Los grandes parques eólicos del norte de Escocia se construyen donde el viento sopla con más fuerza y constancia. Sobre el papel, deberían ser los activos más rentables de la transición energética británica. Sin embargo, llevan años acumulando pérdidas silenciosas que no figuran en la mayoría de los modelos financieros que justificaron su construcción.
El parque marino Beatrice, en el estuario de Moray, ha perdido cerca de 60 millones de libras en seis años por un mecanismo que pocos inversores incorporan en sus evaluaciones. Un coste real, recurrente y geográficamente desigual que el sector lleva tiempo ignorando.
Qué son los multiplicadores de pérdidas de transmisión y por qué importan
Cuando la electricidad recorre la red de alta tensión, una parte de la energía se disipa en forma de calor. Esa pérdida física no desaparece del balance: alguien la asume. Los Transmission Loss Multipliers (TLM) son el mecanismo que determina quién, ajustando el volumen de energía que un generador puede contabilizar como válido en la liquidación del mercado.
No conviene confundirlos con los cargos TNUoS —tasas por el uso de la red de transporte, ampliamente conocidas e incorporadas de forma habitual en los modelos financieros y en las subastas de contratos por diferencia (CfD)—. Los TLM funcionan de otro modo: no son un cargo explícito, sino una reducción silenciosa del volumen de energía liquidado. La distinción es sutil, pero sus consecuencias financieras no lo son.
Según Aurora Energy Research, la mayoría de los modelos financieros apenas los consideran. El impacto representa aproximadamente el 30 % del riesgo total asociado a los costes de red en proyectos escoceses. Un componente de esa magnitud no debería quedarse en una nota a pie de página.
Las cifras que revelan la magnitud del problema
Los datos concretos permiten calibrar la escala del asunto. El parque eólico marino Beatrice pierde cerca de 9,9 millones de libras cada año por este concepto; en seis años de operación, eso suma aproximadamente 60 millones de libras en ingresos que nunca llegaron a materializarse.
Un parque eólico terrestre en el norte de Escocia previsto para entrar en funcionamiento en 2028 ilustra bien el impacto sobre proyectos futuros. La aplicación de los TLM reduciría su tasa interna de retorno sin apalancamiento en 1,8 puntos porcentuales y recortaría cerca del 8 % de los ingresos previstos para 2030. En muchos proyectos, ese margen es exactamente la diferencia entre viabilidad e inviabilidad.
La razón geográfica es clara. Los parques del norte de Escocia producen más energía precisamente cuando las pérdidas de red son mayores —en invierno y durante episodios de fuerte viento—, de modo que el efecto real puede superar con creces los promedios anuales.
Cómo funciona el mecanismo: TLF, TLMO y asimetría geográfica
El multiplicador final que recibe cada instalación resulta de combinar dos factores. El primero, el Transmission Loss Factor (TLF), estima cómo afecta la generación en cada una de las 14 zonas eléctricas a las pérdidas totales de la red, a partir de datos históricos. El segundo, el Transmission Loss Multiplier Offset (TLMO), se calcula cada media hora y distribuye las pérdidas reales del sistema: el 45 % recae sobre los generadores y el 55 % sobre la demanda.
El resultado no es uniforme. Las zonas con excedente de generación, como el norte de Escocia, penalizan a los productores pero pueden generar descuentos para grandes consumidores conectados directamente a la red de transporte —los centros de datos ubicados en esas áreas pueden beneficiarse de costes eléctricos más bajos—. En el extremo opuesto, las instalaciones del sur de Inglaterra o Londres afrontan sobrecostes de entre el 3 % y el 4 % en el lado del consumo. La geografía decide quién gana y quién pierde.
Un error de cálculo en 2025 dejó al descubierto la fragilidad del sistema
La publicación de los factores de pérdidas para el ejercicio 2025/26 reveló un problema serio: cuatro líneas de transmisión habían sido omitidas por error en los datos utilizados para los cálculos. Los factores incorrectos estuvieron vigentes durante todo un año antes de que se detectara el fallo. Cuando se corrigió, las penalizaciones para el norte y el sur de Escocia bajaron aproximadamente cuatro puntos porcentuales, mientras que varias regiones del sur registraron ajustes cercanos a un punto.
Un cambio de esa magnitud originado por un error de datos pone en evidencia la fragilidad del sistema. El problema estructural va más allá del fallo puntual: el operador del sistema y Elexon solo publican valores orientativos para el siguiente año regulatorio, sin previsiones oficiales a largo plazo. Los desarrolladores toman decisiones de inversión con horizontes de décadas usando una señal de precios válida únicamente para doce meses.
Hacia 2050: las pérdidas de transmisión se multiplicarán por tres
Las perspectivas no apuntan a una mejora espontánea. Según Aurora Energy Research, las pérdidas de transmisión en Gran Bretaña crecerán un 241 % hasta alcanzar cerca de 24 TWh en 2050, frente a los aproximadamente 7 TWh registrados en 2025.
La expansión de nuevas líneas de corriente continua de alta tensión (HVDC) aliviará parcialmente la presión sobre Escocia. Aun así, las mayores diferencias regionales se producirán a finales de esta década y comienzos de la siguiente, justo cuando entren en operación muchos de los proyectos renovables que hoy están en fase de desarrollo o financiación.
Ante la ausencia de previsiones oficiales, Aurora ha desarrollado un modelo propio que simula la evolución de los factores de pérdidas hasta 2050 bajo distintos escenarios de infraestructura y condiciones meteorológicas. La consecuencia práctica es directa: los desarrolladores deben incorporar estos costes en sus ofertas CfD, elevando el precio de ejercicio solicitado y aumentando, en última instancia, el coste global del sistema eléctrico para todos.
Los inversores que sigan ignorando los TLM en sus modelos financieros no estarán tomando decisiones con información completa. En un sector donde los márgenes son ajustados y los horizontes son largos, esa omisión tiene un precio.