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

Tendencias y perspectivas del mercado de energías renovables en Europa Occidental

Pacto Verde Europeo y Objetivos para 2030

La Comisión Europea exige a cada Estado miembro que cumpla con una cuota de electricidad renovable del 42.5 % para 2030, con un límite máximo aspiracional del 45 % en el marco de REPowerEU. La ley climática actualizada de Alemania exige un 80 % de energía renovable para 2030, lo que requiere 115 GW adicionales de energía solar y 30 GW de energía eólica marina más allá de las líneas de base de 2025. La adjudicación a Irlanda del proyecto ORESS Tonn Nua de 900 MW en diciembre de 2025 estableció un precio de referencia de 98.719 EUR/MWh, lo que respalda una CAGR geográfica del 15.50 %. Los subobjetivos sectoriales para el calor renovable y el transporte intensifican la demanda indirecta de electricidad, mientras que las zonas de "renovables" prometen reducir los plazos de tramitación de permisos de nueve años a menos de dos. Los promotores que ya han asegurado terrenos en estas zonas obtienen una ventaja de costes por ser los primeros en el mercado.

Rápida disminución del LCOE para la energía eólica y solar.

El coste nivelado de la energía renovable (LCOE) promedio en Europa cayó un 7% en 2025, y el coste de la energía eólica marina en el Mar del Norte descendió a entre 50 y 60 euros/MWh para los proyectos previstos para 2026. ^{[ 1 ]WindEurope, “Tendencias de costes en el Mar del Norte”, windeurope.org}A 80 EUR/tonelada, los costes de los derechos de emisión añaden entre 40 y 50 EUR/MWh al coste de despacho de las centrales de gas, lo que impulsa la competitividad hacia las energías renovables. Sin embargo, a principios de 2026, los precios de ejercicio de la séptima ronda de asignación del Reino Unido, cercanos a los 73 GBP/MWh, dejaban a 75 de los 82 proyectos en desarrollo sin decisiones de inversión definitivas. ^{[ 2 ]Unidad de Inteligencia Energética y Climática, “Rastreador de proyectos de energía eólica marina”, eciu.net}Los compradores corporativos valoran cada vez más la estabilidad de los ingresos por encima del coste absoluto, como demuestran los contratos de compraventa de energía solar en Alemania, que tienen una duración media de 19 años, siete años más que los contratos para instalaciones externas. Esta tendencia revela una compresión de los márgenes a pesar de la caída de los costes del hardware, lo que significa que el acceso a la red y la cobertura de precios ahora priman sobre los indicadores de coste nivelado de la energía (LCOE) puros.

Aumento de los PPA corporativos

Europa firmó 12.6 GW de PPA corporativos de energía renovable en 2024, liderados por España con 3.1 GW y el Reino Unido con 1.4 GW, mientras las empresas se apresuraban a cubrir la volatilidad de los precios mayoristas. Los acuerdos in situ promediaron 20.3 MW y plazos de 19 años en 2025, siete años más que los contratos fuera de las instalaciones típicos, lo que refleja la demanda de los compradores de adicionalidad física y costes de energía fijos. Alemania registró 159 MW de estos acuerdos, incluido el PPA eólico de 140 MW de Mercedes-Benz, mientras que el programa de garantía Bpifrance de Francia cubrió el 80% del riesgo de contraparte y aumentó el volumen anual contratado en un 50%. Los operadores de centros de datos consumieron 7.6 TWh en 2024 y ahora exigen una compensación libre de carbono 24/7, ampliando las estructuras de PPA más allá de los certificados anuales. Debido a que la energía solar detrás del contador evita los cargos de red de 30-50 EUR/MWh en Alemania y Francia, la demanda corporativa se expande más rápido que la adquisición por parte de las empresas de servicios públicos. Se prevé que esta tendencia añada 1.5 puntos porcentuales a la tasa de crecimiento anual compuesta regional.

Mandatos de coubicación preparados para baterías (reforma de 2025)

El artículo 15e de la Directiva revisada sobre energías renovables entró en vigor en mayo de 2025, exigiendo que los proyectos en zonas de congestión designadas integren sistemas de almacenamiento o de gestión de la demanda para optar a la prioridad de despacho. El regulador alemán ahora exige que los parques solares de más de 10 MW instalen baterías equivalentes a al menos el 10 % de la capacidad de generación diaria, lo que añade entre 50 y 70 EUR/kW al CAPEX, pero reduce drásticamente el riesgo de limitación de la producción. Los Países Bajos complementan esta normativa con mandatos de carga inteligente que convierten a los vehículos eléctricos en una flota de almacenamiento distribuido. El compromiso de TotalEnergies en abril de 2025 de 160 millones de EUR para 221 MW de baterías alemanas ilustra cómo los promotores se anticipan a los plazos regulatorios para asegurar los escasos espacios en la red. Los generadores comerciales ahora pueden obtener márgenes intradiarios de entre 20 y 40 EUR/MWh entre las horas punta del mediodía y la tarde, lo que aumenta la financiación de los proyectos. Por lo tanto, el mandato impulsa el crecimiento general del mercado en aproximadamente 1.3 puntos porcentuales.

Congestión de la red y cuellos de botella en la interconexión

Los costes de redistribución de la transmisión en Europa alcanzaron los 4.3 millones de euros en 2024 tras la reducción o el desvío de 60 TWh de producción renovable, mientras que la utilización de las interconexiones transfronterizas se estancó en el 54 %, frente al objetivo del 70 % fijado por los reguladores. El corredor norte-sur de Alemania ya reduce hasta 8 TWh al año debido a que la energía eólica marina en Schleswig-Holstein satura la capacidad de la red para abastecer a los centros de demanda bávaros. ^{[ 3 ]Bundesnetzagentur, “Estadísticas de reducción de la red 2025”, bundesnetzagentur.de}En el Reino Unido, solo 7 de los 82 proyectos eólicos marinos alcanzaron la decisión final de inversión a principios de 2026, lo que expone una brecha de 12.4 GW respecto al objetivo de 55 GW para 2030, ya que las mejoras de los puertos y la red requieren entre 6 y 10 años más que la mayoría de los periodos de financiación. La empresa neerlandesa TenneT retrasó las nuevas conexiones en el Mar del Norte hasta 2029 debido a las limitaciones de las subestaciones terrestres, lo que limita efectivamente las adiciones anuales a 1.5 GW frente al ritmo de 3 GW necesario para alcanzar los objetivos nacionales. Estos cuellos de botella aumentan el valor estratégico de la energía solar detrás del contador y las baterías distribuidas que evitan por completo las colas de transmisión. A menos que se acelere la modernización de la red a gran escala, los límites de interconexión seguirán reduciendo aproximadamente 1.4 puntos porcentuales la CAGR prevista.

Largos trámites para obtener permisos

Los proyectos de energías renovables a gran escala aún enfrentan plazos de aprobación de 3 a 9 años en Alemania y Francia, a pesar de una recomendación de la Comisión Europea para 2024 de reducirlos a 2 años en zonas prioritarias. Las revisiones ambientales secuenciales, las consultas locales y los estudios de impacto en la red alargan los plazos de los proyectos e incrementan los costos de mantenimiento. Francia tramitó solo el 24 % de las solicitudes de energía solar dentro de los plazos legales en 2025, mientras que el plazo promedio para los parques eólicos en Italia superó los 6 años, lo que disuade a los desarrolladores más pequeños que carecen de balances sólidos. La división federal-estatal de Alemania complica aún más las aprobaciones, ya que los Länder imponen normas divergentes de protección de la vida silvestre que pueden agregar 18 meses adicionales a los expedientes de energía eólica terrestre. Los costos de financiación aumentan mientras los desarrolladores esperan los permisos, lo que erosiona las tasas internas de retorno y dirige el capital hacia los mercados más dinámicos de EE. UU. y Asia-Pacífico. El lastre agregado reduce aproximadamente 1.1 puntos porcentuales del CAGR regional.

Análisis de segmento

Por tecnología: Los proyectos piloto de energía oceánica aceleran la transición comercial

La energía oceánica partía de una base modesta, pero se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 17.45%, la más rápida entre las tecnologías del mercado de energías renovables de Europa Occidental. ^{[ 4 ]Orbital Marine Power, “Proyecto Morlais HydroWing”, orbitalmarine.com}El segmento se beneficia del parque mareomotriz HydroWing de 30 MW en Morlais y de la cartera de proyectos de Francia de 250 MW que avanza desde el prototipo hacia parques multiturbina. La energía solar mantuvo el 46.63 % de la capacidad instalada en 2025, ya que el LCOE inferior a 30 EUR/MWh mantuvo las carteras de proyectos llenas, aunque las limitaciones de terreno y los obstáculos a la restricción ralentizan las construcciones incrementales a escala de servicios públicos. La energía eólica, reforzada por turbinas de 15 MW y cimentaciones flotantes, sigue siendo el proveedor fundamental de capacidad a granel. La energía hidroeléctrica y la bioenergía proporcionan estabilidad gestionable, mientras que la participación de la CSP sigue siendo insignificante debido a la moderada irradiancia normal directa de Europa.

Los activos oceánicos también permiten una producción diurna predecible que facilita las subidas de demanda vespertinas, lo que ayuda a los operadores de transmisión a reducir los costes del sistema en 1.46 millones de libras esterlinas anuales con un despliegue de 10 GW. La financiación de los proveedores se ha orientado hacia los bonos respaldados por proyectos una vez que se monetizan los beneficios del apoyo a la red según las normas actualizadas del mercado de capacidad. La confluencia de la previsibilidad de las mareas, la escala de los recursos undimotriz y los marcos de remuneración actualizados explica la creciente contribución de las tecnologías oceánicas al tamaño del mercado de energías renovables de Europa Occidental. Los sistemas híbridos paralelos de bombeo y almacenamiento, como el proyecto eólico más Tâmega de 274 MW de Iberdrola, demuestran cómo las energías renovables gestionables se están expandiendo sin añadir nuevas centrales de gas de punta.

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

Por usuario final: Las compras corporativas transforman los patrones de demanda

Las empresas de servicios públicos mantuvieron el 63.85% de la capacidad instalada en 2025, aprovechando balances sólidos y capacidad EPC interna. Sin embargo, se proyecta que las instalaciones comerciales e industriales superarán al mercado de energía renovable de Europa Occidental en general con una CAGR del 15.13%, ya que la energía solar en tejados y las baterías detrás del contador cubren la volatilidad de las tarifas minoristas. Se firmaron PPA corporativos por un total de 12.6 GW en 2024, con España contribuyendo con 3.1 GW y el Reino Unido con 1.4 GW. Los acuerdos in situ promediaron 20.3 MW por contrato y se fijaron plazos de 19 años, lo que refleja el interés de los compradores por la adicionalidad física y la evasión de tarifas. Los centros de datos, que consumieron 7.6 TWh en 2024 y podrían requerir hasta 41 TWh para 2035, surgieron como compradores ancla que exigen una contrapartida libre de carbono las 24 horas del día, los 7 días de la semana.

Los modelos de “energía como servicio” de terceros financian ahora los sistemas solares en tejados, liberando a las empresas de inversión de capital y acelerando el despliegue distribuido. Las exenciones competitivas de la tasa de red en Alemania (30-50 EUR/MWh) hacen que la energía solar en las instalaciones de los consumidores sea económicamente irresistible para los fabricantes que buscan reducir las emisiones de Alcance 2. En conjunto, estos factores sustentan la cuota de mercado de mayor crecimiento en el sector de las energías renovables de Europa Occidental, lo que confirma que la generación localizada rivaliza ahora con la adquisición a gran escala en importancia estratégica.

Análisis geográfico

Alemania lideró con el 47.34 % de la capacidad instalada en 2025, pero su crecimiento se quedará por debajo de los promedios regionales debido a que los límites de uso del suelo restringen la nueva superficie solar. El corredor de transmisión norte-sur del país limita hasta 8 TWh de energía eólica marina anualmente, lo que subraya por qué las baterías coubicadas se están volviendo obligatorias bajo las reformas del código de red de 2025. Desarrolladores como TotalEnergies ya han destinado 160 millones de euros para 221 MW de almacenamiento en Alemania para precalificar nuevos permisos. Por lo tanto, la energía solar comercial en tejados se está expandiendo más rápido que los proyectos de montaje en tierra, en consonancia con las normas municipales de seguridad alimentaria que restringen los sitios a gran escala al 0.1 % de la tierra cultivable.

Irlanda liderará la expansión regional con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 15.50 %, impulsada por los 5 GW de energía eólica marina previstos para 2030 y los 20 GW para 2040. El informe ORESS Tonn Nua de diciembre de 2025 registró una capacidad de 900 MW a 98.719 EUR/MWh, lo que indica precios rentables a pesar de la inflación en la cadena de suministro. Los planes de interconexión transfronteriza con Francia y el Reino Unido aumentan aún más el potencial de exportación, incluso cuando los códigos de red nacionales fomentan los sistemas híbridos terrestres con almacenamiento para proteger el paisaje rural.

El plan de energía eólica marina del Reino Unido, con una capacidad de 96.4 GW, se enfrenta ahora a un déficit de ejecución de 12.4 GW respecto a su objetivo de 55 GW para 2030, ya que solo siete proyectos alcanzaron la decisión final de inversión (FID) a principios de 2026. Francia equilibra la carga base nuclear con un objetivo reducido de 4.5 GW de electrolizadores para 2030, distribuyendo la energía solar sobrante hacia los valles productores de hidrógeno. Los Países Bajos y Bélgica siguen expandiendo los parques eólicos del Mar del Norte, pero TenneT ha limitado las nuevas conexiones a 1.5 GW por año hasta que lleguen las nuevas subestaciones terrestres en 2029. Los mercados del sur, España, Italia y Portugal, impulsan proyectos piloto de hidrógeno y agrivoltaica, aunque los litigios sobre tierras agrícolas ralentizan la energía solar a gran escala en el valle del Po. En conjunto, estas dinámicas configuran arcos de crecimiento heterogéneos pero convergentes dentro del mercado de energías renovables de Europa Occidental.