El Reino Unido acaba de protagonizar una subasta histórica de energía eólica marina que refuerza su liderazgo en este sector dentro de Europa y marca un punto de referencia para otros países con ambiciones renovables, como la eólica marina en España. La séptima ronda de Contratos por Diferencia (AR7) ha permitido adjudicar más de 8 gigavatios (GW) de nueva capacidad en alta mar, con precios que, pese a ser más altos que en subastas anteriores, siguen siendo claramente inferiores al coste de nuevas centrales de gas.
Este movimiento no solo tiene implicaciones para el mix eléctrico británico y su seguridad energética, sino que también está reavivando el debate en la península ibérica sobre cómo y cuándo despegará la eólica marina, especialmente la flotante. Muchos en el sector observan con atención la experiencia británica para calibrar qué parte de ese modelo es reproducible en el contexto regulatorio y de precios del mercado eléctrico español.
Una subasta de récord: 8,4 GW de nueva potencia eólica marina
La ronda AR7 se ha saldado con la adjudicación de 8,4 GW de capacidad eólica marina, suficiente para abastecer aproximadamente a 12 millones de hogares británicos cuando todos los proyectos estén operativos. El grueso de esta potencia corresponde a la eólica marina de cimentación fija, mientras que la tecnología flotante suma una porción aún modesta, pero estratégica, dentro del paquete.
Según los datos oficiales, la subasta ha permitido asignar 6,86 GW en parques de eólica fija en Inglaterra y Gales y 1,38 GW en Escocia, lo que consolida al mar del Norte y al mar Céltico como grandes polos de generación renovable europea. En paralelo, la eólica flotante británica avanza con 192,5 MW adicionales, señalando el camino hacia el aprovechamiento de aguas más profundas y complejas.
El Gobierno británico estima que esta subasta desbloqueará alrededor de 22.000 millones de libras en inversión privada y respaldará cerca de 7.000 empleos cualificados en todo el país, desde las Highlands escocesas hasta Gales y la costa oriental de Inglaterra. No se trata solo de capacidad eléctrica; también es una apuesta clara por la industria y el desarrollo regional asociado a los grandes polos de fabricación y logística eólica marina.
En conjunto, la Administración de Londres presenta este resultado como un paso decisivo para su objetivo de electricidad limpia en 2030, tras una ronda previa en la que no se adjudicaron proyectos y una AR6 que ya marcó el inicio de la recuperación. La AR7, con su volumen y precios, viene a consolidar esa senda tras un periodo de incertidumbre en los mercados internacionales.
Precios, contratos y competencia tecnológica
Uno de los datos más relevantes de la subasta es el precio acordado para la eólica marina fija. A valores de 2024, el precio medio de ejercicio se ha situado en 90,91 libras por megavatio hora, lo que equivale a unas 65,25 libras/MWh en términos de 2012 y supone alrededor de un 40% menos que el coste estimado de construcción y operación de una nueva planta de gas, cifrado en 147 libras/MWh.
Desglosando por territorio, las cifras oficiales sitúan el precio medio en 91,20 £/MWh para Inglaterra y Gales y 89,50 £/MWh para Escocia, lo que refleja pequeñas diferencias regionales, pero confirma una clara competitividad de la eólica marina convencional frente a las tecnologías fósiles. Pese a que estos valores son aproximadamente un 11% superiores a los de la subasta anterior, el Ejecutivo insiste en que siguen ofreciendo una buena relación calidad-precio para los consumidores.
En el caso de la eólica marina flotante, el precio de ejercicio ronda las 216 libras/MWh, un nivel que evidencia su carácter incipiente y los mayores costes asociados al diseño de plataformas, anclajes y operaciones en aguas profundas. Trasladado a precios constantes de 2012, esto equivale a unos 155,23 £/MWh, frente a las 65,45 £/MWh de Inglaterra y Gales y las 64,23 £/MWh de Escocia para parques fijos.
Todos estos proyectos se acogen al esquema de Contratos por Diferencia (CfD), que garantiza un precio estable a largo plazo —en esta ronda, con una duración de 20 años— a los promotores. Cuando el precio mayorista baja del valor acordado, el sistema compensa la diferencia; si el precio sube por encima, son los generadores quienes devuelven el excedente. Este mecanismo, muy observado en Europa, reduce la volatilidad para inversores y consumidores y ha sido clave para sostener el despliegue masivo de renovables en el Reino Unido.
Megaproyectos eólicos: Dogger Bank South, Norfolk Vanguard, Berwick Bank y Awel y Môr
El mapa de los proyectos adjudicados en AR7 confirma la vocación británica de convertirse en plataforma europea de eólica marina a gran escala. Entre los parques más destacados se encuentran complejos que figuran ya entre los mayores del mundo, tanto por su potencia como por su relevancia estratégica.
En el mar del Norte, frente a la costa de Yorkshire, sobresale el proyecto Dogger Bank South, dividido en dos grandes unidades: Dogger Bank South East y Dogger Bank South West, con 1.500 MW cada una. Entre ambas suman 3.000 MW de eólica marina fija, consolidando a esta zona como uno de los grandes hubs eólicos globales.
En el este de Inglaterra, en la región de East Anglia, se ubica el complejo Norfolk Vanguard, estructurado en dos grandes bloques: Norfolk Vanguard East (unidades A, B y C), con 1.545 MW, y Norfolk Vanguard West (también con tres unidades), que aporta otros 1.545 MW. En conjunto, este desarrollo suma más de 3.090 MW de capacidad, convirtiéndose en uno de los grandes pilares de la expansión eólica marina inglesa.
Escocia, por su parte, aporta el proyecto Berwick Bank, de 1.380 MW en esta subasta, situado en el mar del Norte frente a la costa oriental escocesa. Este parque está llamado a convertirse en uno de los mayores desarrollos eólicos marinos del mundo, y completa un complejo cuyo objetivo final ronda los 4 GW cuando todas las fases estén en marcha.
En Gales, el parque Awel y Môr (Fase A) marca el regreso de nuevos contratos tras más de una década sin adjudicaciones en esa región. Con 775 MW de capacidad de eólica marina fija, este proyecto refuerza el papel del mar de Irlanda y del litoral galés dentro del ecosistema eólico británico.
Eólica flotante británica: Erebus y Pentland como avanzadilla tecnológica
Aunque el volumen adjudicado sigue dominado por la eólica marina fija, la tecnología flotante gana protagonismo como apuesta de futuro en aguas profundas. En la séptima ronda, dos proyectos se han convertido en símbolos de esta nueva etapa: Erebus y Pentland Floating Offshore Wind Farm.
Erebus, con 100 MW, se localiza en el mar Céltico frente a Gales y representa uno de los primeros desarrollos flotantes de escala relevante en el Reino Unido. Promovido por Blue Gem Wind, este parque se considera un paso intermedio entre las instalaciones puramente experimentales y los grandes complejos comerciales que podrían llegar en la próxima década.
El proyecto Pentland, por su parte, aporta 92,5 MW de eólica flotante en el norte de Escocia. Situado frente a la costa escocesa, cuenta con el respaldo del vehículo de inversión pública Great British Energy y del National Wealth Fund, que ven en la flotante un elemento clave para desplegar renovables en zonas donde la cimentación fija no es viable por la profundidad o las condiciones del lecho marino.
Aunque los precios aún son sensiblemente más altos que los de la eólica fija, tanto el Gobierno como la industria coinciden en que estos proyectos son esenciales para madurar la tecnología, optimizar la cadena de suministro y reducir costes en los próximos años. La experiencia acumulada servirá de referencia directa para otros países europeos con litorales profundos, como España y Portugal, donde la eólica flotante se perfila como la principal vía para aprovechar el recurso eólico marino.
RWE, SSE y otros ganadores: concentración industrial y alianzas estratégicas
En el reparto de contratos, la alemana RWE emerge como uno de los grandes vencedores de la subasta, reforzando su posición como actor dominante en la eólica marina europea. La compañía ha asegurado cobertura para cerca de 6,9 GW, una cifra que refleja tanto su capacidad financiera como su apuesta de largo plazo por el mercado británico.
Dentro de este paquete, RWE lidera o codirige algunos de los proyectos clave: los parques Dogger Bank South East y Dogger Bank South West, de 1,5 GW cada uno, ambos en el mar del Norte; y los proyectos Norfolk Vanguard East y Norfolk Vanguard West, con potencias en torno a 1,5 GW por bloque, situados también en la franja oriental inglesa. En total, estos activos representan buena parte de la nueva capacidad marina adjudicada.
La estrategia de RWE se apoya en una red de alianzas con grandes inversores y socios industriales. En el caso de Norfolk Vanguard East y West, la empresa ha alcanzado un acuerdo con la firma global KKR, que adquirirá el 50% de ambos proyectos. Se espera que la decisión final de inversión y el cierre financiero se concreten en verano de 2026, con la vista puesta en una entrada en operación escalonada entre 2029 y 2030.
Los parques de Dogger Bank South se desarrollarán en consorcio con Masdar, mientras que el proyecto Awel y Môr, frente a la costa de Gales, se impulsa junto a Stadtwerke München y Siemens. En conjunto, estos desarrollos podrían suministrar electricidad renovable a más de seis millones de hogares británicos, reforzando el papel de RWE como uno de los actores clave de la transición energética en el país.
La compañía alemana no solo aporta capital, sino también experiencia técnica en desarrollo, construcción y operación de parques marinos, algo especialmente valioso en proyectos de gran escala donde la gestión de riesgos técnicos, ambientales y logísticos es determinante. Este modelo de colaboración, en el que operadores con trayectoria se asocian con fondos de inversión o utilities locales, se perfila como una pauta cada vez más extendida en Europa.
Seguridad energética, presión sobre las facturas y debate político
La apuesta por la eólica marina se enmarca en un contexto de altísima volatilidad de los mercados energéticos internacionales, con episodios de fuertes subidas de precios del gas ligadas a tensiones geopolíticas, especialmente en Oriente Medio y en la frontera de Europa del Este. Según las estadísticas que maneja el Gobierno británico, los vaivenes de estos mercados han contribuido a la mitad de las recesiones registradas desde la década de 1970.
Ante este escenario, el Ejecutivo de Londres defiende que acelerar la inversión en energía limpia de producción nacional es una forma de reducir la exposición a esas oscilaciones y de ganar margen de maniobra sobre el coste de la electricidad. De hecho, el Gobierno ha complementado las subastas con medidas presupuestarias destinadas a aliviar las facturas, incluyendo rebajas medias cercanas a los 150 euros anuales por hogar a partir de abril.
El secretario de Energía, Ed Miliband, ha calificado los resultados de la subasta como “un triunfo histórico” y ha subrayado que el país está “recuperando el control de su soberanía energética”. Según su planteamiento, la energía renovable generada en casa es la mejor opción para abaratar de forma duradera las facturas y crear empleo de calidad en todo el territorio.
No obstante, la subasta no ha estado exenta de controversia política. La oposición conservadora ha criticado el hecho de que los nuevos CfD para eólica marina de base fija se hayan cerrado a 90,91 £/MWh, aproximadamente un 11% por encima de la ronda anterior, y sostiene que esto podría “atar al país a precios elevados durante décadas”. El Gobierno replica que, incluso con este repunte, los contratos siguen siendo mucho más baratos que las nuevas plantas de gas y ofrecen una protección razonable a los consumidores frente a escaladas futuras de precios.
La industria, por su parte, ha recibido la subasta como un claro impulso al sector eólico marino tras un periodo complicado en el que varias subastas europeas quedaron desiertas o con baja participación. Asociaciones como el Global Wind Energy Council consideran que los resultados británicos “demuestran que la eólica marina ha vuelto con fuerza” y refuerzan el estatus del Reino Unido como destino prioritario para la inversión internacional en renovables.
Conexiones con España y Europa: precios, flotante y retrasos regulatorios
El éxito cuantitativo de la subasta británica contrasta con el bloqueo regulatorio que vive la eólica marina en España, donde la primera gran subasta —particularmente relevante para la tecnología flotante— sigue pendiente pese a los anuncios reiterados del Gobierno. Esta diferencia de ritmos ha reavivado el debate sobre hasta qué punto el modelo del Reino Unido puede servir de referencia para la península.
Uno de los puntos que genera más polémica es el nivel de precios adjudicados en la AR7. En el caso británico, algunos de los proyectos flotantes y precomerciales se sitúan en franjas que superan los 150-170 €/MWh si se convierten a euros, muy alejadas del contexto del mercado mayorista español. En España, el precio medio del “pool” en 2025 se movió alrededor de los 65 €/MWh, respaldado por una fuerte penetración de renovables terrestres y solares, lo que hace difícil justificar, hoy por hoy, una incorporación masiva de generación marina a precios tan elevados en el sistema peninsular.
La Asociación Empresarial Eólica (AEE) insiste en que se trata de situaciones no comparables. Factores como la distancia a costa, la profundidad del mar, el diseño de las instalaciones, el tamaño de los parques, la madurez de la tecnología flotante o los costes logísticos son muy distintos entre el mar del Norte, el mar de Escocia y los litorales españoles. Además, muchos de los proyectos flotantes adjudicados en Reino Unido tienen potencias en el entorno de 90-100 MW y aerogeneradores de unos 10 MW, lo que los sitúa más cerca de instalaciones precomerciales que de verdaderos grandes parques comerciales.
Donde sí podría tener sentido económico replicar algo del modelo británico es en sistemas eléctricos aislados como Canarias, donde el coste actual de generación convencional supera con creces el de la península. La AEE apunta que, con una instalación flotante comercial de entre 200 y 250 MW, los ahorros para el sistema podrían superar los 100 millones de euros anuales, llegando incluso a unos 115 millones si se tiene en cuenta el valor de los créditos de carbono y otros factores asociados a la descarbonización.
A nivel europeo, existen también precedentes con precios elevados ligados a contextos muy particulares, como el caso de un parque flotante precomercial de 17 MW en Japón, con un precio cercano a los 200 €/MWh en una zona afectada por tifones y con aerogeneradores pequeños. Para el sector, estos ejemplos sirven para recordar que no se puede extrapolar directamente el coste de instalaciones experimentales a lo que deberían valer los grandes parques comerciales en mercados maduros.
Industria europea y papel de España en la cadena de valor
Más allá de la comparación de precios, la subasta británica pone el foco en la cadena de suministro europea de eólica marina, donde España desempeña ya un papel relevante pese a no contar aún con parques operativos en sus aguas. La alianza entre Navantia Seanergies y Windar Renovables es un buen ejemplo de cómo el tejido industrial español se ha posicionado en la fabricación de componentes para proyectos internacionales.
En el astillero de Fene (A Coruña), ambas compañías han completado recientemente la jacket número 200 para eólica marina fabricada en España. Se trata de una cimentación fija para el parque marino Dieppe le Tréport, en Francia, promovido por un consorcio liderado por Ocean Winds. Desde los primeros contratos, hace más de una década, la alianza ha suministrado estructuras para parques como Wikinger (Alemania), Moray East y East Anglia One (Reino Unido), Nissum Bredning (Dinamarca) o St. Brieuc (Francia).
A estas 200 jackets producidas en Galicia se suman otras 80 unidades construidas en Reino Unido en las instalaciones adquiridas por Navantia UK en 2025, concretamente en Methil (Escocia) y en el astillero de Harland & Wolff en Belfast. Buena parte de esas estructuras se han destinado a proyectos británicos, como Ormond, Beatrice o el propio East Anglia One, hasta el punto de que el total fabricado por la alianza representa aproximadamente la mitad de las jackets instaladas en Europa.
El astillero de Fene se ha consolidado así como un centro de referencia europeo en eólica marina, combinando la producción de jackets con la fabricación de flotadores, monopilotes y, próximamente, subestaciones eléctricas offshore. Aunque España aún no ha desplegado su propio parque marino a gran escala, sus empresas ya están integradas en los grandes proyectos británicos y del norte de Europa, suministrando componentes críticos que sostienen este boom.
Ante este escenario, el Gobierno español ha comenzado a apoyar la preparación de infraestructuras clave como los puertos, con ayudas orientadas a reforzar la logística e industrialización asociadas a la eólica marina. Sin embargo, desde el sector se insiste en que, sin un calendario claro de subastas y un marco regulatorio estable, será difícil consolidar en España una cadena de valor completa que abarque también el desarrollo de proyectos en aguas nacionales.
Mientras Londres avanza con subastas periódicas y un esquema bien conocido por inversores, en Madrid aún se percibe un cierto bloqueo en la toma de decisiones, pese a que ya se ha celebrado una consulta pública y existen objetivos formales en la planificación energética a 2030. Para muchos actores, la experiencia británica demuestra que los proyectos tiran de la tecnología, la tecnología impulsa la logística y, en ese engranaje, puertos e industria necesitan señales claras de demanda futura.
El movimiento de Reino Unido, con una subasta que combina gran volumen, contratos a largo plazo y una mezcla de eólica fija y flotante, refuerza su posición como referente europeo en la transición energética y lanza un mensaje nítido a sus vecinos: quien marque primero el ritmo regulatorio y de inversión será quien capitalice antes la industria, los empleos y la innovación asociados al mar. Para España y otros países europeos, el reto pasa por encontrar un equilibrio entre la protección al consumidor, la competitividad del sistema eléctrico y la necesidad de aprovechar un recurso eólico marino que, bien gestionado, puede convertirse en uno de los pilares de la descarbonización en las próximas décadas.
