Una recuperación modesta pero estructural

Una recuperación modesta pero estructural

El consumo de electricidad de la Unión Europea creció un 0,5 % en 2025, tras el +1,9 % de 2024. Este ritmo sigue lejos del observado en Estados Unidos y China. Marca, sin embargo, una ruptura después de años de estancamiento o retroceso. Según los datos corregidos de los efectos meteorológicos, Alemania, Italia y España registraron una demanda al alza en la mayoría de los meses del último año, mientras que Portugal y los países nórdicos muestran un crecimiento más sostenido.

Esta recuperación se produce pese a un tejido industrial debilitado y a unos costes energéticos elevados. Se apoya, por tanto, en usos nuevos y no en un rebote de la actividad manufacturera.

El shock de los carburantes, acelerador de la electrificación

El mecanismo es ante todo económico. Con un Brent a 108,96 dólares y un WTI a 101,79 dólares, los carburantes fósiles pesan sobre los presupuestos. El gas también se disparó en la estela de la guerra en Irán, y el gas europeo superó el umbral de los 100 euros por primera vez desde la crisis de 2022. En este contexto, la electricidad se convierte en la opción más barata.

La movilidad ofrece la prueba más clara. Las ventas de coches eléctricos de batería en Europa, incluidos Reino Unido, Suiza y Noruega, avanzaron un 52,2 % en agosto interanual. En el segundo trimestre de 2026 superaron por primera vez las de los modelos de gasolina en un trimestre completo. Un vehículo recargado en casa cuesta un 50 % menos en su uso que uno térmico. La calefacción eléctrica progresa por la misma razón. Por último, el aire acondicionado equipaba el 23 % de los hogares europeos el año pasado, y las olas de calor estivales empujan a cada vez más familias a instalarlo.

Los centros de datos, una carga que se instala

A estos usos se suma la inteligencia artificial. La capacidad de los centros de datos europeos debería duplicarse hasta superar los 30 GW de aquí a 2032, para alcanzar después los 39 GW en 2035. Reino Unido (7,7 GW) y Alemania (5,1 GW) seguirían siendo los mayores mercados. España y Finlandia escalarían en la clasificación a medida que entren en servicio proyectos aún incipientes, mientras que Irlanda y Países Bajos, condicionados, saldrían del top cinco.

Esta última observación ilumina el asunto central. Allí donde el acceso a la electricidad es limitado, el crecimiento se detiene o se desplaza. La red, más que la demanda, marca entonces el ritmo.

Unas redes concebidas para otro sistema

Del lado de la oferta, el giro es nítido. En 2025, la eólica y la solar superaron en conjunto a los combustibles fósiles en la producción de electricidad de la UE, tras un primer empate en 2024. Ahora bien, esta producción variable y descentralizada exige infraestructuras adaptadas. Según la Comisión Europea, el 40 % de las redes de distribución tiene más de 40 años y la capacidad de transporte transfronterizo debe duplicarse de aquí a 2030. Las inversiones necesarias alcanzarían los 656.000 millones de dólares (584.000 millones de euros) antes de que acabe la década. En el horizonte de 2050, la estimación oscila entre 2.000 y 2.300 millones de euros. Bruselas ha presentado un paquete legislativo sobre las redes para acelerar las actualizaciones y las autorizaciones de proyectos renovables.

Lo que dicen los precios del 23 de octubre

Los precios day-ahead de ese día ilustran el desafío. Suiza marcaba 227,27 euros por megavatio hora, Portugal 157,93 y la República Checa 124,90. Dinamarca occidental (DK-1) cayó a 33,90 y Finlandia a 23,07. El precio suizo representa casi diez veces el finlandés.

Una dispersión semejante es compatible con un sistema en el que la electricidad abundante del Norte, a menudo de origen renovable, no logra llegar a las zonas deficitarias. Sugiere también que la integración del mercado europeo sigue limitada por las interconexiones. La inferencia es plausible, pero no está demostrada: el expediente no contiene ni datos de congestión ni flujos de electricidad transfronterizos. Un episodio de viento flojo y escasa insolación, evocado en el titular de la actualidad del día, puede explicar también parte de las diferencias.

El gas, siempre en segundo plano

El gas sigue siendo el precio marginal de numerosos mercados y sus flujos físicos son reveladores. El 23 de octubre, el punto VIP TTF-THE-H, entre Países Bajos y Alemania, marcaba 510,8 millones de kWh diarios en entrada frente a 97,9 millones en salida. El punto de Emden, del lado de Norpipe, registraba 432,0 millones de kWh diarios en entrada. Estos valores caen el 24 de octubre, hasta 127,7 millones en Emden y 32,7 millones de kWh diarios en salida en Oberkappel, frente a 134,3 millones el día anterior. Se trata muy probablemente de datos incompletos para la jornada más reciente, y no deben leerse como una ruptura de suministro.

Europa también fragiliza su seguridad de abastecimiento de carburantes. Alrededor de una cuarta parte de sus refinerías ha cerrado en dos décadas, lo que ha reducido su capacidad de tratamiento en torno a un 10 %. El comisario de Energía habla de una «señal de alarma». Se trata del petróleo, no de la electricidad, pero el diagnóstico es el mismo: dependencia de las importaciones e infraestructuras envejecidas.

Límites del análisis

Varias reservas se imponen. Una subida del 0,5 % sigue siendo modesta, y se ha ralentizado en 2025 respecto a 2024. El expediente no permite medir el efecto preciso de cada motor de demanda: coches, calefacción, aire acondicionado o centros de datos. Los precios son los de un solo día, sin serie histórica. Por último, el vínculo entre dispersión de precios y restricciones de red sigue siendo una hipótesis de trabajo.

Una conclusión proporcionada

Los hechos disponibles dibujan un punto de inflexión más que una explosión. La demanda de electricidad europea sale de su estancamiento, impulsada por un precio de la energía fósil que hace racional la electrificación y por la llegada de cargas nuevas como los centros de datos. Queda por saber si las redes, que requieren cientos de miles de millones de euros de aquí a 2030, podrán seguir el ritmo. Las diferencias de precio entre zonas vecinas, de 23 a 227 euros el megavatio hora, son la señal más visible, a confirmar con datos de congestión.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.