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Tendencias e Información del Mercado de Energías Renovables de España

Disminución del Costo Nivelado de la Energía Solar Fotovoltaica

La energía solar a escala de servicios públicos entregó un LCOE promedio de 29 EUR por MWh en 2024, por debajo del costo de generación de ciclo combinado de gas en todos los nodos principales.^{(1)Fraunhofer ISE, "Levelized Cost of Electricity Update 2024", ISE.FRAUNHOFER.DE} La ventaja de costos refleja la adopción generalizada de módulos bifaciales y el seguimiento de un solo eje que eleva los rendimientos hasta un 20%, así como los agresivos precios de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) de los nuevos competidores chinos. Las normas de autoconsumo colectivo han trasladado la misma economía a los tejados urbanos, donde las instalaciones se expandieron un 30% durante 2024. Los menores precios mayoristas, esperados como resultado de las aceleradas adiciones solares, amenazan los márgenes térmicos y aceleran el cierre de las plantas de carbón; sin embargo, las investigaciones antidumping sobre las importaciones de módulos asiáticos podrían perturbar la curva de costos a la baja. Aun así, el cambio de inversión hacia proyectos de mercado libre o respaldados por PPAs reduce la dependencia de las subastas gubernamentales y señala una creciente confianza en la competitividad a largo plazo de la energía solar.

Rápida Expansión de la Capacidad Eólica Terrestre

El repotenciamiento de las turbinas de principios de la década de 2000 mediante plataformas de 15 MW ha aumentado los factores de capacidad en aproximadamente un 40%, al tiempo que alivia las tensiones sobre el uso del suelo en las regiones saturadas.^{(2)Vestas Wind Systems, "Visión general de la plataforma V236-15 MW", VESTAS.COM} Los desarrolladores aseguran deuda por debajo del 4% mediante PPAs de largo plazo con compradores de centros de datos y acerías, transfiriendo el riesgo volumétrico aguas abajo. No obstante, los sitios vírgenes limitados y las zonas de protección de aves impulsan la actividad hacia proyectos piloto de energía eólica flotante marina frente a Galicia y las Islas Canarias, donde se prevé la puesta en marcha de 3 GW a finales de la década. La simplificación de las evaluaciones ambientales sigue siendo esencial si España quiere lograr un promedio de 5 GW de adiciones netas de energía eólica al año y mantenerse alineada con su objetivo de 62 GW para 2030.

Objetivos del Objetivo 55 de la UE y del PNIEC 2023

El mandato de España de alcanzar el 81% de energía renovable para 2030 requiere 50 GW de capacidad adicional, respaldado por el plan de mejora de la red eléctrica de 6.900 millones de euros de Red Eléctrica de España.^{(3)Red Eléctrica de España, "Informe del Sistema Eléctrico 2025", REE.ES} Las revisiones de cumplimiento y las posibles sanciones en virtud del derecho de la UE amplifican la urgencia de ejecución. Sin embargo, la ampliación de los plazos de evaluación de 12 a 18 meses retrasó 3,8 GW de proyectos programados para 2024, ilustrando la tensión entre la ambición y las realidades locales de concesión de permisos. Las normas de ajuste en frontera del carbono, que entran en vigor en 2026, podrían remodelar las cadenas de suministro a favor del equipamiento nacional, aunque complican el abastecimiento para los desarrolladores que dependen de turbinas asiáticas.

PPAs Corporativos de Industrias de Alta Intensidad Energética

España encabezó el ranking europeo de PPAs por quinto año consecutivo, firmando 4,67 GW en 2023 a un promedio de 38,5 EUR por MWh, un descuento del 15% respecto al precio de referencia del mercado al contado. Las estructuras virtuales dominan, lo que permite a los compradores en bolsas de carga congestionadas cubrirse sin una conexión directa a la red. Una propuesta gubernamental para limitar los plazos a 10 años paralizó varios acuerdos a escala de gigavatio, ya que los prestamistas de proyectos suelen requerir una visibilidad de 15 años. Algunos industriales han comenzado a tomar participaciones de capital en activos de generación para internalizar márgenes y cumplir con los objetivos del Alcance 2, difuminando aún más la distinción entre usuarios finales y productores.

Congestión de la Red y Riesgo de Vertimiento

Los eventos de vertimiento se triplicaron interanualmente en 2023 y obligaron a desconectar 1,2 GW de capacidad solar y eólica durante los picos del mediodía en 2024, eliminando 180 millones de euros en ingresos. El plan de expansión de Red Eléctrica de España abarca 2.500 kilómetros de nuevas líneas y 15 subestaciones; sin embargo, la adquisición de terrenos se retrasa respecto a las adiciones de capacidad, lo que genera restricciones hasta 2027. Los proyectos de baterías co-ubicadas compensan parcialmente la producción perdida; no obstante, las limitaciones de eficiencia de ida y vuelta y los obstáculos de costos limitan su adopción. Un régimen piloto de despacho prioriza ahora los activos híbridos, lo que señala una economía más difícil para la energía solar independiente.

Largos Plazos de Tramitación Ambiental y de Permisos

Las evaluaciones de impacto se ampliaron a 18 meses en 2024 ante normas más estrictas de protección de aves y paisajes. Una subasta de 2023 tuvo una suscripción inferior en un 33% y muchas adjudicaciones de 2021 aún esperan autorización definitiva, lo que erosiona la confianza de los inversores. Las plataformas digitales de ventanilla única lanzadas en 2024 tienen como objetivo agilizar las revisiones; sin embargo, las capas de autoridad fragmentadas y las moratorias locales frenan el impulso, especialmente para la , cuya primera subasta ha sido trasladada a 2025.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

Por Tecnología: El Dominio Solar Remodela la Combinación de Generación

La energía solar representó el 42,62% de la capacidad instalada en 2025, confirmando su liderazgo dentro del mercado de energías renovables español. Los proyectos a escala de servicios públicos en Andalucía y Extremadura, donde la irradiancia supera los 2.000 kWh/m², sustentan la perspectiva de CAGR del 10,09% del segmento hasta 2031. El tamaño del mercado de energías renovables de España para la energía solar se prevé que añada aproximadamente 35 GW para finales de la década, lo que refleja el menor costo nivelado de energía entre los recursos en competencia. La energía eólica sigue como el segundo pilar más grande; los parques terrestres en Castilla-La Mancha y Aragón ofrecen factores de capacidad del 28-32%, mientras que una cartera de 3 GW de energía eólica flotante frente a Galicia y las Islas Canarias aguarda los permisos definitivos. La energía hidroeléctrica suministra 20 GW, con 5,3 GW de almacenamiento por bombeo actuando como columna vertebral de la flexibilidad, aunque es vulnerable a la variabilidad de los caudales de entrada impulsada por la sequía.

La competitividad en costos impulsa la preferencia de los inversores hacia la energía solar y eólica, pero la diversificación tecnológica sigue siendo esencial. Las plantas de energía solar de concentración (CSP) proporcionan almacenamiento térmico y extienden el despacho hasta los picos nocturnos, mitigando la canibalización de precios. La bioenergía, la energía geotérmica y la energía oceánica contribuyen colectivamente con menos de 2 GW, principalmente debido a la disponibilidad limitada de materia prima, la calidad de los recursos y la etapa incipiente de madurez tecnológica. No obstante, las expansiones del almacenamiento por bombeo y las baterías híbridas señalan una tendencia hacia carteras de recursos integrados que equilibran la intermitencia y refuerzan la fiabilidad del sistema.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe

Por Usuario Final: Las Empresas de Servicios Públicos Lideran, Aunque el Segmento Comercial e Industrial Acelera

Las empresas de servicios públicos representaron el 69,90% de la participación del mercado de energías renovables de España en 2025, una posición sustentada por las economías de escala, los balances de grado de inversión y el acceso a deuda barata. El tamaño del mercado de energías renovables de España atribuible a las empresas de servicios públicos se proyecta que aumente de 73,57 GW en 2025 a 107,25 GW en 2031, siguiendo las adiciones a nivel de sistema. El segmento comercial e industrial registra una CAGR del 12,21%, gracias a la energía solar en tejados y la energía eólica in situ, aprovechando las disposiciones del Real Decreto 244/2019 que acortan el período de recuperación a 5-7 años.

Los compradores industriales aseguran PPAs a 38-40 EUR por MWh, muy por debajo de las tarifas medias del mercado al contado, garantizando predictibilidad de costos. Los operadores de centros de datos se agrupan cerca de los centros de energías renovables para integrar la generación, el almacenamiento y la carga computacional, impulsando inversiones en microrredes. La adopción residencial aumentó un 30% en 2024, impulsada por créditos fiscales y una compensación neta simplificada, aunque su huella absoluta sigue siendo modesta. En general, la diversificación de usuarios finales sugiere una descentralización gradual de la arquitectura de energías renovables de España, con las empresas de servicios públicos todavía gestionando la capacidad a granel mientras que los adoptantes del segmento comercial e industrial (C&I) capturan nichos incrementales de alto margen.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles previa compra del informe

Análisis Geográfico

Andalucía alberga aproximadamente 15 GW de energía solar y 5 GW de energía eólica, representando aproximadamente el 19,65% de la capacidad renovable nacional, y se proyecta que crezca a una tasa anual del 8,12% hasta 2031. La alta irradiancia, la disponibilidad de terrenos y el Valle del Hidrógeno de Andalucía atraen un capital sustancial, aunque también intensifican el vertimiento, lo que impulsa el refuerzo prioritario de la red eléctrica. Castilla-La Mancha y Extremadura juntas representan el 40% del pipeline de desarrollo; el proyecto de batería co-ubicada de 200 MW de Extremadura ilustra un modelo para mitigar la intermitencia al tiempo que desbloquea los servicios auxiliares.

La flota de energía eólica terrestre de Aragón navega por la saturación de emplazamientos, lo que convierte el repotenciamiento en la principal palanca de crecimiento, mientras que Galicia aprovecha superiores velocidades del viento e infraestructura portuaria para promover las aspiraciones de España en materia de energía eólica flotante marina. Cataluña y el País Vasco lideran la generación distribuida, ayudadas por subsidios regionales que cubren hasta el 35% de los costos de la energía solar en tejados, y una alta densidad industrial que favorece los PPAs de autoconsumo.

Las Islas Canarias, con el objetivo de alcanzar el 70% de electricidad renovable para 2030, frente al 18% en 2024, están pilotando microrredes híbridas que combinan energía eólica, solar y almacenamiento para desplazar las importaciones de diésel. Las disparidades regionales en materia de permisos e infraestructuras crean un panorama a dos velocidades: las provincias del sur, ricas en sol, atraen capital a escala de servicios públicos, mientras que las regiones industrializadas o insulares priorizan activos más pequeños y flexibles que sortean los cuellos de botella de la red eléctrica.