Análisis del tamaño y la participación del mercado energético de Estados Unidos: tendencias de crecimiento y pronóstico (2025-2030)

Tendencias y perspectivas del mercado eléctrico de Estados Unidos

Desarrollo de energías renovables impulsado por el IRA

La extensión de una década de los créditos fiscales a la producción y la inversión del IRA, además de una bonificación de 20 puntos porcentuales por contenido nacional, ha desviado el capital decisivamente hacia proyectos eólicos y solares. Los anuncios que totalizan 550 GW de capacidad renovable para 2030 ya duplican las previsiones previas al IRA.^{[ 2 ]Departamento de Energía de EE. UU., “Proyecciones de capacidad eléctrica”, energy.gov} La contratación de energía ya cubre más del 80% de los proyectos anunciados en 2024, ya que los financiadores exigen seguridad en los ingresos. El fabricante estadounidense de módulos First Solar está ampliando su producción en Ohio a 14 GW de producción anual para 2026, lo que garantiza un suministro conforme a las normas. Sin embargo, se espera que la inminente reducción del crédito para 2029-2030 comprima los plazos de construcción y aumente los costes de los equipos.

Los retiros de carbón crean una brecha de capacidad

Aproximadamente 20 GW de capacidad de carbón, cuya salida está prevista para 2030, se concentran en PJM, MISO y SPP. Con las subastas de capacidad liquidándose a precios récord, las eléctricas están combinando energía solar, eólica y baterías de 4 horas en lugar de construir nuevas turbinas de gas. Duke Energy, por su parte, presupuestó 400 millones de dólares en 2024 para modernizaciones ambientales con el fin de mantener las unidades de carbón marginales en funcionamiento hasta que se interconecten los recursos de reemplazo. Los retrasos en la interconexión, que promedian cinco años, intensifican la brecha, obligando a los operadores de la red a activar programas de respuesta a la demanda de emergencia. Estas dinámicas aumentan tanto el riesgo de confiabilidad como las oportunidades para los comerciantes y los generadores.

Crecimiento de la demanda impulsado por la electrificación

La Administración de Información Energética de EE. UU. prevé que el consumo de electricidad aumente un 0.9 % anual hasta 2030, tras décadas de estancamiento. Las ventas de vehículos eléctricos superaron los 4 millones de unidades acumuladas en 2024, y la carga gestionada está moderando las necesidades de capacidad incremental a aproximadamente 1 kW por vehículo. Las instalaciones de bombas de calor alcanzaron los 4.3 millones de unidades en 2024, desplazando los picos de invierno hacia arriba en los estados del norte. Los sistemas residenciales de combustible dual y el almacenamiento térmico están ganando terreno para reducir la tensión máxima. El cambio en la forma de la carga está orientando las nuevas inversiones hacia el gas flexible, el almacenamiento y la gestión de la demanda.

Financiación para la modernización y resiliencia de la red eléctrica

La Ley de Inversión en Infraestructura y Empleo destinó 65 000 millones de dólares estadounidenses a la modernización de la red, incluyendo 10 500 millones de dólares estadounidenses al programa de Asociaciones para la Resiliencia e Innovación de la Red (GRIP). Las subvenciones de 2024 priorizaron el soterramiento de las líneas de distribución, la medición avanzada y el refuerzo contra tormentas. Southern Company obtuvo 200 millones de dólares estadounidenses para instalar conductores cubiertos a lo largo de 1600 kilómetros de red, lo que redujo el riesgo de ignición en un 90 %. El cumplimiento de la norma CIP-013 de NERC está incrementando hasta en un 8 % los costos del proyecto, ya que las empresas de servicios públicos evalúan a los proveedores. Las cooperativas rurales, al carecer de capital equivalente, se quedan atrás de las empresas de servicios públicos propiedad de inversores a la hora de acceder a estos fondos.

Cuellos de botella en el suministro de energía solar o de transformadores

Los plazos de entrega de los transformadores de alta tensión se alargaron a 30 meses en 2024, frente a los 12 meses previos a la pandemia, lo que retrasó las interconexiones y las actualizaciones de la red. La capacidad de producción nacional, de aproximadamente 200 unidades anuales, solo cubre la mitad de la demanda actual. ABB y Hitachi Energy anunciaron la expansión de sus fábricas en EE. UU., pero es improbable que se alcance la plena producción antes de 2027. Las tarifas solares de la Sección 201 y las prohibiciones a la importación de mano de obra forzada inflaron los precios de los módulos que cumplen con los requisitos hasta en un 20%, lo que redujo la rentabilidad de los promotores. Las empresas de servicios públicos firman ahora contratos de suministro plurianuales con escaladores, lo que traslada el riesgo de inflación a los clientes.

Retrasos en la ubicación y permisos de transmisión

El desarrollo integral de las líneas interestatales tiene una duración promedio de 10 años, muy superior a la de la planificación de los generadores. La Orden 1920 de la FERC exige una planificación regional de 20 años y una asignación de costos que implica que el beneficiario paga, pero 14 estados han presentado recursos legales alegando extralimitación federal.^{[ 3 ]Comisión Federal Reguladora de Energía, “Hoja informativa de la Orden de 1920”, ferc.gov} El Grain Belt Express, de 800 kilómetros de longitud, tardó 12 años en obtener las aprobaciones estatales, lo que aumentó los costos en más de 500 millones de dólares. Los promotores optan cada vez más por corredores marítimos gestionados por el gobierno federal, donde las revisiones de la Oficina de Gestión de la Energía Oceánica reducen los plazos a cuatro años.

Análisis de segmento

Por fuente de energía: Las energías renovables se aceleran a medida que se erosiona el dominio térmico

Las energías renovables capturaron el 42.4% de la capacidad instalada en 2024 y avanzan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7.8%, erosionando de forma constante la posición mayoritaria de la energía térmica en el mercado eléctrico de Estados Unidos. Las incorporaciones de energía solar a escala de servicios públicos de 32 GW en 2024 superaron a todas las demás tecnologías por tercer año consecutivo, mientras que el proyecto Vineyard Wind 1 de 800 MW anunció la entrada de la energía eólica marina comercial. Los retiros de carbón eliminaron 8 GW en 2024, lo que empujó los factores de capacidad promedio de la flota por debajo del 40% y aumentó la dependencia de los activos de gas flexibles para la rampa de arranque. La capacidad nuclear se mantiene estable cerca de los 95 GW; el reinicio planificado de 835 MW de Three Mile Island en 2028 marca el primer regreso de un reactor desde el retiro y subraya el papel de la energía nuclear en el suministro firme sin emisiones de carbono. Los proyectos geotérmicos emergentes, como el Proyecto Red de 400 MW de Fervo, ilustran el creciente apetito de los inversores por las energías renovables despachables.^{[ 4 ]Fervo Energy, “Proyecto Red Geotérmico PPA”, fervoenergy.com}

El impulso inversor favorece las tecnologías con claros incentivos para las cuentas por cobrar (IRA), posicionando la energía solar con almacenamiento y la eólica como los sustitutos por defecto de las unidades fósiles en desuso en el mercado energético estadounidense. No obstante, los promotores se enfrentan a retrasos en la interconexión, escasez de transformadores y exposición a tarifas que aumentan la volatilidad de los precios. La construcción de ciclos combinados de gas natural se está ralentizando ante la inminente imposición de posibles tarifas por metano; sin embargo, las flotas de gas existentes siguen captando rentas de escasez durante las horas punta nocturnas. Los pequeños reactores modulares obtuvieron la aprobación de diseño de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) en 2024, pero la operación comercial sigue siendo una perspectiva posterior a 2030. La biomasa y las energías maremotriz siguen siendo nichos de mercado, ya que los costes de cumplimiento ambiental superan a los flujos de ingresos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por el usuario final: El aumento repentino de la tensión residencial desafía el dominio de las empresas de servicios públicos

Las empresas de servicios públicos poseían el 64.9 % de la capacidad en 2024, consolidando su papel central en el mercado eléctrico estadounidense. El capital se está dirigiendo hacia el fortalecimiento de la red en lugar de hacia la nueva generación, lo que refleja los incentivos regulatorios y los mandatos de resiliencia climática. El segmento comercial e industrial, especialmente los centros de datos, elude cada vez más la contratación tradicional mediante contratos de compraventa de energía (PPA) directos y construcciones detrás del contador, lo que desvía la carga de alto margen de las empresas de servicios públicos. El campus de centros de datos de 960 MW de Amazon, ubicado junto a una planta nuclear de Pensilvania, ejemplifica las estrategias de reducción de costes de los grandes compradores. 

La capacidad residencial es el segmento de mayor crecimiento del mercado energético estadounidense, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10.4 % hasta 2030 gracias a la expansión de la energía solar en tejados y las baterías domésticas. La energía solar residencial instalada superó los 30 GW en 2024, y las tasas de instalación de baterías en California superaron el 85 % tras la reducción de los créditos a la exportación por parte de la NEM 3.0. El ITC residencial del 30 % reduce los plazos de amortización a aproximadamente siete años, incluso en estados con precios moderados. Las centrales eléctricas virtuales que integran sistemas domésticos generaron 500 MW de capacidad despachable en 2024, lo que generó nuevos ingresos tanto para los prosumidores como para las empresas de distribución.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Texas añadió 12 GW de capacidad en 2024, un 85 % de energía solar y almacenamiento, aprovechando el mercado comercial de ERCOT y la rápida interconexión. Sin embargo, la resiliencia climática sigue siendo un riesgo importante tras la tormenta invernal Uri. California lideró la energía solar residencial con 4.5 GW instalados en 2024, a pesar de la reducción de las tasas de exportación, y su mandato de energía 100 % limpia impulsa la adquisición de almacenamiento de larga duración y energía eólica de otros estados.^{[ 5 ]Comisión de Energía de California, “Estadísticas solares trimestrales”, cec.ca.gov} La energía eólica marina entró en escala comercial en la costa atlántica, mientras que las adjudicaciones de arrendamiento por un total de 25 GW frente a la costa de California en 2024 prepararon el escenario para el despliegue de plataformas flotantes.

Los estados del Medio Oeste con abundante energía eólica disfrutan de bajos costos de terreno; Iowa generó el 62% de su electricidad a partir de energía eólica en 2024 y continúa ampliando el almacenamiento para maximizar los créditos energéticos comunitarios del IRA. El sureste se encuentra rezagado en energías renovables debido a la integración vertical de las estructuras de servicios públicos, aunque Florida puso en funcionamiento 3 GW de energía solar en 2024, alegando beneficios para la protección contra huracanes. Las limitaciones de terreno en el noreste canalizan la inversión en el extranjero; Nueva York y Massachusetts contrataron 9 GW de capacidad, y se espera la primera entrega de electricidad en 2025.

Las organizaciones regionales de transmisión están convergendo mercados para suavizar la variabilidad de las energías renovables. La subasta de capacidad estacional de PJM de 2024 multiplicó los precios por diez, incentivando la capacidad firme, pero elevando los costos para el consumidor. La cartera de proyectos multivalor de MISO, de 10 300 millones de dólares, aprobada en 2024, conectará la energía eólica de Dakota con la demanda del Medio Oeste. El Mercado de Desequilibrio Energético del Oeste creció hasta cubrir el 80 % de la demanda del Oeste, reduciendo la restricción en 1.2 millones de MWh en 2024. Las tendencias de integración fomentan el arbitraje para el almacenamiento y el gas flexible, mientras que la reducción de los diferenciales de ubicación comprime los márgenes comerciales de las energías renovables.