De la carrera de instalación a la carrera de sistemas: perspectivas de las energías renovables para 2026 y la propuesta competitiva de la industria británica

Después de que las energías renovables superaran por primera vez al carbón a principios de 2025 y se convirtieran en la mayor fuente de electricidad del mundo, el foco de la competencia del sector ya no es la velocidad de la nueva capacidad instalada, sino si el sistema puede absorber esa electricidad, si el capital puede obtener retornos previsibles y si la cadena industrial local puede ocupar una posición en esta ronda de reconfiguración.

En la mesa redonda monográfica sobre energía y servicios públicos de enero de 2026 de *Financier Worldwide*, Seyda Duman, de Milbank; Adam McWilliams, de Quinn Emanuel Urquhart & Sullivan UK LLP; y Oly Moir, de Slaughter and May, ofrecieron, desde una perspectiva jurídica y de transacciones, juicios que constituyen precisamente un marco de observación que pueden utilizar los investigadores de política industrial del Reino Unido.

I. La narrativa climática retrocede y la de seguridad pasa a primer plano

McWilliams ofreció un juicio con notables implicaciones de política: el panorama global de las energías renovables está pasando de la “prioridad climática” a una “economía impulsada por la seguridad”. Además de sus objetivos de largo plazo para 2050, China, Europa y Estados Unidos sitúan cada vez más la resiliencia de las cadenas de suministro y la competitividad industrial en un plano equivalente.

El trasfondo es una capacidad de fabricación y procesamiento altamente concentrada: China representa más del 80 % de la fabricación fotovoltaica mundial, alrededor del 75 % de la fabricación de baterías y entre el 95 % y el 97 % del procesamiento de tierras raras. McWilliams señala que esta dependencia estructural se está convirtiendo en el objeto que las políticas de otras economías intentan “desenredar”. Para el Reino Unido, esto significa que la transición energética ya no es un asunto del departamento de medio ambiente, sino una agenda central del departamento de industria: los módulos fotovoltaicos, las celdas de baterías y la capacidad de procesamiento de minerales críticos constituyen una cuestión de capacidad industrial del mismo nivel que la aviación y la defensa.

Un juicio que reapareció repetidamente en la misma discusión es que reencuadrar la descarbonización como “seguridad energética” es políticamente más duradero que la mera argumentación climática. McWilliams considera que el Pacto Verde de la UE, al posicionar la energía eólica a la vez como solución climática y sector estratégico, es precisamente una expresión de esta lógica: la energía eólica europea sostiene actualmente alrededor de 300.000 puestos de trabajo y se prevé que se convierta en la mayor fuente de electricidad de Europa en 2027.

II. La demanda cambia primero: la IA y la electrificación reescriben la curva de carga

Moir señala que la demanda mundial de electricidad ya crece más rápido que la demanda energética total, impulsada por las aplicaciones de IA, la movilidad eléctrica y los sistemas de refrigeración, mientras que casi toda la nueva capacidad instalada corresponde a las energías renovables.

McWilliams añadió una referencia de magnitud aún más impactante: según las previsiones del sector, el consumo eléctrico de los centros de datos podría superar en 2030 el consumo eléctrico de todo Japón; al mismo tiempo, los cuellos de botella de la red ya han provocado que alrededor del 20 % de los nuevos proyectos se retrasen.Para el sistema industrial británico, la implicación de que estas dos informaciones se superpongan es que: la viabilidad de la electrificación manufacturera depende cada vez más de los precios de la electricidad y de los tiempos de espera para la conexión, y no de la capacidad total instalada de energías renovables. Cuando los centros de datos, los proyectos de manufactura avanzada y las instalaciones de hidrógeno compiten por capacidad de conexión en la misma cola de la red eléctrica, la cuestión de la distribución espacial de la estrategia industrial se convierte en una cuestión de despacho de la red y de secuenciación de inversiones.

III. El verdadero cuello de botella: red eléctrica, almacenamiento y flexibilidad

Moir sitúa las restricciones de la red como el cuello de botella clave para el despliegue de renovables: la cola de conexión supera con creces la capacidad disponible y se necesitan grandes actualizaciones de transmisión. La tercera tendencia estructural es la flexibilidad: a medida que aumenta la proporción de fuentes intermitentes, el sistema necesita activos capaces de estabilizar la red: almacenamiento de corta y larga duración (baterías, hidrógeno, hidroeléctrica de bombeo), energía nuclear (incluidos los reactores modulares pequeños), fuentes de bajas emisiones de carbono despachables y centrales de gas con captura y almacenamiento de carbono.

La cuarta es la puesta en precio de los instrumentos de política. Países como el Reino Unido, mediante contratos por diferencia (CfD), mercados de capacidad y el modelo de "base de activos regulados" (RAB), reducen el costo del capital y estabilizan los precios para los consumidores. Moir menciona en particular que el almacenamiento de larga duración (LDES) está recibiendo apoyo político: el Reino Unido adopta un mecanismo de "techo y suelo" (cap-and-floor), mientras que Italia utiliza subastas MACSE para reducir el riesgo de deuda y mejorar la financiabilidad de los proyectos.

La propia curva de costos del almacenamiento también está reajustando las expectativas del sector. McWilliams señala que, en una semana de 2024, la demanda mundial de baterías ya superó la demanda total de todo un año una década antes y alcanzó por primera vez 1 TWh; China controla más del 75% de la fabricación de celdas de baterías y, gracias a la integración vertical y la escala, obtiene una ventaja de costos. Las baterías de ion-litio, pese a la volatilidad de las materias primas, en conjunto siguen siendo más baratas. En cuanto a las rutas tecnológicas, la UE lidera en almacenamiento de energía por aire líquido, la hidroeléctrica de bombeo aporta 46 GW de capacidad instalada en la UE, y las baterías de sodio-ion, de flujo y de estado sólido se utilizan para diversificar riesgos. A nivel de políticas, la Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos, el Reglamento de Baterías de la UE y la Ley de Energía del Reino Unido ofrecen cierta certidumbre en requisitos de reciclaje e incentivos de fabricación.

Duman añade desde el lado operativo: los operadores de almacenamiento ya han empezado a usar IA para analizar patrones meteorológicos, datos históricos y precios de mercado, y su precisión de predicción mejora alrededor de un 25% respecto de los métodos tradicionales, lo que les permite cargar con mayor exactitud cuando los precios de la electricidad son bajos y descargar en los picos, ampliando el espacio de arbitraje.

El juicio clave aquí es que el almacenamiento está pasando de ser un papel de nicho en servicios auxiliares a convertirse en un componente central de la infraestructura del sistema. Para el Reino Unido, los activos de almacenamiento financiables, los mecanismos de ingresos del almacenamiento de larga duración y la capacidad de fabricación de equipos de red constituyen una franja industrial que sirve tanto a la seguridad energética como al potencial exportador.

IV. La credibilidad de las políticas es el costo del capitalEl juicio de Moir es bastante directo: los inversores quieren certeza, políticas estables y transparencia; los riesgos políticos, como las elecciones, a menudo inhiben la inversión. La incertidumbre en torno a la Ley de Reducción de la Inflación ya ha sacudido la confianza de los inversores estadounidenses y ha retrasado la entrada de capital. En comparación, Europa y el Reino Unido han construido credibilidad mediante los CfD, los mercados de capacidad y el modelo RAB para el transporte y almacenamiento de CO2 y la nueva energía nuclear: estos mecanismos están diseñados precisamente para reducir el costo de financiación con flujos de efectivo predecibles. El Clean Power 2030 del Reino Unido y el apoyo dirigido al almacenamiento de energía de larga duración se consideran un refuerzo del compromiso a largo plazo.

Los datos estadounidenses que ofrece McWilliams ilustran la escala de la política: se prevé que el IRA movilice más de 1 billón de dólares en inversiones para 2032, las nuevas instalaciones fotovoltaicas están entre un 40 % y un 50 % por encima de lo previsto antes de la aprobación del IRA, y alrededor de tres cuartas partes de la inversión en energía limpia fluyen hacia condados por debajo de la mediana de ingresos. Este patrón invierte la desigualdad regional de inversión que había persistido durante mucho tiempo, y su momento coincide con el objetivo propuesto por la “hoja de ruta de Bakú a Belém” de la COP30 de alcanzar 1,3 billones de dólares anuales de financiación climática para 2035.

Pero Duman hace una advertencia necesaria: los inversores son ahora más cautelosos con los marcos de política, porque las políticas pueden retirarse debido a cambios de gobierno o a cambios en el clima político, y también pueden provocar inversiones equivocadas dentro del sector.

Esto adquiere una tensión real en el Reino Unido hoy. En el mismo debate se señaló claramente que el Gobierno británico ya ha publicado un documento de consulta sobre el ajuste o la suspensión del índice de ajuste por inflación (inflation escalator index) en los créditos de energías renovables; y la oposición del Gobierno federal de Estados Unidos a los proyectos de energía eólica marina también constituye una señal de presión. El activo institucional más importante del Reino Unido durante mucho tiempo ha sido precisamente lo que Moir destaca: “estabilidad, simplicidad y ejecución creíble”. Cualquier ajuste fino de los mecanismos motivado por la presión de las facturas a corto plazo debe tener como premisa no dañar el costo del capital a largo plazo; de lo contrario, los subsidios ahorrados podrían verse compensados por costos de financiación más altos.Para una trayectoria de descarbonización basada en clústeres industriales, esto significa que el obstáculo central del hidrógeno verde no es la tecnología de los electrolizadores, sino el diseño de financiabilidad del lado de la demanda: los contratos de compra a largo plazo, los mecanismos de recuperación de la inversión en infraestructura compartida y las estructuras contractuales que distribuyen el riesgo a nivel de proyecto son las variables que determinan si el hidrógeno verde puede pasar de la demostración a la escala.

VI. Tres juicios

Primero, la política energética y la política industrial ya se han fusionado en un mismo ámbito de política. Cuando la fotovoltaica, las baterías y el procesamiento de tierras raras están altamente concentrados, la descarbonización es un problema de cadena de suministro; y un problema de cadena de suministro es un problema de política industrial.

Segundo, el criterio para medir la competitividad está pasando del “costo de generación” al “costo del sistema + costo de capital”. Quien resuelva más rápido las colas de acceso a la red, establezca antes un mecanismo de ingresos para el almacenamiento de larga duración y reduzca con mayor eficacia el costo de financiación, podrá convertir la ventaja física de las renovables en una ventaja de precio de la electricidad industrial.

Tercero, la previsibilidad de las políticas es en sí misma un activo industrial. El valor de los CfD, los mercados de capacidad, el RAB y los mecanismos de techo y suelo no radica en la escala del subsidio, sino en que convierten los compromisos políticos en flujos de caja valorables.

Una frase de McWilliams puede servir como la indicación más concisa para el Reino Unido en los próximos cinco años: los países capaces de profundizar sus cadenas de suministro locales, asegurar minerales críticos y gestionar eficazmente la transición social obtendrán un crecimiento extraordinario de la inversión y el despliegue a finales de la década de 2020.

Variables que merecen observación continua

• Si la reforma del acceso a la red y la inversión en transmisión podrán acortar sustancialmente los tiempos de espera en 2026-2027;
• Los detalles de diseño del mecanismo de “techo y suelo” para el almacenamiento de larga duración en el Reino Unido y el desempeño de financiación de los primeros proyectos;
• La dirección política del índice de ajuste por inflación de los créditos de energía renovable y su impacto en el costo de financiación de los CfD;
• Si los contratos de compra a largo plazo de hidrógeno verde y la infraestructura compartida de transporte y almacenamiento podrán formar un modelo de negocio replicable;
• La asignación de capacidad en una misma red entre la demanda eléctrica impulsada por la IA y la electrificación industrial.