Descripción:
Los parques eólicos escoceses generan casi la mitad de la energía eólica de Gran Bretaña, pero en 2025, se pagaron 350 millones de libras para que las turbinas se apagaran. Al mismo tiempo, Reino Unido gastó más de mil millones de libras en poner en marcha centrales de gas para reemplazarlas. El coste total: 1.350 millones de libras. Y esta factura se traslada directamente a los consumidores en sus recibos de energía.

¿Por qué está ocurriendo la limitación de la energía eólica en Gran Bretaña, y por qué está empeorando?

Esta es la historia de las restricciones de la red eléctrica. Qué son, por qué suceden y por qué resolverlas es uno de los retos más urgentes en el camino hacia la energía limpia. En este documental, analizamos la infraestructura y las limitaciones del mercado que hay detrás del problema de la limitación eólica de Gran Bretaña: los cuellos de botella en la transmisión entre Escocia e Inglaterra que limitan la cantidad de energía limpia que puede fluir hacia el sur; las fronteras de red B4 y B6 donde las restricciones son más graves; el papel del Operador Nacional del Sistema Energético (NESO) en la gestión de la red en tiempo real; y por qué el gas sigue predominando sobre las baterías cuando se producen restricciones.

También analizamos las tres vías disponibles para solucionar el problema y por qué ninguna de ellas es sencilla.

Esta es la razón por la que Gran Bretaña paga para apagar el viento, y lo que realmente haría falta para dejar de hacerlo.

Nuestros guías son Robyn Lucas, directora de GB en Modo Energy, y Ed Porter, director de EMEA y APAC en Modo Energy. Juntos explican:

Guía gratuita de Modo EnergyAplicando la IA en la inversión y gestión de activos energéticos¿Quieres entender la limitación y las restricciones de la red? Un manual práctico para usar herramientas de IA en tus equipos de inversión y operaciones energéticas, con consejos útiles y trucos que puedes aplicar de inmediato.Descarga la guía →

• Por qué Escocia genera casi la mitad de la energía eólica de Gran Bretaña, pero no puede enviarla al sur
• Qué ocurre dentro de la sala de control del NESO cuando se produce una restricción
• Por qué la factura de la limitación ha pasado de unos cientos de millones en 2018 a 2.700 millones de libras hoy
• Por qué las baterías aún no han reemplazado al gas
• Qué podrían aportar la inversión en transmisión, el almacenamiento y la reforma del mercado

Capítulos:
0:00 Por qué Reino Unido paga para apagar el viento
0:54 El problema eólico de Escocia explicado
1:36 ¿Qué es una restricción de red?
1:57 Las fronteras B4 y B6
2:44 Dentro de la sala de control del NESO
3:21 Por qué el gas cubre el hueco y dónde encajan las baterías
4:35 El coste doble de la limitación
5:17 Cómo los precios volátiles del gas lo empeoran
6:10 ¿Es normal una limitación del 30–40%?
6:30 Solución 1: Construir más transmisión
7:10 Solución 2: Más almacenamiento y flexibilidad
7:47 Solución 3: Reforma del mercado
8:35 Cierre

Música licenciada a través de Artlist.

Imágenes de archivo licenciadas a través de Pond5 (vía Everly).

Este vídeo es solo para fines informativos y no constituye asesoramiento de inversión.

🔔 Suscríbete para más análisis del mercado energético: youtube.com/@modoenergy

🔗 Sigue a Modo Energy:
→ LinkedIn: linkedin.com/company/modo-energy
→ Twitter/X: x.com/modoenergy

​Transcripción:
Si ves que se reducen los parques eólicos y se incrementa el uso del gas, es natural preguntarse: ¿qué está pasando aquí? Eso nos cuesta 1.400 millones de libras al año. Pero el problema no es la generación eólica. Es que no tenemos la red para llevar esa energía adonde se necesita: la demanda en el sur.
En 2025, se pagaron 350 millones de libras a los parques eólicos escoceses para que se apagaran. Al mismo tiempo, Reino Unido pagó más de mil millones de libras para poner en marcha energía de reemplazo en otros lugares, principalmente gas. El coste total ascendió a 1.350 millones de libras.
Esta factura se traslada a los consumidores. La realidad es que quizás esas turbinas eólicas están haciendo exactamente lo que deben hacer: reducirse porque hay demasiada generación eólica en el sistema. ¿Cómo hemos llegado hasta aquí? Empecemos por la generación.
Escocia es uno de los lugares más ventosos de Europa. Allí se han instalado casi 15 gigavatios de capacidad eólica. Eso es aproximadamente la mitad del total de parques eólicos de Gran Bretaña. Los parques eólicos en Escocia generan electricidad, que se transporta hacia el sur a zonas de alta demanda —ciudades como Londres, Birmingham y Mánchester— a través de líneas de transmisión.
Las líneas de transmisión que conectan Escocia con el resto de Gran Bretaña pueden transportar alrededor de seis gigavatios a la vez. En un día ventoso, los parques eólicos escoceses pueden producir diez. Cuatro gigavatios de electricidad limpia sin destino. La red experimenta lo que se llama una restricción.
Una restricción es cuando se intenta hacer pasar más energía por una línea de transmisión de la que realmente puede soportar. Si se transmite demasiada energía durante mucho tiempo, esa línea podría romperse. Para gestionar estas restricciones, los generadores eléctricos —en este caso, los parques eólicos escoceses— deben ser limitados. Es decir, apagados.
La red está dividida por fronteras de transmisión: líneas invisibles en el mapa que marcan dónde los cables se convierten en un cuello de botella. La principal entre Escocia e Inglaterra se llama B6, pero la restricción más grave ahora mismo está más al norte, dentro de Escocia. Es en el norte de Escocia donde se producen la mayoría de las restricciones, especialmente en el límite llamado B4, que concentra mucha energía eólica terrestre y algo de eólica marina, y ahí es donde se dan más restricciones en el sistema.
Cuando más viento intenta pasar por esas fronteras de lo que los cables pueden soportar, alguien debe intervenir. Una organización resuelve estas restricciones en tiempo real. El Operador Nacional del Sistema Energético —NESO— es responsable de mantener la luz encendida en toda Gran Bretaña, cada segundo de cada día. Cuando se produce una restricción, el operador del sistema en la sala de control verá que hay demasiada generación en un lugar.
Si eso ocurre, por ejemplo, en Escocia —supongamos que hay tres gigavatios generando, pero solo hay capacidad para enviar dos gigavatios al sur del límite— entonces tendrán que reducir los generadores en Escocia en un gigavatio y buscar un gigavatio de energía de reemplazo al sur de esa restricción. Así que el parque eólico recibe una alerta: bájate la producción. Ahora hay un hueco que cubrir. Históricamente, la mayor parte de esa generación de reemplazo la han proporcionado centrales de gas, que son flexibles y pueden funcionar mientras dure la restricción —a menudo de ocho a doce horas, e incluso días.
Ahora, las baterías compiten con el gas. Se pueden usar para compensar parte de la energía que se ha reducido, pero su duración es limitada. Tal vez consigas dos horas de energía de una batería, mientras que una central de gas puede funcionar mucho más tiempo. Lo que las baterías pueden hacer y el gas no, es ayudar en ambos lados de la restricción: almacenar el excedente detrás de ella y descargarlo delante para reemplazar lo que se ha perdido.
Históricamente, el gas ha predominado. Las baterías son más baratas, pero su menor duración y las limitaciones en la gestión por parte de NESO hacen que no se utilicen todo su potencial. Cuando hay restricciones, es fácil pensar que alguien está haciendo algo mal: que no deberían reducirse los parques eólicos o que no debería incrementarse el uso del gas. Pero la realidad es que cada elemento sigue las instrucciones del operador del sistema.
Cuando los costes de restricción son muy altos, suele deberse a un problema de diseño del sistema o a la falta de capacidad de transmisión. Cada vez que se limita el viento, hay una factura de dos partes.
Primera parte: se compensa al parque eólico por la energía que no ha podido vender. No es una bonificación, es una compensación. La mayoría de los parques eólicos modernos operan bajo un acuerdo llamado Contrato por Diferencia, que les garantiza un precio fijo por cada unidad de energía generada.
Cuando se les ordena dejar de generar, cobran al operador del sistema para compensar los ingresos perdidos por la energía que habrían producido. Cuando esos activos se reducen, se les compensa hasta ese nivel, porque la limitación se considera fuera de su control. Esa es la parte más pequeña de la factura. La segunda parte es el coste de la energía de reemplazo que se pone en marcha, y ese coste depende del mercado global del gas.
Cuando dependemos del gas para gestionar las restricciones, básicamente pedimos a esas unidades de gas que se enciendan, lo que tiene un precio, y ese precio depende tanto del gas como del carbono. Los precios del gas pueden ser muy volátiles. Así que, si hay una guerra en Oriente Medio, eso encarece el gas a nivel mundial y aumenta nuestros costes de equilibrio. El coste de gestionar estas restricciones se ha disparado.
Esto supone un gran riesgo para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas. La percepción pública de las renovables puede ser que son muy caras, porque eso es lo que se ve: reducir el viento nos cuesta una fortuna. Generamos toda esta energía limpia, construimos infraestructura, pero la estamos apagando. ¿Cuál es el sentido?
Las investigaciones sugieren que una red eficiente puede esperar que se limite alrededor del 5% de su producción renovable. Así que el problema es considerable. Estamos reduciendo entre el 30 y el 40% del viento producido en Escocia. Actualmente, nos enfrentamos a restricciones significativas en Escocia que hacen que el sistema sea menos eficiente.
¿Cómo podemos reducir la limitación eólica y hacer la red más eficiente? Reino Unido tiene tres opciones.
La primera: construir más transmisión —más cables, más capacidad. Pero las nuevas líneas pueden tardar hasta diez años en construirse y hay que ser estratégico. Si solucionamos el B4 —es decir, construimos más cables en el norte de Escocia— resolveríamos esas restricciones. Pero entonces tendríamos más restricciones en la siguiente frontera al sur, la B6.
Es como abrir esclusas en un canal. El agua fluye a la siguiente sección, pero se detiene en la siguiente esclusa. Así que también habría que construir más cables en el sur de Escocia.
La segunda: desarrollar más almacenamiento y flexibilidad. Construir y utilizar baterías a ambos lados de la restricción puede reducir el coste de la limitación y evitar desperdiciar energía limpia y barata. Las baterías se cargan cuando hay excedente de viento y se descargan cuando la red necesita energía. Colocadas a ambos lados de la restricción, pueden gestionar el flujo a través del límite, reduciendo la limitación sin necesidad de construir grandes infraestructuras de transmisión.
El almacenamiento de larga duración y la flexibilidad de la demanda también pueden aportar soluciones.
La tercera: reformar o rediseñar el mercado. Actualmente, los generadores de toda Gran Bretaña responden a una única señal de precio nacional, que no refleja dónde se necesita realmente la energía o dónde hay exceso. Un enfoque zonal daría a los generadores una señal real sobre dónde construir y cuándo generar. Este tipo de precios zonales no es nuevo: redes en Texas, California y otros muchos lugares de Estados Unidos ya funcionan así.
El gobierno británico consideró una reforma total, pero finalmente optó por reformar el mercado actual. La idea es que los cambios en ese precio nacional reformado nos den un sistema que funcione mejor a nivel zonal. Aún no sabemos cómo será. Y puede que, si el nuevo precio nacional no cumple su función, tengamos que volver a un sistema por zonas.
El recurso eólico está ahí. La tecnología funciona. Pero estamos construyendo el sistema energético del futuro sobre una red diseñada para el pasado. El viento de Escocia no es el problema.
Es la solución. Reino Unido simplemente no ha construido la infraestructura para aprovecharlo todavía.