En el siguiente artículo, David Turver demuestra el caos que reina en la expansión de la red eléctrica del Reino Unido para el programa Clean Power 2030. Los costes se disparan y los proyectos sufren enormes retrasos.
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Caos en la expansión de la red eléctrica: el aumento vertiginoso de los costes y los importantes retrasos demuestran la necesidad de un escrutinio independiente.
Por David Turver , 12 de julio de 2026
Introducción
Cuando el Operador del Sistema Energético Nacional (NESO) presentó su plan para cumplir con el objetivo de Energía Limpia 2030 (CP2030) de Ed Miliband, afirmó que todas las obras de expansión de la red de transmisión planificadas debían construirse a tiempo y que esto implicaba "el doble de lo construido en los próximos cinco años que lo construido en total durante la última década". Desde el principio, cumplir con esa parte del CP2030 siempre fue una tarea ardua.
En las últimas semanas, varias personas se han puesto en contacto conmigo para señalar diversos problemas que indican que estos ambiciosos planes (algunos dirían que fantasiosos) probablemente no se lograrán. Para quienes somos escépticos respecto al objetivo de cero emisiones netas en general y a la iniciativa Energía Limpia 2030 en particular, esto representa tanto buenas como malas noticias.
Primero, la buena noticia: los retrasos en los plazos previstos implican que no se gastará todo el dinero destinado a la expansión de la red, lo que debería significar que nuestras facturas no subirán tanto como se temía. La mala noticia es que, según los datos limitados disponibles, parece que los costes de estas obras se están disparando sin control.
Analicemos los detalles, empezando por las malas noticias para poder terminar con una nota positiva.
Previsión de NESO sobre los costes de transmisión
Cabe recordar que el Reino Unido ya tiene los precios de electricidad industrial más altos del mundo desarrollado y se encuentra entre los más altos para uso doméstico. Se prevé que los precios sigan subiendo debido al notable aumento del coste de la transmisión en los próximos años.
El coste del sistema de transmisión, medido por los ingresos autorizados , era de 2.8 millones de libras esterlinas al año en el ejercicio 2020/21. Se prevé que los ingresos autorizados se tripliquen con creces hasta alcanzar los 8.9 millones de libras esterlinas en el ejercicio actual 2026/27 y que aumenten sustancialmente de nuevo hasta los 13.6 millones de libras esterlinas en el ejercicio 2030/31 (véase la figura 1).
Costes de proyectos disparados
Parece ser que la previsión de NESO podría ser una subestimación, dadas algunas decisiones recientes de Ofgem en relación con el gasto en proyectos de transmisión.
A finales de 2022, Ofgem publicó una lista de proyectos necesarios para alcanzar el objetivo del Gobierno de entonces para 2030, en el marco de su Programa Acelerado de Inversión Estratégica en Transmisión (ASTI). El coste total de estos proyectos, según la Tabla 6 de dicho documento, se estimaba en unos 23.3 millones de libras esterlinas. Los proyectos ASTI representan solo una parte de lo necesario para cumplir los objetivos actuales de 2030.
En diciembre de 2025, Ofgem advirtió que se necesitarían más de 70 millones de libras esterlinas en mejoras de la red de transmisión (eufemismo para la expansión de la red para conectar energías renovables remotas) durante los próximos cinco años.
En los últimos meses, Ofgem ha decidido apoyar la financiación inicial para la construcción (ECF, por sus siglas en inglés) para una serie de proyectos gestionados por Scottish & Southern Electricity, que opera bajo los nombres de Scottish Hydro Electric Transmission (SHET) , Scottish Power Transmission (SPT) ( AQUÍ y AQUÍ ) y National Grid (NGET). La información sobre costes de Ofgem es algo opaca. Sin embargo, sí informan de la proporción del coste total del proyecto que corresponde a la financiación ECF acordada, tanto respecto de la estimación de costes original como de la nueva proporción basada en las estimaciones de costes actualizadas. A partir de estas dos cifras, es posible calcular el porcentaje de aumento de costes de los proyectos subyacentes, como se muestra en la Figura 2, y el resultado no es nada alentador.
Tomemos la primera línea como ejemplo. Si el costo original del proyecto era, digamos, de 10 millones de libras esterlinas, y el nuevo ECF es el 30% de esa estimación original del proyecto, o sea, 3 millones de libras esterlinas, y el nuevo ECF ahora representa el 7% del costo total revisado del proyecto, entonces el nuevo costo del proyecto es de 42.9 millones de libras esterlinas (10 millones de libras esterlinas x 0.3/0.07), lo que representa un aumento del 329% con respecto al costo original.
Como se puede observar, el incremento en el costo total de los proyectos oscila entre el 85 % y el 400 %, con un aumento promedio simple del 234 %. Esto indica que el costo de estos proyectos ASTI se está disparando. Si este incremento promedio se aplicara al presupuesto original de 23.3 millones de libras esterlinas, el resultado ascendería a casi 78 millones de libras esterlinas, lo que repercutiría aún más en las facturas de electricidad.
Se supone que el ECF financia aspectos como la compra de terrenos y la adquisición anticipada de componentes de largo plazo, como transformadores. Inicialmente, Ofgem debía limitar esta financiación inicial al 20 % del coste original. Ahora, el coste de esta financiación inicial se ha disparado hasta el 72 % del coste total original del proyecto para la parte SPT del TKUP, y para casi todos los proyectos, el ECF ya supera con creces el 20 % del coste original.
Todo parece indicar que las previsiones de NESO sobre los costes de transmisión podrían ser una subestimación. Asimismo, da la impresión de que Ofgem está priorizando su deber de apoyar el objetivo de cero emisiones netas por encima de los intereses de los consumidores.
Retrasos del proyecto
No solo se disparan los costos, sino que el progreso es extremadamente lento. NESO genera dos bases de datos que permiten realizar un seguimiento del avance en la modernización de la red. La primera es el Registro de Capacidad de Entrada de Transmisión (TEC), que contiene una lista de todos los proyectos que esperan conexión a la red. La segunda, el Informe de Obras de Transmisión (TWR), enumera todos los planes de refuerzo de la transmisión que se están llevando a cabo para facilitar la conexión de los proyectos TEC. Ambas bases de datos contienen un identificador de proyecto común que facilita el análisis de las entradas del TWR correspondientes a cada proyecto TEC.
En primer lugar, veamos un análisis sencillo del Registro TEC, como se muestra en la Figura 3.
Esto suma el incremento previsto de MW para cada proyecto TEC, desglosado por el año en que se prevé su entrega hasta 2030. El total de cada año se divide en columnas que representan la etapa de desarrollo de cada proyecto.
En primer lugar, cabe destacar que solo se han construido 1,074 MW de los 158 313 MW de proyectos en lista de espera. Es posible que esta cifra sea una subestimación, ya que algunos proyectos finalizados podrían haber sido eliminados de la lista. Únicamente 2,222 MW se encuentran en construcción o en fase de puesta en marcha.
Cabe destacar que 109,183 MW del total de proyectos que se prevé entregar para 2030 aún se encuentran en la fase de estudio. Se espera que más de 42,000 MW de ese total se entreguen a finales de 2028, en menos de 30 meses. Es poco probable que estos proyectos se lleven a cabo.
De igual modo, se prevé que casi 12 000 MW de los 17 334 MW que esperan la aprobación urbanística se entreguen para 2028. Una vez más, es improbable que se construyan a tiempo. Incluso los 21 597 MW con permisos aprobados, cuya construcción se espera para 2028, corren un riesgo significativo si la capacidad total de construcción es de tan solo 2,222 MW.
La figura 4 muestra los proyectos TEC que aún no figuran en el registro TWR. En el caso de los proyectos en fase inicial de definición del alcance, esto probablemente significa que aún no se ha identificado el trabajo necesario para su ejecución. Es posible que, para algunos proyectos en etapas posteriores de desarrollo, el trabajo ya se haya completado o no sea necesario realizar ningún trabajo adicional.
La tarea de mapear los proyectos ASTI mencionados anteriormente en el registro TWR es compleja. Con la ayuda de Grok, se ha logrado mapear 11 de los 27 proyectos ASTO originales en el TWR. Estos mapeos no son definitivos y deben interpretarse con cautela. Sin embargo, teniendo esto en cuenta, se puede deducir, a partir de la fecha de entrega óptima de ASTI en el anuncio original y la fecha de entrada en vigor prevista en el TWR, que 9 de esos 11 proyectos presentan retrasos, como se muestra en la Figura 5.
Según las entradas correspondientes en TEC para los proyectos TWR, cinco de ellos aún se encuentran en la fase de definición del alcance: BBNC (previsto para 2030), BLN4 (2030), DWNO (2028), E2DC (2027) y E4D3 (2029). Los demás cuentan con la aprobación, pero no parecen haber entrado en la fase de construcción. Es improbable que estos proyectos se entreguen en la fecha de entrega óptima de ASTI.
Además, National Grid solo recibió la aprobación del ECF para varios proyectos, PTNO (previsto para 2029), PTC1 (2028) y EDN2 (2030), en febrero de este año. No ha sido posible integrar estos proyectos de ASTI en TWR, por lo que parece improbable que se lleven a cabo a tiempo.
La buena noticia es que este progreso, aunque lento, significa que el dinero no se gastará tan rápido, protegiéndonos de futuros aumentos en los precios de la electricidad. Además, el problema al que se enfrentará un gobierno entrante que busque cancelar el objetivo de cero emisiones netas será considerablemente menor.
Conclusiones
Las previsiones de NESO sobre los costes de transmisión futuros ya son extremadamente elevadas y aumentarán aún más nuestras facturas de electricidad, que ya de por sí son altas. La reciente aprobación por parte de Ofgem de incrementos en la financiación del ECF, a pesar del considerable aumento previsto de los costes de los proyectos, indica que las previsiones de NESO podrían ser una subestimación. Esto no augura nada bueno para los precios de la electricidad en el futuro.
El análisis de las bases de datos TEC y TWR muestra que el progreso hacia la expansión de la red es extremadamente lento, lo que probablemente significa que el dinero no se gastará con la rapidez necesaria, protegiendo así las facturas futuras. Esto probablemente signifique que los sistemas eólicos, solares y de almacenamiento en la base de datos TEC tampoco se conectarán, protegiendo aún más a los consumidores del pago de subsidios, el equilibrio de la red y los costos de respaldo. La magnitud del problema al que se enfrentará un gobierno entrante contrario a las emisiones netas cero también será menor.
También resulta evidente la dificultad para hacer un seguimiento del estado de estos proyectos debido a la dispersión de los datos, que se encuentran entre NESO y Ofgem. Es necesario solucionar este problema para mejorar la transparencia.
En conjunto, este análisis demuestra que el programa general de expansión de la red eléctrica está sumido en el caos. No hay ninguna posibilidad de que se complete a tiempo y dentro del presupuesto. Ya es hora de que este programa sea sometido a un escrutinio externo por parte del Comité de Cuentas Públicas y la Oficina Nacional de Auditoría. Desde cualquier punto de vista racional, no puede representar una buena relación calidad-precio para los consumidores.
Sobre la autora
David Turver es un consultor británico jubilado, director de sistemas de información y profesional de la gestión de proyectos. Publica artículos en una página de Substack titulada «Eigen Values», donde escribe sobre temas controvertidos como el clima, la energía y las emisiones netas cero. Puedes suscribirte y seguir su página de Substack, « Eigen Values », AQUÍ.
Imagen destacada: Vista aérea de las grandes turbinas del parque eólico de Ovenden Moor, cerca de la ciudad de Halifax, en West Yorkshire. Fuente: Getty Images
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Categorías: Noticias de última hora , Últimas noticias , Noticias del Reino Unido
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