5 Tendencias que Marcarán el Sector Energético en EMIA en 2025

2025 será un año clave para poner a prueba los avances en la transición energética global, y podría marcar el rumbo del sector durante la próxima década.

Con las principales economías aplicando recortes presupuestarios, los proyectos financiados con fondos públicos se enfrentarán a una mayor presión para ser más rápidos y rentables. Esto impactará especialmente en tecnologías emergentes como los pequeños reactores modulares (SMR) y el hidrógeno verde, que se encuentran ante un dilema: necesitan ser competitivos para atraer inversión, pero requieren inversión para alcanzar esa competitividad.

Los gobiernos, por su parte, buscarán nuevas fuentes de ingresos para financiar inversiones largamente postergadas, en especial en redes eléctricas. Se esperan nuevos impuestos, subastas y procesos de privatización en empresas de generación y distribución, como ya se vislumbra en India. También podrían recurrir a medidas legislativas para acelerar la transición, promoviendo tecnologías de captura y eliminación de carbono como nuevas oportunidades de negocio.

#1 La Energía Nuclear Volverá a Estar de Moda
¿Será 2025 el año del gran regreso de la energía nuclear? Tras décadas de estancamiento y titulares centrados en retrasos y sobrecostes, el interés por la energía atómica está resurgiendo.

Un ejemplo emblemático es la planta de Three Mile Island, escenario del mayor accidente nuclear en EE.UU. Cerró en 2019 por la competencia del gas de esquisto, pero ahora se prevé su reapertura en 2028 para abastecer los centros de datos de Microsoft.

Y el movimiento no se limita a revivir lo antiguo: actualmente hay 65 reactores en construcción en todo el mundo. Aunque la mayoría se encuentran en China, también hay proyectos activos en países de la región EMIA como India, Francia, Turquía, Egipto y Reino Unido.

A diferencia de la era nuclear anterior, estos nuevos desarrollos integrarán desde el inicio tecnologías avanzadas como gemelos digitales y grandes volúmenes de datos sensorizados, que permitirán diagnósticos, recomendaciones de mantenimiento y operaciones cada vez más autónomas.

Otro cambio importante es que muchos de estos proyectos ya no estarán exclusivamente impulsados por gobiernos con objetivos de soberanía energética. Empresas como Google y Amazon están invirtiendo activamente en energía nuclear, especialmente en SMRs. Estos reactores, de hasta 300 MW, prometen tiempos de despliegue más cortos y menores costes, con la esperanza de evitar los problemas de los proyectos nucleares a gran escala.

Sin embargo, aún existen dudas sobre su viabilidad económica y los plazos de implementación, ya que solo hay unos pocos en funcionamiento. Para ganar tiempo y reducir costes, los SMRs deberán adoptar metodologías y herramientas de diseño ya probadas por las centrales nucleares tradicionales, como en el diseño de tuberías o el análisis de esfuerzos mecánicos.

#2 En un Escenario de Austeridad, las Renovables Deberán Alcanzar Antes su Rentabilidad
El panorama para la energía solar y eólica en Europa será más complejo en 2025. A nivel global, se espera un incremento de 250 GW en capacidad renovable, superando al carbón como principal fuente de electricidad. No obstante, la mayoría de ese crecimiento vendrá de China.

En Europa, la expansión será más moderada debido a factores como los altos tipos de interés, procesos de autorización prolongados, cuellos de botella en la cadena de suministro y retrasos en las conexiones a red. Además, el continente ha registrado un número récord de horas con precios negativos de electricidad, lo que genera inquietud sobre la viabilidad económica del sector. Esta incertidumbre ha hecho que las empresas adopten una postura más cautelosa frente al riesgo y la bancabilidad de nuevos proyectos, como lo evidencian algunas subastas eólicas marinas que no lograron atraer ningún postor.

Si bien una posible reducción de los tipos de interés podría dinamizar el mercado, las presiones fiscales podrían llevar a algunos gobiernos europeos a reducir subsidios y programas públicos, generando así inseguridad para los inversores, como ya ocurrió en la República Checa, donde los inversores amenazan denunciar el gobierno por la eliminación de ayudas.

En este contexto, los operadores priorizarán tecnologías e inversiones que aceleren la puesta en marcha de los proyectos y aseguren retornos más rápidos. Herramientas como los gemelos digitales, que permiten conectar diseño y operación, tendrán cada vez más relevancia. También será clave aprovechar los datos operativos existentes para proyectar el rendimiento de iniciativas de “repowering”, es decir, reemplazar turbinas o paneles antiguos por modelos más eficientes.

#3 La Red Eléctrica, el Eslabón Más Débil de la Transición Energética
En 2025, el mayor obstáculo para la transición energética seguirá siendo la red eléctrica, que se está convirtiendo en un cuello de botella al retrasar proyectos renovables justo cuando la electricidad empieza a sustituir a los combustibles fósiles en sectores como la calefacción y el transporte.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ya advirtió en 2023 que será necesario construir o renovar 80 millones de kilómetros de red para 2040, lo que equivale a reconstruir por completo la infraestructura actual. La inversión anual en redes debería duplicarse, alcanzando los 600.000 millones de dólares en 2030. En Reino Unido, National Grid planea invertir 30.000 millones de libras en cinco años, aunque reclama reformas urgentes en los procesos de planificación para cumplir los objetivos de 2030. Ya se han aprobado 4.300 millones de libras para una “autopista eléctrica” que conectará parques eólicos de Escocia con dos millones de hogares en Inglaterra.

El desafío es considerable, especialmente en un momento en que la infraestructura actual ya está bajo presión por el aumento de la demanda energética de centros de datos y vehículos eléctricos, la dispersión geográfica de los proyectos renovables y el impacto del cambio climático. Hitachi Energy, el mayor fabricante mundial de transformadores, ha advertido que no da abasto ante la creciente demanda, lo que pone en riesgo múltiples proyectos.

Ante esto, los operadores apuestan por nuevas tecnologías como drones, mantenimiento predictivo impulsado por inteligencia artificial (IA) y soluciones de gestión del rendimiento de activos. Actualmente, uno de cada cuatro profesionales del sector ya utiliza IA para tareas como inspecciones o flujos automatizados, y el 86 % considera que tendrá un impacto positivo. Sin embargo, la tecnología no sustituirá la necesidad de fuertes inversiones tanto públicas como privadas

#4 El Hidrógeno Verde se Juega su Futuro
El hidrógeno verde es otra fuente que podría verse afectada por la reducción de ayudas públicas. La decisión reciente de BP de abandonar 18 proyectos en etapa temprana —aunque motivada por su cambio estratégico y necesidad de liquidez— podría ser una señal de alerta. A comienzos de año, el Tribunal de Cuentas Europeo advirtió que los objetivos de la UE en hidrógeno verde eran inalcanzables, a pesar de contar con 18.800 millones de euros en financiación pública.

Esto podría generar varios efectos. Primero, una consolidación del sector que favorezca a grandes empresas con aplicaciones diversificadas del hidrógeno, como AirLiquide o Linde, y a compañías de petróleo y gas de Oriente Medio. Los gobiernos también podrían ampliar la definición de “hidrógeno bajo en carbono” para incluir opciones más asequibles, como el hidrógeno azul o gris. Finalmente, la industria deberá apostar por tecnologías que permitan mayor flexibilidad operativa, eviten interrupciones y reduzcan costes, como el Internet of Things (IIoT), el aprendizaje automático y los gemelos digitales.

#5 La Reconversión de Centrales Convencionales Será un Gran Negocio
Ante los desafíos que enfrentan los proyectos renovables, la reconversión de plantas convencionales para reducir sus emisiones —por ejemplo, mediante tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCUS)— ganará aún más impulso. En la COP28, la eliminación progresiva de combustibles fósiles “sin mitigación” dejó abierta la puerta a centrales que capturen y almacenen sus emisiones.

Esto ha dado lugar a una oleada de nuevos proyectos, cuya capacidad podría más que duplicarse en los próximos dos años. Además de reducir emisiones, las centrales con CCUS ofrecen una valiosa flexibilidad a las redes eléctricas, al poder estabilizar el sistema tanto en el corto plazo (regulación de frecuencia) como en el largo (adaptación a la demanda estacional).

En 2025, se espera que los gobiernos tomen decisiones normativas que impulsen estas tecnologías en centrales convencionales, a través de subsidios, créditos fiscales y esquemas de certificación. Estas medidas serán clave para dar viabilidad a un sector en el que aún pocos proyectos están completamente financiados. El Reino Unido, por ejemplo, ya ha comprometido 22.000 millones de libras para proyectos CCUS.

También el sector privado desempeñará un papel fundamental. Operaciones como la adquisición de Talos por parte de TotalEnergies reflejan el creciente interés inversor. A medida que algunas empresas fósiles reducen su apuesta por las renovables, la captura de carbono podría representar una vía para demostrar compromiso ambiental sin alejarse de su modelo de negocio tradicional.