Por qué los multiplicadores de pérdidas de transmisión deben formar parte de la evaluación de inversiones en generación eléctrica en Gran Bretaña

Los costes asociados al uso de la red eléctrica se han convertido en uno de los principales factores que determinan la rentabilidad de los proyectos de generación en Gran Bretaña. Mientras que los cargos por uso del sistema de transmisión (TNUoS) son analizados con detalle e incorporados de forma habitual en los modelos financieros y en las subastas de contratos por diferencia (CfD), existe otro coste mucho menos visible que también afecta de forma significativa a los ingresos: los Transmission Loss Multipliers (TLM) o multiplicadores de pérdidas de transmisión.

Estos multiplicadores ajustan la energía que un generador recibe como válida para la liquidación del mercado, descontando las pérdidas que se producen cuando la electricidad viaja por la red de alta tensión. Aunque su impacto económico puede ser muy elevado, la mayoría de los modelos financieros apenas los consideran, lo que, según Aurora Energy Research, supone un riesgo creciente para inversores y promotores.

Números cantan

Las cifras ilustran la magnitud del problema. El parque eólico marino Beatrice, situado en el estuario de Moray, pierde alrededor de 9,9 millones de libras anuales por este concepto, acumulando unos 60 millones de libras en seis años de operación. En un parque eólico terrestre ubicado en el norte de Escocia y puesto en marcha en 2028, la aplicación de los TLM reduciría la tasa interna de retorno sin apalancamiento en 1,8 puntos porcentuales y recortaría cerca del 8 % de los ingresos previstos para 2030, suficiente para comprometer la viabilidad financiera del proyecto.

El funcionamiento de los TLM combina dos elementos. Por un lado, el Transmission Loss Factor (TLF), que estima el efecto de la generación en cada una de las 14 zonas eléctricas sobre las pérdidas de la red utilizando datos históricos. Por otro, el Transmission Loss Multiplier Offset (TLMO), calculado cada media hora, que distribuye las pérdidas reales del sistema, asignando el 45 % a los generadores y el 55 % a la demanda. La combinación de ambos factores determina el multiplicador final aplicado a cada instalación según su ubicación y el momento en que produce electricidad.

El impacto de este mecanismo no es uniforme. Los generadores renovables, especialmente los parques eólicos situados en el norte de Escocia, soportan la mayor penalización porque producen más energía precisamente en los periodos en que las pérdidas de la red son más elevadas, como ocurre durante los meses de invierno y los episodios de fuerte viento. En consecuencia, el efecto real de los TLM puede ser incluso superior al que reflejan los promedios anuales.

Los beneficios para los consumidoress

En el lado del consumo ocurre el fenómeno contrario. Grandes consumidores conectados directamente a la red de transporte, como centros de datos, pueden beneficiarse de descuentos en sus costes eléctricos si se encuentran en zonas con excedente de generación, como el norte de Escocia, mientras que las instalaciones situadas en el sur de Inglaterra o en Londres afrontan sobrecostes de entre el 3 % y el 4 %. Además, el consumo cubierto mediante generación propia detrás del contador queda exento de estos multiplicadores.

Los sistemas de almacenamiento mediante baterías presentan una situación intermedia. Pagan un multiplicador cuando importan electricidad para cargarse y otro cuando la exportan posteriormente. En Escocia, el beneficio obtenido durante la carga no compensa la penalización aplicada en la descarga, aunque el efecto económico final es menor que el sufrido por los parques eólicos y supone una reducción estimada de entre el 5 % y el 8 % de sus flujos de caja.

Uno de los principales problemas del sistema actual es la ausencia de previsiones oficiales a largo plazo. El operador del sistema y Elexon únicamente publican valores orientativos para el siguiente año regulatorio, calculados a partir de datos históricos. Esto obliga a desarrollar proyectos con una exposición económica que puede prolongarse durante varias décadas utilizando una señal de precios válida únicamente para doce meses.

La fragilidad del sistema quedó patente en 2025, cuando la publicación de los factores de pérdidas para el ejercicio 2025/26 reveló importantes anomalías. Posteriormente se descubrió que cuatro líneas de transmisión habían sido omitidas por error en los datos utilizados para los cálculos, provocando factores incorrectos durante todo un año. Tras corregir el fallo, las penalizaciones para el norte y el sur de Escocia disminuyeron aproximadamente cuatro puntos porcentuales, mientras que varias regiones del sur experimentaron ajustes cercanos a un punto.

Cálculo de los factores de pérdidas

Ante esta falta de transparencia, Aurora Energy Research ha desarrollado un modelo propio basado en simulaciones detalladas de la red eléctrica. Su metodología reproduce el cálculo de los factores de pérdidas y permite proyectar su evolución hasta 2050 bajo distintos escenarios de desarrollo de la infraestructura y condiciones meteorológicas, proporcionando una visión mucho más útil para la financiación de proyectos.

Aunque el debate regulatorio se centra habitualmente en los cargos TNUoS, Aurora sostiene que los TLM representan aproximadamente el 30% del riesgo total asociado a los costes de red para los proyectos escoceses. Ambos mecanismos penalizan precisamente las mismas zonas alejadas de los principales centros de consumo, donde se concentra gran parte del potencial renovable del país. En otras regiones, como Midlands o el este de Inglaterra, ambos incentivos pueden incluso actuar en direcciones opuestas.

La consecuencia para los desarrolladores es clara: deben incorporar estos costes adicionales en sus ofertas para las subastas CfD, elevando el precio de ejercicio solicitado y aumentando, en última instancia, el coste global del sistema eléctrico.

Las perspectivas apuntan además a un incremento de esta presión económica. Según las proyecciones de Aurora, las pérdidas de transmisión en Gran Bretaña crecerán alrededor de un 241 % hasta alcanzar cerca de 24 TWh en 2050, frente a los aproximadamente 7 TWh registrados en 2025. Aunque la expansión de nuevas líneas de corriente continua (HVDC) aliviará parcialmente la carga que soporta Escocia, las mayores diferencias entre regiones se producirán precisamente a finales de esta década y comienzos de la siguiente, cuando entren en funcionamiento numerosos proyectos renovables.

Para Aurora, la conclusión es inequívoca: un mecanismo capaz de reducir casi dos puntos porcentuales la rentabilidad de una inversión, de acumularse con otros costes de red y de quedar insuficientemente cubierto por el sistema de contratos por diferencia no debería seguir ausente de los modelos financieros utilizados para evaluar nuevas inversiones en generación eléctrica.