Tamaño y Participación del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Volumen del Mercado (2026) | 0.54 gigavatio |
| Volumen del Mercado (2031) | 4.13 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 50.08% CAGR |
| Mercado de Crecimiento Más Rápido | Asia Pacífico |
| Mercado Más Grande | Europa |
| Concentración del Mercado | Bajo |
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0. | |
Análisis del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante por Mordor Intelligence
Se proyecta que el tamaño del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante en términos de base instalada se expanda de 0,4 gigavatios en 2025 y 0,54 gigavatios en 2026 a 4,13 gigavatios en 2031, registrando una CAGR del 50,08% entre 2026 y 2031.
Este crecimiento proviene de la transición hacia zonas de aguas profundas que albergan aproximadamente el 80% del potencial eólico marino mundial y de la continua ampliación de las turbinas, que reduce el costo nivelado de la energía. Las profundidades de transición de 30-60 m siguen dominando las instalaciones, aunque los emplazamientos de ultra-profundidad superiores a 60 m se están acelerando a medida que los reguladores otorgan concesiones frente a las costas de California, Japón y Corea del Sur. Las plataformas semisumergibles mantienen el liderazgo porque se adaptan a la fabricación modular, mientras que los conceptos de boya de spar avanzan rápidamente a medida que los astilleros asiáticos perfeccionan los cascos de acero intensivo para condiciones de tifón. Las reformas a los contratos por diferencia (CfD) en el Reino Unido y Francia aumentan la bancabilidad, y las hojas de ruta nacionales de hidrógeno mejoran la certeza de ingresos al combinar la venta de electricidad con la compra de hidrógeno verde. Al mismo tiempo, la escasez de buques de instalación y los problemas de fiabilidad de los cables dinámicos presionan los calendarios y los márgenes a corto plazo.
Conclusiones Clave del Informe
- Por profundidad del agua, las profundidades de transición captaron el 54,1% de la participación en 2025; se prevé que las zonas de aguas profundas por encima de 60 m tengan una CAGR del 58,2% hasta 2031.
- Por tipo de plataforma, las semisumergibles representaron el 55,8% de la participación del mercado de Energía Eólica Marina Flotante en 2025, mientras que los diseños de boya de spar avanzan a una CAGR del 55,3% hasta 2031.
- Por clase de turbina, las máquinas de 5-10 MW representaron el 52,9% del mercado de Energía Eólica Marina Flotante en 2025; las unidades de más de 15 MW avanzan a una CAGR del 56,1% hasta 2031.
- Por etapa de aplicación, los pilotos precomerciales dominaron el 65,3% de la capacidad en 2025, mientras que los parques de escala de servicios públicos comerciales están preparados para una CAGR del 61,5% hasta 2031.
- Por geografía, Europa mantuvo el 53,6% de la capacidad en 2025; Asia-Pacífico es la región más rápida, con una CAGR del 53,3% hacia 2031.
Nota: Las cifras del tamaño del mercado y los pronósticos de este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los datos y conocimientos más recientes disponibles a partir de enero de 2026.
Tendencias e Información del Mercado Global de Energía Eólica Marina Flotante
Análisis del Impacto de los Impulsores*
| Impulsor | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Creciente Adjudicación de Concesiones en Zonas de Aguas Profundas de EE. UU. y Asia-Pacífico | 8.5% | América del Norte (California, Oregón, Golfo de México), Asia-Pacífico (Japón, Corea del Sur, Taiwán, China) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Rápida Ampliación de Turbinas a la Clase de 15-20 MW que Reduce el LCOE | 9.2% | Global, con adopción temprana en Europa (Reino Unido, Noruega) y Asia-Pacífico (China, Japón) | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Conversiones de Plataformas de Petróleo y Gas que Desbloquean la Cadena de Suministro del Golfo de México | 6.8% | América del Norte (Golfo de México), con efecto secundario en Brasil y África Occidental | Mediano plazo (2-4 años) |
| Reforma de los CfD de la UE y el Reino Unido que Mejora la Bancabilidad | 7.5% | Europa (Reino Unido, Francia, España, Italia, países nórdicos) | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Hojas de Ruta Nacionales de Hidrógeno que Crean Demanda de Colocalización | 5.3% | Europa (Alemania, Países Bajos, Noruega), Asia-Pacífico (Japón, Corea del Sur, Australia) | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Construcción de Buques y Cables Asiáticos que Acortan los Calendarios de Instalación | 4.9% | Núcleo de Asia-Pacífico (China, Japón, Corea del Sur), con efecto secundario en el Sudeste Asiático | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Creciente Adjudicación de Concesiones en Zonas de Aguas Profundas de EE. UU. y Asia-Pacífico
La adjudicación por parte de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica de 4,6 GW de concesiones frente a las costas de California y Oregón en 2024 orientó la inversión hacia sistemas de amarre capaces de soportar profundidades de 1.200 m y cargas sísmicas. El Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón siguió con 1,8 GW de zonas de la Ronda 2 que imponen un diseño resistente a los tifones y reglas de contenido local del 40%.[1]Ministerio de Economía, Comercio e Industria, "Resultados de la Licitación de Energía Eólica Marina Ronda 2," meti.go.jp El 8.º plan de suministro eléctrico de Corea del Sur establece un objetivo flotante de 6 GW para 2030, orientando el capital hacia Ulsan y Jeju, donde las profundidades de 150 m impiden el uso de monopilotes. La asignación de Taiwán para 2026 reserva 3 GW para proyectos flotantes, incentivando los pilotos de plataformas de patas tensadas. Las adjudicaciones de concesiones reducen el riesgo de los permisos, aunque la cola de interconexión de California se extiende hasta 2029 debido a la congestión en torno a las subestaciones de Moss Landing y Diablo Canyon.
Rápida Ampliación de Turbinas a la Clase de 15-20 MW que Reduce el LCOE
La producción en serie de las turbinas SG 14-236 DD de 15 MW de Siemens Gamesa y la V236-15 MW de Vestas comenzó en 2025, reduciendo cada una los costos de cimentación para proyectos de 1 GW en casi la mitad y recortando los gastos de balance de planta en 180 millones de USD. La variante Haliade-X de 14 MW de GE Vernova, optimizada para regímenes de bajo viento, amplía las zonas de concesión viables en el Estado de Nueva York. MingYang y Goldwind lograron prototipos de 16 MW, validando palas en dos piezas, transporte ferroviario e intervalos de servicio ampliados. El costo de capital por megavatio instalado evoluciona desde 4,2 millones de USD en 2024 hacia 3,1 millones de USD en 2028.
Conversiones de Plataformas de Petróleo y Gas que Desbloquean la Cadena de Suministro del Golfo de México
El plan de desmantelamiento de Vito de Shell reutiliza una estructura de patas tensadas para 200 MW de turbinas flotantes a 150 km al sur de Luisiana, aprovechando los cables de exportación y los alojamientos para la tripulación existentes para reducir los costos de campo nuevo en un 35%. TotalEnergies y Aker Solutions están evaluando 12 plataformas semisumergibles para reconversiones eólicas, activando astilleros de fabricación inactivos en Brownsville y Corpus Christi. El Departamento de Energía de EE. UU. asignó 50 millones de USD para demostrar la interoperabilidad de los sistemas de amarre, con el objetivo de fletar barcazas de tendido de tuberías inactivas y aliviar las restricciones de buques.
Reforma de los CfD de la UE y el Reino Unido que Mejora la Bancabilidad
La Ronda de Asignación 6 en el Reino Unido introdujo precios de ejercicio indexados a la inflación de 176 GBP/MWh, que reducen los ratios de cobertura del servicio de la deuda y atraen a los fondos de pensiones. La CRE de Francia adjudicó CfD a 15 años a 120 EUR/MWh para el parque del Golfo de León, ofreciendo bonificaciones por contenido local. España amplió los plazos de los contratos a 25 años, equilibrando tarifas más bajas con flujos de caja más prolongados. Italia adoptó una tarifa bidireccional que protege a los promotores cuando los precios de mercado caen, mientras que Equinor aseguró una compra corporativa a 25 años para Hywind Tampen con Norsk Hydro.
Análisis del Impacto de las Restricciones*
| Restricción | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Escasez de Buques WTIV y FIV que Eleva las Tarifas Diarias por encima de 450.000 USD | -3.8% | Global, aguda en Asia-Pacífico y América del Norte | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fallos en Cables Dinámicos de Alta Tensión en Pilotos de 50-100 m de Profundidad | -2.9% | Europa (Mar del Norte, Mar Céltico), Asia-Pacífico (Japón, Taiwán) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Restricciones de la ESA sobre la Ballena Franca del Pacífico Norte en California que Ralentizan los Permisos de la BOEM | -1.6% | América del Norte (California, Oregón) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Volatilidad del Precio del Acero al Contado (> 950 USD/t) que Perturba los Astilleros de Plataformas Flotantes | -3.2% | Global, con impacto agudo en Asia-Pacífico y Europa | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Escasez de Buques WTIV y FIV que Eleva las Tarifas Diarias por encima de 450.000 USD
Solo 23 buques de instalación de turbinas eólicas (WTIV) pueden manejar máquinas de 15 MW en 2025, pero 47 GW de proyectos necesitan operaciones de izado hasta 2028. A medida que la utilización supera el 95%, los precios de flete aumentaron a 485.000 USD por día, retrasando el parque de Morro Bay en California dos años e inflando la factura de buques de un proyecto de 500 MW a 87 millones de USD.[2]Oficina de Gestión de Energía Oceánica, "Concesiones de Energía Eólica Marina en California: Revisión de la ESA," boem.gov Los astilleros están construyendo 14 nuevos WTIV para entrega en 2026-27, pero el alivio de la oferta antes de 2027 sigue siendo limitado.
Fallos en Cables Dinámicos de Alta Tensión en Pilotos de 50-100 m de Profundidad
El parque de Kincardine en Escocia sufrió una interrupción de seis meses en 2024 tras daños en los cables de 66 kV por violaciones del radio de curvatura durante eventos de olas de 12 m. Las normas revisadas IEC 61400-3-2 exigen ahora márgenes de fatiga más estrictos, y las aseguradoras requieren redundancia y monitoreo de tensión. El cable con armadura helicoidal de Prysmian, lanzado en 2025, cumple esos criterios, pero cuesta 2,8 millones de EUR por km, añadiendo 90 millones de USD a un proyecto de 1 GW.
*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 Profundidad del Agua: Las Zonas Profundas Redefinen la Economía de las Concesiones
Las profundidades de transición de 30-60 m representaron el 54,1% de las instalaciones globales en 2025, principalmente en el Mar del Norte, donde los anclajes de gravedad híbridos reducen los costos de amarre. Los emplazamientos de aguas profundas por encima de 60 m avanzan a una CAGR del 58,2%, desbloqueando el vasto potencial técnico frente a las costas de California, Japón y Noruega. Se proyecta que el tamaño del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante para el segmento de aguas profundas alcance los 2.900 MW en 2031. La zona de Morro Bay en California ilustra la economía: los anclajes de succión diseñados para profundidades de 1.000 m elevan el gasto de capital a 4,1 millones de USD por MW, pero el acceso a 25 GW de recurso eólico compensa esa prima. Las concesiones de Goto en Japón y los emplazamientos de Ulsan en Corea del Sur confirman una economía similar impulsada por la profundidad.
Los entornos someros de menos de 30 m solo captaron actividad de demostración. Varios pilotos europeos utilizaron aguas tranquilas para probar el comportamiento de las plataformas antes de escalar a mares más adversos. Mientras tanto, la adopción en aguas profundas depende de la innovación en sistemas de amarre, como el ancla de succión STEVMANTA de Vryhof, que reduce el número de anclas de cuatro a tres y recorta el tiempo de instalación en un 25%.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Por Tipo de Plataforma Flotante: Las Semisumergibles Dominan, las Boyas de Spar Ascienden
Las semisumergibles contribuyeron con el 55,8% de la capacidad de 2025, gracias a la fabricación modular y la compatibilidad con turbinas de 15-20 MW. La plataforma WindFloat de Principle Power puede ser remolcada desde los muelles con solo 4 m de calado y luego lastrada en su lugar.[3]Principle Power, "Actualización de Rendimiento de WindFloat Atlantic 2025," principlepower.com Las boyas de spar muestran el ascenso más rápido con una CAGR del 55,3% a medida que los astilleros asiáticos emplean laminación de acero de alto volumen y demuestran una notable estabilidad de cabeceo en mares de tifón. La participación del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante de las boyas de spar está, por tanto, destinada a expandirse notablemente hasta 2031.
Las plataformas de patas tensadas mantienen una participación de nicho del 12%, apareciendo donde la arcilla firme del lecho marino permite amarres verticales que minimizan el movimiento vertical. Las ideas de barcazas híbridas como la Piscina de Amortiguación de BW Ideol o el dúo TwinWind de Hexicon buscan reducir los costos de anclaje compartiendo amarres, pero permanecen a escala piloto.
Por Capacidad de Turbina: Las Máquinas de Clase Gigavatio Reconfiguran la Economía
Las turbinas de 5-10 MW aún representaron el 52,9% de los despliegues de 2025, pero la producción en serie de unidades de 15-16 MW está inclinando la economía de manera decisiva. Se espera que el tamaño del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante para máquinas de más de 15 MW se expanda a una CAGR del 56,1%, impulsado por los productos SG 14-236 DD de Siemens Gamesa y V236-15,0 MW de Vestas. Un parque de 1 GW ahora necesita 63 turbinas en lugar de 125, reduciendo los tendidos de cables en un 40%. El rotor de accionamiento directo de 16 MW de Goldwind reduce el mantenimiento de la caja de engranajes y amplía los intervalos de servicio a 18 meses.
Las turbinas más pequeñas siguen configuradas para pilotos más antiguos y regiones con restricciones por tifones. La plataforma de 8 MW de Doosan continúa sirviendo a las demostraciones de Corea del Sur, aunque su variante anunciada de 12 MW muestra la convergencia hacia las normas de dimensionamiento global.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe
Por Etapa de Aplicación: Los Pilotos Ceden Paso a los Parques de Escala de Servicios Públicos
Los pilotos ocuparon el 65,3% de la capacidad instalada en 2025, prácticamente todos financiados por subvenciones de demostración o tarifas de transición. Los parques de escala de servicios públicos ahora están cerrando financiación a medida que las reformas de los CfD reducen el costo promedio ponderado del capital al 6,2% y las aseguradoras ofrecen primas del 1,8% del costo instalado. Se proyecta que el tamaño del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante para proyectos de escala de servicios públicos supere la capacidad piloto en 2028.
Los proyectos híbridos de viento a hidrógeno ya representan el 8% de los despliegues. Los pilotos AquaVentus de Alemania y Fukushima Forward de Japón confirman que combinar el viento con electrolizadores aumenta los rendimientos del capital en 150 puntos básicos, aunque el costo de capital de los electrolizadores de 800 USD/kW sigue pesando sobre la escalabilidad.
Análisis Geográfico
Europa mantuvo el 53,6% de las instalaciones en 2025, respaldada por las concesiones ScotWind del Reino Unido, la licitación del Golfo de León de Francia y los planes de descarbonización de plataformas petrolíferas de Noruega. Se espera que el tamaño del Mercado de Energía Eólica Marina Flotante en Europa supere los 2.000 MW en 2031. La política del Reino Unido exige un 25% de contenido local, lo que impulsa mejoras portuarias en Aberdeen e Inverness y sostiene la fabricación de semisumergibles.[4]Crown Estate Scotland, "Resultados de la Ronda de Concesiones ScotWind," crownestatescotland.com Los CfD a 15 años de Francia a 120 EUR/MWh y los despliegues de barcazas en el Mediterráneo proporcionan ingresos predecibles y trabajo en astilleros regionales. España, Italia y las naciones nórdicas siguen con asignaciones más pequeñas pero de rápido movimiento que incorporan el uso compartido de acuicultura o desalinización.
Asia-Pacífico muestra la trayectoria de crecimiento más fuerte con una CAGR del 53,3%. Las provincias chinas de Guangdong y Fujian apuntan a 5 GW bajo el 14.º Plan Quinquenal, desplegando turbinas de 16 MW de MingYang y Goldwind. Las concesiones de la Ronda 2 de 1,8 GW de Japón incluyen síntesis obligatoria de amoníaco verde, mientras que la Ciudad del Hidrógeno de Ulsan en Corea del Sur conecta 500 MW de viento a 200 MW de electrolizadores de membrana de intercambio de protones. La ronda de Taiwán de 2026 reserva 3 GW para proyectos flotantes con un 60% de contenido local para desarrollar proveedores domésticos de cables y sistemas de amarre.
América del Norte aseguró 4,6 GW de concesiones frente a las costas de California y Oregón, pero las consultas de la ESA para la ballena franca del Pacífico Norte amplían los permisos en 18 meses. Los promotores ahora financian el monitoreo acústico pasivo y las restricciones de trabajo estacionales, retrasando la primera energía hasta 2030. Mientras tanto, las conversiones de plataformas del Golfo de México aprovechan plataformas inactivas e infraestructura submarina establecida para reducir el costo de capital en un 35%. América del Sur y Oriente Medio y África siguen siendo incipientes. Petrobras estudia una conversión de 150 MW frente a Río de Janeiro, y los Emiratos Árabes Unidos evalúan 200 MW cerca de Abu Dabi para la exportación de hidrógeno verde.
Panorama regulatorio
El apoyo regulatorio a la eólica marina flotante se refleja cada vez más a través de reformas en la concesión de permisos, actualizaciones de las normas de subasta y salvaguardas ambientales que afectan la bancabilidad y los cronogramas. En Estados Unidos, el Departamento del Interior actualizó las regulaciones federales de energía renovable en mayo de 2024 (a través de BOEM), incluyendo cambios como la eliminación de ciertos requisitos de boyas meteorológicas y el establecimiento de un Calendario Público de Arrendamiento de Energía Renovable. Las aprobaciones de proyectos continúan tramitándose a través de la vía de la Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA), incluyendo Declaraciones de Impacto Ambiental y Registros de Decisión.
En el Reino Unido, la política de Contratos por Diferencia ha incorporado requisitos no relacionados con el precio a través de las Contracts for Difference (Sustainable Industry Rewards) Regulations 2024, que sustituyeron los Planes de Cadena de Suministro por Recompensas de Industria Sostenible para las Rondas de Asignación 7-9. En 2026, el Reino Unido reforzó el marco de consentimiento ambiental para la eólica marina mediante las Conservation of Habitats and Species (Offshore Wind) (Amendment etc.) Regulations 2026, que entraron en vigor el 21 de mayo de 2026, proporcionando una base más clara para medidas compensatorias cuando se identifican efectos adversos. Por separado, la Outer Dowsing Offshore Wind Farm Order 2026 entró en vigor en marzo de 2026, reflejando el uso continuo de instrumentos de consentimiento de desarrollo para avanzar en grandes proyectos. Fuera de Europa y Estados Unidos, también se están formando nuevos marcos en provincias atlánticas emergentes, con Nueva Escocia otorgando la Sanción Real a la Powering the Offshore Act (Bill 149) en octubre de 2025 para establecer una estructura legislativa de energía renovable marina.
Análisis de la cadena de valor
La cadena de valor de la eólica marina flotante abarca desde la identificación de emplazamientos y el arrendamiento hasta el desarrollo de proyectos y la obtención de permisos, seguido de la ingeniería y adquisición de turbinas, flotadores, sistemas de amarre, anclas, cables dinámicos y subestaciones. También incluye la fabricación y el ensamblaje, a menudo distribuidos en múltiples astilleros y puertos, seguido del remolque y la conexión en alta mar, la puesta en servicio y el mantenimiento a largo plazo respaldado por logística marítima especializada. La actividad industrial se centra cada vez más en la fabricación modular de subbloques y la integración en muelle para manejar grandes flotadores y turbinas de clase de 15 MW, siendo los puertos una restricción clave de rendimiento, ya que la profundidad del canal, el área de almacenamiento y la capacidad de carga del muelle determinan las estrategias de ensamblaje viables.
Los cuellos de botella se concentran en la instalación y la logística marítima. El mercado enfrenta una escasez de buques de elevación pesada y de construcción en alta mar capaces de manejar equipos de 14-15 MW+ y tareas especializadas de eólica flotante, mientras que los plazos de desarrollo portuario de 4-10 años pueden generar desajustes con las construcciones a escala comercial. Movimientos recientes del sector también muestran la formación de la cadena de valor extendiéndose a nuevas geografías, con más experiencia operativa: Kansai Electric Power Co., Inc. anunció la operación comercial del parque eólico flotante Goto en enero de 2026 (el primer parque eólico marino flotante comercial de Japón, 16.8 MW), y Simply Blue Group y Archirodon lanzaron la empresa conjunta ArcoBlue en abril de 2026 para desarrollar eólica marina flotante en Grecia. Estos pasos indican un uso más frecuente de asociaciones entre desarrolladores y contratistas EPC para acceder a permisos, construcción marítima y redes de proveedores locales.
Panorama Competitivo
El sector muestra una concentración moderada. Los cinco mayores fabricantes de turbinas, Siemens Gamesa, Vestas, GE Vernova, MingYang y Goldwind, suministran el 68% de las góndolas, mientras que los titulares de propiedad intelectual de plataformas Principle Power, BW Ideol, Aker Solutions y Hexicon licencian diseños que los astilleros regionales fabrican. Los promotores con experiencia en petróleo y gas como Equinor, TotalEnergies, Shell y Ørsted explotan el conocimiento de ingeniería submarina para defender los márgenes. Los emergentes actores chinos comprimen los costos mediante la integración vertical, ejerciendo presión de precios sobre los fabricantes de equipos originales europeos.
La competencia tecnológica se centra en los sistemas de amarre y los cables dinámicos. El ancla de succión STEVMANTA de Vryhof reduce el número de anclas, recortando el costo de balance de planta de un parque de 1 GW en 40 millones de USD. El cable de 66 kV con armadura helicoidal de Prysmian mitiga la fatiga pero eleva el costo de capital. Los acuerdos estratégicos en 2025 incluyen el compromiso de 9.200 millones de USD de Equinor y RWE para 3 GW en Morro Bay y la asociación de 4.500 millones de USD de Ocean Winds con Copenhagen Infrastructure Partners para 2,5 GW en Escocia, aprovechando cada uno las tarifas indexadas y la deuda del Banco Europeo de Inversiones para cerrar la financiación.
Las solicitudes de patentes bajo el IPC F03D13/25 de la OMPI aumentaron un 42% en 2024, lideradas por los patrones de amarre compartido de Equinor y la barcaza de turbina dual de Hexicon, lo que sugiere una rivalidad de propiedad intelectual en intensificación. Las escaseces en la cadena de suministro persisten, en particular la disponibilidad de WTIV y las grúas de elevación pesada, pero 14 unidades actualmente en construcción en astilleros coreanos y chinos deberían entrar en servicio entre 2026-2027 para aliviar los cuellos de botella.
Líderes del Sector de Energía Eólica Marina Flotante
General Electric Company
Vestas Wind Systems A/S
Siemens Gamesa Renewable Energy, S.A
BW Ideol AS
Equinor ASA
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
En 2026, los hitos comerciales están ampliando el conjunto de oportunidades abordables más allá de los proyectos piloto, particularmente donde los gobiernos combinan subastas o licitaciones con marcos más claros de permisos y planificación de red. Japón añadió una referencia operativa con el proyecto Goto de 16.8 MW entrando en operación comercial en enero de 2026. Francia también avanzó en su puesta en marcha operativa, con Ocean Winds iniciando la producción de electricidad en el proyecto flotante EFGL de 30 MW en mayo de 2026 y alcanzando la potencia total en julio de 2026. Estos hitos refuerzan los argumentos a favor de paquetes repetibles de EPC y O&M, incluyendo cables dinámicos, sistemas de amarre, logística de remolque y operaciones marítimas, y respaldan enfoques de contratación y seguros más estandarizados para conjuntos que avanzan hacia profundidades de 50-100 m, donde la fatiga y la fiabilidad siguen siendo centrales.
Una segunda línea de oportunidad es la alineación de políticas e infraestructura construida en torno a la planificación conjunta de cuencas marítimas y la zonificación explícita para aguas más profundas. En enero de 2026, la Cumbre del Mar del Norte lanzó un Pacto Conjunto de Inversión en Eólica Marina centrado en marcos coordinados e infraestructura de red. Países Bajos también publicó un Marco de Desarrollo en enero de 2026 que incluye zonas de eólica flotante, mientras lanzaba simultáneamente una licitación de subsidios de eólica marina de 1 GW tras una reasignación presupuestaria. En cuanto a la vía tecnológica y de reducción de costos, el National Offshore Wind Research & Development Consortium (NOWRDC) publicó la Hoja de Ruta 5.0 en febrero de 2026, priorizando la innovación en instalación y la reducción del LCOE. Esto crea espacio en blanco para proveedores que puedan reducir el riesgo de las secuencias de instalación, mejorar el monitoreo de cables dinámicos y el rendimiento ante la fatiga, y ampliar la industrialización portuaria para grandes subestructuras flotantes.
Desarrollos recientes del sector
- Julio de 2026: Ocean Winds alcanzó la potencia total en el proyecto eólico marino flotante Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion (EFGL) de 30 MW en Francia. El paso de la generación inicial a la producción total refuerza la bancabilidad de futuros proyectos flotantes al demostrar el rendimiento en puesta en servicio, operaciones e integración a la red a escala piloto comercial.
- Noviembre de 2025: The Crown Estate seleccionó a Ocean Winds para la adjudicación directa de un tercer emplazamiento eólico marino flotante en el Mar Céltico con una capacidad de 1,500 MW. La adjudicación amplía la cartera de Ocean Winds y refuerza al Mar Céltico como cuenca focal para inversiones en la cadena de suministro, como mejoras portuarias, capacidad de ensamblaje de flotadores y preparación de amarres y cables.
- Diciembre de 2024: Ocean Winds y Banque des Territoires fueron adjudicatarios del proyecto Eoliennes Flottantes d'Occitanie de 250 MW en el Mar Mediterráneo francés bajo la licitación AO6. La adjudicación añadió otra línea de desarrollo a escala de servicios públicos en un mercado que utiliza adquisiciones respaldadas por contrato, apoyando compromisos anteriores de proveedores en flotadores, cables dinámicos y planificación de instalación marítima.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Este mercado se define como proyectos de energía eólica marina flotante donde las turbinas eólicas se montan sobre plataformas flotantes y se conectan a la red, con el tamaño del mercado seguido principalmente mediante la capacidad comisionada o instalada en MW o GW.
Exclusiones de alcance: la eólica marina de cimentación fija, las instalaciones cercanas a la costa y las unidades de demostración no conectadas a la red se excluyen del dimensionamiento.
Descripción general de la segmentación
- Por Profundidad del Agua
- Somera (Hasta 30 m)
- Transicional (30 a 60 m)
- Profunda (Más de 60 m)
- Por Tipo de Plataforma Flotante
- Semisumergible
- Boya de Spar
- Plataforma de Patas Tensadas (TLP)
- Barcaza y Conceptos Híbridos
- Por Capacidad de Turbina
- Hasta 5 MW
- 5 a 10 MW
- 11 a 15 MW
- Más de 15 MW
- Por Etapa de Aplicación
- Piloto Precomercial
- Escala de Servicios Públicos Comerciales
- Viento a X Híbrido (Hidrógeno, Desalinización)
- Por Geografía
- América del Norte
- Estados Unidos
- Resto de América del Norte
- Europa
- Francia
- Reino Unido
- España
- Países Nórdicos
- Italia
- Resto de Europa
- Asia-Pacífico
- China
- Japón
- Corea del Sur
- Resto de Asia-Pacífico
- América del Sur
- Brasil
- Argentina
- Resto de América del Sur
- Oriente Medio y África
- Emiratos Árabes Unidos
- Arabia Saudita
- Sudáfrica
- Resto de Oriente Medio y África
- América del Norte
Fuentes de datos, dimensionamiento del mercado y validación
Investigación documental
El trabajo documental se utilizó para establecer la base fáctica de la cartera de proyectos de eólica marina flotante, y para mantener el modelo vinculado a señales reales del sector energético y de permisos. Solemos recurrir a fuentes públicas como la International Energy Agency (IEA), IRENA, el Global Wind Energy Council (GWEC), y reguladores energéticos y operadores de red nacionales que publican actualizaciones de capacidad y conexión. Para Europa y Estados Unidos, los datos de planificación y arrendamiento de agencias de energía marina, así como los rastreadores de permisos y anuncios de autoridades portuarias, ayudan a confirmar qué puede avanzar de la etapa previa a la decisión final de inversión (FID) a la construcción.
También revisamos informes anuales de empresas, presentaciones para inversionistas, comunicados de prensa y páginas de proyectos de desarrolladores para verificar los cronogramas de puesta en servicio, las capacidades objetivo de las turbinas y las selecciones de plataformas cuando esos detalles se divulgan. Las bases de datos de patentes se revisan de forma selectiva para comprender los conceptos de plataformas y amarres que pueden influir en los costos y el ritmo de adopción, y se puede utilizar una base de datos de envíos de importación-exportación para detectar flujos de componentes de gran tamaño cuando sea relevante. Las fuentes mencionadas aquí son solo ilustrativas, y se utilizaron muchos otros documentos públicos para la recopilación, validación y aclaración de datos durante el análisis.
Entrevistas y encuestas primarias
El trabajo primario se realizó mediante entrevistas con expertos y encuestas estructuradas con desarrolladores, contratistas EPC y marítimos, participantes del ecosistema de turbinas y plataformas, y consultores que siguen los permisos y las conexiones a la red de la eólica marina. Dado que este es un mercado global, nos aseguramos de que las opiniones de los encuestados cubrieran los principales centros de demanda y las regiones pioneras, y luego utilizamos esos aportes para cerrar brechas en el momento de los proyectos, los factores de capacidad alcanzables y los supuestos de costos que no son visibles de manera consistente en fuentes públicas.
Distribución de los encuestados del trabajo de campo de investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 31% | Directivos (CXO): 15% | APAC: 45% |
| Nivel medio: 54% | Líderes funcionales/de unidad: 25% | EMEA: 35% |
| Actores más pequeños: 15% | Gerentes: 60% | América: 20% |
Dimensionamiento del mercado y pronósticos
El dimensionamiento comienza con una construcción de arriba hacia abajo donde se utilizan series oficiales de capacidad, planes de conexión a la red y la cartera de proyectos por etapa para reconstruir cuánta capacidad flotante puede comisionarse de manera realista cada año. Una vez establecidos esos volúmenes, se someten a pruebas de estrés mediante comprobaciones selectivas de abajo hacia arriba, como acumulaciones de capacidad a nivel de proyecto muestreado, calificaciones típicas de turbinas multiplicadas por el número esperado de unidades, y verificaciones de canal sobre la preparación de fabricación e instalación de plataformas.
Los insumos clave utilizados en el modelo incluyen umbrales de profundidad del agua que impulsan a los proyectos hacia soluciones flotantes, hitos de arrendamiento y permisos, fechas de puesta en servicio planificadas, capacidades de turbinas en MW, factores de capacidad esperados, y el ritmo de preparación de puertos y buques que puede limitar las instalaciones anuales. Cuando faltan datos públicos para proyectos individuales, los supuestos se completan utilizando análogos de proyectos comparables en la misma cuenca y luego se verifican nuevamente en llamadas de seguimiento, para que las brechas no se acumulen a lo largo de los años.
El pronóstico se realiza mediante análisis de escenarios respaldado por opiniones de expertos, donde se crean casos base, conservadores y acelerados en torno a la velocidad de los permisos, el desarrollo de la red y las expectativas de reducción de costos. El pronóstico final se lleva de nuevo al caso base después de conciliar los factores impulsores con lo que la cadena de suministro puede entregar y lo que los desarrolladores indican como plazos ejecutables.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados se validan mediante múltiples verificaciones que buscan discrepancias entre la puesta en servicio modelada y señales independientes, como la capacidad de conexión a la red anunciada, las rondas de arrendamiento y los objetivos nacionales publicados. Las grandes variaciones se marcan, son revisadas por un segundo analista, y luego se hace un nuevo contacto con los entrevistados relevantes cuando parece que un supuesto de tiempo o alcance está causando la brecha.
El informe se actualiza en un ciclo anual, y se realizan actualizaciones provisionales cuando hay eventos importantes, como resultados de grandes subastas, cancelaciones de proyectos o cambios significativos en la capacidad de instalación. Antes de la entrega, se completa una revisión final para que las tablas y supuestos publicados reflejen los últimos comunicados públicos y cualquier retroalimentación primaria confirmada.
Comparación del tamaño del mercado de energía eólica marina flotante de Mordor Intelligence con otras estimaciones publicadas
Diferentes publicaciones pueden mostrar tamaños de mercado muy distintos porque no siempre miden lo mismo, incluso cuando el nombre del mercado parece idéntico. Las razones comunes incluyen si la cifra se expresa en capacidad o en ingresos, qué etapas de proyecto se cuentan, y con qué rapidez se supone que cambian los costos o precios durante el pronóstico.
La eólica marina de cimentación fija queda fuera del alcance de Mordor Intelligence para este estudio, y esa exclusión a menudo explica por qué algunas estimaciones basadas en ingresos parecen mucho mayores incluso para el mismo año. Otro factor es que algunas fuentes reportan un escenario de construcción agresivo al contar proyectos anunciados sin filtrar por madurez de permisos, realismo de conexión a la red y limitaciones de puertos y buques, lo que puede elevar los valores a corto plazo.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0.54 mil millones de USD (2026) | |
| Editor Global del Sector A | 0.37 mil millones de USD (2024) | Utiliza un marco de ingresos con un año base diferente y puede ponderar con más peso la actividad de demostración temprana, lo que puede subestimar las comparaciones basadas en capacidad cuando los proyectos aún no están comisionados. |
| Organismo de Investigación del Sector B | 1.50 mil millones de USD (2024) | Contabiliza una cadena de valor y un alcance de componentes más amplios con una atribución de ingresos que puede incluir más segmentos ascendentes y de servicios, y el incremento depende en gran medida del ASP y de las curvas de costos asumidas para los proyectos tempranos. |
La tabla muestra que la dispersión proviene principalmente de la elección de unidades y de qué partes de la cadena de valor se contabilizan, no de errores aritméticos. Al mantener el modelo vinculado a la realidad de la puesta en servicio y a un filtro claro de madurez de proyectos, obtenemos un tamaño más fácil de conciliar con las señales de conexión a la red y los límites de construcción a corto plazo.
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Cuál es la capacidad proyectada para la energía eólica marina flotante en 2031?
Se espera que la capacidad instalada alcance los 4.130,80 MW en 2031, impulsada por una CAGR del 50,08%.
¿Cómo impactan los emplazamientos de aguas profundas en la economía de los proyectos?
Las profundidades superiores a 60 m desbloquean mayores recursos eólicos, pero añaden costos de amarre, elevando el costo de capital hacia 4,1 millones de USD/MW, aunque permiten factores de capacidad más altos.
¿Qué clase de turbina establece ahora el estándar de referencia para los parques comerciales?
Las máquinas de 15-16 MW de producción en serie dominan ahora los nuevos contratos porque reducen el número de cimentaciones y los costos de balance de planta.
¿Por qué siguen siendo preferidas las plataformas semisumergibles?
Permiten la fabricación modular en astillero, el remolque con poco calado y la compatibilidad con turbinas de hasta 20 MW, manteniendo los costos instalados competitivos.
¿Qué reformas de política han mejorado la bancabilidad?
Los CfD indexados a la inflación en el Reino Unido y las tarifas fijas a 15 años en Francia reducen el costo promedio ponderado del capital a aproximadamente el 6,2%.
¿Cómo influye la colocalización con hidrógeno en los rendimientos?
Combinar la energía eólica flotante con electrolizadores marinos añade una segunda fuente de ingresos que puede elevar los rendimientos del capital en aproximadamente 150 puntos básicos.
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