Europa logró un hito energético: la generación combinada de energía eólica y solar ya supera a los combustibles fósiles en la matriz eléctrica de la Unión Europea. Pero detrás de ese avance histórico aparece una contradicción estructural.
Mientras el bloque acelera subastas, nuevos proyectos y electrificación, más de 170 GW de capacidad eólica permanecen atrapados en colas de conexión, revelando que el principal límite de la transición ya no está en el desarrollo renovable, sino en la infraestructura que debe integrarlo.
Alemania concentra el mayor cuello de botella, con 46,5 GW de proyectos eólicos esperando conexión. Italia acumula otros 35,5 GW, Polonia 30 GW, Francia 17,5 GW y España 13 GW.
La congestión también alcanza a Suecia, con 10 GW; Grecia y Reino Unido con 6 GW cada uno; Lituania, con 3 GW; Irlanda, con 2 GW; y Bosnia junto a otros mercados balcánicos, con 1,5 GW.
Incluso Hungría comienza a mostrar señales de presión, con otros 0,5 GW en espera.
El problema ya no puede interpretarse como una demora administrativa aislada: se trata de una congestión estructural en los principales mercados energéticos del continente, precisamente donde se concentra el grueso del crecimiento renovable proyectado para esta década.
El atasco no responde a falta de apetito inversor. Solo en 2025, Europa incorporó 19,1 GW de nueva capacidad eólica, elevando el parque total a 304 GW, mientras WindEurope prevé otros 151 GW entre 2026 y 2030.
El pulso industrial tampoco muestra señales de desaceleración. Los pedidos de turbinas alcanzaron 1,05 GW en offshore y otros 5 GW en onshore hacia el cuarto trimestre de 2025, además de 1,11 GW adicionales sin disclosure público. En fabricación, Vestas lidera el mercado europeo con 26% de participación, seguido por Enercon (15%), Siemens Gamesa (13%), Nordex-Acciona (9%), Siemens Energy (8%) y GE (4%), reflejando un ecosistema industrial que sigue apostando al crecimiento del sector pese al cuello de botella de infraestructura.
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Pero mientras la inversión anual en redes ya supera los EUR 70.000 millones, la Comisión Europea estima que serán necesarios EUR 1,2 billones hacia 2040 para adaptar la infraestructura a la electrificación, la integración renovable y el crecimiento de nuevos consumos intensivos en energía.
La presión, además, va mucho más allá del sector eólico. En Francia, España, Italia, Gran Bretaña y Países Bajos, más de 800 GW de capacidad renovable aguardaban conexión a la red al cierre de 2024, equivalentes a 2,4 veces toda la capacidad instalada de esos mercados. A esa fila se suman otros 550 GW en solicitudes de conexión de baterías y 321 GW correspondientes a grandes consumidores eléctricos, reflejando una competencia creciente por acceso a infraestructura entre generadores, almacenamiento e industrias electrificadas.
Offshore acelera mientras crece la presión sobre la infraestructura
Lejos de desacelerarse, el pipeline renovable sigue ganando escala, especialmente en eólica marina. Reino Unido adjudicó a principios de año 8,4 GW en su ronda AR7 —8,2 GW de eólica marina fija y cerca de 200 MW flotantes— en lo que se convirtió en la mayor subasta offshore de la historia europea. La competencia dejó además una señal de mercado clara: 19 proyectos por una capacidad total de 24 GW calificaron para participar, confirmando que el interés inversor sigue firme incluso en un contexto de mayores exigencias financieras y presión sobre las cadenas de suministro.
Por su parte, Polonia adjudicó otros 3.435 MW en tres rondas offshore entre diciembre de 2025, mientras Alemania asignó 3.445 MW de eólica terrestre en enero de 2026 y Austria otros 81 MW en marzo.
La escala del negocio offshore también se refleja en la infraestructura ya operativa. Reino Unido concentra los mayores parques eólicos marinos del continente, con Hornsea Two (1.386 MW), Hornsea 1 (1.218 MW), Seagreen (1.075 MW), Moray East (950 MW) y Moray West (882 MW), consolidando al Mar del Norte como el principal hub europeo de generación offshore.
España, mientras tanto, comenzó formalmente a mover ficha en offshore con la consulta pública para diseñar su primer esquema de subastas de eólica marina mediante contratos por diferencia, mientras el pipeline local continúa creciendo. Entre diciembre y abril, un relevamiento de Energía Estratégica identificó avances o ingresos en tramitación ambiental por 2.695 MW de eólica terrestre distribuidos en 51 proyectos, además de 12,8 MW offshore correspondientes a dos iniciativas.
Cabe destacar que cerca del 40% de la infraestructura actual tiene más de 40 años y fue diseñada para un modelo energético basado en generación centralizada, demanda relativamente estable y flujos eléctricos previsibles. Hoy el escenario es radicalmente distinto: electrificación del transporte, centros de datos intensivos en inteligencia artificial, almacenamiento, hidrógeno verde y una creciente participación de renovables variables alteran por completo la lógica operativa del sistema.
Ese nuevo mapa energético también incorpora desafíos operativos inéditos. Uno de los más críticos es la denominada Dunkelflaute, esos períodos que pueden extenderse durante días o incluso semanas en los que coinciden baja generación eólica y solar de manera simultánea. Gestionar ese escenario obliga a combinar almacenamiento, interconexiones más robustas, respaldo flexible y nuevas tecnologías capaces de estabilizar sistemas con alta penetración de electrónica de potencia, muy distintos a los esquemas tradicionales basados en generación térmica.
El impacto económico de esa tensión ya es visible. En 2024, los costos asociados a la gestión de congestión eléctrica en Europa alcanzaron EUR 8.900 millones, una cifra que equivale a cerca del 13% de toda la inversión anual estimada en redes. En paralelo, incluso el comercio eléctrico transfronterizo sigue mostrando limitaciones estructurales, pese a que una mayor interconexión es considerada una de las claves para aliviar parte de la presión del sistema.
Europa logró resolver buena parte del debate sobre competitividad renovable, consolidó a la eólica como uno de los pilares de su seguridad energética y mantiene un pipeline de crecimiento robusto tanto en tierra como en offshore. Pero cuanto más rápido avanza la transición, más visible se vuelven los desafíos.