Análisis del tamaño y la cuota de mercado de las energías renovables: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado mundial de energías renovables

Los acuerdos corporativos de compra de energía aceleran la construcción de plantas de servicios públicos en América del Norte y Europa.

Los PPA corporativos se han convertido en coberturas de balance a 15-20 años que reemplazan el riesgo comercial con crédito de grado de inversión, lo que permite a los desarrolladores alcanzar el cierre financiero más rápidamente que con las licitaciones tradicionales de servicios públicos. La cartera de 1.5 GW de Meta con RWE en 2024 ejemplifica cómo los compradores de centros de datos suscriben proyectos multinacionales, reduciendo los ciclos de construcción de energía solar a menos de 24 meses y los de energía eólica terrestre a aproximadamente 30 meses. Los desarrolladores priorizan los proyectos contratados sobre los activos especulativos, por lo que el mercado de energías renovables ahora está marcado por grandes compradores en lugar de por los reguladores. A medida que más empresas establecen objetivos con base científica, se espera que la demanda agregada supere los 40 GW de nueva capacidad anualmente hasta 2030, lo que refuerza la trayectoria a largo plazo del mercado de energías renovables. La visibilidad resultante reduce el costo promedio ponderado del capital y eleva el límite de despliegue en redes de alta penetración.

La demanda de centros de datos a gran escala impulsa la adquisición de energía solar y eólica en los países nórdicos e Irlanda.

Las cargas de trabajo de IA impulsan el crecimiento de la electricidad en los campus en la nube, lo que obliga a los operadores a consolidar la generación renovable en regiones con excedentes de energía hidroeléctrica y eólica. El acuerdo de 500 MW de Google con Noruega para la energía eólica ilustra cómo las empresas aprovechan la combinación de energía limpia de los países nórdicos, mientras que la congestión de la red en Dublín ha desviado la inversión hacia Suecia y Finlandia. El mercado de las energías renovables responde desarrollando energía solar y almacenamiento in situ que reducen la dependencia de nodos con limitaciones de transmisión. Esta dinámica canaliza el capital hacia activos distribuidos, fomentando los inversores que forman la red y las arquitecturas de microrredes. La elasticidad de la demanda a corto plazo se mantiene alta, y los desarrolladores que pueden combinar la generación con baterías obtienen la condición de proveedor preferente con los hiperescaladores.

Los oleoductos de gigavatios de hidrógeno verde impulsan el aumento de capacidad en MENA y Australia.

Proyectos como NEOM (un híbrido eólico-solar de 4 GW) en Arabia Saudí y el complejo Pilbara de 5 GW en Fortescue están contratando directamente la producción renovable para electrolizadores, evitando así la desconexión a la red y generando una cadena de valor integrada verticalmente. Dado que los compradores de hidrógeno firman acuerdos de suministro a 20 años, los promotores se aseguran una seguridad de ingresos comparable a la de los PPA, pero con un potencial alcista en el precio de las materias primas si se endurecen los mercados del amoníaco y el e-metanol. Por lo tanto, el mercado de las energías renovables obtiene un segundo canal de demanda paralelo que probablemente representará entre el 10 % y el 15 % de las nuevas incorporaciones globales para 2030. Las energías renovables vinculadas a electrolizadores también favorecen los emplazamientos con alto factor de capacidad, lo que acelera la expansión de la energía eólica y solar en desiertos y zonas costeras escasamente pobladas.

El programa de permisos acelerados REPowerEU de la UE reduce los plazos de entrega de energía eólica terrestre en el sur de Europa.

La aprobación por parte de España de 3.2 GW de proyectos en 2024 bajo el régimen de vía rápida demuestra el valor de las evaluaciones ambientales de un año de duración.^{[ 1 ]Comisión Europea, «REPowerEU: reformas que permiten», europa.eu} Los promotores en Italia y Grecia reportan una aceleración similar, acortando de dos a tres años los plazos de preconstrucción. Para el mercado de energías renovables, esto libera recursos escasos de ingeniería, procuración, construcción y construcción (EPC) y grúas de carga pesada para proyectos adicionales, reduciendo indirectamente los costos de mantenimiento de la planta. Junto con las favorables plataformas de subasta, el sur de Europa se perfila como un corredor eólico competitivo en costos, compensando los cuellos de botella de los buques en el norte de Europa. Durante los próximos dos años, se podrían poner en funcionamiento 5 GW adicionales anuales antes de lo que sugerían las previsiones iniciales, lo que elevaría el tamaño general del mercado de energías renovables por encima del consenso.

Riesgos de congestión y restricción de la red en ERCOT (EE. UU.) y Mongolia Interior (CN)

ERCOT redujo 3.2 TWh de electricidad renovable en 2024, ya que la producción del oeste de Texas sobrepasó la capacidad de transmisión a Houston. Las colas de interconexión superan ya los cinco años, lo que retrasa proyectos como el parque eólico Azure Sky de 300 MW de Enel hasta 2026. En China, la reducción en Mongolia Interior aún ronda el 4%, lo que genera descuentos de entre el 15% y el 20% en los precios para colocar energía en compradores del este. Estos factores reducen las tasas internas de retorno y posponen temporalmente aproximadamente 10 GW de nuevas instalaciones eólicas y solares de alto consumo. Si bien las nuevas líneas HVDC aliviarán con el tiempo las restricciones, es inevitable que la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del mercado de energías renovables se vea lastrada a corto plazo.

La normativa sobre residuos de cuchillas al final de su vida útil aumenta los costes en Alemania y Francia.

La Ley de Economía Circular de Alemania y el mandato paralelo de Francia ahora exigen un reciclaje del 85% de la masa de las palas, lo que eleva los costos de desmantelamiento a USD 16,000-27,000 por pala.^{[ 2 ]Ministerio Federal de Medio Ambiente de Alemania, «Ley de Economía Circular», bmuv.de} En el caso de las turbinas antiguas de 3 MW, que se acercan a los 20 años de vida útil, esto añade entre un 2 % y un 3 % al coste normalizado de la energía, lo que incentiva a los operadores a modernizar los rotores en lugar de repotenciarlos por completo. Este efecto dominó frena la demanda de reemplazo de nuevas turbinas, lo que limita ligeramente el potencial alcista del mercado de las energías renovables hasta que las cadenas de suministro de reciclaje escalen y los costes unitarios disminuyan.

Análisis de segmento

Por tecnología: La energía oceánica surge desde un nicho de mercado

La tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 36.95 % de Ocean Energy entre 2026 y 2031 la convierte en el segmento de mayor crecimiento del mercado de las energías renovables. La turbina mareomotriz de O₂ de 2 MW de Orbital Marine Power en Orkney alcanzó un factor de capacidad del 74 % en su año de lanzamiento, muy por encima de los estándares de la energía eólica marina, lo que demuestra la predictibilidad de las mareas.^{[ 3 ]Orbital Marine Power, “Rendimiento de la turbina de O2”, orbitalmarine.com} Las cometas Dragon 12 de Minesto convierten corrientes de baja velocidad en electricidad útil, ampliando la base de recursos más allá de los estrechos de alta corriente. La energía solar, con una cuota de mercado del 44.61 % en energías renovables en 2025, mantiene su liderazgo gracias a que los precios de los paneles de silicio cristalino bajaron a 0.12 USD por vatio en 2024, mientras que los del polisilicio bajaron de 8 USD por kilogramo. Las mejoras de eficiencia superiores al 25 % en las células TOPCon y de heterojunción reducen aún más los gastos de equilibrio del sistema, manteniendo la paridad competitiva incluso en zonas templadas.

La energía eólica contribuye aproximadamente al 35% de la capacidad de 2025, beneficiándose de la simplificación de los permisos de la UE y la modernización de las conexiones a la red eléctrica en China. Sin embargo, la energía eólica marina se enfrenta a un aumento de los gastos de capital (CAPEX) para cimentaciones flotantes, que ascienden a entre 4 y 5 millones de dólares por MW, en comparación con los 3 o 4 millones de dólares de las plataformas fijas. La energía hidroeléctrica crece modestamente a medida que disminuye la disponibilidad de emplazamientos, aunque la central de bombeo Baihetan de 2.4 GW en China demuestra el valor del almacenamiento de ocho horas en una red de energías renovables variables.^{[ 4 ]Corporación China de las Tres Gargantas, “Proyecto Baihetan”, ctgpc.com} La bioenergía y la geotermia siguen siendo nichos de mercado con una participación inferior al 8%, limitadas por la volatilidad de los precios de las materias primas y la escasez de yacimientos de alta entalpía. Sin embargo, la expansión de 90 MW de Theistareykir en Islandia demuestra el atractivo de la geotermia como fuente de energía base. En conjunto, la diversificación tecnológica protege al mercado de las energías renovables del riesgo de un solo segmento, a la vez que ofrece a los inversores múltiples puntos de entrada.

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

Por usuario final: el segmento comercial e industrial supera al de servicios públicos

Los compradores comerciales e industriales están ampliando su participación en el mercado de las energías renovables a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16.73 %, impulsados ​​por los objetivos de emisiones de alcance 2 y la cobertura contra la inflación. El acuerdo de 250 MW de Amazon Web Services para la energía eólica irlandesa y el PPA de 10.5 GW de Brookfield con Microsoft ilustran la transición de los hiperescaladores hacia la contratación directa. Los PPA virtuales permiten a estos compradores liberarse de las limitaciones de transmisión, agregando la generación de activos geográficamente dispersos para mitigar la intermitencia. Este cambio estructural reduce el riesgo comercial y acorta los plazos de recuperación para los promotores, lo que cataliza gigavatios de capacidad adicionales que amplían el tamaño general del mercado de las energías renovables.

Las empresas de servicios públicos aún representan el 66.85% de la capacidad instalada en 2025, principalmente para cumplir con los estándares de la cartera de renovables y reemplazar las flotas de combustibles fósiles obsoletos. Sin embargo, el crecimiento se está desacelerando en las redes donde las renovables variables ya superan el 30%; ERCOT, por ejemplo, ahora canaliza el capital hacia mejoras de almacenamiento y transmisión en lugar de la generación pura. El giro de NextEra Energy en 2024 hacia baterías coubicadas ejemplifica el cambio en la combinación de inversiones. La adopción residencial se retrasa debido a los costos iniciales que oscilan entre USD 15,000 y USD 25,000 por sistema de tejado después de los incentivos, combinados con regímenes de medición neta inciertos. La energía solar comunitaria ofrece una solución parcial en los estados de EE. UU. con políticas de apoyo, pero la fragmentación regulatoria modera la escala, dejando a los hogares en una porción periférica del mercado de energía renovable.

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

Análisis geográfico

La región Asia-Pacífico dominó con el 57.23% de la capacidad en 2025 y se prevé que avance a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 16.19%, liderada por las instalaciones de 216 GW de China en 2024 y el objetivo de 500 GW de India para 2030. Los promotores estatales chinos también están exportando capital y equipos al Sudeste Asiático, Latinoamérica y África mediante préstamos concesionales que incluyen módulos, turbinas y servicios EPC. Las licitaciones de energía eólica marina de India y los incentivos vinculados a la producción buscan localizar la fabricación, reduciendo así la dependencia de las importaciones chinas.

El desarrollo de América del Norte se acelera gracias a la Ley de Reducción de la Inflación, que extiende los créditos fiscales hasta 2032 y ya ha catalizado 150 000 millones de dólares en compromisos de fabricación nacional. Estados Unidos desplegó 32 GW de energía solar y 8 GW de energía eólica en 2024, aunque las reducciones de ERCOT revelan un retraso en la transmisión. Canadá aspira a un 90 % de electricidad renovable para 2030 mediante energía hidroeléctrica y eólica marina, mientras que los cambios regulatorios en México han frenado la inversión privada a pesar de la alta irradiación. Europa aprovecha REPowerEU para optimizar la tramitación de permisos, siendo España y Grecia los más beneficiados; Alemania aún lidia con retrasos en la interconexión que superan los 24 meses.

Oriente Medio y África emergen como exportadores de hidrógeno, como lo demuestran el proyecto NEOM (electrolizador de 4 GW) de Arabia Saudita y el plan eólico egipcio de 10 GW en el Golfo de Suez. El crecimiento de Sudamérica se centra en la subasta eólica de 4 GW de Brasil y el corredor solar de 25 USD/MWh de Chile. Argentina coubica la energía solar con minas de litio para descarbonizar su procesamiento. Estas dinámicas regionales amplían colectivamente la presencia del mercado de las energías renovables y diversifican las cadenas de suministro.