Publicado el: 2026-06-22
El sector eólico registró su mejor año hasta la fecha en 2025, con 165 GW de nueva capacidad instalada y un aumento de la capacidad global a 1299 GW. Sin embargo, en 2026 se enfrenta a una limitación distinta a la de hace una década. Ahora es posible construir turbinas a gran escala. La cuestión más compleja reside en si las redes eléctricas podrán absorber, transportar y monetizar la electricidad generada.
Ahí es donde ha cambiado el panorama del mercado. Más de 2500 GW de proyectos de energías renovables, almacenamiento y alta demanda se encuentran actualmente en lista de espera en la red eléctrica a nivel mundial, mientras que la inversión anual en la red debe aumentar aproximadamente un 50 % con respecto a los 400 mil millones de dólares actuales para 2030.
Por lo tanto, la siguiente fase de la inversión en energía eólica se centra menos en la cantidad de turbinas y más en la certeza de la conexión, la capacidad de transmisión, el almacenamiento y el equipo necesario para modernizar los sistemas eléctricos.
Para los traders, esto transforma la energía eólica, que antes se consideraba un simple tema de energía limpia, en un ciclo de revalorización de infraestructuras. Las señales más claras probablemente provengan de la brecha entre los proyectos que pueden conectarse a la red y aquellos que siguen estancados por obstáculos físicos.
La energía eólica añadió un récord de 165 GW en 2025, un 40 % más que el año anterior, lo que confirma su papel como infraestructura energética fundamental.
La energía eólica terrestre sigue siendo el motor a corto plazo, con 155,3 GW añadidos, lo que representa más del 94 % de las nuevas instalaciones.
La energía eólica marina añadió 9,3 GW en 2025 y ahora su valor depende cada vez más de la jurisdicción, la estabilidad de las políticas y la planificación de la red eléctrica.
La transmisión, los transformadores, los cables, las subestaciones y el almacenamiento se están convirtiendo en los principales puntos de escasez del sector.
La energía eólica terrestre sigue siendo la parte más rentable del sector. Es más barata, se construye más rápido y depende menos de buques especializados, puertos, cables submarinos y subestaciones marinas. En un mercado donde los costes de financiación siguen siendo importantes, esto facilita a los proyectos terrestres el camino desde la decisión de inversión hasta la obtención de ingresos.
Las cifras lo confirman. De los 165 GW añadidos globalmente en 2025, 155,3 GW correspondieron a energía terrestre. La energía marina generó 9,3 GW, menos del 6 % del total. Esto no debilita la viabilidad a largo plazo de la energía marina, pero sí demuestra por qué la energía terrestre seguirá siendo el motor de la expansión en 2026.
El crecimiento también está muy concentrado. China añadió 120,5 GW, aproximadamente el 73 % de la nueva capacidad mundial. India alcanzó un récord de 6,3 GW, Estados Unidos se recuperó hasta casi 7 GW en tierra firme, y Europa instaló 19,1 GW, cerca del 90 % de ellos en tierra.
| Señal del mercado | Figura 2025 | Lectura comercial |
|---|---|---|
| Adiciones globales de energía eólica | 165 GW | La demanda récord confirma la magnitud del proyecto. |
| ampliaciones en tierra | 155,3 GW | Fuente principal de capacidad a corto plazo |
| incorporaciones en alta mar | 9,3 GW | Estratégico, pero con mucha exigencia en la ejecución. |
| Adiciones de China | 120,5 GW | Ancla de la cadena de suministro global |
| Adiciones europeas | 19,1 GW | La red y los permisos definen el potencial alcista. |
| Adiciones de India | 6,3 GW | Señal de crecimiento de los mercados emergentes |
La clave para la inversión ya no reside únicamente en la capacidad. Abundan los megavatios anunciados; los megavatios viables son escasos. Un promotor con permisos, un contrato de compraventa y acceso garantizado a la red eléctrica conlleva un menor riesgo de ingresos que un competidor más grande con proyectos retrasados en lista de espera.
La energía eólica marina ofrece mejores ventajas económicas en algunos aspectos: turbinas más grandes, mayor potencial eólico y proximidad a los centros de consumo costeros. Su desafío reside en la ejecución. Cada proyecto requiere la coordinación de buques, permisos para el lecho marino, disponibilidad de puertos, cables submarinos, subestaciones marinas y financiación a largo plazo.
Esa complejidad explica por qué la energía eólica marina ya no se comercializa como un único tema global. Europa es el sector más fuerte del mercado porque los gobiernos del Mar del Norte consideran la energía eólica marina como una infraestructura compartida, conectando la generación con la transmisión transfronteriza mediante interconexiones submarinas. El mercado eólico europeo, en general, se expandió en 19,1 GW en 2025, lo que fortalece su estrategia eólica marina a pesar de las limitaciones en materia de permisos y redes.
Estados Unidos presenta un mayor descuento en sus políticas. La recompra de arrendamientos por un valor aproximado de 2600 millones de dólares, incluyendo un acuerdo de 765 millones de dólares que abarca cuatro proyectos en fase inicial, ha redirigido capital hacia otros activos energéticos y ha ejercido presión sobre algunos sectores del parque eólico marino federal. El recurso eólico sigue siendo atractivo, pero la señal política es menos estable.
La división ya es evidente. A nivel mundial, en 2025 se añadieron 9,3 GW de capacidad eólica marina, mientras que solo se adjudicaron 11,4 GW de nueva capacidad marina, aproximadamente una quinta parte del récord de 2024. Por ahora, la jurisdicción es tan importante como la velocidad del viento.
Las turbinas flotantes pueden aprovechar el viento en aguas profundas frente a las costas de Japón, Corea del Sur, Noruega y el Pacífico de Estados Unidos, donde las cimentaciones fijas resultan menos prácticas. El potencial de este recurso es considerable, pero su aplicación a escala comercial aún es limitada.
El problema radica en el costo y la madurez de la cadena de suministro. La energía eólica flotante aún requiere plataformas más económicas, sistemas de amarre probados, cables dinámicos, subestaciones flotantes y puertos capaces de manejar equipos de mayor tamaño. Esto la convierte en una opción a largo plazo, más que en un motor de ganancias a corto plazo.
La exposición a tecnologías más limpias puede surgir en etapas anteriores del proceso. Los fabricantes de cables, contratistas marítimos, traders portuarios e ingenieros especializados pueden obtener contratos antes de que los desarrolladores de energía eólica flotante generen beneficios significativos. En este segmento, los proveedores pueden rentabilizar la iniciativa antes que los propietarios del proyecto.
La principal discrepancia radica en los plazos. Un parque eólico suele desarrollarse en un plazo de 1 a 5 años. La línea de transmisión necesaria para transportar su energía puede tardar entre 5 y 15 años. Esta diferencia genera congestión, limitaciones y escasez de valor en toda la cadena de suministro de la red eléctrica.
La limitación de la producción es el síntoma financiero más evidente. Cuando la red no puede absorber la producción, las turbinas se apagan y la capacidad no utilizada deja de generar ingresos. Esto reduce la rentabilidad de los proyectos y aumenta el valor de cualquier activo que pueda disminuir la congestión o mejorar la capacidad de suministro.
| Embotellamiento | Efecto del mercado | Implicaciones comerciales |
|---|---|---|
| retrasos en la transmisión | Los proyectos esperan años para conectarse. | Los activos con acceso a la red eléctrica se negocian con una prima. |
| Reducción | Se pierden ingresos a pesar de la capacidad instalada. | El almacenamiento y la flexibilidad ganan valor. |
| escasez de transformadores | Los plazos del proyecto se extienden | Los fabricantes de equipos ganan poder de fijación de precios |
| demanda de cables submarinos | La energía eólica marina compite con las interconexiones. | Los retrasos en la entrega de cables respaldan los márgenes. |
| Colas congestionadas | El momento en que se generan los flujos de efectivo se vuelve incierto. | Los desarrolladores conectados obtienen múltiplos más altos. |
Los precios reflejan la escasez. Los precios de los transformadores, los interruptores y los cables de alta tensión casi se han duplicado en cinco años, lo que presiona a los promotores que no lograron fijar los costes, pero beneficia a los proveedores con capacidad ociosa y pedidos pendientes visibles.
Las tecnologías de mejora de la red eléctrica proporcionan una solución más rápida. La reconducción, la clasificación dinámica de líneas, el control avanzado del flujo de potencia y el almacenamiento utilizado como sistema de transmisión pueden aumentar la capacidad útil sin tener que esperar años para la construcción de nuevas líneas. Estas herramientas no sustituyen las grandes inversiones en la red, pero pueden impulsar proyectos que ya están próximos a conectarse.
La primera opción es la construcción en tierra firme frente a la construcción en alta mar. La construcción en tierra firme ofrece tiempos de construcción más rápidos, menor riesgo de ingeniería y menor exposición a los cuellos de botella de la infraestructura marítima. La construcción en alta mar ofrece un mayor potencial a largo plazo, pero su rentabilidad es más sensible a las políticas, la financiación y la ejecución de la cadena de suministro.
El segundo está conectado a través de colas. Los desarrolladores con acceso seguro a la red deberían obtener valoraciones más altas que las empresas que poseen grandes proyectos pero con retrasos.
El tercer factor son los equipos de red sobre las turbinas. Los fabricantes de turbinas se benefician de un mayor número de instalaciones, pero la competencia limita su capacidad para fijar precios. Los proveedores de cables, transformadores, subestaciones, almacenamiento y software de red se encuentran más cerca de esta limitación, ya que la demanda crece más rápido que la capacidad.
Esto orienta la exposición hacia traders de transmisión, fabricantes de equipos, empresas de almacenamiento y proveedores de software, en lugar de centrarse únicamente en las marcas de turbinas. Para una inversión diversificada, los ETF de energía limpia son una opción, como por ejemplo el iShares Global Clean Energy ETF, que abarca la energía eólica, solar y tecnologías relacionadas. La exposición al sector de servicios públicos también puede combinarse con esta temática, dado que las redes reguladas, la electrificación y el gasto en transmisión se enmarcan dentro del mismo ciclo de capital.
Precios de subastas europeas en alta mar: Se pone a prueba si los nuevos proyectos pueden afrontar los mayores costes de financiación, cables, buques y equipos.
Orientación sobre gastos de capital en transmisión: Respalda la exposición a los riesgos relacionados con los equipos de la red si las empresas de servicios públicos y los traders de red aumentan sus planes de gasto.
Retrasos en transformadores y cables: Confirma el poder de fijación de precios que ejerce presión en toda la cadena de suministro de la red eléctrica.
Reforma de la interconexión: Mejora la visibilidad del flujo de caja de los promotores al acortar el desfase entre la aprobación del proyecto y la obtención de ingresos.
Recortes en los tipos de interés: Ayudan a los proyectos de energía limpia que requieren una gran inversión de capital, pero no eliminan las limitaciones físicas de la red eléctrica.
Noticias destacadas sobre la política estadounidense en el sector offshore: Aumenta la volatilidad para los promotores inmobiliarios offshore expuestos a riesgos relacionados con arrendamientos, permisos y aprobaciones federales.
Inflación de los costos de los componentes: Presiona la economía débil de los proyectos cuando los desarrolladores no han fijado los costos de los equipos o de la construcción.
Las tasas de interés siguen siendo el factor macroeconómico determinante. Un financiamiento más barato beneficia a los proyectos de energía limpia que requieren una gran inversión de capital, pero no elimina el obstáculo físico. Los activos con mayor probabilidad de mantener una prima son aquellos que acortan el proceso desde la generación hasta la obtención de flujo de caja.
La energía eólica se encuentra ahora inmersa en un ciclo de ajuste de precios de la red eléctrica. Las instalaciones récord de 165 GW confirman la demanda, pero los más de 2500 GW de proyectos en lista de espera demuestran que la capacidad de conexión determina qué parte de esa demanda se convierte en ingresos.
La energía terrestre se encuentra en una mejor posición a corto plazo tras haber entregado 155,3 GW de los 165 GW instalados en 2025. La energía marina ofrece mayores beneficios a largo plazo, pero su rentabilidad depende en mayor medida de la jurisdicción, la estabilidad política y la ejecución de la cadena de suministro.
La capacidad eólica solo genera ingresos cuando la energía llega a los consumidores. Los retrasos en la transmisión, las restricciones, la escasez de transformadores y las colas congestionadas desplazan el poder de fijación de precios hacia los equipos de la red, el almacenamiento y los desarrolladores que ya cuentan con una conexión.
Sí. Los ETF de energía limpia diversifican su exposición a la energía eólica, solar, el almacenamiento de energía y tecnologías relacionadas. Instrumentos como ICLN.OQ ofrecen acceso temático, mientras que la exposición a servicios públicos a través de XLU.P puede complementar el enfoque en la infraestructura de la red eléctrica.
La industria eólica ha resuelto en gran medida el problema de la escala. Puede construir turbinas a escala global, con 165 GW añadidos en un solo año y 1299 GW instalados actualmente en todo el mundo. El mercado se centra ahora en el problema más complejo entre la turbina y el cliente: la transmisión, los transformadores, las subestaciones, el almacenamiento y la interconexión.
Ahí radica la escasez. En 2026, el comercio de energía eólica no se trata solo de generar más energía, sino de distribuirla.
