Análisis del tamaño y la cuota de mercado de EPC de energía en el Reino Unido: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado EPC de energía en el Reino Unido

Megaproyectos de energía eólica marina en el Reino Unido

Los derechos de lecho marino otorgados bajo ScotWind cubren 17 proyectos que totalizan alrededor de 30 gigavatios, mientras que Crown Estate Round 5 suma hasta 4.5 gigavatios de capacidad flotante en el Mar Céltico.^{[ 3 ]Crown Estate Scotland, “Arrendamiento de energía eólica marina ScotWind”, crownestatescotland.com} Estas asignaciones eclipsan los 14 gigavatios ya en funcionamiento, lo que reduce los plazos de fabricación e impulsa la demanda de cimentaciones para turbinas y cables de exportación. Proyectos como Hornsea 3, de 2.9 gigavatios, de Ørsted, requieren más de 200 turbinas y más de 100 kilómetros de cable submarino, lo que ilustra el cambio de escala.^{[ 4 ]Ørsted, “Parque eólico marino Hornsea 3”, orsted.com} Los prototipos de energía eólica flotante presentan desafíos de cableado dinámico y amarre que favorecen a los contratistas con experiencia en petróleo y gas en aguas profundas. Las reformas de la red, en el marco del Plan de Acción de Energía Limpia 2030, reducen los tiempos de espera a menos de 2.5 años, acelerando la adjudicación de contratos EPC. En conjunto, estas fuerzas sustentan la previsión de una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.8 % para los contratos EPC de energías renovables.

Reactivación de nuevas centrales nucleares tras el FID de Sizewell C

Julio de 2025 marcó el compromiso de USD 38.1 millones para Sizewell C, la primera FID nuclear a gran escala desde 2016. El modelo de Base de Activos Regulados transfiere el riesgo de construcción a los consumidores, reduciendo el costo de capital y desbloqueando los alcances de EPC que abarcan obras civiles, fabricación de islas de reactores e integración de salas de turbinas. Doosan Babcock y Ansaldo Nuclear están preseleccionados para paquetes importantes. El objetivo nuclear de 24 gigavatios del gobierno implica de seis a ocho reactores adicionales o una flota de SMR, lo que sustenta las cargas de trabajo de EPC de varias décadas. Los ciclos de construcción extendidos de 10 a 12 años significan que el reconocimiento de ingresos se mantendrá hasta bien entrada la década de 2030, lo que recompensa a los contratistas que se someten a la supervisión de la Oficina de Regulación Nuclear.

Financiación acelerada para el refuerzo de la red eléctrica (RIIO-T3)

El programa RIIO-T3 de Ofgem asigna 28.100 millones de libras esterlinas (35.700 millones de dólares estadounidenses) entre 2026 y 2031, un 70 % más que el programa RIIO-T2, para conectar 50 gigavatios de energía eólica marina. Entre los proyectos emblemáticos se incluyen el cable submarino HVDC Eastern Green Link de 2 gigavatios y las actualizaciones de la red troncal de 400 kilovoltios en la región de Midlands. El 60 % del gasto se concentra en los primeros tres años, lo que crea una curva de demanda predecible para convertidores HVDC, aparamenta con aislamiento de gas y buques para el tendido de cables submarinos.

PPAs vinculados a compromisos corporativos de cero emisiones netas

Los compradores corporativos firmaron más de 1.5 gigavatios de PPAs renovables en 2024-2025. Vodafone solo obtuvo 216 gigavatios-hora anuales, mientras que el Grupo BT contrató aproximadamente 600 gigavatios-hora. Transport for London y National Highways han lanzado licitaciones para descarbonizar las redes ferroviarias y de carreteras. Dado que los PPAs con encapsulado reducen la complejidad financiera, se prevé que los productores independientes de energía muestren una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8.7 % en su inversión en EPC.

Sobrecostos de EPC impulsados ​​por la inflación

Los precios de los insumos para la construcción aumentaron un 5.6 % interanual en 2024, mientras que los costos de la mano de obra calificada subieron un 6.2 %. Los contratos de energía eólica marina a precio fijo firmados entre 2022 y 2023 enfrentan ahora una compresión de márgenes, ya que las tarifas del acero y las embarcaciones superan las cláusulas indexadas. El presupuesto de Hinkley Point C aumentó de 33 000 millones de dólares en el FID a 44 500 millones de dólares en 2025. Los contratistas están adoptando modelos de reembolso de costos, lo que reduce el riesgo de ejecución, pero erosiona la competitividad de las ofertas.

Cuellos de botella en la cadena de suministro de las importaciones de equipos de alto voltaje

Los plazos de entrega de los transformadores se han ampliado a 18 meses ante el aumento de la demanda global de la red. El Reino Unido importa aproximadamente el 70% de los transformadores y cuadros eléctricos con aislamiento de gas, principalmente de Alemania, Suiza e India. La puesta en servicio del Enlace Verde Oriental se pospuso de 2028 a 2029, y la resistencia a la planificación del Enlace Marítimo de Norwich a Tilbury podría añadir 1.27 millones de dólares a la inversión en capital. Estos obstáculos impulsan a los promotores hacia el tendido submarino de HVDC, que evita las disputas sobre el uso del terreno, pero extiende los plazos entre 12 y 18 meses.

Análisis de segmento

Por tecnología: las energías renovables dominan, la nuclear resurge

Las energías renovables captaron el 76.3% del valor de la inversión en ingeniería, procura y construcción (EPC) de generación en 2025 y se proyecta que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12.8% hasta 2031, impulsada principalmente por la energía eólica marina. Las concesiones de ScotWind y Celtic Sea requieren inversiones en EPC superiores a 40 000 millones de libras esterlinas (50 800 millones de dólares estadounidenses). La sexta ronda de Contratos por Diferencia (CfD) adjudicó 9.6 gigavatios a precios de ejercicio históricamente bajos, lo que refuerza la competitividad de costes. Los ingresos por EPC nuclear, estancados desde 2016, resurgieron con el FID Sizewell C, que por sí solo añade 3.2 gigavatios de capacidad. La inversión en EPC térmica se reduce a medida que el carbón se retira y los proyectos de gas se enfrentan a una reducción de la capacidad del mercado, aunque las modernizaciones para la captura de carbono preservan un nicho estrecho financiado por el programa CCUS de 20 000 millones de libras esterlinas.

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

Por banda de capacidad: los megaproyectos lideran, las microrredes aceleran

Los proyectos superiores a 500 megavatios representaron el 63.6 % del valor EPC de 2025, dominados por Hornsea 3, Hornsea 4 y el complejo Dogger Bank. Los parques eólicos marinos a escala de gigavatios aprovechan la escala de adquisición de turbinas y una logística marina optimizada, pero soportan ciclos de desarrollo de 8 a 10 años que aumentan el riesgo regulatorio. El rango de 100 a 499 megavatios crece moderadamente a medida que las limitaciones de terreno limitan la superficie de energía eólica y solar terrestre.

Las instalaciones de hasta 100 megavatios registrarán la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) más rápida, del 9.1 %, a medida que las empresas implementan sistemas de energía solar con almacenamiento detrás del contador y microrredes portuarias. El clúster Net Zero de Teesside Freeport demuestra un modelo de parque energético modular que integra hidrógeno, captura de carbono y cogeneración en una huella inferior a 100 megavatios. Los mercados de flexibilidad local de Ofgem compensan los recursos distribuidos, mejorando la rentabilidad de los proyectos de energía comunitaria respaldados por el Fondo de Energía Comunitaria de 10 millones de libras esterlinas.

Por el usuario final: los servicios públicos se consolidan, los productores independientes de energía (IPP) aumentan

Las empresas de servicios públicos reguladas representaron el 69.8 % del gasto en EPC para 2025, ya que National Grid Electricity Transmission y Scottish and Southern Electricity Networks cumplieron con las obligaciones legales RIIO-T3. El plan de inversión de capital de National Grid, de 27 500 millones de libras esterlinas (34 900 millones de dólares estadounidenses), garantiza contratos plurianuales en los sectores civil, eléctrico y marítimo. Los operadores de redes de distribución buscan mejoras en las redes inteligentes por un valor superior a los 12 700 millones de dólares estadounidenses hasta 2031.

Los productores independientes de energía muestran la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) más rápida, del 8.7 %, impulsada por los contratos de compraventa de energía (PPA) corporativos y la energía eólica comercial. Ørsted ya opera 5.9 gigavatios en aguas del Reino Unido y controla un gasoducto de 10 gigavatios. Crown Estate y el Banco de Infraestructura del Reino Unido reducen el riesgo de los proyectos en fase inicial, pero su contratación directa de EPC sigue siendo limitada.

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

EPC de transmisión y distribución de energía: la modernización de la red se acelera

El tamaño del mercado EPC de energía del Reino Unido para transmisión y distribución (T&D) se situó en 3.97 millones de dólares en 2026 y se espera que alcance los 5.41 millones de dólares para 2031, lo que refleja una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6.39 %. Las mejoras en la transmisión son predominantes: se prevén más de 1,000 kilómetros de nuevas líneas aéreas, 500 kilómetros de cables submarinos de alta tensión (HVDC) y 50 estaciones convertidoras. La resistencia pública a los corredores terrestres está orientando la inversión hacia el tendido submarino, lo que aumenta los costes, pero evita retrasos en la planificación durante varios años.

La inversión en distribución se centra en la sustitución de cables, 2,000 nuevas subestaciones y la monitorización digital para la carga de vehículos eléctricos. Prysmian ha obtenido más de 2.2 millones de dólares en contratos de exportación submarina, mientras que Siemens Energy e Hitachi Energy suministran convertidores HVDC y cuadros de distribución con aislamiento de gas. El almacenamiento en baterías ubicado en subestaciones se perfila como un activo clave para el equilibrio de carga, con National Grid ESO adquiriendo 2 gigavatios mediante licitaciones competitivas.

Análisis geográfico

Escocia lidera la actividad de nueva construcción, ya que los 17 proyectos de ScotWind añaden casi 30 gigavatios de capacidad marina en el Mar del Norte y las aguas atlánticas. La energía eólica flotante predomina en las zonas escocesas más profundas, donde las cimentaciones de fondo fijo resultan antieconómicas a más de 60 metros de profundidad, por lo que contratistas con experiencia en petróleo y gas en aguas profundas consiguen contratos para cables dinámicos y sistemas de amarre. El cable HVDC Eastern Green Link de 2 gigavatios ilustra el cuello de botella en la transmisión, ya que Escocia produce un excedente de electricidad renovable, pero carece de margen de interconexión, un desajuste que obligó a reducir la capacidad de 1.2 teravatios-hora en 2024. Aberdeen se ha convertido en un centro de premontaje y logística, pero los retrasos en la actualización de 400 kilovoltios de Beauly a Denny retrasan algunas fechas de conexión más allá de 2029 y reducen los márgenes de los contratistas.

Inglaterra presenta la cartera de pedidos más diversificada, que abarca la construcción de centrales nucleares en Sizewell C y Hinkley Point C, parques eólicos en el Mar del Norte como Hornsea 3, Hornsea 4 y Dogger Bank, además del programa de transmisión RIIO-T3 más denso. Solo Anglia Oriental debe conectar más de 10 gigavatios de energía eólica marina para 2030, impulsando los proyectos Norwich-Tilbury Sea Link y East Anglia GREEN, cada uno con un presupuesto superior a los 3 millones de libras esterlinas. Sin embargo, se enfrenta a una oposición local que impulsa la construcción de algunas rutas en alta mar y aumenta los costes. Los puertos industriales de Teesside y Humber son pioneros en parques energéticos que agrupan hidrógeno, captura de carbono y cogeneración en muelles existentes; Net Zero Teesside secuestrará 10 millones de toneladas de CO₂ al año junto con una planta de gas de 1.5 gigavatios con captura de postcombustión. El sudeste se beneficia de interconectores como el Viking Link de 1.4 gigavatios con Dinamarca y el IFA2 de 1 gigavatio con Francia, lo que impulsa el almacenamiento de baterías ubicado conjuntamente en subestaciones de la red para equilibrar los flujos transfronterizos.

Gales se asegura un papel estratégico gracias a la adjudicación de hasta 4.5 gigavatios de energía eólica flotante en la quinta ronda del Mar Céltico, el primer despliegue de esta tecnología a escala comercial en el Reino Unido. Los estudios preliminares de ingeniería muestran que las estructuras flotantes cuestan entre un 30 % y un 40 % más que las unidades de fondo fijo, por lo que los proyectos dependen de la financiación de Contratos por Diferencia (CFD) hasta que la escala genere ahorros. Las limitaciones de la red limitan la expansión futura hasta la Conexión del Norte de Gales, un refuerzo de 400 kilovoltios por valor de 1000 millones de libras esterlinas, en 2027. Irlanda del Norte sigue siendo un actor menor, centrado en el interconector Moyle de 500 megavatios y en proyectos de baterías localizados que descongestionan Ballylumford.