Durante el primer trimestre de 2025, el sistema energético español ha dado un paso estratégico al autorizar la construcción de 143 proyectos renovables, sumando una potencia total de 3.291 megavatios (MW).
El 91,8 % corresponde a energía solar fotovoltaica (3.019,5 MW), el 6,7 % a eólica terrestre (221,5 MW) y el resto a biomasa (1,5 %, unos 50 MW).
Este hito no sólo refuerza el predominio de la fotovoltaica en el mix renovable, sino que también funciona como punto de arranque de un nuevo ciclo de ejecución técnica, marcado por desafíos crecientes en planificación, integración y rendimiento operativo.
Desde Desamerc, hemos analizado la distribución administrativa de estos desarrollos, su concentración territorial y lo que suponen en términos de cronograma técnico.
Con base en nuestra experiencia en proyectos EPC en España, Centro de Europa y Latinoamérica, proponemos un análisis del escenario que se abre a partir de ahora, con foco en la fase que sigue: ejecutar.
Un trimestre clave para entender la dinámica de la próxima década
Aunque los 3.291 MW autorizados suponen un volumen considerable, es importante señalar que representan una disminución respecto al ritmo observado en 2024.
Concretamente, son 790,9 MW menos que en el último trimestre del año anterior, y 1.684,8 MW menos si se compara con el mismo trimestre de 2024. Esta caída no se traduce en una pérdida de tracción, sino en una redistribución del flujo de autorizaciones dentro del nuevo marco normativo y técnico que está tomando forma.
Desde el punto de vista territorial y administrativo, los datos del Observatorio de Energías Renovables muestran una colaboración mixta entre el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) y las comunidades autónomas:
- El Gobierno central autorizó 1.732,7 MW
- Las administraciones regionales, 1.558,2 MW
Este reparto no sólo revela un reparto competencial equilibrado, sino también una diferenciación clara en los tamaños de proyecto que gestiona cada nivel.
Por comunidades, el liderazgo es claro:
- Castilla-La Mancha encabeza el listado con 1.109,7 MW, gracias al peso de proyectos solares y algunos de biomasa.
- Le siguen Aragón (549,9 MW), Castilla y León (542,6 MW), Comunidad Valenciana (381,2 MW) y Cataluña (171,3 MW).
- En el extremo opuesto, Asturias, Canarias, La Rioja y Comunidad de Madrid, no han registrado ninguna autorización durante el trimestre, lo que plantea interrogantes sobre la dinámica futura en esas regiones.
Este contexto nos da una lectura doble:
Por un lado, el predominio fotovoltaico es abrumador y estratégico. Y por otro, la fragmentación geográfica y administrativa implica que los cronogramas EPC no podrán entenderse como homogéneos, sino como conjuntos escalonados de ejecuciones según nivel de madurez técnica, disponibilidad de red y coordinación institucional.
Lo que ya se ha activado: un punto de partida avanzado
Desde la perspectiva de la ingeniería, lo que observamos en este paquete de 143 proyectos es que la mayoría cuenta ya con evaluación ambiental favorable y acceso y conexión a red asegurados.
En otras palabras, el conjunto ya ha superado el núcleo más complejo y largo del ciclo administrativo.
Eso activa la siguiente fase crítica: la ejecución. A partir de aquí, comienza a rodar el calendario técnico y contractual propio del modelo EPC, que puede variar según la tecnología, el promotor, la comunidad autónoma o incluso el tipo de conexión a la red.
En Desamerc, cuando evaluamos este tipo de cartera, observamos cuatro grandes condicionantes que determinarán la capacidad real de ejecución:
- Nivel de definición técnica del proyecto: muchos de estos desarrollos llegan a la autorización administrativa con documentación preliminar. Será necesario robustecer la ingeniería detallada.
- Condiciones logísticas de obra civil: accesos, coordinación con red de distribución y/o con red eléctrica, y disponibilidad de contratistas cualificados influirán en la secuencia real.
- Modelo de licitación EPC: algunos proyectos seguirán un modelo integrado; otros fraccionarán en lotes. Esto cambiará los ritmos internos.
- Capacidad financiera del promotor: incluso con permisos, un proyecto sin cierre financiero realista puede retrasar su ejecución.
Con estos elementos en mente, creemos que los proyectos autorizados en este primer trimestre podrán iniciar construcción a lo largo de 2026 y alcanzar operación comercial entre finales de 2026 y mediados de 2027, según el caso.
El cronograma que anticipamos para los 3.291 MW
Aunque no existe un calendario oficial único para todo el paquete, desde nuestra experiencia proponemos una proyección estructurada por fases, que representa los tiempos medios de proyectos con permisos resueltos y buena planificación técnica:
Q2–Q3 2025: Ingeniería básica y diseño técnico
Es la fase donde se revisan y ajustan los parámetros clave del proyecto aprobado: potencia final, layout de paneles, baterías o aerogeneradores, trazado de evacuación, elección de inversores y centros de transformación, entre otros.
Aquí también se consolidan los estudios geotécnicos, hidrológicos y estructurales que servirán de base para el proyecto ejecutivo.
En los proyectos fotovoltaicos, hibridados con baterías y BESS, este proceso suele tardar entre 3 y 5 meses; en eólicos, puede extenderse hasta 8 meses, debido a mayor complejidad en cimentaciones y cálculos de viento.
Q3 2025 – Q1 2026: Licitación EPC y contratación de obra civil
Una vez definida la ingeniería, se lanza la licitación de paquetes EPC. En algunos casos, el promotor opta por contratos llave en mano; en otros, segmenta en obra civil, suministro y montaje o BOS.
Este proceso es crítico para definir el ritmo real de construcción: precios, condiciones de pago, capacidad de acopio y cronogramas deben quedar cerrados.
En contextos como el actual —con cadenas logísticas aún tensionadas—, esta fase también incluye gestión de suministros críticos (paneles, seguidores, transformadores, torres, baterías, aerogeneradores). Por eso, prever esta fase con holgura es clave.
Q2 2026 – Q1 2027: Construcción, instalación y conexión eléctrica
Los proyectos comienzan a ejecutar obra civil (movimientos de tierra, accesos, cimentaciones) y, en paralelo, se inicia el montaje de equipos: estructuras, paneles, baterías, inversores, cableado, sistemas de control.
Para plantas fotovoltaicas, híbridas o no, de 10 a 50 MW, el ciclo completo suele ser de 6 a 9 meses. En proyectos eólicos, entre 9 y 14 meses, por el tiempo requerido para ensamblaje de aerogeneradores, maniobras de grúa, y sincronización con operadores de red.
Q2–Q3 2027: Puesta en marcha y operación comercial
Con los sistemas ya instalados, se inicia la fase de pruebas, comisionado y sincronización con la red. Este tramo —aunque breve— es especialmente sensible: aquí se certifican rendimientos, se ajustan sistemas SCADA, se validan protecciones y se emiten las actas finales.
La fotovoltaica, por su simplicidad modular, permite una puesta en marcha escalonada por bloques; la eólica, en cambio, requiere validación completa de SCADA y control centralizado antes de inyectar a red.
Una estimación, no un calendario oficial
Este cronograma no debe leerse como un compromiso institucional, sino como una proyección basada en la experiencia práctica de lo que ocurre cuando los proyectos están técnicamente maduros y financieramente respaldados.
En Desamerc lo vivimos a diario: las condiciones de campo, los procesos de contratación y la coordinación entre agentes pueden adelantar o retrasar semanas clave. Por eso, planificar con visión integral desde la ingeniería es el único modo de sostener el ritmo.
Lo que anticipamos hasta 2030: un despliegue continuo con exigencias crecientes
El paquete de 3.291 MW autorizado en el primer trimestre de 2025 no representa un fenómeno aislado, sino el inicio de una secuencia que —si se cumplen los objetivos regulatorios actuales— debería mantenerse constante hasta al menos 2030.
En este sentido, el volumen aprobado no debe analizarse únicamente como una cifra de capacidad, sino como una señal de activación estructural del mercado EPC.
La dinámica de convocatorias, las subastas de capacidad de acceso y los compromisos del PNIEC apuntan a un escenario en el que se habiliten entre 3 y 5 GW nuevos por año.
Una de las claves que lo confirma es el reciente concurso para 3,68 GW de capacidad de red lanzado en julio de 2025, que establece nuevas prioridades técnicas para la asignación de capacidad y penaliza la inacción o retraso.
Esto da lugar a un marco mucho más exigente y, a la vez, más previsible para promotores, financiadores y constructoras.
Con este contexto, la ejecución EPC ya no se puede planificar como un bloque aislado por proyecto, sino como una operación continua, escalonada, en ciclos de diseño–licitación–construcción repetidos y superpuestos. Esa transición no es sólo cuantitativa; es organizativa y estratégica.
Las tres grandes exigencias que el nuevo modelo EPC debe absorber
Desde nuestra posición como ingeniería involucrada en las fases del ciclo renovable —desde la consultoría técnica previa hasta la construcción—, identificamos tres dimensiones clave que marcarán la diferencia en este nuevo periodo de ejecución:
1. Estandarización técnica y procesos iterativos
Hasta ahora, muchos EPC se abordaban como operaciones únicas: planificación específica, contratistas nuevos, ingeniería adaptada. Eso ya no será viable en un entorno donde cada año se ejecutan entre 3 y 5 GW nuevos.
Creemos que la estandarización de procesos, componentes y secuencias de obra será imprescindible. No hablamos de replicar sin criterio, sino de definir una lógica constructiva repetible, que facilite la transición fluida entre proyectos, minimice la curva de aprendizaje y permita escalar sin perder calidad.
Los equipos de ingeniería deberán trabajar con metodologías más industriales, con modelos BIM, listas de materiales compatibles y documentación EPC preparada para la replicabilidad.
2. Integración de almacenamiento como parte inseparable del diseño
El avance de la fotovoltaica como tecnología dominante está generando efectos colaterales en el mercado eléctrico: exceso de oferta en horas solares, caídas de precios, volatilidad horaria.
Frente a eso, ya no basta con construir plantas renovables. Hay que diseñarlas para responder a un sistema en transformación. Desde Desamerc observamos que la incorporación de almacenamiento (ya sea como baterías, sistemas híbridos o control avanzado de demanda) será la norma, no la excepción, en proyectos iniciados a partir de 2026.
Esto implica ajustar los modelos de ingeniería desde la fase previa: no sólo calcular producción anual, sino modelar la gestión horaria, estimar ingresos por desplazamiento de energía y prever la integración de software de control.
3. Capacidad financiera, contractual y operativa para ciclos superpuestos
El tercer factor no es técnico, sino estructural: la capacidad de sostener un pipeline de ejecución continuo. En el modelo anterior, era habitual ejecutar un proyecto, cerrar obras, esperar nueva tramitación.
Hoy, ese modelo se reemplaza por una lógica de flujo: cuando una planta entra en pruebas, otra está en montaje, y una tercera se encuentra en licitación.
Esto exige que el partner EPC tenga:
- Capacidad financiera suficiente para adelantar compras o asumir proyectos en paralelo.
- Sistemas de gestión integrados, que controlen rendimientos, consumos, tiempos y desviaciones con métricas objetivas.
- Equipos técnicos versátiles, capaces de replicar procesos sin improvisación.
Desde Desamerc, creemos que el EPC que viene será más estratégico, con el objeto de ganar eficiencia sin renunciar al control técnico.
Construir más ya no basta, ahora hay que construir mejor
La activación de estos 3.291 MW en el primer trimestre de 2025 marca un punto de inflexión. No tanto por la cifra, que, si bien relevante, representa apenas una fracción del objetivo 2030, sino por lo que representa: el comienzo de una etapa donde el ritmo renovable se vuelve continuo, exigente y estratégico.
Desde Desamerc, entendemos que este contexto redefine el papel de la ingeniería. Ya no se trata solo de ejecutar obras, sino de diseñar capacidades operativas que sostengan el despliegue año tras año, sin colapsos ni cuellos de botella.
La estandarización inteligente, la integración de almacenamiento, la gestión de cronogramas en paralelo y la visión de sistema no son ventajas competitivas: serán condiciones básicas para permanecer en el mercado.
Lo que se anticipa no es un pico, sino una nueva situación sostenida de construcción renovable, donde los plazos, las licencias y la capacidad técnica deben estar alineados desde el primer plano. Por eso, creemos que el mayor reto del próximo lustro no será solo construir más, sino construir mejor, con visión, criterio y resiliencia operativa.