El proyecto de la isla artificial en el mar del Norte surge de décadas de experiencia danesa en energía eólica. Desde los años setenta, Dinamarca ha impulsado parques terrestres y luego marinos, consolidando una cadena de suministro local y conocimiento técnico que hoy permite plantear infraestructuras de mayor escala. La Agencia Danesa de la Energía ha recogido esa trayectoria para diseñar un nodo central que concentre producción y distribución, en lugar de depender exclusivamente de conexiones directas entre cada parque y la costa.
Orígenes de la estrategia del mar del Norte
La idea de islas energéticas no apareció de forma aislada. En 2019, varios países ribereños firmaron la Declaración de Esbjerg, que estableció metas conjuntas para instalar al menos 65 GW de capacidad eólica marina hacia 2030. Dinamarca propuso entonces dos islas artificiales: una en el mar del Norte y otra en el Báltico. El concepto respondía a la necesidad de superar limitaciones técnicas de los cables radiales tradicionales, que pierden eficiencia cuando la distancia a tierra supera los 80 kilómetros. La ubicación elegida, a esa distancia de Jutlandia, permite captar vientos más constantes y reducir la saturación de las redes costeras.
Retrasos por costos y reparto financiero
El aumento de los precios de materiales y el encarecimiento de la financiación han desplazado la puesta en marcha de 2033 a 2036. La inversión estimada supera los 30 000 millones de dólares, cifra que exige participación de varios Estados. Países como Alemania y Países Bajos han mostrado interés, pero aún falta definir cómo se distribuirán los costos de los cables submarinos y los beneficios de la electricidad generada. Este tipo de negociación recuerda el proceso que enfrentó el interconector NorNed entre Noruega y Países Bajos, que requirió más de diez años de acuerdos bilaterales antes de entrar en operación.
Impacto en la integración de redes europeas
Una isla con capacidad inicial de 3 GW y potencial de 10 GW funcionaría como un hub de alta tensión. Desde ese punto, cables de corriente continua podrían enviar electricidad hacia Dinamarca, Alemania, Países Bajos y, eventualmente, Bélgica y Reino Unido. Esta configuración reduce la necesidad de sobredimensionar cada conexión individual y permite redirigir el flujo según la demanda horaria de cada país. El modelo se asemeja al ya operativo en el parque eólico Kriegers Flak, donde Dinamarca, Alemania y Suecia comparten una plataforma de conversión, aunque a menor escala.
Efectos sobre la producción de hidrógeno verde
Cuando la producción eólica supera la demanda eléctrica, parte de la energía podría destinarse a electrólisis. Dinamarca ya cuenta con proyectos piloto de hidrógeno en la península de Jutlandia; la isla ampliaría esa capacidad al situar la generación más cerca de las turbinas. El combustible resultante podría abastecer flotas de transbordadores y aviones de corto alcance, sectores que difícilmente se electrificarán por completo. El puerto de Esbjerg, por ejemplo, ha manifestado interés en recibir hidrógeno para descarbonizar sus operaciones de carga y descarga.
Consecuencias ambientales y regulatorias
La construcción de 120 000 metros cuadrados de superficie artificial alterará el fondo marino y generará sedimentos durante la fase de obras. Estudios previos realizados para el parque Horns Rev mostraron que las estructuras de protección pueden servir de arrecife artificial si se diseñan con rugosidades y cavidades. Sin embargo, los permisos ambientales exigen monitoreo continuo de aves migratorias y mamíferos marinos. La legislación danesa obliga a realizar evaluaciones de impacto antes de cada ampliación de capacidad, lo que añade plazos pero también genera datos útiles para proyectos futuros en el Báltico o el mar de Irlanda.
Lecciones para otros países europeos
La experiencia danesa ilustra los desafíos de financiar infraestructuras compartidas. Reino Unido ha optado por un modelo de subastas que transfiere parte del riesgo al sector privado, mientras que Francia mantiene mayor control estatal. Ninguno de estos enfoques resuelve por completo la coordinación transfronteriza que exige una isla energética. El retraso actual obliga a revisar los calendarios de la Estrategia Europea de Energía Eólica Marina, aprobada en 2020, y podría acelerar el desarrollo de alternativas como plataformas flotantes o granjas eólicas conectadas directamente a centros de consumo industrial.
Perspectivas a largo plazo
Si el proyecto alcanza los 10 GW hacia 2040, Dinamarca consolidaría su posición como exportador neto de energía renovable. Este escenario dependerá de que los acuerdos internacionales avancen al mismo ritmo que la tecnología de cables de alta tensión y de que los precios de los materiales se estabilicen. La isla no es solo una obra civil; representa un experimento de gobernanza energética supranacional que, de tener éxito, podría replicarse en otras cuencas marítimas europeas durante las próximas décadas.
