El Reino Unido conecta su potencia eólica marina con un modelo propio y competitivo. Lo llama UK offshore wind transmission assets y, desde el primer cable hasta la última subestación, todo pasa por un sistema de titularidad y operación separado que busca recortar costes y acelerar las conexiones.
La meta oficial apunta alto: 50 GW de eólica marina para 2030, con hasta 5 GW flotante, según la British Energy Security Strategy de 2022 del Gobierno del Reino Unido. Para llegar, Ofgem inició en 2009 el régimen OFTO que transfiere los activos de transmisión a operadores especializados tras la puesta en marcha, mientras el Departamento de Seguridad Energética lanzó en 2020 la Offshore Transmission Network Review para coordinar mejor la red. El contexto ya está servido.
Qué son los UK offshore wind transmission assets y por qué importan
Hablamos de la columna vertebral que hace útil cada parque marino. Son los equipos que llevan la electricidad desde las turbinas en alta mar hasta la red terrestre, sin mezclar propiedad con la generación. Se diseñan para décadas, pero se licitan de forma competitiva.
- Cables de exportación en corriente alterna o «HVDC» de larga distancia.
- Plataformas de subestación en el mar con transformadores y equipos de control.
- Subestaciones y compensación reactiva en tierra para integrar la energía al sistema.
- Protecciones, fibras de comunicacíon y accesos asociados a la red de transmisión.
Este enfoque separa riesgos, estandariza mantenimiento y facilita financiación. Y, cuando el viento sube, evita cuellos de botella que harían perder megavatios valiosos.
Régimen OFTO de Ofgem: cómo opera y qué cambia para promotores e inversores
El modelo OFTO funciona con una idea simple. El promotor del parque construye los activos de transmisión conforme a estándares definidos y, una vez el activo está listo, Ofgem organiza un concurso para seleccionar al propietario y operador final, el OFTO, con una licencia de ingresos regulados durante 20 años.
Según Ofgem, este esquema de licitación competitiva comenzó en 2009 y consolidó un mercado especializado que reduce el coste de capital en transmisión marina. La clave está en esa remuneración estable y acotada que atrae deuda a largo plazo y fondos de infraestructuras.
Para el promotor, la venta del activo libera caja y reduce balance una vez el parque entra en operación. Para el sistema, crea comparabilidad de costes entre proyectos y un mantenimiento más predecible. Y para el consumidor, presiona a la baja el coste de la red al introducir competencia en un nicho que, de otra forma, sería monopólico.
Del radial a lo coordinado: OTNR y el Holistic Network Design de National Grid ESO
Durante años, el Reino Unido conectó parques con exportaciones radiales individuales. Funcionó, aunque dejó más cables y más puntos de conexión de los necesarios. En 2020, el Gobierno abrió la Offshore Transmission Network Review y pidió una red más coordinada en el Mar del Norte y el Mar de Irlanda.
National Grid ESO publicó en 2022 el Holistic Network Design, un diseño que integra nuevas conexiones marinas con refuerzos terrestres y plantea soluciones compartidas entre proyectos. Este enfoque incluye enlaces de alta capacidad, corredores comunes y la figura de los multi purpose interconnectors que combinan evacuación de eólica con interconexión internacional.
El resultado práctico: menos impacto costero, más resiliencia y una hoja de ruta para llegar a 2030 con capacidad de conexión suficiente. La coordinación también abre la puerta a inversiones anticipadas en red, tema en consulta regulatoria con Ofgem para permitirlas cuando reduzcan costes totales frente a soluciones tardías.
Ejemplo real y lecciones: Dogger Bank y la nueva generación «HVDC»
Dogger Bank, desarrollado por SSE Renewables, Equinor y Vårgrønn, suma 3.6 GW en tres fases y empezó a generar en 2023, según los comunicados de SSE. La distancia a costa obligó a usar transmisión «HVDC» con plataformas convertidoras marinas y estaciones en tierra, un salto tecnoligía que ya marca tendencia en proyectos muy alejados.
Esta arquitectura reduce pérdidas en largas distancias y permite modular potencia en tiempo real. También eleva la complejidad operativa y el perfil de riesgo del cableado submarino, por lo que el OFTO necesita estrategias de repuestos críticos, monitorización térmica y acuerdos claros de acceso con el operador del parque.
Para la década que viene, la lección es directa. Proyectos lejanos, potencias por encima de 1 GW y planes de red coordinados colocan la «HVDC» y las subestaciones compartidas en el centro del mapa. La ventana regulatoria ya ofrece señales: OFTO con ingresos estables, HND que ordena el trazado y una revisión de Ofgem enfocada en inversión anticipada cuando abarata el conjunto.
Quien planifica o invierte gana terreno si domina estas piezas. Conexión diseñada desde HND, contratos de traspaso OFTO claros, estudios cable ruta con margen de contingencia, y participación activa en las consultas de Ofgem y del ESO para asegurar que la solución elegida sea la más eficiente en costes y plazos reales. Aquí está el elemento que faltaba: unir regulación, ingeniería y financiación en una misma línea de transmisión, desde la playa hasta la turbina más lejana.