La eólica marina en EEUU encadena cancelaciones, pero Luisiana mantiene en pie su cadena de suministro: astilleros, fabricantes de palas y técnicos esperan al 21 de enero de 2029, el primer día después de la salida prevista de Donald Trump de la Casa Blanca.
Esa fecha circula por los foros del sector como un objetivo, no como una amenaza. El representante estatal republicano Joe Orgeron, que trabajó en la industria, lo resumió en el foro sobre el futuro de la energía de la Universidad de Tulane con una idea sencilla: dejar que el reloj se agote. Su familia es dueña de un negocio de embarcaciones de suministro que participó en la construcción del primer parque eólico marino de Estados Unidos, frente a Block Island (Rhode Island), en 2016.
El parón federal que ha borrado 21 GW del mapa
Todo empezó el primer día de mandato, en enero de 2025, con órdenes ejecutivas que retiraban aguas federales de nuevos arrendamientos y bloqueaban la tramitación de proyectos adicionales. Después llegaron las órdenes de paralización sobre parques ya en construcción. Cuando el pulso acabó en los tribunales, el Ejecutivo cambió de táctica: ofrecer dinero público a los promotores para que se marcharan.
Doce arrendamientos han sido devueltos a cambio de indemnizaciones federales, según los datos expuestos por la Southeastern Wind Coalition, con unos 4.000 millones de dólares de dinero de los contribuyentes empleados en despejar la cola de proyectos. Esa retirada equivale a unos 21 GW de capacidad potencial, suficiente para abastecer a más de cinco millones de hogares. El argumento de los desarrolladores es contable, no ideológico: no había vía de avance en los próximos dos o tres años y algunos arrendamientos son caros de mantener.
En Luisiana el golpe tiene nombre propio. El proyecto de 2 GW de la alemana RWE al sur de Lake Charles, a unos 70 kilómetros de la costa, estaba entre los planes descartados. La compañía había cerrado un acuerdo con Entergy para vender esa electricidad a unos 350.000 hogares de Luisiana y Texas.
Pagar a un promotor para que abandone no es política energética: es una factura pública por una capacidad que no volverá al mercado hasta que cambie el ciclo político.
La apuesta de Luisiana no es nueva. La mayoría de las empresas del Golfo de México apuesta por mantener los astilleros activos, después de décadas sirviendo a la industria petrolera offshore. En 2024, casi uno de cada cuatro contratos de trabajo eólico marino en Estados Unidos había ido a firmas de la región, con alrededor de 1.000 millones de dólares invertidos en astilleros y talleres de fabricación metálica, según la patronal Oceantic Network.
La cadena de suministro que Luisiana no quiere perder
De ahí la estrategia del sector: conservar el conocimiento y las instalaciones aunque no haya pedidos. James Martin, consejero delegado de Gulf Wind Technology, empresa de Avondale que fabrica y ensaya palas, describió el efecto en Tulane como un gran botón de pausa sobre un gigante dormido. Su compañía busca ahora contratos en aeronáutica y defensa; otras han recortado presupuestos y plantilla.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad borrada: unos 21 GW de eólica marina retirados de la cola de proyectos de Estados Unidos.
- Dinero público: alrededor de 4.000 millones de dólares en pagos a promotores por abandonar sus arrendamientos.
- Arrendamientos devueltos: 12 contratos marinos, incluido el parque de 2 GW de RWE al sur de Lake Charles.
- Equivalencia: los 21 GW cancelados equivalen al consumo de más de cinco millones de hogares.
El capital humano también se sostiene a pulso. El Nunez Community College, en Chalmette, puso en marcha un programa de dos años para formar técnicos de turbina, y la Universidad de Nueva Orleans creó el Wind Energy Hub, con becas de ingeniería y prácticas en empresas del sector. Sin proyectos, esa cantera se queda sin destino natural, y varios de los mejores ingenieros del país, según Martin, ya están tirando la toalla.
El riesgo regulatorio ya es un coste fijo en el offshore
El precedente es incómodo para cualquiera que invierta en energía eólica marina. La primera subasta federal estadounidense se adjudicó en 2013 y el país no conectó su primer parque hasta 2016, una década por detrás de Europa. La expansión de la era Biden, con la Ley de Reducción de la Inflación como palanca, se topó con un giro político que revirtió permisos en cuestión de semanas.
Es el mismo riesgo regulatorio que asumen Ørsted, Iberdrola o la propia RWE en sus carteras offshore, con una diferencia de fondo: en Europa la Taxonomía Verde y el paquete Fit for 55 fijan un marco predecible hasta 2030, mientras que en Estados Unidos la previsibilidad depende del calendario electoral. El BOEM, el regulador federal de la energía oceánica, gestiona esas aguas, pero no decide el rumbo político.
Aquí la lectura es clara. Un parón que cuesta 4.000 millones de dólares en indemnizaciones y destruye 21 GW de capacidad no sale gratis ni al contribuyente ni al clima. Es un coste de transición que se paga dos veces: primero al cancelar y después al reconstruir la cadena de suministro que ahora se intenta conservar en Luisiana. Un parque eólico marino tarda años en tramitarse y meses en desmantelarse; la industria que lo construye, todavía más.
La industria del Golfo apuesta por que el ciclo se cierre en 2029. Los programas de formación, los astilleros reconvertidos y las ingenierías que aprendieron a montar aerogeneradores sobre el agua son el activo que Luisiana protege con presupuestos ajustados y plantillas más pequeñas. Ese fondo de comercio industrial no se improvisa: se tarda años en levantar y minutos en desmontar.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: el sector retiene una base industrial que en 2024 captó casi una cuarta parte de los contratos eólicos marinos de EEUU y 1.000 millones de dólares en inversión.
- Modelo que cambia: el negocio de proveedores del petróleo y el gas offshore deja de ser el único sostén del Golfo y se reconvierte hacia componentes y servicios eólicos.
- Para las próximas generaciones: los técnicos formados en Nunez y en el Wind Energy Hub permitirían reactivar 21 GW de capacidad sin volver a empezar de cero.
