La eólica terrestre del Reino Unido sale del letargo. Tras años de freno en Inglaterra, el Gobierno modificó en septiembre de 2023 la guía de planificación para permitir que los ayuntamientos aprueben parques con apoyo local, un giro que reanima la tubería de proyectos y que se siente ya en las propuestas en curso. Al mismo tiempo, las subastas de Contracts for Difference volvieron a adjudicar capacidad a esta tecnología con precios estables y visibilidad de ingresos.
El foco político también cambió de escala. El programa de 2024 del Partido Laborista fijó un objetivo de 35 gigavatios de eólica terrestre instalada para 2030, junto con electricidad limpia para ese año, un salto frente a los cerca de 15 a 16 gigavatios en operación hoy, según series oficiales del Reino Unido. En la práctica, la pregunta ya no es si habrá más parques, sino cómo y dónde se conectarán a la red y en qué plazos.
UK onshore wind pipeline: dónde se mueve y qué viene primero
La actividad se concentra en Escocia y Gales, donde el marco de permisos ha sido más estable. Proyectos como Viking en Shetland, de 443 megavatios, alcanzaron operación comercial en 2024, confirmando el tirón escocés y dando visibilidad a conexiones nuevas entre islas y el sistema británico. En Gales, el historial reciente de adjudicaciones bajo CfD está alimentando ampliaciones y repotenciaciones en zonas ya habituadas a esta tecnología.
Inglaterra avanza desde muy atrás. En 2022 solo se instalaron dos turbinas nuevas en territorio inglés, un síntoma de la rigidez de las reglas anteriores, tal como recogió BBC News el 5 de septiembre de 2023. Con la actualización del National Planning Policy Framework publicada ese mismo día por el Department for Levelling Up, Housing and Communities, los consejos locales pueden considerar propuestas si identifican áreas aptas y existe respaldo comunitario verificable.
Las señales de subasta completan el cuadro. La Ronda 4 de CfD adjudicó en julio de 2022 cerca de 1,5 gigavatios de eólica terrestre, de acuerdo con el Departamento de Seguridad Energética y Cero Emisiones. Un año después, la Ronda 5 sumó alrededor de 1,7 gigavatios, anunciados el 8 de septiembre de 2023 por el mismo departamento. Son bloques que alimentan el desarollo inmediato en 2024 y 2025, sobre todo en Escocia y Gales.
Permisos, CfD y red eléctrica: las tres llaves del impulso
El primer cuello de botella fue normativo. Con la guía de 2023, Inglaterra abre ventanas para parques de escala comarcal y proyectos comunitarios con beneficios locales claros, desde descuentos en facturas hasta fondos para servicios, según los documentos oficiales de consulta del Gobierno. La expectativa: tramitar en meses lo que antes se estiraba años.
La segunda palanca es contractual. Los CfD ofrecen ingresos predecibles durante 15 años, y esa certidumbre reduce el coste de capital. Las adjudicaciones de 2022 y 2023 anclan proyectos en construcción y empujan la financiación de nuevas fases. Donde hay red disponible y permisos maduros, se ve obra.
La tercera clave es la conexión. National Grid ESO informó en 2023 que la cola de acceso superaba los 400 gigavatios en Gran Bretaña, un atasco que estiraba fechas hasta la próxima década. Desde entonces, el operador inició reformas para priorizar proyectos listos para construir y retirar los que no avanzan, con el objetivo de acercar las conexiones varios años para activos firmes. Esa depuración define qué parte del pipeline llegará antes a mercado.
De promesa a megavatios: qué falta para rendir entre 2026 y 2030
La ecuación es concreta. Si el objetivo político marca 35 gigavatios de eólica terrestre instalada para 2030, la tubería necesita tres piezas encajadas a la vez: permisos más predecibles en Inglaterra, tramitación diligente en Escocia y Gales, y conexiones calendarizadas con realismo por los operadores de red. Donde esas tres variables coinciden, se firma contrato, entra la grúa y la producción llega en 24 a 36 meses.
Surgen oportunidades rápidas. La repotenciación en emplazamientos con recurso probado, la conexión de islas y penínsulas con cable nuevo y los proyectos medianos de promotores locales ya pasan a la primera línea. El caso de Viking, operativo en 2024 con 443 megavatios, ilustra cómo una obra anclada en infraestructura de red puede desbloquear generación de golpe y dar servicios de sistema valiosos en climas complejos.
Queda un elemento pendiente que ordena el resto: un calendario de conexión transparente y vinculante por nudos, publicado por los operadores y coordinado con las próximas rondas de CfD. Con datos de fechas firmes, los promotores ajustan diseños, cierran financiación y contratan turbinas a tiempo. Sin ese anclaje, el pipeline crece en papel y se frena en cables. Las reglas de 2023 y las adjudicaciones de 2022 y 2023 dan el marco; la ventana 2026 a 2030 dependerá de cuánto de esa cola de 2023 se convierta, por fin, en megavatios conectados.