Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2020 - 2030 |
| Año base para la estimación | 2024 |
| Período de datos de pronóstico | 2025 - 2030 |
| Volumen de mercado (2025) | 111.48 gigavatio |
| Volumen de mercado (2030) | 150.25 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2025 - 2030) | 6.15% CAGR |
| Concentración de mercado | Media |
Principales actores
*Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. |
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Análisis del mercado energético del Reino Unido por Mordor Intelligence
Se prevé que el tamaño del mercado eléctrico del Reino Unido en términos de base instalada crezca de 111.48 gigavatios en 2025 a 150.25 gigavatios en 2030, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6.15% durante el período de previsión (2025-2030).
La aceleración del cierre de las centrales de carbón, la obligatoriedad de la instalación de paneles solares en los tejados de las nuevas viviendas y los objetivos de vehículos de cero emisiones se combinan para impulsar la electrificación entre los usuarios finales, mientras que la reducción de costes en energía eólica y solar permite que las nuevas energías renovables superen al gas natural en costes nivelados. La claridad de las políticas, basada en el compromiso de alcanzar las cero emisiones netas para 2050, garantiza la financiación a largo plazo, incluso cuando la volatilidad de los precios máximos afecta a los márgenes minoristas, y la sólida entrada de capital privado demuestra la confianza de los inversores en el mercado eléctrico del Reino Unido, a pesar de las limitaciones puntuales de la red. El cierre de las centrales nucleares reduce los márgenes de reserva, pero las turbinas preparadas para el hidrógeno, las baterías a gran escala y las interconexiones convergen para preservar la fiabilidad. En general, el mercado eléctrico del Reino Unido sigue figurando entre los sistemas eléctricos de mayor crecimiento de Europa, impulsado por el liderazgo tecnológico en energía eólica marina y un marco regulatorio que fomenta el desarrollo con bajas emisiones de carbono.
Conclusiones clave del informe
- Por fuente de generación, las energías renovables representaron el 56.3% del mercado eléctrico del Reino Unido en 2024 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.5% hasta 2030.
- Por usuario final, los servicios públicos representaron el 72.6% del consumo en 2024, mientras que se prevé que la demanda residencial aumente a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16.8% hasta 2030.
- En términos de posicionamiento empresarial, EDF Energy, SSE y National Grid gestionaron conjuntamente la mayor parte de los proyectos de desarrollo de grandes activos en 2024 y están ampliando sus ventajas de escala a través de estrategias de integración vertical.
Tendencias y perspectivas del mercado energético del Reino Unido
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Expansión de CFD para la energía eólica marina | + 1.5% | Escocia y la costa del Mar del Norte | Mediano plazo (2–4 años) |
| Eliminación gradual del carbón y transición del gas a las energías renovables | + 1.0% | Inglaterra y Gales | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Mandato legal de cero emisiones netas para 2050 | + 0.8% | Nacional | Largo plazo (≥ 4 años) |
| rápido descenso de los costes de la energía eólica y solar | + 0.6% | Zonas costeras y rurales | Mediano plazo (2–4 años) |
| Modernización de centrales de ciclo combinado preparadas para el hidrógeno | + 0.4% | Clústeres industriales | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Aumento de los PPA corporativos por parte de los centros de datos | + 0.5% | centros de datos | Corto plazo (≤ 2 años) |
Fuente: Inteligencia de Mordor
La expansión de los contratos por diferencia (CfD) de energía eólica marina impulsa la aceleración de la capacidad
La sexta ronda de asignación adjudicó 5.3 GW de proyectos marinos a aproximadamente 50 £/MWh, restableciendo la confianza tras el fracaso de la subasta anterior y señalando una estabilización de la cadena de suministro que mantiene los nuevos activos competitivos con los precios mayoristas.[ 1 ]Gobierno del Reino Unido, “Resultados de la sexta ronda de contratos por diferencia”, gov.uk La certeza de los ingresos durante 15 años respalda la inversión privada, generando un efecto de flujo continuo que se espera que añada 15 GW de energía eólica marina acumulada para 2030. La geografía de aguas poco profundas de Escocia y los astilleros de fabricación establecidos aceleran la instalación, mientras que el objetivo de 5 GW de energía eólica flotante desbloquea recursos más profundos y amplía el mercado energético del Reino Unido para el crecimiento futuro.
La eliminación gradual del carbón crea una demanda inmediata de reemplazo de la carga base.
Las últimas centrales de carbón de 2 GW cerraron en octubre de 2024, eliminando una fuente de energía fósil de respuesta rápida y obligando a los operadores del sistema a depender de turbinas de gas y baterías durante los periodos de baja actividad eólica. Si bien se prevé un aumento del consumo de gas a corto plazo, los más de 17 GWh de nueva capacidad de almacenamiento en baterías previstos para 2025 contribuirán a la gestión de la frecuencia, reduciendo la dependencia del GNL importado y alineándose con la trayectoria de descarbonización del mercado eléctrico del Reino Unido.
El mandato legal de cero emisiones netas para 2050 redefine las prioridades de inversión
La Ley de Cambio Climático proporciona certidumbre a largo plazo, lo que impulsa a las empresas de servicios públicos a integrar la descarbonización en las decisiones de gastos de capital para asegurar una financiación a bajo coste.[ 2 ]National Grid Group, “Red eléctrica para el crecimiento”, nationalgrid.com Los hitos intermedios, como una red eléctrica limpia para 2030, orientan la financiación hacia opciones listas para escalar, como la energía eólica marina, las baterías y el refuerzo de la red, mientras que los ensayos experimentales de energía mareomotriz siguen siendo un nicho de mercado.
La rápida disminución de los costes de las energías renovables acelera el logro de la paridad de red.
Los costes de la energía eólica marina han caído un 70 % desde 2010, situándose actualmente en torno a las 50 £/MWh, mientras que los de la energía solar para instalaciones eléctricas han descendido de forma similar, por debajo de las 40 £/MWh. Al no existir riesgo por la fluctuación del precio del combustible, estos activos garantizan costes estables a largo plazo, lo que los hace atractivos para las empresas compradoras que amplían la demanda más allá de las subastas públicas.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Ola de retirada de la flota nuclear envejecida | -1.2% | centrales nucleares de Escocia e Inglaterra | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Costos de congestión de la red y reducción de energías renovables | -0.8% | Corredor Escocia-Inglaterra | Mediano plazo (2–4 años) |
| Lenta aprobación de los planes para mejoras de la red eléctrica terrestre | -0.6% | Rutas de Inglaterra y Gales | Largo plazo (≥ 4 años) |
| El régimen volátil de topes de precios socava la certidumbre de los ingresos. | -0.5% | mercados minoristas de Gran Bretaña | Corto plazo (≤ 2 años) |
Fuente: Inteligencia de Mordor
La ola de retirada de la flota nuclear envejecida amenaza la capacidad de carga base.
La central nuclear Hunterston B finalizó su proceso de desmantelamiento en abril de 2025, marcando el primero de varios cierres que eliminarán aproximadamente 8 GW de producción constante y baja en carbono.[ 3 ]Energy Global, "Clearstone Energy obtiene la aprobación para proyectos de almacenamiento de baterías en el Reino Unido", energyglobal.com Los picos de demanda invernales aumentan a medida que se expanden las bombas de calor y la carga de vehículos eléctricos, por lo que las baterías, la respuesta a la demanda y las centrales de punta preparadas para hidrógeno se convierten en soluciones provisionales críticas hasta que llegue la ampliación de 3.2 GW de Sizewell C a principios de la década de 2030.
La congestión de la red eléctrica genera residuos renovables por valor de mil millones de libras esterlinas al año.
Las limitaciones en la transferencia de energía entre los parques eólicos escoceses y los centros de consumo ingleses provocaron pagos por reducción de producción por valor de 1 millones de libras esterlinas en 2024, lo que afectó negativamente a la rentabilidad de los proyectos y aumentó los costes para el consumidor. El proyecto de mejora «Más allá de 2030», con un presupuesto de 58 millones de libras esterlinas, aborda este cuello de botella, pero la oposición local prolonga los plazos de construcción.
Análisis de segmento
Por fuente de generación de energía: Las energías renovables lideran la nueva capacidad
Las energías renovables alcanzaron el 56.3 % de la capacidad instalada en 2024 y avanzan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.5 %, impulsadas por los 882 MW de Moray West y los 9.6 GW de nuevos contratos por diferencia (CfD). La energía eólica marina impulsa las grandes incorporaciones, pero la energía solar fotovoltaica en tejados (obligatoria) y las baterías de almacenamiento de energía (consumo distribuido) consolidan el crecimiento distribuido. Los activos térmicos disminuyen a medida que se abandona el carbón y el gas pasa a cubrir la demanda punta; las turbinas preparadas para hidrógeno cubren la brecha, mientras que la capacidad nuclear se contrae hasta la finalización de Sizewell C. En conjunto, se prevé que las energías renovables superen el 60 % del tamaño del mercado eléctrico del Reino Unido para finales de la década.
Los datos operativos confirman el auge del almacenamiento en baterías, con más de 17 GWh programados para conectarse a la red en 2025 con el fin de mejorar la respuesta de frecuencia y optimizar los diferenciales intradiarios. A medida que las nuevas turbinas eólicas de 15 MW aumentan sus factores de capacidad, también lo hacen los riesgos de limitación de la producción, lo que subraya la necesidad de activos flexibles y del comercio interregional.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
Por usuario final: Las empresas de servicios públicos dominan el volumen, la demanda residencial se dispara.
Se prevé que las empresas de servicios públicos controlen el 72.6 % de la energía suministrada hasta 2024, dada su función en la adquisición, el equilibrio y la infraestructura de distribución. Sin embargo, el consumo residencial está aumentando a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16.8 %, impulsado por las bombas de calor, los vehículos eléctricos y la energía solar fotovoltaica en los tejados, que alimentan la tendencia de los prosumidores. La normativa sobre vehículos de cero emisiones, que aspira a que el 80 % de las nuevas ventas sean de este tipo para 2030, convierte la carga nocturna en el nuevo punto de mayor demanda, lo que impulsa las tarifas por franjas horarias y los programas piloto de vehículos a la red eléctrica liderados por comercializadoras ágiles.
Los clientes comerciales e industriales se protegen de la volatilidad mediante acuerdos de compra de energía (PPA) corporativos y generación in situ, reduciendo así los volúmenes minoristas habituales. Los clústeres de centros de datos en torno a Londres y el corredor de la autopista M4 solicitan líneas dedicadas de 400 kV, acelerando las mejoras de las subestaciones eléctricas en el marco del programa de red de National Grid, valorado en 60 000 millones de libras. Las empresas de servicios públicos integradas responden combinando tarifas verdes con servicios de flexibilidad, equilibrando los ingresos frente a los márgenes mayoristas volátiles.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
Análisis geográfico
En 2024, Escocia generó el 61.8% de su electricidad a partir de fuentes limpias y exportó el 37% al sur, convirtiendo a la región en la columna vertebral renovable del mercado eléctrico del Reino Unido.[ 4 ]Oficina de Estadísticas Nacionales, “Generación Regional 2024”, ons.gov.uk El capital privado se alinea: la cartera de almacenamiento de Zenobē, valorada en 750 millones de libras esterlinas, amplía la capacidad de las baterías locales para aprovechar la energía eólica a precios reducidos y minimizar la limitación de la producción. Sin embargo, los cuellos de botella en la red troncal Escocia-Inglaterra retrasan la plena monetización hasta que la Gran Mejora de la Red proporcione nuevas rutas de 400 kV.
Inglaterra sigue siendo el centro de la demanda, albergando la mayor parte de las centrales de gas y nucleares para proporcionar inercia y respaldo durante periodos de viento débil. La creciente zona de centros de datos de Londres incrementa la demanda de megavatios, lo que ejerce presión sobre los circuitos de distribución e impulsa proyectos piloto de redes inteligentes y la agregación de la respuesta a la demanda. Los condados del norte están reconvirtiendo antiguas instalaciones industriales en centros de producción de hidrógeno y captura de carbono, aprovechando los oleoductos y puertos de aguas profundas existentes.
Gales e Irlanda del Norte poseen cargas menores, pero importantes activos estratégicos, como los parques eólicos del Mar Céltico, las centrales hidroeléctricas de bombeo de Snowdonia y la interconexión del mercado insular, que ofrece flexibilidad comercial bidireccional. El proyecto de baterías de 350 MW de RWE en Gales, actualmente en revisión por la comunidad, refleja un interés sostenido en los servicios de red, mientras que Irlanda del Norte busca una mayor penetración de la energía eólica terrestre, facilitada por el equilibrio transfronterizo.
Panorama competitivo
El mercado eléctrico del Reino Unido presenta una concentración moderada; la pérdida de algunos proveedores transfiere cuota de mercado a las empresas consolidadas que controlan la generación, las redes y la comercialización. EDF Energy, SSE y National Grid canalizan sus economías de escala hacia participaciones en energía eólica marina, alianzas en el sector de las baterías y plataformas digitales para clientes, mientras que las marcas emergentes se centran en la conmutación mediante aplicaciones y las tarifas verdes. El presupuesto de inversión de National Grid, de 60 000 millones de libras, subraya su dominio como operador del sistema, pero también suscita un mayor escrutinio por parte de los reguladores en cuanto a la rentabilidad permitida.[ 5 ]National Grid Group, “Resultados del año completo 2025”, nationalgrid.com
Las grandes petroleras, como TotalEnergies y Ørsted, aprovechan la solidez de sus balances para adquirir oleoductos, integrando energía eólica y almacenamiento para asegurar acuerdos de compra de energía (PPA) a precio fijo con hiperescaladores. La competencia minorista se está orientando hacia la estratificación de servicios, la gestión energética del hogar, los paquetes de carga para vehículos eléctricos y el arrendamiento de bombas de calor, donde el análisis de datos supera la oferta de materias primas. Los debates sobre el diseño del mercado en torno a la fijación de precios por zonas y la reforma del mercado de capacidad mantienen la estrategia en constante evolución, pero la escala, el alcance digital y las carteras de energías renovables siguen siendo las ventajas comparativas que determinarán la cuota de mercado futura.
Líderes de la industria energética del Reino Unido
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Electricite de France SA
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Vestas Wind Systems A / S
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Siemens Gamesa Renewable Energy, SA
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Grupo Ecotricity Ltd.
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Engie S.A.
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Junio de 2025: El gobierno británico ha aprobado la construcción de la central nuclear Sizewell C, el primer reactor de propiedad mayoritariamente británica en tres décadas. Esta nueva central añadirá 3.2 GW de capacidad de carga base, suficiente para abastecer a 6 millones de hogares y contribuir a la seguridad energética del Reino Unido y a sus objetivos de cero emisiones netas.
- Junio de 2025: TotalEnergies ha adquirido una cartera de proyectos solares y de almacenamiento de energía en baterías en el Reino Unido, con una capacidad combinada de 435 MW, pertenecientes a Low Carbon. Esta adquisición incluye 350 MW de energía solar y 85 MW de almacenamiento de energía en baterías.
- Abril de 2025: EDF Renewables ha puesto en marcha su primera planta solar operativa en el Reino Unido, la de Sutton Bridge, lo que supone un paso importante en su expansión más allá de la energía nuclear. La planta solar de 49.9 MW, ubicada cerca de Spalding en Lincolnshire, tiene capacidad para abastecer de energía a más de 9,000 hogares al año y reducir las emisiones de dióxido de carbono en aproximadamente 21 000 toneladas anuales.
- Marzo de 2025: Ørsted ha iniciado la construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a escala de red en el Reino Unido, concretamente junto a su parque eólico marino Hornsea 3. Este proyecto, denominado Iceni, será uno de los mayores sistemas de almacenamiento de baterías de Europa, con una capacidad de 600 MWh y una potencia nominal de 300 MW.
Alcance del informe sobre el mercado eléctrico del Reino Unido
El informe del mercado eléctrico del Reino Unido incluye:
| Por fuente de generación de energía | Rodillera |
| Nuclear | |
| Renovables | |
| Por usuario final | Utilidades |
| Comercial e Industrial | |
| Residencial |
Por fuente de generación de energía
| Rodillera |
| Nuclear |
| Renovables |
Por usuario final
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| Comercial e Industrial |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Cuál es la capacidad proyectada del sistema eléctrico del Reino Unido en 2030?
Las previsiones sitúan la capacidad en 150.25 GW para 2030, frente a los 111.48 GW de 2025, lo que refleja una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC) del 6.15%.
¿Qué tecnología añade la mayor cantidad de capacidad nueva?
La energía eólica marina lidera las incorporaciones, impulsada por 5.3 GW de contratos CfD adjudicados en la Ronda 6 de Asignación y emplazamientos favorables en aguas poco profundas.
¿A qué ritmo está creciendo la demanda residencial?
El consumo residencial de electricidad está creciendo a una tasa anual compuesta del 16.8% hasta 2030, impulsado por las bombas de calor, la recarga de vehículos eléctricos y la energía solar en los tejados.
¿Qué desafíos dificultan el crecimiento de las energías renovables?
La congestión de la red eléctrica entre Escocia e Inglaterra, la lentitud en la aprobación de los planes para nuevas líneas y el cierre de centrales nucleares lastran el crecimiento a corto plazo.
¿Quiénes son los actores dominantes del mercado?
EDF Energy, SSE y National Grid ocupan posiciones de liderazgo, fortalecidas por la integración vertical en generación, redes y comercialización.
¿Cuánta energía renovable exporta Escocia?
Escocia exportó el 37% de su generación de energía en 2024 a Inglaterra, lo que subraya su papel como principal proveedor de energía limpia del Reino Unido.
Última actualización de la página: 31 de octubre de 2025
