Las dos preguntas más difíciles en la recarga de EV son “¿dónde debería construir?” y “¿qué tan bien estoy operando?”. A esas ya les hemos dado respuesta con el location score y el execution score. Pero hay una tercera que aparece una y otra vez en cada reunión con inversores y en cada presentación al consejo: ¿cuándo alcanza realmente este mercado el tamaño suficiente para ganar dinero?
Eso es lo que responde el modelo de demanda. Es el componente de demanda base de Pulse — la curva en S que determina si tu plan de negocio para 2028 es una previsión o una fantasía.
La curva en S — y el mercado que ya la completó
La adopción del BEV no es lineal. Nunca iba a serlo. Toda tecnología — smartphones, banda ancha, iluminación LED, televisión en color — sigue una curva logística. Lenta al principio, acelerándose en la parte media, aplanándose al final. La curva en S.
Noruega nos ha dado la versión completa. Del 0.3% de cuota de ventas BEV en 2010 al 96% en 2025. Quince años, de principio a fin. Es, con diferencia, el mercado de referencia más valioso para la recarga de EV — no porque Noruega sea típica, sino porque es el único país donde podemos ver la película entera.
La forma lo dice todo. En los primeros cinco años apenas se mueve la aguja (de 0.3% a 5.2%). Luego llega el punto de inflexión: pasar del 5% al 50% lleva solo seis años (2013–2020). Después del 50%, la curva se aplana a medida que te acercas a la saturación. Los últimos 16 puntos porcentuales tardaron otros cinco años.
Esto importa porque el crecimiento más rápido de la demanda de recarga ocurre en una ventana muy concreta — aproximadamente entre el 10% y el 60% de cuota de ventas BEV. Ahí es donde está hoy gran parte de Europa, o donde está a punto de entrar.
Noruega es una referencia, no un techo
Es tentador tratar la curva de Noruega como si fuera un límite de velocidad. No lo es. Si acaso, es un suelo. Dos cambios estructurales implican que los mercados que llegan después podrían acelerar más rápido en la parte más empinada de la curva.
El lado de la oferta ha cambiado por completo. Los primeros adoptantes noruegos en 2013 elegían entre un Nissan Leaf con 120 km de autonomía real y un Tesla Model S que costaba más que muchos apartamentos. Hoy, un comprador alemán o español entra en un mercado con decenas de BEV competitivos en todos los segmentos — desde el Citroën ë-C3 por menos de €24 000 hasta SUVs eléctricos con más de 500 km de autonomía. Los vehículos son mejores, más baratos y, además, están disponibles. Eso elimina el mayor freno de la fase inicial de la curva.
La economía está sustituyendo a la política como motor principal. La primera rampa de Noruega estuvo impulsada por políticas públicas: exenciones de IVA, peajes gratuitos, acceso al carril bus. Esos incentivos funcionaron, pero eran caros y dependían del clima político. Los mercados que ahora entran en la fase más empinada dependen cada vez más de algo más sólido: la economía del consumidor. A medida que bajan los costes de las baterías y los BEV alcanzan la paridad de precio con los vehículos ICE, la decisión de compra pasa a ser un ejercicio de hoja de cálculo, no una postura ideológica. Ese es un motor de crecimiento más sostenible que cualquier esquema de subvenciones.
Diríamos que la adopción del EV a largo plazo estará impulsada sobre todo por la economía. Todo lo demás — reducción de emisiones, seguridad energética, calidad del aire — es un bonus bienvenido. Cuando simplemente sale más barato conducir eléctrico, la curva en S se encarga del resto.
Un continente, relojes distintos
La misma curva, con distinto timing. Así están los principales mercados europeos en 2025:
Noruega ya terminó. Países Bajos y Suecia están muy metidos en la fase de aceleración. UK, Alemania y Francia están entrando en ella. España sigue en la rampa inicial. Un continente, cinco actos distintos de la misma obra.
La consecuencia práctica: si eres un CPO que opera en varios mercados, tu cartera en Alemania está a punto de entrar en la fase de crecimiento que Noruega vivió entre 2014 y 2020. Tu cartera en España no verá esa fase hasta dentro de otros tres o cuatro años. Misma empresa, calendarios de capital radicalmente distintos.
Cómo construimos la previsión
No usamos una sola previsión. Ajustamos tres escenarios — bajo, central y alto — usando una curva logística calibrada con dos cosas:
- Ajuste histórico. La curva se ancla a los datos reales de ventas BEV de cada mercado. Cuantos más puntos de datos, más ajustada queda.
- Normalización con curvas de referencia. Comparamos la trayectoria de cada mercado con Noruega y otras curvas en S avanzadas — Países Bajos, Suecia, Islandia. Si un mercado sigue un ritmo más cercano al de Noruega, le asignamos una curva más empinada. Si avanza de forma más conservadora, ajustamos a la baja.
También validamos de forma cruzada los parámetros de forma con otras curvas de adopción tecnológica — penetración de smartphones, despliegue de banda ancha, adopción de iluminación LED. Toda gran tecnología sigue una curva logística con una ventana de crecimiento sorprendentemente parecida: la transición del 10% al 80% suele tardar entre 6 y 10 años en mercados desarrollados. La adopción BEV en Noruega completó ese tramo en siete. No es casualidad — es la naturaleza de la adopción tecnológica cuando infraestructura y economía se alinean.
¿Y la política?
Nos lo preguntan constantemente. Una nueva administración en EE. UU. revierte los mandatos EV. El precio del petróleo se dispara por un cierre de Ormuz. Un gobierno nacional elimina las subvenciones a la compra de la noche a la mañana. ¿No descarrilan estas cosas la curva?
A corto plazo, sí. La caída de Alemania en 2024, del 18.3% al 13.5% tras el recorte de subvenciones, está ahí mismo en los datos. Pero si amplías el foco, el patrón se mantiene: a la caída le siguió una recuperación hasta el 19.1% en 2025, y la economía subyacente no cambió. Las baterías siguieron abaratándose. La autonomía de los modelos siguió mejorando. La electricidad siguió siendo más barata que la gasolina por kilómetro.
Nuestra postura: los eventos políticos y macro meten ruido en la curva, no crean una curva distinta. Pueden adelantar o retrasar el punto de inflexión uno o dos años, pero no cambian la trayectoria fundamental. Cuando conducir eléctrico es más barato — y en la mayoría de los mercados europeos ya estamos en ese punto o muy cerca — la adopción se convierte en una inevitabilidad económica. Los escenarios capturan esa incertidumbre: el escenario bajo incorpora vientos políticos en contra sostenidos; el alto incorpora vientos de cola. El escenario central asume que la economía hace el trabajo pesado.
Así se ve eso para Alemania:
Alemania está en un 19% de cuota BEV en 2025 — justo al pie de la parte más empinada de la curva. Fíjate en la caída de 2024 tras el recorte de subvenciones: real, dolorosa y ya recuperada. El escenario central sitúa a Alemania en el 50% para 2030 y en el 78% para 2035. El escenario bajo: 28% para 2030. El alto: 66%.
En el escenario central, la demanda de recarga pública en Alemania se triplica aproximadamente entre 2025 y 2030. En el escenario bajo, apenas se duplica. La diferencia entre esos dos futuros se mide en años de flujo de caja negativo para cada CPO que opera en el mercado.
De cuota de ventas a demanda de recarga
La cuota de ventas BEV te dice a qué velocidad se renueva el parque. Pero la demanda de recarga depende del stock — cuántos BEV hay realmente en circulación — no solo de cuántos se vendieron este año. Alemania vendió 545 000 BEV en 2025, pero el parque total es de 2 millones. Eso es el 4% de los 49 millones de vehículos que circulan por las carreteras alemanas.
La cadena de conversión desde cuota de ventas hasta ingresos por recarga se ve así:
- Cuota de ventas BEV (%) → stock acumulado de BEV en circulación
- Stock de BEV × consumo medio anual en kWh por vehículo → demanda total de electricidad
- Demanda total × cuota de recarga pública → pool de demanda de recarga pública
- Pool de demanda pública ÷ capacidad instalada de cargadores → utilización del sistema
Ese último número — la utilización del sistema — es lo que determina si un CPO gana dinero. Y depende de la relación entre el crecimiento de la demanda y el crecimiento de la oferta. En la mayoría de los mercados europeos hoy, la oferta (cargadores instalados) crece más rápido que la demanda (parque BEV). Eso mantiene baja la utilización. Pero la curva en S garantiza que la demanda acabará alcanzando a la oferta — la pregunta es cuándo.
La fórmula de Pulse, completa
El modelo de demanda aporta el pool de demanda a nivel nacional que crece con la curva en S. El location score distribuye esa demanda por la red en función de la calidad del emplazamiento. El execution score ajusta según el rendimiento del operador.
Tres componentes, cada uno explicado:
• Demanda base — este artículo. El pool de demanda nacional impulsado por la curva en S.
• Location score — cómo puntuamos cada estación. Calidad del emplazamiento según tráfico, población y servicios.
• Execution score — cómo evaluamos a cada operador. Lo que controla el CPO: pricing, uptime, fuerza de marca.
Juntas, estas tres variables nos permiten estimar el volumen de recarga en cualquier estación, en cualquier mercado y bajo cualquier escenario de demanda. Ese es el motor detrás de cada valoración Pulse, cada análisis de cartera y cada previsión de rentabilidad que producimos.
¿Cuándo llega el dinero?
Aquí es donde se vuelve práctico. En nuestro trabajo de proyectos — valoraciones, planificación de red, due diligence de M&A — la pregunta que más aparece es: ¿cuándo pasa esta cartera a ser rentable?
La respuesta no depende solo de la demanda. Depende de la demanda en relación con la oferta. Y aquí es donde importa la estructura del mercado de recarga.
El problema del oligopolio
La recarga de EV es un oligopolio. En la mayoría de los mercados europeos, entre tres y cinco operadores controlan la mayor parte de la capacidad de recarga rápida. Eso significa que las decisiones de tus competidores afectan directamente a tu rentabilidad. La demanda total del mercado se reparte sobre la oferta total del mercado — y si el mercado sobredimensiona la infraestructura, la utilización de todos cae.
Este es el escenario que quita el sueño a los CFO de los CPO. Puedes elegir ubicaciones excelentes, operar sin fallos, fijar precios competitivos — y aun así perder dinero si el mercado, en conjunto, ha instalado más capacidad de la que la demanda puede absorber. La curva en S garantiza que la demanda acabará poniéndose al día, pero “acabará” puede ser una palabra muy cara cuando estás pagando deuda sobre hardware ya desplegado.
La respuesta, por supuesto, es elegir mejores ubicaciones y ejecutar mejor que tus pares. Un CPO con un location score muy por encima de la media del mercado captará más que su parte justa de la demanda, incluso en un escenario de sobreconstrucción. Pero el riesgo es real, y cualquier previsión honesta de rentabilidad tiene que tenerlo en cuenta.
Cómo modelamos esto en Projects
En nuestro módulo Projects — la herramienta que usamos para valoraciones de CPO y análisis de desarrollo de red — no proyectamos la demanda de forma aislada. Estimamos un throughput por bay a futuro, basándonos en un principio general: la tasa de despliegue a largo plazo en cualquier mercado tenderá hacia el nivel de utilización de breakeven de ese mercado.
La lógica es simple. Si la utilización está muy por debajo del breakeven, los operadores racionales frenan el despliegue — o salen del mercado. Si la utilización supera el breakeven, los retornos atraen a nuevos entrantes y aceleran la implantación. Con el tiempo, el mercado se autocorrige hacia un equilibrio en el que la estación marginal está aproximadamente en breakeven. Esa es la fuerza gravitatoria que moldea la evolución de cada mercado de recarga.
La previsión de throughput es, por tanto, una función de dos inputs: la previsión de demanda de nuestro modelo de curva en S y los requisitos de rentabilidad que definen el breakeven para ese análisis concreto.
Así se ve la trayectoria de demanda para Alemania bajo el escenario central, con umbrales ilustrativos de rentabilidad para distintas calidades de cartera:
Un CPO con ubicaciones premium (location scores en el cuartil superior) en Alemania cruza el umbral de rentabilidad alrededor de 2027 bajo el escenario central — cuando la demanda aproximadamente se duplica frente al nivel actual. Una cartera media llega ahí hacia 2030, cuando la demanda se ha triplicado. ¿Ubicaciones por debajo de la media? 2033 como muy pronto.
Pero recuerda: estos umbrales asumen que el mercado se autocorrige hacia el equilibrio. En un escenario de sobreconstrucción — donde los operadores siguen desplegando pese a una baja utilización — los umbrales suben y las fechas de rentabilidad se desplazan hacia la derecha. Bajo el escenario de demanda baja combinado con un despliegue agresivo de la competencia, algunas estaciones por debajo de la media pueden no llegar nunca a cruzar la línea.
El modelo de demanda te dice el tamaño del premio. Los location y execution scores te dicen qué parte te toca. Y la dinámica competitiva te dice si ese premio se reparte entre tres operadores o entre trece. Una cartera más pequeña en mejores ubicaciones alcanza la rentabilidad años antes que una red grande repartida entre sitios mediocres — y resiste mucho mejor una sobreconstrucción competitiva.
Cada perfil de CPO en Chargalytics incluye la previsión de demanda Pulse para sus mercados operativos. El módulo Projects te permite construir análisis de rentabilidad personalizados con tus propios supuestos de breakeven — no los nuestros.
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