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

Tendencias y perspectivas del mercado de energía eólica en Estados Unidos

Créditos fiscales para IRA y extensiones de PTC

La prórroga de 10 años de los créditos fiscales a la producción del IRA hasta 2032, más un incremento de 10 puntos porcentuales por contenido nacional, elevó la rentabilidad de los proyectos después de impuestos del 6.5 % al 8.2 %. Los anuncios de 18 GW de nueva capacidad entraron en fase de desarrollo durante 2024 tras la aprobación de la legislación.^{[ 1 ]Departamento del Tesoro de EE. UU., “Guía de energía limpia para IRA”, treasury.gov} La ley exige que, para 2025, el 40% del acero y el 55% de los componentes manufacturados se originen en el país, lo que redirige los pedidos a las fábricas de Iowa y Colorado. Las auditorías del Servicio de Impuestos Internos (IRS) a finales de 2024 descalificaron 1.2 GW para rodamientos de origen extranjero, lo que puso de manifiesto deficiencias en la trazabilidad. Los promotores de ERCOT ahora optan por el crédito fiscal a la inversión del 30% del IRA para monetizar el valor por adelantado cuando el riesgo de volatilidad de la base impida la firma de contratos de compraventa de energía a largo plazo.

Caída del LCOE debido a turbinas más altas

Los datos del Laboratorio Nacional de Energía Renovable muestran que el LCOE en tierra descenderá a USD 26 por MWh en 2024, a medida que los diámetros de los rotores alcancen los 170 m y las alturas de los bujes los 110 m.^{[ 2 ]Laboratorio Nacional de Energías Renovables, “Impactos en el costo y el rendimiento de las turbinas más altas”, nrel.gov} Las plataformas GE Vernova y Vestas de más de 6 MW están aprovechando factores de capacidad del 52 % en emplazamientos de Clase 4 en Arkansas y Tennessee, regiones que antes no eran rentables para la energía eólica. Las palas de compuestos termoplásticos reducen el peso en un 12 % y el gasto en el balance del sistema en 80 000 USD por turbina. La reducción de costes ha impulsado el retiro anticipado de ocho gigavatios de generación a gas durante 2024, un punto de inflexión crucial para el mercado eólico estadounidense.

Impulso de los PPA corporativos

Los PPA corporativos alcanzaron los 8.2 GW en 2024, ya que los hiperescaladores fijaron precios fijos a 15 años para cumplir los objetivos del Alcance 2.^{[ 3 ]Asociación Estadounidense de Energía Limpia, “2024 Corporate PPA Tracker”, acp.org} Amazon Web Services firmó contratos de 3.5 GW, incluyendo una cartera de 1 GW en Texas que abastece a centros de datos, mientras que Meta se aseguró 800 MW en Oklahoma. Los PPA virtuales, que representan actualmente el 72 % de los acuerdos, permiten a los compradores obtener beneficios renovables sin necesidad de entrega física a través de redes congestionadas. Los acuerdos con compradores con grado de inversión se cerraron a precios de entre 28 y 32 USD por MWh, frente a los 22 USD por MWh de los proyectos comerciales con precios que gestionan el riesgo de base.

La repotenciación de la flota envejecida libera capacidad

Aproximadamente 25 GW, puestos en servicio antes de 2015, se convirtieron en elegibles para la repotenciación en 2024, lo que permitió a los promotores triplicar la producción mediante la sustitución de máquinas de 1.5 MW por unidades de 6 MW, conservando al mismo tiempo los derechos de interconexión. NextEra modernizó 1.8 GW en Iowa y Texas, añadiendo 2.4 TWh de generación anual sin necesidad de nuevos permisos. Los proyectos reinician el cronograma de 10 años del PTC al reemplazar al menos el 80 % de los componentes de las turbinas. Si bien persisten las limitaciones en el reciclaje de palas, el programa piloto de reciclaje químico de Siemens Gamesa recupera el 85 % de las resinas, lo que sugiere beneficios a largo plazo para la economía circular.

Cuellos de botella en la transmisión y la interconexión

Las colas de transmisión regional alcanzaron los 2,600 GW en diciembre de 2024, de los cuales la energía eólica representó 950 GW, y los tiempos de estudio promedio se extendieron a 5.2 años.^{[ 4 ]Comisión Federal Reguladora de Energía, “Evaluación de la cola de interconexión de 2024”, ferc.gov} Solo MISO cuenta con 180 GW a la espera de actualizaciones de red por un valor de 48 000 millones de dólares, el 60 % de los cuales requieren nuevas líneas de 345 kV, cuya tramitación requiere siete años. La Orden FERC de 2023 adopta un régimen de "primero en llegar, primero en ser atendido", pero solo CAISO lo ha implementado completamente a mediados de 2024, por lo que la mayoría de los promotores aún enfrentan procesos en serie. Las disputas sobre cómo compartir 6 000 millones de dólares en costos de transmisión paralizaron cinco proyectos el año pasado.

Aumento del gasto de capital y de la inflación en la cadena de suministro

Los precios de las turbinas terrestres aumentaron un 18% entre 2022 y 2024, alcanzando los 1.3 millones de dólares por MW debido al aumento repentino de los costos del acero y las tierras raras. El gasto de capital en energía eólica marina aumentó con mayor fuerza, hasta los 4,100 dólares por kW, debido a que las tarifas diarias de los buques, conformes con la Ley Jones, se duplicaron hasta los 450,000 dólares. Los fabricantes de equipos originales (OEM) registraron un EBITDA negativo en las entregas en EE. UU. en 2024, tras firmar contratos a precio fijo cuando la inflación se mantuvo moderada. Los promotores renegociaron los PPA al alza entre 4 y 6 dólares por MWh para recuperar márgenes, lo que ilustra la delicada situación económica que sustenta el mercado de la energía eólica estadounidense.

Análisis de segmento

Por ubicación: el auge exponencial de las plataformas offshore

Los activos terrestres dominaron el 99.9 % de la capacidad acumulada en 2024, lo que refleja décadas de desarrollo progresivo en Texas y las Grandes Llanuras, donde los recursos eólicos de clase 5 a 7 ofrecen factores de capacidad del 45 % al 50 %. Sin embargo, la Oficina de Gestión de la Energía Oceánica ha subastado ocho áreas de arrendamiento desde 2022, lo que sienta las bases para una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 50.2 % en la capacidad eólica marina, lo que transformará el mercado eólico estadounidense. Vineyard Wind 1 inició su operación comercial en mayo de 2024 con turbinas de 13 MW que mantienen factores de capacidad del 60 %, lo que demuestra la competitividad de la energía eólica marina. El ciclo de desarrollo terrestre continúa en Texas y Oklahoma, que sumaron 5 GW en conjunto en 2024, ya que el modelo comercial de ERCOT aún autoriza proyectos en un plazo de 18 meses.

Las restricciones de la Ley Jones limitan la construcción de centrales eólicas marinas a aproximadamente 2 GW anuales hasta 2026, aunque la cartera de proyectos totaliza 30 GW. El proyecto Coastal Virginia de 2.6 GW de Dominion Energy se adjudicó el primer buque de instalación construido en EE. UU., pero las tarifas diarias superiores a 500,000 USD elevan el gasto de capital un 12 % en comparación con sus homólogos europeos. La repotenciación de centrales terrestres antiguas proporciona una palanca de crecimiento paralela: la campaña Iowa de 1.8 GW de NextEra triplicó la producción de las centrales sin necesidad de nuevas solicitudes de interconexión. Los conceptos de centrales eólicas marinas flotantes para el recurso de 25 GW de California aún se encuentran en fase de pruebas precomerciales, ya que los sistemas de amarre cuestan actualmente 1 millón de USD por MW, un obstáculo que probablemente no se superará antes de 2028.

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

Por capacidad de turbina: el auge de la clase de más de 6 MW

Las turbinas de 3 a 6 MW suministraron el 62.5 % de la capacidad instalada en 2024, lo que sustenta la última generación de proyectos a escala de servicio público y consolida el tamaño actual del mercado eólico estadounidense en términos de rentabilidad a nivel del suelo. Se prevé que las máquinas de más de 6 MW, con rotores de 170 m y bujes de 110 m, crezcan una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10.8 %, a medida que los promotores buscan emplazamientos eólicos de clase 4 en el sureste. La plataforma Cypress de 6.2 MW de GE Vernova, desplegada en 2.4 GW en 2024, redujo el coste nivelado de la energía (LCOE) en 6 USD por MWh y consiguió contratos de compra de energía (PPA) por debajo de 30 USD por MWh, lo que demuestra la eficiencia de costes basada en el tamaño.

Los activos de menos de 3 MW, que antes dominaban California e Iowa, se han convertido en los principales candidatos para la repotenciación. Al menos 25 GW instalados antes de 2015 pueden triplicar la producción mediante la modernización de las plataformas actuales y el reciclaje de los derechos de interconexión. La capacidad de fabricación de palas es un factor clave para la ampliación a más de 6 MW, con solo dos plantas estadounidenses capaces de producir palas de 85 m. Los proyectos offshore pasarán directamente a turbinas de 13-15 MW después de 2026, lo que elevará el costo de las cimentaciones de monopilotes y de jacket a más de 8 millones de dólares cada una. Si bien los desarrolladores de ERCOT, reacios al riesgo, se limitan a máquinas probadas de 3-6 MW, las plataformas más grandes son inevitables para el próximo ciclo de reducción de costos en el mercado de energía eólica estadounidense.

Por aplicación: escala de servicios públicos versus disrupción comercial e industrial

Los proyectos a gran escala entregaron el 98.6 % de la capacidad instalada en 2024, aprovechando las economías de escala para alcanzar un LCOE de 26 USD por MWh. Los activos comerciales e industriales detrás del medidor representaron solo el 1.1 %, pero están creciendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9.4 %, ya que los PPA virtuales permiten a las empresas cubrir los costos de energía independientemente de la entrega física. Hiperescaladores como Amazon, Meta y Microsoft siguen dominando las adquisiciones, priorizando carteras de varios gigavatios que aprovechan la economía a escala de red.

Las instalaciones eólicas comunitarias de menos de 20 MW representan tan solo el 0.3 % de la capacidad, concentradas en Minnesota y Iowa, donde los créditos estatales ayudan a compensar el mayor gasto de capital por MW. Las instalaciones industriales con cargas superiores a 10 MW en Texas y California consideran cada vez más la energía eólica como una opción in situ que acorta la recuperación de la inversión a menos de siete años con el apoyo de la ITC. La congestión de las colas está impulsando a los promotores hacia interconexiones a nivel de distribución, donde el voltaje local permite incrementos de capacidad sin los estudios de cinco años que dificultan los proyectos de sistemas masivos. En conjunto, estos cambios indican una difusión gradual, pero importante, de la participación de la demanda en el mercado de energía eólica estadounidense.

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

Análisis geográfico

Texas, Iowa y Oklahoma suministraron el 52% de la capacidad acumulada en 2024, aprovechando los recursos eólicos de clase 5 a 7 y las estructuras de mercado comercial que capturan los picos de precios de escasez, como los 9,000 USD por MWh alcanzados en febrero de 2024. El corredor de las Grandes Llanuras alberga el 35% del potencial técnico, pero solo añadió el 18% de la capacidad de 2024 debido a que la acumulación de 40 GW de SPP retrasa los proyectos más allá de 2027. La energía eólica marina a lo largo de la costa atlántica es una fuerza en ascenso, con los arrendamientos de New York Bight y Massachusetts canalizando 30 GW hacia la cartera de proyectos, y Vineyard Wind 1 demostrando un rendimiento atlántico con factores de capacidad del 60%.

La ampliación de turbinas a rotores de 170 m liberó emplazamientos de Clase 4 en Arkansas y Tennessee, donde los contratos de compra de energía (PPA) cerraron por debajo de los 30 USD por MWh en 2024. La ambición de California por la energía eólica flotante sigue siendo ambiciosa, a la espera de la reducción de costes en la tecnología de amarre. En el Medio Oeste, la repotenciación en Iowa e Illinois está aumentando el volumen a corto plazo, ya que las máquinas antiguas de 1.5 MW reciben reemplazos de 6 MW que triplican la producción sin necesidad de nuevas concesiones de terrenos. La asimetría política también condiciona el despliegue: Texas autoriza proyectos en un plazo de 18 meses, mientras que el proceso del Artículo 10 en Nueva York puede tardar cuatro años, desviando el capital de los inversores hacia el exterior.

Washington y Oregón añadieron solo 400 MW en 2024 debido a que la red de la Administración de Energía de Bonneville, con su alta concentración de energía hidroeléctrica, disminuye el valor marginal de la energía eólica durante la escorrentía primaveral. Wyoming y Montana poseen un importante potencial sin explotar, pero deben obtener las aprobaciones de la Oficina de Administración de Tierras y la transmisión interregional para llegar a centros de carga distantes. El plan a largo plazo de MISO, con un presupuesto de 18 000 millones de dólares, pretende liberar 25 GW de la producción de Dakota del Sur y Minnesota para 2028, aunque la asignación de costos sigue siendo objeto de controversia entre los estados miembros.