Perspectivas
J.S. Held adquiere MorrisAnderson, firma de recuperación y reestructuración con sede en Chicago
LEER MÁSLa industria de la energía eólica marina ha enfrentado una ola de reveses de alto perfil que han generado una onda expansiva en el panorama mundial de la energía renovable. La industria de la energía eólica marina se sorprendió cuando Dinamarca tuvo que cancelar 3 GW de proyectos eólicos marinos porque el modelo sin subvenciones ya no funcionaba, según Lars Aagard, ministro de Clima, Energía y Servicios Públicos. [1] Este año, Equinor, la empresa de energía noruega, suspendió las actividades construcción en alta mar de Empire Wind 1 [2], una iniciativa marina multimillonaria frente a la costa de Nueva York, ante el temor que surgió en el último tiempo de que el desarrollador lo cancelara. [3] El proyecto se reanudó recientemente tras el levantamiento de una orden de suspensión de obra por parte del gobierno de Estados Unidos. Recientemente, los objetivos de cero emisiones netas del Reino Unido están en peligro, ya que Ørsted, la empresa danesa dedicada al desarrollo de energías renovables y parques eólicos, ha paralizado las obras del proyecto Hornsea 4 en el Mar del Norte, un proyecto de 2.4 GW que podría haber suministrado energía a más de un millón de hogares. [4] El último caso provino de Nueva Jersey, en los EE. UU., cuando Atlantic Shores solicitó la cancelación de un desarrollo de 1.5 GW debido a un retiro del Permiso Atmosférico [5] que se relacionaba con la nueva orden presidencial de fecha 20 de enero de 2025. [6]
No se trata de cancelaciones aisladas. Reflejan una tendencia más generalizada de presiones financieras y operativas en ascenso en todo el sector de la energía eólica marina. Entonces, ¿qué tienen en común todas estas cancelaciones?
Probablemente se trate de una tormenta perfecta de factores macroeconómicos, riesgos en la cadena de suministro e incertidumbre política que ha paralizado el sector de la energía eólica marina.
En este artículo, miramos más de cerca los fundamentos financieros de la energía eólica analizando el costo nivelado de la energía (LCOE) y su sensibilidad ante los cambios en las condiciones económicas. Analizamos cómo la incertidumbre en torno a las políticas, los factores macroeconómicos y las dependencias de la cadena de suministro global —especialmente con China— están aumentando los costos y añadiendo una prima de riesgo adicional a los proyectos de energía eólica. Por último, destacamos las mejoras operativas y de construcción que pueden ayudar a mitigar las presiones de costos y restablecer la confianza de los inversores en los desarrollos de energía eólica tanto marinos como en tierra.
Los proyectos de energías renovables —y especialmente los proyectos de energía eólica— se encuentran bajo constante presión para ser económicamente competitivos frente a otras fuentes de energía convencionales. En nuestra opinión, lograr reducciones de costos significativas durante la fase de diseño y construcción es fundamental para conseguir la inversión a largo plazo y asegurar la viabilidad del proyecto.
Una metodología ampliamente reconocida consiste en usar el costo nivelado de la energía (LCOE). El LCOE permite medir el costo promedio de la generación de electricidad durante la vida útil de un proyecto, lo que permite una comparación directa entre diferentes fuentes de producción. Una conclusión clave es que las energías renovables tienen perspectivas de reducción de costos, especialmente si se tienen en cuenta la sensibilidad al combustible, los subsidios impositivos, el costo del capital y deuda, o el costo de estabilización.[7] Siempre hay un panorama transitorio al calcular el LCOE que cambia constantemente debido a varios factores macroeconómicos, incluidos las tasas de interés, los costos de estabilización, etc.
En nuestra opinión, reducir los costos durante la fase de construcción ofrece una ventaja estratégica, en particular en comparación con industrias más maduras como el petróleo y el gas, en que las que las oportunidades de optimización de costos son más limitadas. Para que la energía eólica mantenga una ventaja competitiva, deben priorizarse la innovación continua y la eficiencia operativa.
Para entender mejor la dinámica de los costos regionales, analizamos estudios del LCOE tanto de Estados Unidos como de Europa. Si bien estos estudios proporcionan información valiosa, es importante señalar que sus conclusiones se basan en diferentes supuestos, variables de entrada y contextos de políticas. Por lo tanto, las comparaciones directas deben abordarse con precaución.
A medida que la competitividad de costos se convierte en un factor determinante en la transición energética, los proyectos eólicos estadounidenses se ven presionados para generar valor en un contexto de aumento de los costos de construcción y fluctuación de los índices de referencia del LCOE. Estas realidades financieras son especialmente crueles en el sector eólico marino, donde el LCOE sigue siendo el más alto de todo el sector eólico.
El costo de construcción en EE. UU. para las turbinas eólicas marinas aumentó del 1.4 % al 10 %, dependiendo de la capacidad del parque eólico. [8] En promedio, el LCOE de la energía eólica marina en 2024 osciló entre $27/MWh y $73/MWh, o alternativamente entre $45/MWh y $133/MWh al tener en cuenta los costos de almacenamiento. [9] Las estimaciones de 2025 del mismo análisis claramente han empeorado el LCOE marino, que se estima se ubica entre $37/MWh y $86/MWh, y se busca una mejora marginal al tener en cuenta los costos de almacenamiento con un LCOE entre $44/MWh y $123/MWh. [10]
Sin embargo, la industria marina es actualmente la fuente de energía eólica más costosa con un LCOE de entre $74/MWh y $139/MWh durante 2024, [11] y una rango ligeramente más amplio en 2025 de entre $70/MWh y $157/MWh. [12]
Por fortuna, existe la meta de reducir significativamente varios de estos costos. Predicciones recientes del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) [13] sugieren que de 2023 a 2035 la energía eólica marina podría reducir el LCOE de $39/MWh a $27/MWh. El análisis señala que se podría lograr una reducción neta del 32 % en los gastos de capital (CapEx) gracias a la economía de escala de las plantas eólicas, el escalamiento de las turbinas con un menor uso de materiales y una fabricación eficiente, lo que contribuiría a una reducción de $9/MWh.
En el caso de los proyectos de energía eólica marina de fondo fijo, el LCOE podría reducirse de $95/MWh a $61/MWh en el mismo período con una reducción de $27/MWh asociada con una reducción neta de los gastos de capital del 38 % a través de las mismas eficiencias más la optimización del diseño de cimentación. La reducción neta de los gastos de capital del 51 % daría por resultado $145/MWh desde el caso base de los proyectos marinos flotantes.
Otros hallazgos independientes sugieren una reducción del LCOE del 23.6 % gracias al aumento de la capacidad de las turbinas y las plantas. [14] Si bien se podrían lograr mayores reducciones de costos mediante la inversión en cables de exportación de alta tensión o corriente continua de alta tensión (HVDC), también se podrían utilizar monopilotes de diseño más eficiente y estrategias de instalación alternativas que eliminen la necesidad de buques de instalación de turbinas eólicas (WTIV), como las turbinas eólicas automontables [15]. Esto último sería sumamente beneficioso, ya que hay escasez de buques de carga pesada, especialmente para alcanzar los objetivos eólicos europeos. [16]
No obstante, se espera que el comercio entre China y Estados Unidos tenga un impacto negativo en los costos de los proyectos de energía eólica. La reducción del 145 % al 55 % sobre los productos chinos importados a EE. UU. [17] es en realidad una buena noticia para la industria. No obstante esto, el 55 % aún tendrá impactos serios. Como señaló Rasmus Errboe, director ejecutivo de Ørsted, el costo de los proyectos eólicos tendrá un impacto significativo debido a los aranceles sobre el aluminio y el acero. [18].
Asimismo, los aranceles de EE. UU. sobre los productos chinos continuarán afectando los proyectos eólicos nacionales, dado que China es el mayor centro de fabricación de componentes para la energía eólica, con una cuota de mercado mundial de entre el 50 % y el 70 %. [19] Estas dinámicas comerciales introducen nuevas capas de incertidumbre y volatilidad de costos, lo que sugiere que podría ser necesario revisar las estimaciones del NREL a la luz de estas nuevas políticas comerciales.
La combinación de los aranceles con los decretos presidenciales que suspenden los arrendamientos marítimos en aguas federales [20] está provocando una situación de incertidumbre para los proyectos eólicos en Estados Unidos, como hemos visto en el reciente caso de Atlantic Shores. La dinámica global de la oferta y la demanda derivada de los efectos combinados de las guerras comerciales y los cambios en las políticas aún se desconoce, pero no parece muy prometedora.
Al otro lado del Atlántico, los costos de la energía eólica muestran un LCOE similar, lo que refleja tanto la dinámica de los mercados regionales como la evolución de las escalas de los proyectos.
En Alemania, estudios recientes sugieren que el LCOE de 2024 para las turbinas eólicas marinas oscila entre €55/MWh y €103/MWh (es decir, de $62/MWh a $116/MWh) y entre €43/MWh y €92/MWh para sus equivalentes en tierra [21] (es decir, $48/MWh a $103/MWh). Otro estudio sugiere que los costos del LCOE en toda la UE entre 2019 y 2022 correspondientes a la energía eólica marina oscilaron entre €33/MWh y €74/MWh, y entre €61/MWh y €140/MWh en el caso de instalaciones marinas de fondo fijo [22] ($37/MWh, $83/MWh, $68/MWh y $157/MWh, respectivamente). Sin embargo, el mismo estudio reconoce que el costo aumenta debido a la inflación de los precios de los productos básicos, los aumentos de los costos de transporte y las interrupciones en la cadena de suministro, lo que ha provocado un aumento de los precios de las turbinas eólicas. Las proyecciones de la UE pronostican un LCOE de entre €19/MWh y €33/MWh para la energía eólica en tierra para 2050, y de €30/MWh a €60/MWh para la energía eólica marina de fondo fijo.
Los datos del sector confirman que China no solo ha liderado el mercado de fabricantes de equipos originales (OEM) de turbinas durante los últimos años, sino que, en 2024, las tres principales cuotas de mercado de los OEM han sido ocupadas por empresas chinas [23], lo que refuerza su posición a nivel mundial. Sin embargo, el sector de energía eólica marina de la UE ha visto recientemente un cambio prometedor, cuando Siemens Gamesa superó a todos sus competidores para posicionarse como el principal proveedor de turbinas. [24] Si bien las economías de escala pueden contribuir a las reducciones de los costos, también pueden exacerbar los cuellos de botella en las cadenas de suministro, aumentar la concentración de la fabricación y ampliar la exposición a los cambios en las políticas, factores que en conjunto aumentan el perfil de riesgos y costos de los proyectos de energía eólica en toda Europa y otras regiones en las que las cadenas de suministro están bajo presión.
En el contexto de la evolución del panorama normativo, el clima de incertidumbre en torno a las políticas y la normativa tiene una correlación negativa con la inversión de capital a nivel empresarial [25] y afecta directamente el costo del capital, especialmente en sectores que dependen de las subvenciones gubernamentales [26], como la energía eólica.
Al mismo tiempo, el costo promedio ponderado de capital (WACC) para la energía eólica marina es mayor que para su equivalente en tierra o los desarrollos de energía solar [27], lo que ejerce mayor presión en un clima de tasas de interés relativamente altas, especialmente en comparación con los recientes bajos valores históricos. Las diferentes fuentes de energía compiten de manera diferente a la hora de tener en cuenta la sensibilidad del WACC, que se vincula con características operativas específicas y el perfil de riesgo/retorno resultante. [28]
En Europa, el WACC para la energía eólica marina ha aumentado en 3 a 4 puntos porcentuales de 2020 a 2024 no solo debido al aumento de las tasas de interés sino también a un aumento de los proyectos conforme a modelos mercantiles, [29] lo que expone el riesgo de ingresos debido a la incertidumbre del consumo de electricidad y, en última instancia, aumenta el WACC. Se estima que este aumento de 3 a 4 puntos porcentuales coincide con un aumento del LCOE de aproximadamente el 30 %. [30] En esencia, el acceso a un bajo costo de capital continúa siendo crítico, en particular para las tecnologías que requieren mucho capital como la tecnología eólica marina, en la que los costos de financiación influyen significativamente en la competitividad y la viabilidad de la inversión.
Los mecanismos de inversión para mejorar el atractivo, incluidas las subvenciones gubernamentales y la certeza normativa, ciertamente pueden aliviar la presión financiera. No obstante, la viabilidad del modelo financiero basado en subvenciones para los proyectos de energía eólica continúa siendo objeto de un continuo debate. Sin embargo, la realidad es clara: el sector está bajo presión, los proyectos eólicos se están viendo muy afectados y la confianza de los inversores se está viendo mermada debido a la incertidumbre en torno a las políticas, los factores macroeconómicos y el riesgo de la cadena de suministro.
Mirando más de cerca el riesgo de la cadena de suministro, la cadena de suministro de la industria de la energía eólica está altamente globalizada y fragmentada. Por un lado, China domina la capacidad de producción de turbinas eólicas, aspas de rotores, góndolas, torres y cimientos. [31] Por otro lado, la extracción de materias primas, como hierro, zinc y cobre, está sumamente concentrada en diferentes países, cada uno con sus propios riesgos geopolíticos y económicos. La refinación de minerales críticos de tierras raras para imanes permanentes de turbinas eólicas está dominada por China, que representa el 92 % del mercado de imanes permanentes de tierras raras (REPM) y utiliza los precios, el volumen de producción y las exportaciones para mantener su posición en el mercado. [32]
La dependencia de China para la fabricación y la extracción de elementos raros para turbinas eólicas agregan otro nivel de prima de riesgo a la ecuación. Si bien las relaciones comerciales entre Europa y China parecen estables, las tensiones entre EE. UU. y China introducen una prima de riesgo significativa. No obstante, los riesgos de la cadena de suministro mundial se ven agravados por las tensas relaciones entre estas dos superpotencias, lo que añade complejidad a la dinámica de previsión del mercado y a la elaboración de presupuestos de proyectos en otras partes del mundo.
El avance y el escalamiento de la tecnología ofrecen cierto alivio prospectivo. Sin embargo, el panorama actual continúa plagado de desafíos, lejos de la transición energética sin inconvenientes que la mayoría de los países anticipaba. A medida que las presiones financieras y de costos aumentan, podemos esperar mayor fricción entre las partes interesadas y ciertamente varios conflictos en la construcción de proyectos eólicos en tierra y marinos.
No obstante, estos desafíos entrañan oportunidades. El diseño y la construcción de proyectos eólicos presentan oportunidades para innovar y optimizar procesos. La creciente presión para bajar el costo total —para que la energía eólica pueda seguir siendo competitiva con las fuentes de energía convencionales— puede servir como catalizador para acelerar la investigación y el desarrollo, mientras que las turbinas de alto factor de capacidad pueden ser un factor diferenciador. [33] La inversión estratégica en innovación, la resiliencia de la cadena de suministro y la eficiciencia de la construcción serán esenciales para superar los obstáculos actuales y liberar el pleno potencial de los proyectos eólicos en tierra y marinos.
Nos gustaría agradecer a nuestros colegas David Vallès Vallès y Gilberto Regal por aportar ideas y conocimientos que han sido de gran ayuda en esta investigación.
David Vallès Vallès es consultor en la práctica de Asesoría en Construcción de J.S. Held. Desde su oficina en Londres, trabaja en proyectos en todas las regiones de EMEA. David es ingeniero civil experto en disciplinas de planificación, análisis de retrasos y control de proyectos para proyectos de infraestructura de capital. David cuenta con amplia experiencia en proyectos de múltiples disciplinas, sectores y regiones. En la actualidad, se centra en análisis de retrasos, preparación de reclamos y servicios de peritaje. David ha llevado a cabo análisis de retrasos complejos en proyectos en curso para desarrollar y defender reclamos por extensión de plazos, incluso para grandes proyectos de infraestructura en Estados Unidos. Para J.S. Held, David ha prestado asistencia a expertos en retrasos en el análisis de disputas complejas, incluidos arbitrajes internacionales de la ICC y EDF, arbitrajes de la SIAC, adjudicaciones y evaluación de extensiones de plazos en virtud de contratos del JCT y NEC4.
Puede contactar a David al [email protected] o llamando al +44 20 4534 0431.
Gilberto Regal es director ejecutivo sénior en la práctica de Asesoría en Construcción de J.S. Held. Desde su oficina en Madrid, España, se especializa en la gestión de proyectos y en la preparación y el análisis de reclamos de extensión de tiempo. Trabajó para diferentes compañías multinacionales centradas en la ingeniería y la construcción de instalaciones de energía e infraestructura en puestos de gestión de proyectos y gerencia. Ha sido reconocido como Futuro líder de Who's Who Legal, perito de construcción, 2023, 2024; Futuro líder de Who's Who Legal, experto en consultoría, construcción - cuantificación, retrasos y aspectos técnicos, 2023 y Perito en arbitrajes de Who's Who Legal, 2023.
Se puede contactar a Gilberto escribiendo a [email protected] o llamando al +34 673 762 192.
[2] https://www.equinor.com/news/20250417-suspends-offshore-construction-activities-empire-wind
[7] https://www.lazard.com/media/xemfey0k/lazards-lcoeplus-june-2024-_vf.pdf
[8] https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63485
[9] https://www.lazard.com/media/xemfey0k/lazards-lcoeplus-june-2024-_vf.pdf
[10] https://www.lazard.com/media/eijnqja3/lazards-lcoeplus-june-2025.pdf
[11] https://www.lazard.com/media/xemfey0k/lazards-lcoeplus-june-2024-_vf.pdf
[12] https://www.lazard.com/media/eijnqja3/lazards-lcoeplus-june-2025.pdf
[13] https://www.nrel.gov/docs/fy25osti/91775.pdf
[14] Shields, M., Beiter, P., Nunemaker, J., Cooperman, A. y Duffy, P. (2021). Impacts of turbine and plant upsizing on the levelized cost of energy for offshore wind. Applied Energy, 298, 117189. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117189
[15] Shields, M., Beiter, P., Nunemaker, J., Cooperman, A. y Duffy, P. (2021). Impacts of turbine and plant upsizing on the levelized cost of energy for offshore wind. Applied Energy, 298, 117189. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117189
[19] https://www.iea.org/energy-system/renewables/wind
[25] Huseyin Gulen, Mihai Ion, Policy Uncertainty and Corporate Investment, The Review of Financial Studies, volumen 29, número 3, marzo de 2016, páginas 523-564, https://doi.org/10.1093/rfs/hhv050
[26] Drobetz, Wolfgang y El Ghoul, Sadok y Guedhami, Omrane y Janzen, Malte, Policy Uncertainty, Investment, and the Cost of Capital (5 de octubre de 2017). Journal of Financial Stability, disponible en SSRN: https://ssrn.com/abstract=2980918 o http://dx.doi.org/10.2139/ssrn.2980918
[27] Dukan, M., Gumber, A., Egli, F. y Steffen, B. (2023). The role of policies in reducing the cost of capital for offshore wind. iScience, 26(6), 106945. https://doi.org/10.1016/j.isci.2023.106945
[28] https://www.lazard.com/media/eijnqja3/lazards-lcoeplus-june-2025.pdf
[32] Depraiter, L., Goutte, S. y Porcher, T. (2025). Geopolitical risk and the global supply of rare earth permanent magnets: Insights from China’s export trends. Energy Economics, 146, 108496. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2025.108496
En las últimas dos décadas, la energía renovable ha sido un tema que se ha colado en las discusiones, desde la mesa de la cena familiar hasta la cima de las iniciativas y políticas globales...