Análisis del tamaño y la cuota de mercado de la energía eólica marina flotante: tendencias de crecimiento y previsiones (2025-2030)

Tendencias y perspectivas del mercado mundial de energía eólica marina flotante

Crecientes adjudicaciones de arrendamientos en zonas de aguas profundas de EE. UU. y Asia Pacífico

Un aumento en las subastas de arrendamientos en aguas profundas está transformando el mercado de energía eólica marina flotante. La Oficina de Gestión de Energía Oceánica de Estados Unidos prepara múltiples ventas hasta 2025 y apunta a 15 GW de capacidad flotante para 2035. La iniciativa federal "Floating Offshore Wind Shot" combina estos arrendamientos con investigación y desarrollo destinados a lograr reducciones de costos del 70 %.^{(2)Departamento de Energía de EE. UU., “Floating Offshore Wind Shot”, energy.gov} En la región Asia-Pacífico, la licitación de 1.8 GW de Corea del Sur y la adhesión de Japón a la iniciativa estadounidense de reducción de costes ponen de relieve cómo las colaboraciones bilaterales están construyendo una cartera global de 244 GW. Los promotores consideran estas adjudicaciones como un paso intermedio entre la fase de demostración y la de instalaciones de varios GW, lo que impulsa inversiones tempranas en mejoras portuarias, fábricas de cables y buques de instalación. Por lo tanto, la continuidad de las políticas en la cuenca del Pacífico está asegurando flujos de ingresos rentables, a la vez que impulsa el mercado de energía eólica marina flotante hacia incrementos anuales de gigavatios.

Ampliación rápida de turbinas a la clase de 15-20 MW, lo que reduce el LCOE

Pasar de una base de 6-10 MW a turbinas de 15-20 MW reduce el consumo de cimentación por megavatio hasta en un 40 %, lo que reduce directamente el uso de acero y amarres. Estudios realizados en emplazamientos del Atlántico español revelan que las máquinas de 15 MW pueden elevar el LCOE a 100 €/MWh en condiciones favorables.^{(3)Equinor, “Hywind Tampen: el parque eólico flotante más grande del mundo”, equinor.com} Fabricantes como Siemens Gamesa y Vestas han acelerado sus calendarios de prototipos para asegurar una ventaja competitiva, mientras que los propietarios de puertos alargan sus muelles y refuerzan las estructuras de cuna para manejar palas de 120 m. La oleada de aumento de tamaño también reorganiza la demanda de buques: solo unos pocos WTIV de nueva generación pueden instalar nacelles de más de 1,200 toneladas, lo que genera nuevos picos en las tarifas de fletamento que obligan a los promotores a asegurar la capacidad con años de antelación. En general, la ampliación de escala de las turbinas es fundamental para cumplir los objetivos nacionales de reducción de costes y sostener el vertiginoso crecimiento del mercado de la energía eólica marina flotante.

Las conversiones de plataformas de petróleo y gas desbloquean la cadena de suministro del Golfo de México

La reutilización de plataformas inactivas compensa la volatilidad del precio del acero y acelera la tramitación de permisos, ya que las cimentaciones ya están cubiertas. Un estudio de marco de decisión muestra que la TIR de las renovaciones supera el 12 % cuando se extiende la vida útil en 25 años y las plataformas superiores se convierten en subestaciones flotantes.^{(4)Laboratorio Nacional de Energías Renovables, “Tendencias de turbinas marinas 2025”, nrel.gov} La densa red de astilleros del Golfo de México ofrece una masa crítica instantánea para cadenas de amarre, anclas y cables dinámicos, lo que reduce los costos logísticos en comparación con los astilleros nuevos. Europa refleja esta lógica: los operadores del Mar del Norte están reubicando estructuras semisubmarinas como bancos de pruebas para demostradores de 2 MW, validando los casos de carga antes de escalar a turbinas de 15 MW. Estas sinergias ayudan al mercado de energía eólica marina flotante a absorber la mano de obra de los servicios petroleros, a la vez que reducen los riesgos de los cronogramas, lo cual es crucial durante el actual ciclo de fluctuaciones en los precios del acero.

La reforma de los CFD en la UE y el Reino Unido impulsa la bancabilidad

La reforma de las normas de CfD del Reino Unido de 2024 introdujo ventanas de construcción por fases y una Bonificación de Industria Limpia que incentiva la fabricación nacional. Las asignaciones de contratos, que cubren 9.6 GW de capacidad baja en carbono, incluyeron un tramo de 400 MW para energía eólica flotante, lo que refuerza la confianza de los prestamistas una vez eliminado el riesgo de fluctuación de precios. Los análisis académicos muestran que los CfD bilaterales aumentan los ratios de endeudamiento alcanzables hasta en un 27 %, lo que reduce el coste medio ponderado del capital y potencialmente las tarifas al consumidor en 12 EUR/MWh. Europa continental está siguiendo el ejemplo: el diseño de las licitaciones francesas ahora premia el contenido de acero verde, una política que impulsa el desarrollo de astilleros flotantes emergentes. Estas reformas sientan las bases para las agencias de crédito a la exportación y los fondos de pensiones, canalizando así capital más barato hacia el mercado de la energía eólica marina flotante a medida que se concretan ciclos de inversión de capital multimillonarios.

La escasez de buques WTIV y FIV impulsa las tarifas diarias por encima de los USD 450

Solo 10 buques en todo el mundo pueden manejar turbinas que superen los 14 MW, y aún menos pueden levantar secciones de casco semisumergibles de 3 columnas. Las tarifas diarias ya han superado los 450,000 USD, aproximadamente el doble de los niveles de 2022, y la cartera de pedidos indica un déficit de construcción que se extenderá hasta 2028. La región Asia-Pacífico se enfrenta a obstáculos adicionales debido a las normas de cabotaje que restringen los cascos extranjeros, lo que significa que los proyectos japoneses y coreanos deben construir turbinas semisumergibles nacionales o absorber costosos viajes de movilización. Los promotores ahora incorporan cláusulas de disponibilidad de buques en los Acuerdos de Compra de Energía (PPA), lo que retrasa las Decisiones Finales de Inversión hasta que se aseguren los espacios de tonelaje. Este cuello de botella corre el riesgo de reducir las instalaciones eólicas marinas flotantes cercanas al mercado, a menos que se acelere el flujo de capital hacia astilleros especializados.

Fallas de cables dinámicos de alto voltaje en pilotos de profundidad de 50 a 100 m

En comparación con sus homólogos de fondo fijo, los cables de exportación dinámicos deben soportar flexiones cíclicas, tensión axial y una mayor corrosión. Los primeros pilotos reportaron fatiga del aislamiento, lo que provocó descargas parciales en los tres años posteriores a la puesta en servicio, lo que provocó interrupciones no programadas. El programa COREWIND busca una reducción de al menos el 15% del LCOE mediante geometrías optimizadas de catenaria a onda lenta. Investigaciones paralelas recomiendan blindaje compuesto y módulos de flotabilidad distribuida para suprimir los picos de curvatura; sin embargo, los proveedores comerciales siguen siendo limitados. Las primas de seguro ahora tienen un aumento para proyectos a profundidades de 50 a 100 metros, lo que refleja la escasez de datos. Resolver estas fallas es esencial para la rentabilidad y determinará la rapidez con la que el mercado de energía eólica marina flotante pasará de los parques piloto a los clústeres de 500 MW.

Análisis de segmento

Por la profundidad del agua: Las profundidades de transición anclan el despliegue temprano

Las zonas de transición entre 30 y 60 m representaron el 55 % de las instalaciones en 2024, lo que equivale a un mercado de energía eólica marina flotante de aproximadamente 131 MW. Estas ubicaciones reutilizan partes de las cadenas de suministro de fondo fijo, lo que permite a los desarrolladores validar amarres, sistemas SCADA y estrategias de operación y mantenimiento a un coste moderado. La popularidad de este segmento es evidente en los demostradores de Kincardine en Escocia y el Mediterráneo en Francia, que registraron una disponibilidad superior al 92 % en 2024. Sin embargo, el segmento de aguas profundas (por encima de los 60 m) está creciendo rápidamente, impulsado por perfiles eólicos más fuertes que aumentan la producción energética anual hasta en un 25 % en comparación con los emplazamientos de transición. A medida que la potencia de las turbinas supera los 15 MW, las aguas más profundas también reducen la oposición al impacto visual, un factor especialmente importante en las costas con gran afluencia turística.

Se pronostica que los proyectos en aguas profundas registrarán una CAGR del 88%, elevando su cuota de mercado de energía eólica marina flotante a poco más del 40% para 2030. Las zonas de Utsira-Nord en Noruega y Morro Bay en California ilustran cómo los bloques contiguos de 1 GW optimizan la disposición de los paneles y permiten corredores de exportación compartidos. Las grandes empresas de petróleo y gas aportan experiencia submarina que mitiga los riesgos meteorológicos y oceánicos, mientras que las sociedades de clasificación han codificado factores de fatiga de diseño que superan los 25 años. La categoría de aguas poco profundas (<30 m) sigue confinada a prototipos de I+D donde las condiciones del lecho marino o las limitaciones ecológicas hacen inviables los monopilotes fijos. Con el tiempo, se espera que la creciente confianza en el rendimiento dinámico de los cables y la redundancia estructural de los flotadores incline decisivamente la inversión hacia profundidades de agua superiores a 100 m, reforzando la trayectoria de aguas profundas para la industria eólica marina flotante.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tipo de plataforma flotante: Los semisumergibles mantienen el liderazgo a medida que aumentan las boyas de espiga

Los cascos semisumergibles dominaron el mercado de la energía eólica marina flotante con una cuota del 57% en 2024, impulsados ​​por diseños como WindFloat y VolturnUS, que pueden fabricarse en secciones modulares y botárselos desde muelles existentes. Su escaso calado facilita las operaciones de remolque sin necesidad de dragado extensivo, una ventaja clave para los países con limitaciones de astilleros. Los amarres utilizan cadena estándar y cabo de poliéster, lo que minimiza la necesidad de hardware a medida. Este enfoque proporciona estabilidad fiable con movimientos de cabeceo inferiores a 5°, lo que garantiza que las cargas del tren motriz se mantengan dentro de los límites de garantía para turbinas de 6 a 10 MW. Los desarrolladores valoran la adaptabilidad de la plataforma, que permite su despliegue desde los fiordos noruegos hasta las Islas Canarias.

Los conceptos de Spar-Buoy, aunque representan el 31% de la capacidad de 2024, están en una trayectoria de CAGR del 84% a medida que el uso de material por MW cae hasta en un 15% en comparación con los Semi-Sub. Las columnas de 107 m de longitud de Hywind Tampen verificaron tiempos de actividad operativa del 97% bajo borrascas del Mar del Norte. Las variantes futuras planean emplear técnicas de encofrado deslizante que reducen las horas-persona de fabricación, mientras que los largueros híbridos de hormigón y acero prometen mayores ahorros en gastos de capital. Las plataformas de patas de tensión ofrecen características de supresión de oleaje que son atractivas para alturas de góndola de turbina cercanas a los 180 m, pero la precisión del pilote de anclaje aumenta los costos. Los formatos de barcaza e híbridos siguen siendo de nicho, pero la planta japonesa de 3 MW Hibiki-nada muestra cómo las localidades de mar en calma pueden albergar cascos de francobordo bajo. La competencia entre los tipos de casco continuará hasta que la producción en masa aclare la opción más rentable; Sin embargo, los semisumergibles sirven actualmente como diseño de referencia para los prestamistas que evalúan el riesgo en el mercado de energía eólica marina flotante.

Según la clasificación de capacidad de la turbina: el aumento de escala impulsa la compresión de costos

Las turbinas en la banda de 5 a 10 MW captaron el 53% de las instalaciones, lo que resultó en un mercado de energía eólica marina flotante de aproximadamente 126 MW para 2024. Esta clase cuenta con una cadena de suministro consolidada de rodamientos para transmisión, motores de orientación y palas de menos de 90 metros, que aún pueden navegar a través de la mayoría de los espacios libres de las puertas de los puertos. Estas clasificaciones también se alinean con las envolventes de carga utilizadas para certificar a las primeras flotadoras, lo que simplifica las revisiones de bancabilidad. Aun así, el interés de los promotores se está inclinando rápidamente hacia unidades superiores a 15 MW, donde una sola máquina puede abastecer a 25,000 hogares y reducir el cableado de los sistemas en un 35%. Esta categoría superior a 15 MW tendrá una cuota de mercado del 38% de la energía eólica marina flotante para 2030, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 84%.

Las turbinas intermedias de 11-15 MW actúan como trampolines, permitiendo a los operadores escalonar las inversiones de capital mientras los astilleros se preparan para góndolas aún más grandes. Con los precios actuales de los materiales, las curvas de costes de España demuestran que las máquinas de 15 MW logran el mejor equilibrio entre la longitud de la cuerda de las palas, la masa en la cima de la torre y el desplazamiento del flotador. En el extremo inferior, las unidades con una capacidad ≤ 5 MW se desploman hasta alcanzar una demanda de un solo dígito fuera de las plataformas de investigación. La consolidación de componentes, que integra convertidores de potencia, transformadores y cuadros de distribución dentro de las góndolas, refuerza aún más la ventaja económica de la clase de alta capacidad, en consonancia con los objetivos nacionales que requieren menos concesiones de lecho marino para el mismo rendimiento energético.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por etapa de aplicación: Aumento de la escala de servicios públicos comerciales

Los parques piloto de 10 MW o menos aún representan el 68% de las instalaciones globales, lo que subraya la incipiente naturaleza del mercado eólico marino flotante. Estos proyectos validan estrategias de supervivencia bajo cargas combinadas de olas y corrientes, aceleran el aprendizaje sobre mantenimiento sin grúa y proporcionan a las aseguradoras conjuntos de datos que alimentan los modelos actuariales. Sin embargo, las empresas de servicios públicos están llegando rápidamente: la adjudicación de Pentland Firth, de 400 MW, en el Reino Unido, y la licitación de Golfe du Lion, de 250 MW, en Francia, ilustran cómo los bloques de varios cientos de megavatios están superando las expectativas de los comités de inversión. Los analistas prevén una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 93% para la categoría de servicios públicos, que eclipsará a los proyectos piloto en aumentos anuales de capacidad para 2027.

Los sistemas híbridos de energía eólica a hidrógeno verde, especialmente la eólica flotante con hidrógeno verde, están cobrando impulso en aquellos lugares donde las redes eléctricas débiles impiden las interconexiones a escala de gigavatios. Las hojas de ruta europeas para el hidrógeno prevén una producción de electrólisis de hasta 8 Mt/año para 2030, lo que creará sumideros de energía que pueden suavizar los perfiles eólicos variables. La coubicación también aprovecha las sinergias en subestaciones marinas compartidas, unidades de desalinización y corredores de gasoductos. En consecuencia, los inversores consideran la hibridación como una protección contra el riesgo de recortes de suministro, lo que refuerza el impulso hacia parques flotantes cada vez mayores y extiende la cadena de valor más allá de la mera venta de electricidad.

Análisis geográfico

Europa mantuvo una cuota dominante del 92% de los despliegues globales en 2024, con un mercado de energía eólica marina flotante cercano a los 220 MW. Los clústeres de ingeniería consolidados en Noruega, Escocia y Portugal respaldan este liderazgo, mientras que la ambición del Reino Unido de alcanzar un total de 50 GW de energía eólica marina —de los cuales 5 GW deben estar en flotación para 2030— consolida las carteras de proyectos futuros. Las subvenciones estatales, como el Plan de Inversión en Fabricación de Energía Eólica Marina Flotante de 160 millones de libras esterlinas, canalizan la inversión de capital (capex) hacia plantas de palas, torres y amarres, acortando así los plazos de entrega. La noruega Hywind Tampen ya ha demostrado ahorros concretos de CO₂ mediante la electrificación de plataformas petrolíferas, consolidando la aceptación pública y gubernamental. Francia le sigue con licitaciones en el Mediterráneo que favorecen a los astilleros de fabricación locales en Fos-sur-Mer y Port-la-Nouvelle, ampliando así la presencia industrial regional.

Asia-Pacífico es el teatro de operaciones de más rápido crecimiento, registrando una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 156%, a medida que las naciones insulares buscan opciones en aguas más profundas donde el ancho de las plataformas continentales es mínimo. El objetivo de Japón de 5.7 GW para el año fiscal 2030 y 45 GW para 2040 depende en gran medida de cimentaciones flotantes; sus estudios del lecho marino identifican 424 GW de recursos teóricos con velocidades de viento superiores a 10 m/s. La ronda de adquisiciones de 1.8 GW de Corea del Sur cerca de Ulsan promete impulsar una base de suministro especializada que abarca cadenas, anclas de succión y barcazas de carga pesada. Taiwán se posiciona como una alternativa no china para palas y góndolas, aprovechando los incentivos fiscales dentro de su zona de libre comercio del Puerto de Taichung. China domina las adiciones de fondo fijo, pero las autoridades provinciales desde Guangdong hasta Zhejiang están catalogando corredores eólicos flotantes que superan los 80 m de profundidad para diversificar los centros de carga costeros.

Norteamérica intensifica su actividad bajo los objetivos de 30 GW de energía eólica marina y 15 GW de energía flotante de la Administración Biden-Harris. Las zonas de arrendamiento gemelas de California, Morro Bay y Humboldt, podrían albergar capacidad suficiente para abastecer a 5.5 millones de hogares, pero las salvaguardas de la Ley de Especies en Peligro de Extinción para la ballena franca del Atlántico Norte prolongan los ciclos de permisos a lo largo de la costa del Pacífico. Las condiciones marítimas más templadas del Golfo de México y la densa infraestructura abandonada lo convierten en un candidato atractivo para los pioneros, con las grandes petroleras reutilizando plataformas autoelevables como estaciones de soldadura temporales. Canadá monitorea el progreso del sector mientras espera los estudios de engelamiento de las turbinas antes de establecer las cuotas nacionales, mientras que México explora incentivos políticos para integrar la energía eólica flotante con las centrales de gas de pico existentes en la Península de Baja California. En conjunto, los proyectos norteamericanos representan más de 40 GW de potencial subastado, una base que ampliará sustancialmente el mercado de energía eólica marina flotante después de 2027.