LOS PROBLEMAS ENERGÉTICOS DEL REINO UNIDO
No se puede culpar al gas de los problemas energéticos del Reino Unido
La búsqueda de las emisiones netas cero ha elevado inexorablemente el coste de la electricidad en el Reino Unido; un hecho al que, naturalmente, se achaca toda la culpa debido a las fuertes subidas de los precios de los combustibles fósiles.
Autor: Joe Zobenika
Original: https://www.theamericanconservative.com/the-uks-energy-woes-cant-be-blamed-on-gas/
Ante el descontento por los precios de la electricidad en el Reino Unido —que resultan excesivamente elevados, situándose las tarifas domésticas entre las más altas de Europa y las industriales en el primer puesto—, la secretaria de Energía, Miatta Fahnbulleh, ha estado recorriendo los medios de comunicación. Sostiene que las tarifas están determinadas en gran medida por los mercados mundiales de combustibles fósiles y que, debido a la dependencia nacional de los hidrocarburos, el país se ve obligado a aceptar los precios que dicta el mercado. En un artículo publicado el 26 de agosto, Emma Powell, del *London Times*, se hizo eco de las declaraciones de Fahnbulleh, señalando que uno de los principales factores del problema es la persistente dependencia del Reino Unido del gas natural para generar electricidad. Asimismo, destacó que, bajo el sistema de precios marginales, el gas fija el precio mayorista de «toda la electricidad vendida» en el país, incluida la generada por otras fuentes (eólica, solar, biomasa, etc.).
En 2024, el 30 % de la electricidad del Reino Unido se generó a partir de gas natural. Sin embargo, al analizar las cifras más recientes de la Agencia Internacional de la Energía (correspondientes a ese año) y compararlas con los precios actuales de la electricidad en los países de la UE, se observa de inmediato que el uso de gas natural no es un factor determinante en los precios de la electricidad. Es cierto que Irlanda, que actualmente registra la electricidad más cara de Europa, generó el 48 % de su energía mediante gas. Pero también es cierto que Alemania, con la segunda electricidad más cara de Europa, generó solo el 18 % a partir de gas (una cifra influida por los saboteadores extranjeros que volaron el gasoducto Nord Stream hace cuatro años). Las cifras no permiten extraer una conclusión sencilla. Los Países Bajos obtuvieron el 36 % de su electricidad quemando gas, pero ocupan el puesto número 16 en la lista de precios de la UE. Bélgica obtuvo el 18 % del gas natural, pero se sitúa en el tercer puesto de dicha lista. Claramente, intervienen otros factores.
Lo cierto es que, más allá de la retórica al respecto —y aunque el precio del gas natural haya sido ciertamente volátil en los últimos años debido a factores geopolíticos—, este ejerce una influencia sorprendentemente escasa en las facturas de electricidad del Reino Unido en su conjunto. Por ejemplo, en 2024 el Reino Unido obtuvo el 41 % de su electricidad de fuentes eólicas y de biomasa; estas fuentes no perciben el precio mayorista de la electricidad, sino que cobran según lo que se denomina contrato por diferencia (CfD, por sus siglas en inglés). En términos sencillos, estas fuentes reciben un precio contractual fijo (conocido como precio de ejercicio o *strike price*) por la electricidad que generan —ni más ni menos que dicho precio durante la vigencia del contrato (habitualmente 15 años, plazo ampliado recientemente a 20)—. Si el precio mayorista de la electricidad es inferior al precio de ejercicio (situación que se da casi siempre), los productores reciben una suma adicional para alcanzar dicho precio de ejercicio; el precio mayorista actúa meramente como punto de referencia para calcular la compensación que percibirán por encima de la tarifa mayorista. Si el precio mayorista supera el precio de ejercicio (caso que ocurre en contadas ocasiones), los productores devuelven la diferencia a los consumidores, sirviendo el precio mayorista, una vez más, únicamente como referencia. Así, en ese año 2024, cuando el Reino Unido obtuvo el 41 % de su electricidad de fuentes eólicas y de biomasa, los pagos derivados de los CfD (adicionales al precio mayorista) ascendieron a 1900 millones de libras esterlinas para la energía eólica marina y a más de 388 millones de libras para la biomasa.
En los diez años que lleva vigente el sistema de contratos por diferencia (CfD), el precio mayorista de la electricidad ha superado el precio de ejercicio (*strike price*) únicamente en unos pocos trimestres, coincidiendo aproximadamente con la crisis del gas derivada del conflicto en Ucrania. Esto significa que, salvo esas breves excepciones, los productores de energía eólica y de biomasa han estado percibiendo primas de CfD además del precio mayorista; en ocasiones, primas cuantiosas. De hecho, cuanto más bajo es el precio mayorista de la electricidad, mayor es la prima del CfD. En el cuarto trimestre de 2025, cuando los precios del gas natural en el Reino Unido eran prácticamente equivalentes a los de septiembre de 2018 (y, por consiguiente, el precio mayorista de la electricidad era igualmente bajo), la energía eólica marina del Reino Unido recibió pagos por CfD superiores a 736 millones de libras esterlinas (cifra que, cabe reiterar, se suma al precio mayorista), mientras que los productores de biomasa obtuvieron una prima más modesta, aunque superior a los 138 millones de libras. Incluso en lo que va del tercer trimestre de 2026 —momento en que los efectos del conflicto en Oriente Medio se reflejan claramente en los precios europeos del gas y, por ende, en los precios mayoristas de la electricidad en el Reino Unido, y cuando Fahnbulleh y otros sostienen que el alza del gas natural es la causa de las elevadas facturas eléctricas británicas—, la energía eólica marina ha percibido más de 142 millones de libras en pagos por CfD, y la biomasa, más de 38 millones. (Estas cifras corresponden al momento de redactar este texto y siguen variando).
A pesar de la afirmación que se repite con frecuencia, la producción de electricidad a partir de fuentes renovables rara vez —o nunca— resulta más económica que la producción de origen térmico. Un dato aún más revelador es que, en 2022 (con una volatilidad que se prolongó hasta 2023), cuando los precios de ejercicio de la eólica y la biomasa eran inferiores al precio mayorista de la electricidad —situación en la que el Reino Unido habría beneficiado económicamente a los consumidores al evitar la quema de gas costoso para generar electricidad—, la producción total bajo el régimen de CfD (medida en teravatios-hora o TWh) experimentó, de hecho, un descenso. Sin embargo, para el periodo 2024-2025, cuando los precios del gas ya se habían estabilizado en gran medida y —casualmente— cuando los pagos por CfD ya no corrían el riesgo de evolucionar en sentido desfavorable (lo que habría obligado a los productores a devolver la diferencia), la energía eólica y la biomasa recuperaron su dinamismo, duplicando aproximadamente su producción conjunta en TWh.
Es indudable que, debido al sistema de fijación de precios marginales, el coste del gas influye en el precio mayorista de la electricidad. Sin embargo, el precio mayorista de la electricidad se aplica principalmente a... la electricidad generada a partir de gas natural, que representa aproximadamente el 30 % de la electricidad del Reino Unido (aunque actualmente es el 27 %). No obstante, una proporción mayor —el 41 %— proviene de operadores de energía eólica y biomasa que perciben un precio de ejercicio casi siempre superior (a veces de forma significativa) al precio mayorista; por ello, vincular ambos precios o costes supone incurrir en una suerte de error categorial. Mientras que el precio del gas natural (y, por ende, el de la electricidad generada con él) está sujeto a las fuerzas del mercado, el precio de la electricidad producida mediante energía eólica y biomasa se fija en subastas públicas y permanece invariable durante la vigencia del contrato. Durante el periodo comprendido aproximadamente entre 2017 y 2022 —coincidente con los cinco primeros años del sistema de contratos por diferencia (CfD) y el inicio de la primera crisis del gas—, se observó incluso un descenso notable en los precios del gas frente a un aumento igualmente acusado en los precios de la electricidad; esta divergencia cuestiona seriamente la afirmación de que las facturas eléctricas en el Reino Unido vienen determinadas por el coste del gas natural.
Una divergencia similar llamó la atención de la propia Oficina de Estadísticas Nacionales del Reino Unido. En 2023, cuando los precios del gas aún mostraban volatilidad tras la invasión rusa de Ucrania, el Reino Unido —tal como cabría esperar según la narrativa imperante— registraba las tarifas eléctricas industriales más elevadas entre los países de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), situándose un 46 % por encima de la mediana de dicha organización. Sin embargo, ese mismo año, los precios del gas industrial en el Reino Unido se situaron un 7 % por debajo de la mediana de la AIE; de hecho, el país ocupaba el decimoquinto puesto en la lista de precios de gas industrial.
Es necesario revisar esa narrativa.
Desde el año 2000 —periodo en el que el país se ha comprometido a alcanzar objetivos de emisiones netas cero y a impulsar una electrificación generalizada—, la producción nacional de electricidad en el Reino Unido ha caído un 24 %, mientras que las importaciones de electricidad han aumentado considerablemente: pasaron de un mínimo de 2,16 TWh en 2003 a 43,7 TWh en 2024. Según el Operador del Sistema Energético Nacional (National Energy System Operator), las importaciones de electricidad del Reino Unido superaron el 15 % en 2025, frente al 12 % aproximadamente registrado el año anterior. Dicho de otro modo, esto supone un incremento de cerca del 25 % en las importaciones de electricidad tan solo entre 2024 y 2025.
En el año 2000, la práctica totalidad de la electricidad del Reino Unido se generaba a partir de fuentes de energía gestionables: centrales de gas natural, nucleares y de carbón capaces de operar día y noche, en cualquier estación y bajo cualquier condición meteorológica. Ese año, sus factores de carga —también conocidos como factores de capacidad— se situaron en el 75 % para el gas natural, el 70,5 % para la energía nuclear y el 50,8 % para el carbón. (El factor de carga o de capacidad mide la cantidad media de electricidad producida por una fuente de energía en relación con la capacidad instalada —o nominal— de dicha fuente). Sin embargo, la producción de electricidad a partir de carbón ha cesado por completo; el uso de gas natural para la generación eléctrica en 2024 se redujo a la mitad respecto a su pico de 2008, y la generación de electricidad de origen nuclear en 2024 fue inferior a la mitad de la registrada en el año 2000.
A lo largo de ese mismo cuarto de siglo, el uso de biocombustibles para la producción de electricidad se ha multiplicado por más de once; el de la energía solar, por más de catorce; y el de la energía eólica, por ochenta y ocho. No obstante, estos cambios conllevan repercusiones financieras e incluso —en un caso evidente— medioambientales. En primer lugar, la cuestión medioambiental: desde la perspectiva de las emisiones, la biomasa —pese a ser una fuente de energía gestionable, con un factor de carga o capacidad cercano al 67 % en 2024— es prácticamente el peor combustible existente para producir electricidad a gran escala, ya que solo es ligeramente más limpia que el lignito, el tipo de carbón más contaminante. A efectos del cálculo de emisiones de carbono en los marcos normativos del Reino Unido y la UE, la biomasa ha gozado del estatus —cuestionable— de ser neutra en carbono; sin embargo, su utilización para alcanzar los objetivos de emisiones netas cero resulta, cuanto menos, irónica. En lo que respecta a las emisiones por chimenea, la combustión de la mayoría de los tipos de carbón resultaría considerablemente más limpia que la de la biomasa. Pero, cabe insistir, la biomasa es al menos una fuente de energía gestionable que aporta un grado de fiabilidad energética muy necesario. Lo mismo no puede decirse de la energía eólica y la solar.
Según un informe del Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto del Reino Unido (el departamento que ahora dirige Fahnbulleh), el factor de carga o capacidad de la energía eólica terrestre en el Reino Unido fue del 25,7 % en 2024. En el caso de la eólica marina fue del 38,7 %, y para la solar, de un escaso 9,8 %. El hecho de que estas formas de producción de baja densidad energética estén sustituyendo a fuentes de alta densidad, como el carbón y el gas natural, ayuda a explicar tanto la caída del 24 % en la producción nacional de electricidad entre 2000 y 2024 como el consiguiente aumento de las importaciones; asimismo, explica en gran medida el incremento de los costes de la electricidad en los últimos años.
Tal como señala el Centre for British Progress, el factor de capacidad combinado de la red eléctrica del Reino Unido ha descendido del 43,4 % en 2011 al 30,5 % en 2024. Cuanto mayor es la penetración de la energía eólica y solar en una red, menor es el factor de capacidad de dicha red. Por un lado, estas energías renovables requieren una sobrecapacidad instalada. Si el factor de capacidad de una tecnología es del 50 %, es necesario instalar el doble de potencia para obtener la capacidad nominal (por ejemplo, instalar 20 megavatios para obtener 10 megavatios). Si es del 25 %, hay que instalar cuatro veces más para alcanzar la capacidad nominal (por ejemplo, 40 megavatios para obtener 10 megavatios). Además, dado que estas renovables son intermitentes (las turbinas eólicas, a cualquier escala, no generan energía en periodos de calma, y la solar no lo hace en condiciones de nubosidad o durante la noche), surge la necesidad de contar con sistemas de respaldo gestionables, principalmente turbinas de gas natural. Sin embargo, utilizar las turbinas de gas no como generadores de carga base, sino fundamentalmente como plantas de pico para respaldar a la eólica y la solar —función que desempeñan cada vez más—, reduce también el factor de capacidad del gas; esto ocurre por elección y por motivos de política energética, y no (como sucede con la eólica y la solar) debido a limitaciones tecnológicas intrínsecas.
Entre otras cosas, esto conduce a (o refleja) una creciente infrautilización. Entre 2000 y 2024, el Reino Unido incorporó a la red una capacidad de generación nueva de 65 gigavatios; un periodo en el que, cabe destacar, la producción nacional de electricidad cayó un 24 por ciento. Además, según el Centre for British Progress, el consumo eléctrico en el Reino Unido ha disminuido un 22 por ciento desde 2005. Todo esto implica que cada vez se deben recuperar más costes fijos (derivados del exceso de capacidad instalada y de los sistemas de respaldo) a través de un número de horas de producción y venta de electricidad cada vez menor. Y esto —mucho más que la volatilidad de los precios del gas natural— explica el elevado coste de la electricidad en el Reino Unido. Como dijo alguien con ironía: la energía eólica y la solar son las formas más baratas de producir electricidad... el 30 por ciento del tiempo. El 70 por ciento restante, resultan extremadamente costosas.
Asimismo, citando de nuevo al Centre for British Progress, no solo hemos añadido a la red numerosos gigavatios en activos infrautilizados, sino que lo hemos hecho mediante incrementos cada vez menores: una gran cantidad de pequeños generadores muy dispersos, cada uno de los cuales requiere nuevas conexiones a la red, además de los correspondientes inversores, transformadores y subestaciones. El aumento de los costes de red es considerable. A modo de comparación: entre 1965 y 1969, el Reino Unido añadió 19,5 gigavatios a la red, con una potencia media por generador conectado de 974 megavatios; en cambio, entre 2010 y 2014, se añadieron 22 gigavatios, pero la potencia media de los generadores conectados fue de solo 32 megavatios.
Por último, no se trata solo de los costes asociados a activos sobredimensionados y subutilizados, ni tampoco únicamente de los gastos necesarios para ampliar radicalmente la red y mantenerla. El equilibrio de carga y la gestión del mercado de capacidad en un sistema de tal complejidad conllevan sus propios costes. Hace décadas, cuando las centrales generadoras eran relativamente pocas —aunque de gran tamaño, despachables y con potencia ajustable— y todas estaban conectadas a la red de transporte de alta tensión, equilibrar la carga resultaba mucho más sencillo. Sin embargo, en 2025, según el Operador Nacional del Sistema Energético, el 36 % de la electricidad del Reino Unido procedía de fuentes intermitentes, conectadas en parte a la red de transporte de alta tensión y en parte a las redes de distribución de baja tensión. Gestionar la carga hora a hora en una red que depende en más de un tercio de las condiciones meteorológicas —con productores que entran o salen del sistema en distintos puntos de la cadena— no es tarea fácil. Y dicha tarea conlleva sus propios costes.
Citando los hallazgos del centro de estudios Nesta, Powell, del periódico *The Times*, señala acertadamente que el precio mayorista de la electricidad —al que Fahnbulleh y otros atribuyen la culpa de las elevadas tarifas eléctricas en el Reino Unido— representaba algo más de un tercio de la factura media de electricidad en el país en 2025; por el contrario, la suma de los costes de las subvenciones a las energías renovables y del mantenimiento y mejora de la red (actividades que, a su vez, se encarecieron y complicaron debido a la penetración de las renovables) superaba el 40 % de dicha factura media.
Es cierto que el conflicto en Oriente Medio habrá alterado en cierta medida esas proporciones, elevando el componente del precio mayorista en las facturas actuales. Pero eso es, en parte, simplemente el coste de garantizar la fiabilidad en una red cada vez más dependiente de fuentes de energía intermitentes y poco fiables; una red que, en el último cuarto de siglo, ha visto caer su factor de capacidad combinado de aproximadamente el 65 % al 30,5 %. Culpar a la fiabilidad de los costes de un sistema obligado a adaptarse —a un precio elevado— a la falta de fiabilidad puede resultar políticamente rentable para algunos (invocar el temido espectro de los combustibles fósiles tiene un efecto casi mágico en ciertos círculos). Sin embargo, eso no mantendrá las luces encendidas ni la casa caliente cuando llegue el invierno, ni reducirá el importe de las facturas de electricidad.
Cuando existe una necesidad (y, ciertamente, mientras esta no pueda superarse), lo mejor es anticiparse a ella y gestionarla. Para el Reino Unido, esto supondría levantar la moratoria sobre la exploración de gas en el Mar del Norte y suscribir contratos a largo plazo con los desarrolladores de dichos yacimientos, en lugar de pagar precios al contado en el mercado de importación; a menudo por gas natural noruego extraído del mismo Mar del Norte y, en ocasiones, por gas natural licuado, que es la forma más costosa y con mayor intensidad de carbono de este combustible (debido a la energía consumida en su licuefacción, transporte y regasificación). Esta medida tendría un efecto modesto, aunque real, en el precio mayorista de la electricidad, pero repercutiría de forma drástica en la seguridad energética y beneficiaría tanto a la recaudación fiscal del Reino Unido como al mercado laboral de alta cualificación y salarios elevados. Asimismo, permitiría —aunque no de inmediato— que el país reabasteciera sus reservas de gas en un momento en que los niveles de almacenamiento se encuentran preocupantemente bajos.
Evitar tales medidas para gestionar una necesidad nacional y, en su lugar, hacer gala pública de rechazo hacia dicha necesidad resulta, sencillamente, ineficaz.
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