El retraso en las redes de alta tensión dificulta llevar la electricidad eólica del norte a los centros industriales del sur. A este problema se suman los impuestos y los costes de acceso a la red, que elevan la factura de las empresas.
Alemania enfrenta un problema que va más allá del precio al que genera electricidad: su infraestructura no avanza al mismo ritmo que la expansión de las energías renovables. Mientras buena parte de la producción eólica se concentra en el norte del país, los principales centros industriales están ubicados en el sur y el oeste, y las redes de transporte todavía no tienen capacidad suficiente para conectar de manera eficiente ambas zonas.
Esta limitación se ha convertido en un factor adicional de presión sobre la competitividad de la industria alemana. La electricidad puede producirse a precios relativamente bajos en determinadas regiones, pero trasladarla hasta donde se concentra la demanda requiere inversiones en líneas de alta tensión, subestaciones y sistemas de distribución que acumulan retrasos.
El problema se suma a los efectos de la crisis energética iniciada en 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania dejó al descubierto la dependencia alemana del gas importado. La pérdida del suministro ruso y el cierre de sus centrales nucleares aumentaron la presión sobre un sistema eléctrico que ahora debe afrontar, además, los desafíos de integrar una mayor proporción de generación renovable.
La electricidad eólica del norte no llega fácilmente a la industria del sur
La transformación del sistema eléctrico alemán ha impulsado especialmente la energía eólica, tanto terrestre como marina. Una parte importante de esa generación se concentra en el norte, en instalaciones ubicadas cerca del mar del Norte y el Báltico, entre ellas los parques Borkum Riffgrund y Amrumbank West.
Sin embargo, buena parte de la demanda industrial se encuentra más al sur, en regiones como Baviera y Baden-Württemberg. Allí operan grandes complejos manufactureros y químicos, como las instalaciones de BASF en Ludwigshafen, cuyo consumo eléctrico ronda los 4,5 teravatios hora anuales, y las plantas de Wacker Chemie en Burghausen, dedicadas a la producción de productos químicos y materiales utilizados en industrias como la solar y la de semiconductores.
La distancia entre las zonas de generación y los principales centros de consumo exige una red de transporte capaz de movilizar grandes volúmenes de electricidad. Pero la construcción de esas conexiones no ha seguido el ritmo de expansión de las renovables.
Los economistas Pascal Devaux y Marianne Mueller, analistas de BNP Paribas, advierten en un informe que en 2025 solo se había completado el 22,6% de las líneas de alta tensión previstas para ese año. El retraso limita la capacidad de trasladar electricidad entre las regiones productoras del norte y los centros de consumo del sur.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) también ha identificado este desequilibrio en su revisión de la política energética alemana de 2025. Según el organismo, la concentración de la generación eólica en el norte y la demanda industrial del sur y el oeste generan restricciones en la red, que obligan a ajustar la producción eléctrica en distintas regiones.
La plataforma oficial SMARD, dependiente de la Agencia Federal de Redes de Alemania, explica que los operadores deben reducir la generación en las zonas donde existe un exceso de electricidad y aumentarla en aquellas donde se necesita para evitar sobrecargas. Estas intervenciones tienen un coste que termina trasladándose al sistema eléctrico.
Los costes de las redes eléctricas se multiplicaron por cinco en una década
El retraso en las inversiones tiene consecuencias económicas. Según el informe de BNP Paribas, los costes asociados al acceso a los servicios de la red pasaron de 1.000 millones de euros en 2014 a 5.200 millones en 2024. Es decir, se multiplicaron por cinco en diez años.
Este incremento refleja el impacto de las dificultades para gestionar el sistema eléctrico y transportar la energía hasta los puntos de consumo. Por eso, el coste de la electricidad para las empresas no depende únicamente del precio de generación, sino también de los gastos de transporte, distribución y estabilidad del suministro.
A esta situación se suma la carga fiscal. Aunque los precios mayoristas alemanes se mantienen relativamente cerca de la media europea, las industrias que más electricidad consumen terminan pagando una factura considerablemente superior cuando se incorporan los impuestos y otros recargos.
Los datos del primer semestre de 2026 muestran que los precios alemanes para las industrias electrointensivas, antes de impuestos y gravámenes, eran 9% superiores a la media de la Unión Europea. Al incluir esos conceptos, la diferencia aumentaba hasta 21%.
El impuesto al carbono también contribuye a esta brecha. Durante el primer semestre de 2025, representó el 14% del precio de la electricidad pagado por las empresas alemanas, frente al 11% registrado en promedio en la Unión Europea.
Aunque este gravamen busca incentivar la descarbonización y reducir el uso de tecnologías contaminantes, también incrementa los costes de las compañías que necesitan grandes cantidades de energía para producir. Para sectores como la química, la metalurgia y el papel, incluso diferencias porcentuales pequeñas pueden representar desembolsos importantes.
La factura eléctrica afecta a uno de los pilares de la economía alemana
El impacto de estos sobrecostes resulta especialmente relevante por el peso de la industria manufacturera en Alemania. Según el informe de BNP Paribas, este sector representa alrededor del 20% del valor añadido de la economía, una de las proporciones más elevadas de Europa.
La competitividad de actividades como la industria química, la metalurgia, el papel, el vidrio y determinados segmentos de la automoción depende de disponer de electricidad abundante y a precios competitivos. Cuando la energía se encarece, las empresas enfrentan mayores costes operativos y pierden margen para competir con fabricantes de otros mercados.
La desventaja no se limita a la comparación entre países europeos. BNP Paribas señala que en 2019 la electricidad que pagaban las industrias europeas con mayor consumo energético era 30% más cara que el precio industrial promedio de Estados Unidos. En 2025, esa diferencia se había acercado al 100%, después de alcanzar un máximo promedio de 148% durante 2022 y 2023.
Frente a China, la brecha se sitúa alrededor del 50%. Una de las principales razones es el coste del gas, debido a que Europa perdió buena parte del suministro ruso por gasoducto y tuvo que recurrir en mayor medida al gas natural licuado (GNL), que está sujeto a la competencia internacional.
Según datos de Eurostat recogidos en el informe, Europa importa alrededor del 90% del gas que consume. Esta dependencia la expone a las variaciones de los mercados internacionales, a diferencia de Estados Unidos, que dispone de abundantes recursos propios y una producción de gas relativamente barata.
Además, el funcionamiento del mercado eléctrico europeo hace que el gas influya en el precio de la electricidad incluso cuando no es la principal fuente de generación. Mediante el mecanismo de orden de mérito, la última tecnología necesaria para cubrir la demanda determina el precio mayorista. Cuando las centrales de gas deben entrar en funcionamiento, pueden fijar el precio de toda la electricidad negociada en el mercado.
En Alemania, las centrales de gas determinaron el precio aproximadamente en el 40% de las ocasiones durante 2025, una proporción cercana al promedio europeo.
Alemania recurre a subsidios para reducir los costes de la industria
Frente a esta situación, el Gobierno de Friedrich Merz ha puesto en marcha medidas para aliviar la factura eléctrica de las empresas. Una de las principales es el Industriestrompreis, un mecanismo de apoyo aprobado por la Comisión Europea para el período 2026-2028, que permite subvencionar parte del coste de la electricidad de determinadas industrias.
La medida forma parte del Marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia (CISAF), que permite conceder apoyos temporales a empresas electrointensivas, sujetos a compromisos relacionados con la descarbonización.
A este mecanismo se suman otras medidas fiscales y regulatorias. Alemania redujo el impuesto eléctrico aplicado a los sectores manufactureros hasta el mínimo permitido por la normativa europea, eliminó el gravamen destinado a financiar el almacenamiento de gas y comenzó a subvencionar los costes de acceso a la red, con el objetivo de reducirlos aproximadamente a la mitad.
Según las estimaciones de BNP Paribas, el conjunto de estas medidas podría reducir alrededor de una cuarta parte la factura eléctrica de las industrias con mayor consumo. Tomando como referencia los precios de 2024, el coste para las empresas que consumen entre 70 y 150 gigavatios hora al año bajaría hasta unos 116 euros por megavatio hora.
Ese nivel estaría por debajo de la media europea estimada para ese grupo de consumidores, de 123 euros por megavatio hora. Sin embargo, las ayudas no serían suficientes para igualar los costes de países como Francia, España y Portugal, y la diferencia sería todavía mayor frente a Estados Unidos y China.
Los analistas de BNP Paribas advierten que las medidas mejoran la posición de Alemania frente a algunos de sus socios europeos, pero no eliminan su desventaja competitiva frente a las principales economías industriales.
El coste de las ayudas y la inversión en infraestructura
Las medidas de apoyo también representan un desembolso para las finanzas públicas. BNP Paribas estima que las nuevas ayudas para reducir los precios de la energía supondrán un gasto de aproximadamente 14.300 millones de euros en 2026, equivalente al 0,3% del producto bruto interno (PBI) alemán.
El esfuerzo fiscal coincide con otras necesidades presupuestarias, como el incremento del gasto en defensa, las mayores prestaciones sociales asociadas al envejecimiento de la población y el encarecimiento del servicio de la deuda.
A ello se suma la inversión que requiere la transformación del sistema eléctrico. Las estimaciones sobre el coste de esta transición oscilan entre los 122.000 millones de euros calculados por el Gobierno alemán y los 200.000 millones proyectados por la asociación empresarial DIHK para el período 2030-2035.
Por eso, las subvenciones y las rebajas fiscales pueden aliviar la factura de las empresas, pero no resuelven el problema de fondo. Alemania necesita acelerar la construcción de líneas de alta tensión, ampliar la capacidad de transporte y desarrollar sistemas de almacenamiento que permitan aprovechar mejor la generación renovable.
El país ya genera el 20% de toda la electricidad renovable de origen solar y eólico de Europa y concentra alrededor del 30% de la capacidad instalada de almacenamiento eléctrico en baterías del continente. Sin embargo, ese despliegue debe acompañarse de una infraestructura capaz de distribuir la energía y garantizar el suministro cuando la generación eólica o solar disminuye.
El desafío para Alemania es conseguir que el crecimiento de las energías renovables se traduzca también en menores costes para su industria. Sin una red eléctrica que conecte las regiones productoras con los principales centros de consumo, el país corre el riesgo de ampliar su capacidad de generación sin resolver las dificultades que encarecen el suministro para sus empresas.
