Desde mediados de 2023, el ritmo de entrada de pedidos offshore de los dos grandes fabricantes occidentales —Siemens Gamesa (SGRE) y Vestas— ha sido, cuanto menos, irregular. De los últimos seis trimestres (1Q25–2Q26), Vestas ha cerrado tres en cero y SGRE, cinco de seis. En el trimestre más reciente con datos completos, ambos fabricantes se han quedado sin un solo pedido nuevo. Con estos datos, las preguntas surgen de manera natural ¿está el mercado offshore en crisis? ¿puede afectar esta sequía a la viabilidad futura del mercado? Es este artículo trataremos de arrojar algo de luz a estas y otras cuestiones.

 

 

¿Por qué se ha parado el grifo de pedidos?

Son varios los factores que ayudan a explicar esta coyuntura de sequía de pedidos. Ninguno es el culpable único, pero todos han ayudado a que el flujo habitual se haya ralentizado

• Subastas canceladas, retrasadas o desiertas

2025 fue, según WindEurope, el año en que más capacidad offshore se ofertó en subasta en Europa y menos se consiguió colocar: se sacaron a concurso más de 17 GW y solo se adjudicaron 7 GW, un 39% del total planeado.

 

La lista de procesos fallidos es larga y toca a casi todos los mercados grandes:

1. Dinamarca canceló Hesselø, Kattegat II, Kriegers Flak II y Sørvest F
2. Francia se quedó sin ofertas en AO7-Oléron 1
3. Alemania no recibió pujas en los dos lotes centrales N-10.1 y N-10.2 y, tras el fracaso, decidió posponer la subasta a 2027 mientras rediseña el mecanismo hacia un CfD a dos bandas
4. Países Bajos tampoco recibió ofertas para Nederwiek Zuid I-A y ha tenido que recortar su próxima subasta de 2 GW a 1 GW, citando explícitamente el encarecimiento del sector.

El patrón se repite: subastas diseñadas para minimizar el coste o incluso obtener ingresos para el estado (el conocido como negative bidding) no tienen sentido en este momento. Todos los estados han tomado nota y están rediseñando los procesos competitivos para subir los precios y dar mayor seguridad al developer.  El Reino Unido es el mejor ejemplo de que, cuando el precio se ajusta a la realidad, la demanda vuelve: su ronda AR7 (enero 2026) adjudicó un récord de 8,4 GW —el mayor proceso offshore de la historia del país— con RWE llevándose 6,9 GW a 109 €/MWh y SSE 1,4 GW a 107 €/MWh, precios sensiblemente más altos que en rondas anteriores.

• Proyectos retrasados o cancelados

El caso más visible de 2025 es el de Ørsted, que en mayo descartó continuar con Hornsea 4 (2,4 GW) en su formato original, citando “desarrollos macroeconómicos adversos, retos persistentes en la cadena de suministro y mayores riesgos de ejecución y de mercado”. El coste de la decisión —entre indemnizaciones por ruptura de contratos y deterioro de activos— ronda los 740 M€. Ørsted mantiene el resto de su cartera británica (Hornsea 3, 2,9 GW) y no descarta retomar Hornsea 4 si las condiciones mejoran.

A escala más agregada, WindEurope confirma que solo seis parques alcanzaron FID en 2025 en toda Europa (Nordlicht 1, Baltica 2, BC-Wind, Baltyk II, Baltyk III e Inch Cape, por 5,4 GW en total y 22.500 M€ de capex), muy por debajo del ritmo necesario para sostener el crecimiento previsto. Se esperan diez FID adicionales en 2026, lo que sugiere que el problema es más de calendario que de desaparición de proyectos.

• Encarecimiento de costes: fin a la era de zero o negative bidding

En línea con lo comentado antes, la subida generalizada de costes en el offshore ha provocado que los desarrolladores sean mucho más prudentes a la hora de pujar por espacios y tarifas. La locura de hace unos años con compañías pagando por tener los derechos para construir un parque es ahora impensable y los developers buscan tarifas altas y con mecanismos de seguridad tipo CfDs (contract for difference) para asegurar una rentabilidad mínima para el proycto.

• Mercados con problemas propios: el caso de USA

Estados Unidos es el ejemplo más extremo. Una orden ejecutiva de enero de 2025 suspendió el arrendamiento eólico marino en la plataforma continental (OCS) y la BOEM canceló todas las áreas eólicas designadas desde 2014; además, el Gobierno federal ordenó detener la construcción de cinco proyectos por motivos de seguridad. GWEC lo resume así “creemos que la eólica marina no tiene futuro bajo la actual administración”. Lo que sí sigue en pie son los proyectos ya muy avanzados: Vineyard Wind 1 completó construcción a principios de 2026 y otros ~5 GW (Revolution Wind, Coastal Virginia, Empire Wind 1 y Sunrise Wind) deberían entrar en operación entre 2026 y 2028. Pero prácticamente nadie en el sector espera nueva capacidad adjudicada en EE. UU. después de 2028-2029.

De hecho, la administración Trump está recomprando los derechos a los developers para arrancar de raíz cualquier posibilidad de que el mercado resucite en el futuro.

• La retirada de los “oil&gas”

Hace unos años se comentaba en el sector la inflación que las grandes petroleras con negocio offshore estaban provocando en el sector ya que tenían mucha prisa por crear su pipeline y pagaban precios por encima de mercado para hacerse con proyectos. Pero esto ya es el pasado ya que compañías como BP y Shell están replegándose de la eólica marina como parte de un giro más amplio hacia el petróleo y el gas: BP ha ido cediendo posiciones en EE. UU. y en julio de 2025 vendió por completo su negocio eólico terrestre en USA. Shell, por su parte, salió en noviembre de 2025 de Atlantic Shores (Nueva Jersey), cediendo su participación a su socio EDF.

La prueba del algodón: echemos un vistazo al pipeline actual

Con este telón de fondo pesimista, conviene mirar la otra cara: cuánta actividad hay realmente en marcha. Si miramos los proyectos actuales (excluyendo China) según el grado de madurez y agrupados por OEM, tenemos la siguiente foto

 

 

En total hay 46 GW de pipeline vivo entre los cuatro fabricantes con actividad relevante fuera de China: casi 30 GW en construcción, 9 GW como contratos no firmes y 7,5 GW como proyectos firmes. Siemens Gamesa destaca por su gran volumen de proyectos en construcción, con más de 17 GW.

Lo que deja claro este gráfico es que el sector no está precisamente parado. La actividad es frenética, quizás el momento histórico con un pico máximo de actividad.

¿Para cuántos años da esta cartera?

Pues aquí tenemos que hacer hipótesis para hacer un cálculo aproximado. Empezando por el ritmo medio de instalaciones en los últimos años (excluyendo China), que ha sido de 3,8 GW

 

 

Si el ritmo se mantuviera, los 46 GW (suponiendo que los contratos condicionales se ejecutaran) darían para unos 12 años. Pero como muchos proyectos ya están en construcción, sabemos que la actividad de los próximos años va a ser muy superior a esos 3,8 GW. Suponiendo que los 30 GW en construcción se completan en los próximos 3 años, tendríamos 10 GW/año hasta 2029 y después la actividad se podría estabilizar en 6 GW/año con lo que tendríamos hasta más de 2031 cubierto.

 

Queda claro que, pese a la sequía de los últimos trimestres, no faltan los proyectos para los próximos años.

¿Qué demanda hay por venir?

Más allá de lo que ya está en la cartera, que como acabamos de ver es mucho, hay dos fuentes de demanda adicional que deberían seguir alimentando el pipeline más allá de 2030.

1. Subastas ya resueltas o convocadas. El Reino Unido acaba de adjudicar los citados 8,4 GW en AR7 y abrirá AR8 en el segundo semestre de 2026. Polonia adjudicó 3,4 GW en diciembre de 2025 (Baltic East, Baltica 9 y Baltyk I). Dinamarca ha lanzado una subasta de al menos 2,8 GW bajo el nuevo modelo de CfD a dos bandas, con plazos en 2026 y 2028. Alemania reabrirá N-10.1 y N-10.2 (2,5 GW) en 2027 ya con el mecanismo rediseñado. Francia tiene en marcha AO9 (1,5 GW, resultados en H1 2026) y prepara AO10, de 8 a 10 GW. Países Bajos convocará 1 GW en septiembre de 2026. Corea del Sur, por su parte, sacó un primer lote de 689 MW en 2025 y tiene previsto adjudicar en torno a 1,8 GW en el primer semestre de 2026.

El denominador común de todas estas convocatorias es que llegan después de una ronda de reformas: precios de referencia más realistas, CfD a dos bandas para repartir el riesgo en ambas direcciones, y criterios de contenido local mejor calibrados para no repetir el patrón de subastas desiertas de 2025.

2. Mercados nuevos a partir de 2030. A corto plazo no vamos a ver nuevos mercados, pero a medio y largo deberíamos ir viendo nuevos países que se lanzan al offshore: India, Vietnam, Filipinas, España, Brasil…ya sabemos que no es sencillo y que es un proceso que lleva tiempo pero en torno al 2035 podríamos ver demanda de alguno de estos paises.

Conclusión

La sequía de pedidos actual no es una buena noticia en sí misma —ningún fabricante quiere pasar cinco de seis trimestres sin vender—, pero tampoco es indicio de que la demanda estructural de eólica marina haya desaparecido. Lo más relevante es que estamos en máximos de actividad offshore y que esta sequía de pedidos puede ser incluso positiva para dar un poco de aire a la cadena de suministro de modo que le permita desatascar un backlog que se estaba acumulando.

Nadie quiere ver trimestres sin pedidos, pero con el pipeline que tienen los OEMs, no habrá problemas en cubrir estos huecos con proyectos ya existentes de manera que no veamos caídas relevantes de actividad. Además, las nuevas subastas aseguran ir alimentando el pipeline de manera continuada y como oportunidades de futuro, tenemos nuevos mercados que ya se asoman al offshore.

En definitiva, que no cunda el pánico porque tenemos offshore para rato.