La industria solar de Estados Unidos está lidiando con cambios profundos en la política industrial energética, ya que la legislación federal elimina incentivos que estaban diseñados para acelerar la transición hacia las energías renovables.
Durante la campaña electoral, el presidente Donald Trump expresó su apoyo a un enfoque de “todas las opciones” para la política energética. Sin embargo, la segunda administración Trump y el Congreso liderado por los republicanos han golpeado con fuerza a la energía solar, la eólica y los vehículos eléctricos mediante cambios presupuestarios y acciones ejecutivas.
Entre los principales cambios del OBBBA destacan las eliminaciones anticipadas del Crédito Fiscal a la Inversión 48E (ITC) y del Crédito Fiscal a la Producción 45Y (PTC). Ambos créditos constituyen incentivos del lado de la demanda que han sido fundamentales para acelerar la transición energética.
La pérdida anticipada de créditos fiscales se espera que cause daños a largo plazo a la industria. Wood Mackenzie prevé que las instalaciones a 10 años podrían caer un 17%, alcanzando volúmenes tan bajos como 375 GW.
Momento crítico
Tras un auge previsto para cumplir los plazos de acceso al ITC y al PTC, las instalaciones de energía limpia en Estados Unidos podrían desplomarse un 41% después de 2027, según una previsión de BloombergNEF (BNEF).
Anteriormente, los créditos fiscales 48E y 45Y iban a estar disponibles para proyectos hasta que Estados Unidos lograra una reducción del 75% en las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a los niveles de 2022. Estos créditos fueron introducidos mediante la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) de 2022.
Ahora, bajo la OBBBA, los proyectos solares y eólicos que comiencen su construcción más de 12 meses después de la promulgación del 4 de julio deberán “entrar en servicio”, es decir, iniciar operaciones comerciales antes del 31 de diciembre de 2027, para poder acceder a los créditos.
Los proyectos que inicien la construcción dentro de los 12 meses posteriores a la promulgación pueden ser elegibles para créditos fiscales si construyen una “porción sustancial”. Estos proyectos están “protegidos” y pueden obtener el crédito fiscal si entran en servicio a mediados de 2030.
“Se espera que las instalaciones solares aumenten en 2025-26, ya que los desarrolladores se apuran a cumplir los plazos”, dijo Wood Mackenzie. “Los proyectos con permisos están bien posicionados, pero los desarrollos sin permisos enfrentan una creciente incertidumbre, ya que las trabas regulatorias amenazan con empujar las fechas de finalización fuera de las ventanas de elegibilidad”.
Keith Martin, socio de Norton Rose Fulbright, dijo que probablemente los proyectos deberán “incurrir” en al menos un 5% de su costo para calificar bajo la designación de protección. “Los costos usualmente solo se incurren cuando el desarrollador recibe equipos o servicios, con una excepción. Un pago por equipos o servicios específicos realizado dentro del plazo cuenta si la entrega se espera razonablemente en 3,5 meses. Hay matices sobre cómo contar los pagos por servicios”, señaló Martin.
La otra vía hacia la elegibilidad, afirmó, es iniciar un “trabajo físico de naturaleza significativa” en el sitio de un proyecto en partes de una instalación que califiquen para el crédito 48E.
“En el corto plazo, todos vamos a estar extremadamente ocupados tratando de poner en marcha proyectos al inicio del 4 de julio de 2026”, dijo Martin en el pódcast “Currents” organizado por Norton Rose Fulbright. “Después de eso, creo que la gente se concentrará en desarrollar y construir estos proyectos, y en financiarlos. Habrá una fecha de entrada en servicio lejana para aquellos”.
“Creo que estaremos bien”, añadió Martin. “Eventualmente habrá una nueva administración. Tal vez las personas se preocupen más por el cambio climático. Ya hemos visto esta situación: estos créditos fiscales comenzaron en 1992 y han expirado, se han restaurado, expirado, y se han restaurado de nuevo. Es perfectamente posible que eso vuelva a ocurrir”.
La tormenta ya se vislumbra. En julio, poco después de aprobarse el OBBBA, New Leaf Energy, un desarrollador de proyectos comunitarios y a gran escala, despidió a alrededor de una quinta parte de su fuerza laboral, 41 de 217 empleados. “El camino hacia el desarrollo de proyectos de energía limpia se ha estrechado, pero no ha desaparecido; reducir el tamaño de la empresa busca proporcionar estabilidad y liquidez mientras la compañía se adapta a un mercado cambiado a largo plazo”, dijo New Leaf Energy en un comunicado.
A diferencia de la solar y la eólica, el almacenamiento de energía a gran escala seguirá siendo elegible para el ITC y el PTC bajo su cronograma original. Los créditos 48E y 45Y para proyectos de almacenamiento se reducirán en un 25% cada año a partir de 2032 hasta el 31 de diciembre de 2035, cuando expirarán completamente.
Además, los proyectos enfrentan restricciones más duras sobre componentes y materiales provenientes de “Entidades Extranjeras de Preocupación”.
Presión residencial
La ventana de tiempo es aún más estrecha para la energía solar residencial. Aunque la presión de los grupos de interés logró evitar una eliminación casi inmediata del ITC 48E, el crédito fiscal 25D para proyectos solares residenciales, pagado directamente a quienes compren sistemas solares para el hogar con un préstamo o al contado, se elimina para los proyectos no instalados antes de finales de 2025.
Estos recortes llegan en un momento especialmente difícil para el sector solar residencial de Estados Unidos. Las instalaciones cayeron un 31% en 2024, según Wood Mackenzie. Durante el último año, gigantes del sector como SunPower, Sunnova y Mosaic Solar se han declarado en quiebra. La industria históricamente ha dependido de la propuesta de valor de reducir las facturas eléctricas de los clientes y ofrecer costos predecibles a largo plazo. Sin embargo, cada vez resulta más difícil mantener ese beneficio.
Atrás quedaron los días de bajas tasas de interés que facilitaban condiciones financieras atractivas para préstamos o sistemas en leasing. En muchos de los principales mercados, como California, las tarifas de medición neta para enviar electricidad excedente a la red se han recortado en un 75% o más. Una vía para seguir ofreciendo valor a los clientes es reducir los costos blandos, es decir, gastos no vinculados al hardware.
La Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA, por sus siglas en inglés) dijo que más del 65% del costo de instalar energía solar residencial está relacionado con costos blandos como pagar a los equipos de ventas, asegurar permisos y las conexiones a la red. Estados Unidos podría encontrar un camino comparable mirando a países como Australia, donde más del 40% de los hogares en algunas regiones tiene energía solar en los techos. Los costos blandos son mucho más bajos allí, con un costo promedio de instalación residencial solar de 0,89 AUD/W (0,58 dólares), según un informe de enero de 2025 del sitio de comparación de precios Compare the Market – más de 2,00 AUD/W más barato que en Canadá y Estados Unidos.
Fortaleza subyacente
Desde que la IRA promulgó créditos fiscales federales a largo plazo, alrededor del 80% de los anuncios de inversión se realizaron en distritos controlados por republicanos. Se anunciaron más de 224 proyectos que suman casi 110 mil millones de dólares en inversiones y que llevan a más de 83 000 empleos en distritos de mayoría republicana, según E2. Incluso antes de que el OBBBA fuera aprobado, la amenaza inminente de recortes causó la cancelación de proyectos y fábricas por miles de millones de dólares, así como la pérdida de decenas de miles de empleos previstos o existentes en estos distritos.
Sin embargo, los fundamentos de la energía solar siguen siendo sólidos. Un análisis de la firma de asesoría financiera Lazard halló que el costo nivelado de la electricidad de la solar es menor que el del combustible fósil más barato para proyectos de nueva construcción, incluso sin créditos fiscales. La energía solar representó el 78% de la nueva capacidad añadida a la red en 2025 hasta abril, según datos de la Comisión Federal Reguladora de Energía. Con la demanda de electricidad prevista a aumentar un 2% anual y un 50% acumulativo hasta 2050, según la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos, la demanda de proyectos que puedan añadirse rápidamente a la red seguirá siendo robusta.
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