Tamaño y análisis de la participación del mercado de energía eólica del Reino Unido - Tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Rápida construcción de proyectos de arrendamiento marino de la Ronda 3 y ScotWind

Las concesiones de ScotWind del Crown Estate abrieron una cartera de 25 GW en 17 arrendamientos que ya cuentan con estudios, conexiones a la red y reservas de embarcaciones, reduciendo los ciclos de desarrollo típicos en casi dos años.^[1] La construcción de 2,9 GW del Hub de Anglia Oriental y otros proyectos de la Ronda 3 agrupan contratos, aumentan el contenido local y desbloquean economías de escala en cimentaciones y logística. El Plan de Crecimiento Industrial estima 10.000 empleos adicionales al año y un valor económico de 25.000 millones de libras esterlinas para 2035, asumiendo que el despliegue anual se mantiene cerca de los 6 GW. Sin embargo, la cancelación de Hornsea 4 por parte de Ørsted subraya la necesidad de precios de ejercicio realistas y cadenas de suministro resilientes.

Repotenciación de los primeros parques terrestres que alcanzan los 20 años de vida útil

Proyectos como Hagshaw Hill reemplazaron turbinas de los años 90 con la mitad del número de unidades, pero quintuplicaron la producción, reduciendo el LCOE y minimizando la ocupación de nuevos terrenos. Octopus Energy tiene como objetivo renovar 1.000 máquinas heredadas, añadiendo potencialmente 5 GW en superficies con autorización previa. Los datos de viento comprobados, el apoyo comunitario existente y la capacidad de red reducen los plazos de ejecución en comparación con las construcciones en terrenos vírgenes. Las plataformas modernas de 6-8 MW también proporcionan servicios de formación de red, mejorando el valor del sistema.

Precios mínimos del CfD AR6 vinculados al IPC(X)

El CfD AR6 aseguró 990 MW terrestres a GBP 50,90/MWh y revisó los precios marinos a GBP 73/MWh, restaurando el realismo de las ofertas tras el resultado de cero adjudicaciones del AR5.^[2] La indexación protege a los promotores contra la inflación en los costos de acero y cables, mientras que los consumidores comparten las ganancias de productividad. Las normas del borrador del AR7 proponen plazos superiores a 15 años y límites presupuestarios flexibles para atraer 12 GW de capacidad. Estos ajustes reducen la presión sobre el costo de capital causada por los mayores rendimientos de los bonos del gobierno.

Ingresos por equilibrio de red derivados de la reforma de Servicios Dinámicos de National Grid

Los contratos de Contención y Regulación Dinámica pagan a los parques eólicos por servicios de inercia, frecuencia y tensión simultáneamente con las ventas de energía. Un acuerdo de 328 millones de libras esterlinas por seis años ya ahorra 128 millones de libras esterlinas a los consumidores. Los nuevos proyectos especifican ahora convertidores avanzados y baterías en el emplazamiento para capturar estos ingresos duales, aumentando las TIR de los proyectos y apoyando un objetivo de red de operación 100% libre de carbono para 2035.

Cuellos de botella en la cadena de suministro de monopilotes XXL y cables HVDC

Se proyecta que la capacidad de fabricación europea cubrirá solo el 70% de la demanda de acero para 2029, con las necesidades del Reino Unido estimadas en 3,8 millones de toneladas para el período 2025-2027. La limitada cantidad de plantas capaces de producir más de 2.000 toneladas de monopilotes impulsa aumentos de precios del 40-50% y plazos de entrega de varios años. La línea de Teesside de SeAH Wind, prevista para 2026, ayuda, pero cubre solo una fracción del déficit. Los cupos de cables HVDC presentan una tensión similar, con el riesgo potencial de retrasos en la conexión a la red.

Oposición comunitaria en las tierras altas escénicas que retrasa los permisos

Las preocupaciones paisajísticas detuvieron las solicitudes de Faw Side y Lowther Hills a pesar del cumplimiento de la política energética.^[3] La propuesta de Scoop Hill también encontró dificultades para obtener votos del consejo local. El reparto de beneficios ordenado por el gobierno tiene como objetivo alinear a las comunidades anfitrionas; sin embargo, la adopción inconsistente aún prolonga el proceso de consentimiento en una media de 18-24 meses.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

El tamaño del mercado de energía eólica del Reino Unido para instalaciones terrestres alcanzó 17,9 GW en 2025, representando el 51,88% de la capacidad total. La ventaja de costo de la energía terrestre, el rápido ciclo de construcción y el renovado estatus de política atraen al menos a seis promotores que exploran nuevos emplazamientos ingleses y la repotenciación a gran escala. Proyectos como Scout Moor II, de 100 MW, subrayan la escala desbloqueada tras el levantamiento de la prohibición. La repotenciación de grupos más antiguos cuadruplica la capacidad en terrenos probados y aprovecha el acceso a la red existente.

El impulso político también alimenta los esquemas de apoyo comunitario que vinculan la propiedad local a créditos en las facturas, lo que facilita el proceso de planificación. Sin embargo, el margen de red en el norte de Inglaterra y Escocia se estrecha, lo que hace que el refuerzo sea indispensable para duplicar la capacidad terrestre hasta los 30 GW objetivo para 2030. La previsión digital y las conexiones flexibles mitigan el riesgo de vertimiento a medida que los mercados de estabilidad de National Grid maduran.

La energía marina representó 16,6 GW en 2025 y va camino de alcanzar 50,03 GW para 2031, avanzando a una CAGR del 20,18%. El segmento se beneficia de factores de capacidad medios superiores al 50% y una modularidad de proyectos superior a 1 GW, lo que mejora la escala de financiamiento y el potencial de exportación. El arrendamiento de 25 GW de ScotWind y las concesiones flotantes de 4,5 GW del Mar Céltico dominan el registro de proyectos. Mientras que las limitaciones de monopilotes y embarcaciones moderan las tasas de construcción a corto plazo, los precios de ejercicio del CfD indexados a la inflación reflejan ahora mejor el mayor gasto de capital, restaurando el apetito de oferta.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Las turbinas de más de 6 MW representaron el 74,42% de la participación del mercado de energía eólica del Reino Unido en 2025, lo que refleja la preferencia de los promotores por maximizar la energía por cimentación. Las unidades de 14 MW de Siemens Gamesa seleccionadas para East Anglia TWO demuestran la viabilidad financiera a esta escala. Los rotores más grandes reducen los costos de equilibrio de planta por MWh y generan ingresos adicionales por servicios de frecuencia.

Se espera que el tamaño del mercado de energía eólica del Reino Unido para máquinas de más de 6 MW alcance 69,67 GW para 2031, creciendo a una CAGR del 18,22%. Los fabricantes co-ubican plantas de palas y góndolas en Escocia y el Humber para reducir los cuellos de botella en el transporte y aprovechar las bonificaciones por contenido local. La clase de 3-6 MW sigue siendo relevante para los emplazamientos terrestres sin salida al mar o con redes débiles, pero se espera que su participación caiga por debajo del 19,80% para 2031 a medida que los planificadores favorezcan mayores capacidades nominales para optimizar los escasos terrenos y cupos de red.

Las turbinas pequeñas de menos de 3 MW cubren funciones de nicho en aplicaciones de finca y repotenciación donde aplican limitaciones de grúa, carretera o planificación. El programa de Octopus Energy se dirige a modernizaciones de un único MW en plataformas existentes, emparejándolos con Acuerdos de Compra de Energía (PPA) comunitarios para una recuperación de la inversión más rápida. Sin embargo, la ausencia de una cadena de suministro nacional para estos tamaños puede limitar los volúmenes.

Las plantas a escala de servicios públicos controlaron el 73,92% del tamaño del mercado de energía eólica del Reino Unido en 2025, aprovechando los sólidos balances y la integración vertical. Los operadores agrupan ingresos de mercado libre, CfD, servicios auxiliares y almacenamiento en carteras diversificadas. ScottishPower ha duplicado su cartera de inversiones en el Reino Unido a 24.000 millones de libras esterlinas hasta 2028, lo que demuestra confianza en este modelo. Las empresas de servicios públicos también son pioneras en baterías co-ubicadas, como se observa en el almacenamiento adjunto de 600 MWh de Hornsea 3, que mejora el cumplimiento de la red y los márgenes de arbitraje.

Los proyectos comunitarios, aunque pequeños, se expanden más rápidamente. El crecimiento a una CAGR del 20,72% surge de protocolos de beneficio revisados que garantizan a los pueblos anfitriones hasta GBP 5.000 por MW al año y participaciones de capital parciales. Los menores costos tecnológicos y las plataformas vinculadas al comercio minorista animan a los grupos cívicos a financiar colectivamente turbinas o asociarse con suministradores de energía. Su capacidad agregada podría superar los 3,4 GW para 2031, contribuyendo a la licencia social y a los servicios de red locales.

El autoabastecimiento comercial e industrial completa la combinación de aplicaciones, con supermercados y fabricantes que instalan turbinas de medición detrás del contador para reducir las emisiones de Alcance 2. Los acuerdos de compra de energía corporativos a largo plazo se alinean con los objetivos de descarbonización y cubren los precios volátiles de la red.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Análisis geográfico

Escocia aportó el 33,62% de la producción nacional de 2025 y concentra más del 39,75% de la cartera futura. Su recurso en el Mar del Norte, la infraestructura portuaria y las autorizaciones simplificadas de Marine Scotland permiten que los grupos de varios gigavatios como Moray West avancen rápidamente. La propuesta planta de palas de Leith de Vestas complementa la fabricación existente en Nigg y Aberdeen, fortaleciendo el contenido nacional.

Gales está evolucionando hacia un centro líder de energía eólica flotante. El plan del Mar Céltico asigna 4,5 GW en tres parques pre-comerciales, que ensayarán unidades de 14 MW en plataformas de semisumergible. La renovación de Port Talbot por valor de 500 millones de libras esterlinas la posiciona como un centro de ensamblaje, con el puerto franco más amplio proyectado para apoyar 16.000 puestos de trabajo. El Proyecto Erebus demostrará la madurez tecnológica para 2026 y desbloqueará la exportación de servicios de fabricación a otros mercados del Atlántico.

Inglaterra reabre su prospectividad terrestre tras las reformas de julio de 2024. Scout Moor II y numerosos emplazamientos más pequeños en Lincolnshire y Yorkshire conforman una nueva cartera de 6-8 GW. Los refuerzos de red bajo el Diseño de Red Holístico aceleran el acceso a la red, aunque el cumplimiento de los beneficios comunitarios varía según el condado. En alta mar, Dogger Bank continúa la puesta en servicio por fases, con contratos de Estabilidad Dinámica que mejoran el apilamiento de ingresos. Irlanda del Norte mantiene el 14,65% de la capacidad terrestre instalada del Reino Unido y aprovecha el comercio transfronterizo con el Mercado Único de Electricidad irlandés, mientras que las mejoras del Puerto de Belfast permiten el almacenamiento de turbinas tanto para proyectos irlandeses como escoceses.

Panorama regulatorio

El marco regulatorio de la energía eólica en el Reino Unido se sustenta en el Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto (DESNZ) y en el régimen de planificación del Reino Unido para infraestructuras de gran envergadura, con orientación de política actualizada bajo la Declaración de Política Nacional para Infraestructura de Energía Renovable (EN-3, 2025) publicada el 6 de enero de 2026. Un cambio clave en la planificación entró en vigor el 31 de diciembre de 2025 mediante la Orden de Planificación de Infraestructura (Generación Eólica Terrestre y Solar) de 2025, que reclasificó los proyectos eólicos terrestres de más de 100 MW como infraestructura de importancia nacional y trasladó los proyectos de gran escala a una vía de autorización más centralizada.

La economía del mercado y la entrega a la red también están influenciadas por la subasta y la regulación de las redes. El DESNZ emitió una respuesta gubernamental sobre los ajustes de la Ronda de Asignación 8 (AR8) en julio de 2026, ajustando elementos como la visibilidad de las ofertas selladas y la base de precios de la subasta para las categorías marinas, incluidos los proyectos flotantes y otros de aguas profundas. Por el lado de las redes, Ofgem estableció los controles de precios de transmisión eléctrica RIIO-3 para el período del 1 de abril de 2026 al 31 de marzo de 2031, y está llevando a cabo consultas sobre el régimen de propietario de transmisión marina (OFTO) en 2026, incluidas las propuestas de mayo de 2026 sobre modelos de competencia temprana y tardía. Estos pasos alinean la gobernanza de conexión marina con la planificación estratégica de la red liderada por el National Energy System Operator.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

La construcción respaldada por subastas y la visibilidad de los arrendamientos crean espacios de oportunidad en las carteras marinas, flotantes y terrestres, además de ampliar oportunidades adyacentes en fabricación e infraestructura portuaria. El Plan de Acción Clean Power 2030 del gobierno establece ambiciones de capacidad de 43-50 GW de eólica marina y 27-29 GW de eólica terrestre para 2030, incluyendo hasta 5 GW de eólica flotante. También vincula las adjudicaciones a corto plazo con la Ronda de Asignación 7 (AR7), que otorgó 8,4 GW de capacidad eólica marina (resultados publicados en enero de 2026). The Crown Estate señaló además el futuro acceso al lecho marino al esbozar la Ronda de Arrendamiento Eólico Marino 6 en el primer semestre de 2027, con un objetivo aproximado de 6 GW, respaldando la originación de proyectos multianuales más allá de las rondas de arrendamiento actuales.

La localización de la cadena de suministro y la integración a la red son áreas centrales de oportunidad porque corresponden a los cuellos de botella documentados y a las palancas de política que impulsan la adquisición. En Escocia, Vestas anunció planes en marzo de 2026 para una nueva fábrica de ensamblaje de nacelles y bujes, condicionada a la entrada de pedidos de AR7 y AR8, reforzando el caso de fabricación nacional vinculado a la entrega de subastas y las prioridades de contenido local. Para ScotWind, los promotores han informado compromisos en la cadena de suministro y planes de gasto, con informes de julio de 2026 que citan un gasto promedio previsto de aproximadamente 1.600 millones de GBP por proyecto en dieciséis proyectos, totalizando 25.500 millones de GBP. Esa perspectiva mantiene la demanda a corto plazo centrada en cimentaciones, cables submarinos, puertos y servicios de instalación. Las aperturas centradas en Inglaterra en el ámbito terrestre también amplían las vías de repotenciación y desarrollo de nuevos emplazamientos, respaldadas por la estrategia del Onshore Wind Taskforce y el trabajo de consulta en curso sobre los derechos de desarrollo permitido para turbinas no domésticas de pequeña escala, con la consulta cerrando el 10 de junio de 2026.