El equipo de Chief Investment Office ESG de Deutsche Bank — liderado por Markus Müller — publica en mayo de 2025 un Perspectives Special sobre transición energética. La pieza tiene un mérito que no se ve a primera vista: en lugar de repetir el relato manido de "renovables vs fósiles", concentra el análisis en la infraestructura que conecta la generación con el consumo. El argumento es elegante y, para nuestros clientes, operativamente útil: la transición energética no se está limitando por capacidad de generación renovable, sino por capacidad de red. Y eso desplaza la oportunidad de inversión hacia un sector que ha estado infrapreciado durante una década.
El telón de fondo: una demanda eléctrica que no para de crecer
Figura 1. Arriba: crecimiento del consumo eléctrico global por región, con China liderando con +7 % anual hasta 2027 e India con +6,3 %. Abajo: data centres en EE.UU. pasando del 8 % actual al 11,7 % del consumo total en 2030. La demanda no es solo "más electricidad" — es más electricidad concentrada en usos nuevos (computación, vehículos eléctricos, bombas de calor, electrificación industrial). Fuente: Deutsche Bank con datos IEA y McKinsey, abril 2025.
Tres datos para fijar el calibre del problema:
El consumo global crece como añadir Japón cada año. La IEA proyecta un 4 % anual de crecimiento entre 2025 y 2027 — 3.500 TWh adicionales cada año. Eso equivale al consumo eléctrico total anual de Japón, el cuarto consumidor mundial. No es una transición ordenada; es un salto cuantitativo.
China e India lideran a velocidad asiática. China crecerá al 7 % anual hasta 2027. India al 6,3 %. En China, la cuota de la electricidad sobre el consumo energético final ha alcanzado el 28 %, frente al 22 % de EE.UU. y el 21 % de la UE. Y aquí hay una ironía que el paper recoge bien: la fabricación de paneles solares, baterías y vehículos eléctricos consumió en China más de 300 TWh en 2024 — el equivalente al consumo eléctrico anual total de Italia.
Los data centres son la sorpresa estructural en EE.UU. Pasarán del 3,7 % del consumo total en 2023 al 11,7 % en 2030, según McKinsey. Solo en Texas hay 80 GW pendientes de interconexión a la red, de los cuales 59 GW corresponden a data centres. Eso es prácticamente el equivalente a la capacidad eléctrica instalada de toda España. En un solo estado americano.
Para los inversores BISSAN, este último dato es el más relevante. La narrativa de los Mag 7 y la IA generativa no es solo una historia de software y semis: es también una historia de infraestructura eléctrica. La pregunta no es si los data centres van a necesitar mucha más electricidad; es quién va a generar, transportar y vender esa electricidad en los próximos cinco años.
El argumento del grid: la pieza olvidada
Aquí es donde el paper se vuelve más interesante. Müller y Sacco articulan un argumento que pocos analistas macro han recogido con esta claridad: el cuello de botella de la transición energética ya no es la generación renovable; es la red.
Las tres razones que dan:
Primero, intermitencia versus continuidad. Los grids actuales fueron diseñados para producción centralizada, predecible (carbón, gas, nuclear). Con renovables, la generación es descentralizada, fluctuante y geográficamente dispersa. Un grid diseñado para 50 plantas no funciona igual con 50.000 puntos de generación renovable. La modernización no es opcional.
Segundo, el tamaño debe duplicarse. La IEA estima que, para alcanzar el net zero en 2050, el tamaño total del grid global tendrá que duplicarse. Hoy, los proyectos de renovables ya enfrentan retrasos de interconexión por falta de capacidad — en EE.UU. hay miles de proyectos parados. Es decir: ya estamos produciendo más renovable de la que el grid puede integrar.
Tercero, y el más subestimado, el grid existente está envejecido. La figura 4 del paper es la que más nos llama la atención:
Figura 2. Distribución de antigüedad de la red de transmisión por país. En Japón, el 65 % del grid tiene más de 20 años. En EE.UU., el 47 %. En la UE, el 42 %. China e India tienen grids mucho más jóvenes — son sus propios inversores. El apagón ibérico de abril 2025 (varias horas, España y Portugal completos) no fue un accidente puntual; es coherente con esta foto de envejecimiento estructural. Fuente: IEA citado por Deutsche Bank, abril 2025.
Si miran la barra de Japón, el 65 % de su grid tiene más de 20 años. EE.UU. está en 47 %. La UE en 42 %. Y aquí Deutsche Bank conecta el punto que para nosotros es el más sólido: el apagón ibérico de abril 2025 — varias horas sin luz en toda España y Portugal — no fue un accidente. Fue una señal coherente con la foto estructural. Una red envejecida + más volatilidad de oferta (renovables) + más demanda de pico (data centres, climatización) = más blackouts. Y los blackouts producen presión política y regulatoria para invertir.
La cifra que falta en muchas narrativas: 20 billones de dólares
Figura 3. La cadena de valor del grid. El argumento de inversión de Deutsche Bank no se limita a las utilities (operadores de red). Se extiende a equipos eléctricos (Siemens Energy, Schneider Electric, Eaton, ABB), materiales conductores (cobre, aluminio) y EPC. Cada eslabón captura una parte de los $20 billones cumulativos. Fuente: UBS Research citado por Deutsche Bank, abril 2025.
El número que más se queda en la cabeza tras leer el paper: la IEA estima que la inversión cumulativa necesaria en grids hasta 2050 supera los 20 billones de dólares (cumulativos, en el Announced Pledges Scenario). Eso es el 20 % del PIB global de 2024. Para poner perspectiva: el Plan Marshall costó, en dinero actual, unos $173 mil millones. Vamos a invertir más de 115 veces ese importe en redes eléctricas durante las próximas dos décadas y media. Si esto se ejecuta, es uno de los mayores ciclos de capex sostenido en la historia económica moderna.
¿Quién está liderando? La respuesta sorprende: China, lejísimos de cualquier rival. $110 mil millones en grids y storage en 2023. 500.000 km de nuevas líneas de transmisión en la última década. Pioneros mundiales en HVDC (>100.000 km, los únicos a escala). India sigue con 180.000 km de transmission lines nuevas en la última década. Brasil subastó 10.500 km nuevos en 2023 (una sola subasta, la mayor de su historia, y la ganó State Grid Corporation of China). EE.UU. y Europa van muy por detrás, presos de procesos de permisos lentos y oposición local a líneas de alta tensión.
Para un inversor europeo, esto es relevante de dos formas. Primero, el atraso americano y europeo significa que los fabricantes de equipamiento (Siemens Energy, ABB, Schneider Electric, Eaton, Prysmian) tienen mercados estructurales delante. Segundo, ese atraso también significa riesgo regulatorio asimétrico: la presión política para acelerar permisos va a crecer (y con ella, los return-on-equity regulados que las utilities pueden capturar).
Por qué utilities pueden re-valorizarse — y los matices
Figura 4. Rentabilidad relativa (total return en moneda local) de las utilities estadounidenses y europeas frente a sus mercados, indexada a base 100 desde enero de 2010 hasta enero de 2025. La lectura clave es que en la última década las utilities han quedado por detrás de sus índices amplios: el S&P 500 Composite (la línea más alta) supera holgadamente al S&P 500 Utilities, y el STOXX Europe 600 supera al STOXX Europe 600 Utilities (la línea más baja). Ese rezago acumulado es justamente lo que sostiene la tesis de "utilities históricamente baratas" tras la presión de tipos de 2022-2024. Fuente: Partners Group y Deutsche Bank AG, datos a 9 de diciembre de 2024.
La tesis de inversión de Deutsche Bank se resume en cinco puntos:
- Las utilities están históricamente baratas tras tres años de presión por tipos altos y dudas sobre la rentabilidad de proyectos renovables.
- La aceleración de demanda eléctrica (especialmente por data centres) cambia las expectativas de capex y, por tanto, de earnings growth.
- Los flujos regulados ofrecen visibilidad a 5-10 años — un perfil de cash flow que casa bien con el coste de capital actual.
- El dividend yield (~4-6 % en Europa) ofrece un colchón de income mientras se materializa el re-rating.
- El value chain es más amplio que solo las utilities reguladas: fabricantes de equipo, materiales conductores, y EPC también capturan parte del ciclo.
Las cosas que merecen un matiz
Primero, sobre Utilities como sector. Deutsche Bank presenta el caso bien, pero conviene recordar tres riesgos que el paper menciona pero no desarrolla:
- Riesgo regulatorio asimétrico: los marcos regulatorios europeos (vía RAB — Regulated Asset Base — y allowed return on equity) son más predictivos que el americano (que depende de PUCs estatales). Una cartera de utilities europeas no se comporta igual que una de americanas.
- Apalancamiento estructural: utilities están entre los sectores más apalancados de cualquier mercado (Net Debt/EBITDA típicamente 4-6×). Subidas de tipos las castigan más que a otros sectores. El re-rating depende de que los tipos sigan estables o bajen.
- Curva de tasas larga: utilities tienen duration alta (sus cash flows son a 20-30 años). Si los tipos largos repuntan estructuralmente — escenario fiscal francés, déficits americanos — el re-rating se retrasa.
Segundo, sobre la cadena de valor de equipamiento. Aquí coincidimos plenamente con la tesis del paper: Siemens Energy, ABB, Schneider Electric, Eaton y Prysmian son nombres con orderbook que crece structuralmente. Pero el inversor europeo debe distinguir entre revenue visibility (alta, varios años de backlog) y margin expansion (incierta, depende de competencia china y de poder negociador). Las acciones ya han subido fuerte en 2024-2025; entrar hoy es comprar tras un re-rating parcial.
Tercero, sobre el riesgo asiático ignorado en el paper. Deutsche Bank menciona a China como líder, pero no aborda el riesgo de que las utilities y fabricantes chinos exporten oferta a Europa y EE.UU. a precios que comprimen márgenes para los incumbentes occidentales. State Grid Corporation of China ganó la subasta brasileña; está activa en África y Sudeste Asiático. La asunción implícita de que el capex global se reparte equitativamente entre proveedores occidentales y chinos es optimista.
El veredicto
Es un paper sólido, bien documentado y con tres datos que merecen entrar en cualquier discusión seria sobre asignación 2025-2027: los 20 billones cumulativos hasta 2050, los data centres al 11,7 % del consumo americano en 2030, y el 47 % del grid americano con más de 20 años. La tesis macro es difícil de discutir.
Para los inversores de BISSAN, las implicaciones operativas son tres:
- Considerar una asignación incremental al sector Utilities Europa en perfiles que toleren duración media-larga. Yields del 4-5 %, RAB regulado, y un sesgo de re-rating estructural si la narrativa de capex se consolida. Como complemento — no sustituto — del fixed income tradicional.
- Exposición a fabricantes de equipo eléctrico (Siemens Energy, ABB, Schneider, Prysmian, Eaton) vía ETFs sectoriales temáticos (electrificación, smart grid) o posiciones directas. Consciencia de que las valoraciones actuales ya descuentan parte del momentum.
- No confundir Utilities con Renewables. Son tesis distintas. Las renewables puras (NextEra, Iberdrola) tienen perfiles de earnings más volátiles y dependencia de subsidios; las utilities reguladas tradicionales son la jugada de "ciclo de capex" en estado puro.
Si Deutsche Bank acierta, las utilities pueden ser el sector que más sorprenda al alza entre 2025 y 2030. Si se equivoca — porque los tipos largos repuntan, porque la demanda por data centres se desacelera, o porque los chinos comprimen márgenes globalmente — al menos quedará el dividendo y la prima histórica de yield. Pocas tesis de equity ofrecen ese perfil de pérdida limitada hoy.
Para nosotros, es el paper más relevante del año en categoría de "infraestructura económica que pocos están mirando con suficiente detalle". Y eso vale más, en wealth management, que diez papers sobre IA generativa que repiten lo que ya hay en consenso.