Según los datos del anuario, Iberdrola encabeza el reparto con 6,2 GW de potencia eólica, seguida de Acciona Energía con 3,8 GW, Enel Green Power con 2,7 GW, Naturgy con 2,4 GW y Repsol con 1,4 GW. A este grupo se suma EDPR, con 2 GW, de modo que las seis compañías superan en conjunto el 50% de la capacidad eólica operativa en España. Engie aparece a continuación con 1 GW, mientras que un segundo grupo de operadores —Nadara, China Three Gorges, Statkraft, Vapat, Saeta Yield y Molinos del Ebro— mantiene cuotas inferiores a 600 megavatios (MW) cada una.
Esta concentración no es un fenómeno nuevo en el sector energético español, donde históricamente un reducido número de grandes compañías ha controlado la mayor parte de la generación —térmica, nuclear o hidráulica— desde la liberalización parcial del mercado eléctrico iniciada con la Ley del Sector Eléctrico de 1997. Más reciente es la transformación de los activos renovables en objeto de compraventa sistemática entre grandes energéticas y fondos de infraestructuras internacionales, una dinámica acelerada a medida que los parques eólicos maduros generan flujos de caja predecibles y atractivos para inversores institucionales.
El informe de la AEE subraya que España cuenta con el 100% de la cadena de suministro eólico en su territorio, una singularidad que, según la asociación, explica que el país se haya consolidado como el cuarto mayor exportador mundial de aerogeneradores, con ventas por 1.953 millones de euros, solo por detrás de China, Dinamarca y Alemania, y por delante de Estados Unidos. Esa capacidad industrial completa —desde la fabricación de componentes hasta la instalación y el mantenimiento— añade valor estratégico a los activos ya construidos, más allá de su función de generación eléctrica.
Un patrón de rotación de activos con fondos internacionales
El mercado de compraventa de activos eólicos ha dejado movimientos significativos en los últimos meses. A finales de 2025, Acciona Energía cerró la venta de 440 MW eólicos en España a Opdenergy —compañía participada por el fondo Antin Infrastructure Partners— en una operación valorada en 530 millones de euros. Ya en 2026, Repsol alcanzó un acuerdo con Abu Dhabi Future Energy Company (Masdar) para que la firma emiratí adquiera el 49,99% de una cartera de activos renovables en España valorada en 849 millones de euros.
Esa cartera incluye 705 MW de capacidad operativa, de los cuales 402 MW corresponden a trece parques eólicos, además de un potencial de crecimiento superior a 565 MW mediante proyectos de hibridación que combinarían eólica, solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías. Ambas transacciones ilustran, según la AEE, un patrón que se repite entre las grandes energéticas: desarrollo y construcción de parques con capital propio, explotación durante los primeros años de vida útil y posterior venta parcial o total a fondos de infraestructuras que buscan rentabilidades estables, liberando capital para acometer nuevos proyectos en España o en mercados internacionales.
Uno de los factores que más pesará en el valor futuro de estos activos es la antigüedad del parque. Según el anuario, existen 9,77 GW de capacidad instalada que superan los veinte años de servicio, lo que sitúa a una parte sustancial del parque nacional en el umbral en el que resulta técnica y económicamente viable la repotenciación: la sustitución de aerogeneradores antiguos por modelos más eficientes en el mismo emplazamiento. Esta renovación permitiría aumentar la producción sin tramitar nuevos emplazamientos, aprovechando ubicaciones ya probadas por su régimen de vientos.
La repotenciación no está exenta de complejidad administrativa, ya que requiere en muchos casos nuevas autorizaciones ambientales y de conexión a red, un procedimiento regulado por el Real Decreto 1955/2000 y sus sucesivas modificaciones, que en los últimos años ha sido objeto de simplificación parcial por parte del Ministerio para la Transición Ecológica con el objetivo de agilizar los plazos de tramitación de proyectos renovables. Revalorizar la potencia existente añadiría, según el razonamiento del propio anuario, argumentos adicionales a las grandes compañías de cara a futuras operaciones, al incrementar tanto la producción como la vida útil regulatoria de los parques, variables que inciden directamente en la valoración de mercado.
La eólica lidera el mix mientras persiste el debate tras el apagón
Los datos de generación respaldan el atractivo de estos activos. La energía eólica volvió a situarse en 2025 como la primera fuente de generación del sistema eléctrico peninsular, con una cobertura de la demanda del 21,8% y una representación del 24% en el conjunto del mix, según cifras de la AEE que coinciden en su tendencia con los balances de Red Eléctrica de España. El sector emplea a más de 37.000 profesionales, cifra que habría crecido un 4,7% en el último año, con mayor concentración en las comunidades autónomas con más implantación de parques.
El debate sobre la fiabilidad de las renovables volvió a primer plano tras el apagón registrado en la Península Ibérica en la primavera de 2025, un incidente que generó dudas públicas sobre el papel de la energía solar fotovoltaica en la estabilidad del sistema eléctrico. La investigación abierta por Red Eléctrica y el Ministerio para la Transición Ecológica no ha establecido, hasta la fecha, una relación causal concluyente entre la tecnología fotovoltaica y el origen del apagón, si bien el debate técnico sobre los mecanismos de respaldo y almacenamiento necesarios para un sistema con alta penetración renovable sigue abierto entre operadores, reguladores y asociaciones del sector.
Desde el punto de vista regulatorio, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) mantiene la supervisión de las operaciones de concentración empresarial en el sector energético, con capacidad para exigir condiciones o bloquear transacciones que puedan restringir la competencia, tal y como establece la Ley 15/2007 de Defensa de la Competencia. Ninguna de las operaciones citadas en el anuario ha requerido hasta ahora una intervención de este tipo, al tratarse de ventas parciales de activos entre actores que no alteran sustancialmente las cuotas de mercado en generación.
De cara a los próximos meses, el sector confía en que la CNMC y el Ministerio para la Transición Ecológica avancen en la revisión normativa que facilite los procesos de repotenciación, mientras las grandes energéticas mantienen abiertos procesos de rotación de activos. Ni Iberdrola, Acciona Energía, Endesa, Naturgy ni Repsol han detallado públicamente nuevas operaciones más allá de las cerradas con Opdenergy y Masdar, cuyos calendarios de ejecución marcarán el ritmo del próximo ciclo de compraventas en el parque eólico español.
