendo en un hub energético clave para el continente y Francia sabe, pese a sus promesas, que la nuclear tiene las décadas contadas.

Si entre los años 80 y 90 los franceses conectaron a la red más de 40 reactores, en los últimos 25 años sólo enchufaron uno, Flamanville, un sumidero de dinero público con costes y plazos de construcción multiplicados casi por cuatro. De seis a 23 años y de 3.200 millones previstos a 23.700 millones, según el informe del Tribunal de Cuentas francés.

Finlandia, que pasó por problemas similares para acabar la construcción del reactor de Olkiluoto, suspendió el proyecto para construir su hermano gemelo. Actores esenciales del mapa eléctrico europeo de hace apenas una década hoy dan paso a otros.

El cambio en el mapa genera ganadores y perdedores y es clave para entender buena parte de la situación económica europea actual. La industria española, pese al susto del apagón, está pagando por la electricidad mucho menos que sus competidoras del norte y el centro de Europa. La apuesta por las renovables en la Península Ibérica abarata costes industriales, atrae la implantación de grandes fábricas (la próxima podría ser de la automotriz china BYD en Cataluña) y genera sinergias.

2022 fue el año clave. El ataque ruso a Ucrania despertó a los europeos, que trabajaron a marchas forzadas para aprobar RePowerEU, un plan que tiene el objetivo de ahorrar energía, diversificar suministros y acelerar la transición energética para dejar de depender de los combustibles fósiles rusos.

En 2024 se aprobó la reforma del diseño del mercado eléctrico para impulsar contratos a largo plazo (PPAs y contratos por diferencias bidireccionales) y estabilizar precios para dar previsibilidad a los inversores. Hace dos años se puso en marcha de forma transitoria el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM).

Actores y decisiones clave: Noruega (primer proveedor de gas de la UE desde 2024) y Estados Unidos (primer proveedor de gas licuado -GNL- a Europa) son los principales beneficiados por la salida del gas ruso del mercado europeo. También ganan Argelia y Qatar. El gran impulso a las renovables lo dieron los países del Mar del Norte al fijar metas de 120 GW eólicos marinos para 2030 y 300 GW para 2050. De cumplirse esas metas supondría un cambio sistémico en el mercado eléctrico del norte de Europa, con implicaciones importantes y necesidades de inversión ingentes en redes e interconexiones. Bélgica, intentando convertirse en otro hub, está incluso construyendo una isla que debe servir como punto centralizador de conexiones.

Isla Princesa Elisabeth

Al sur, España y su potencia renovable salen en la foto de los ganadores. Pierde, sobre todo, Alemania, con retraso en renovables, sin capacidad política para reabrir la nuclear y con cuellos de botella para comprar más GNL.

Contexto Geoeconómico. Europa tiene tres prioridades absolutas: seguridad energética, competitividad industrial y descarbonización. Por ese orden. La seguridad energética se logrará a largo plazo con inversiones masivas en renovables porque la nuclear pesa cada vez menos en el mix eléctrico y porque no hay dinero privado para ella. Tardaremos décadas en llegar a un escenario de independencia energética. Mientras tanto, dependeremos de la buena voluntad de países no siempre fiables porque los recursos están donde están, no donde nos gustaría. La competitividad industrial se logra, y sirve España como ejemplo, con energía barata y renovable. Y ahí Alemania agujerea el relato europeo. Exactamente igual que con la descarbonización.

Por qué el nuevo escenario importa a España. La Península Ibérica es la principal puerta de entrada europea al GNL. España tiene la mayor capacidad de regasificación del continente y quiere ser el principal vector de generación de hidrógeno verde, pese a las reticencias francesas, que se resiste a permitir que su nuclear compita con la renovable española. El papel español crecerá con más interconexiones a Francia y, sobre todo cuando se ponga en marcha el proyecto H2Med (CelZa y BarMar), declarado de Interés Común europeo y con capacidades de 0,75 y 2,0 Mt/año. Son la puerta potencial a que España suministre hidrógeno verde a Alemania a través de Francia.

Lo que viene a medio y largo plazo. Las empresas españolas deberían estar ya preparándose para jugar en la liga de los contratos de gas más cortos y, sobre todo, para participar en la avalancha de licitaciones que se lanzará en los próximos años para inversión en redes y offshore en el Mar del Norte. BarMar y CelZa dependen más de decisiones políticas y de las resistencias de París. En el Mar del Norte hay menos condicionantes políticos. Los planes europeos, además, abren la puerta a un cambio importante en las cadenas de suministros de componentes eólicos, solares, baterías o electrolizadores.

Impacto en España

Sectores esenciales de la economía española están aprovechando la ventaja competitiva de unos precios de la electricidad contenidos con respecto a sus competidores europeos. La Comisión Europea publicó el pasado jueves un informe que asegura que en 2024 los precios de la electricidad en España fueron un 25,3% más baratos que la media de la Unión Europea. Dice el informe que “gracias a una alta proporción de energías renovables (57,2%) en su mezcla eléctrica, el precio mayorista de la electricidad en España promedió 63,3 €/MWh en 2024”. La media europea fue de 84,7 €/MWh.

El turismo recorta costes operativos y eleva márgenes de beneficios sin forzar precios al alza porque reduce la factura energética (hoteles, restauración, desalación en Canarias). Una electricidad más barata abarata el bombeo, la refrigeración y la irrigación en el sector agropecuario, aunque el diésel sigue teniendo un papel demasiado elevado en el sector.

España es más atractiva para inversión electro-intensiva y no sólo en automoción. También en química, metal o cerámica. Es más competitivo instalar plantas de componentes solares o centros de datos en España que en las demás grandes economías europeas.

Los riesgos españoles están en la congestión de la red (el crecimiento de la red no ha seguido al de las renovables), en las insuficientes interconexiones con Francia (conflicto político que se alarga en el tiempo sin que le afecten los cambios de color político de los gobiernos) y en los precios del GNL.

Las oportunidades podrían estar en que el ahorro energético (baterías) genere empleo industrial, en aumentar exportación industrial por mejoras de competitividad y en alargar la temporada turística en algunas regiones. Y mejor sin apagones ;-)

El gráfico de la semana

Reactores nucleares enchufados a la red eléctrica estadounidense desde 1970.

Fuente: https://www.eia.gov/

Lecturas para esta semana.

Nos vemos el próximo miércoles.

dossierbruselas@gmail.com