Los precios de los acuerdos de compra de energía (PPA) para proyectos solares y eólicos podrían aumentar significativamente a medida que se eliminan gradualmente los créditos fiscales para energías limpias, según advierten analistas del sector. La Ley One Big Beautiful Bill Act (OBBBA), firmada por el presidente Donald Trump el 4 de julio de 2025, estableció plazos estrictos para que los proyectos eólicos y solares puedan acogerse a los créditos fiscales de producción e inversión de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA).
Impacto de la eliminación de créditos fiscales
Khan, de Camelot Energy Group, explicó a Utility Dive que “si no tienes el Crédito Fiscal a la Inversión (ITC), tienes que compensarlo con ingresos y costos. No hay mucho que un desarrollador pueda hacer en costos, salvo negociar una tarifa de PPA favorable, pero eso empuja los precios futuros de la energía hacia el extremo superior”.
La firma analizó la diferencia entre un activo solar con ventajas fiscales y uno sin ellas. Un proyecto solar de 200 MW con un ITC del 30% necesitaría un PPA en el rango de 40 a 45 dólares por megavatio-hora. “Pero si no tienes ventajas fiscales, sin base de ITC, entonces estás hablando de entre 60 y 70 dólares por megavatio-hora”, afirmó Khan. “Eso es un aumento del 50% solo en el precio de la energía, y pondrá mucha presión sobre las empresas de servicios públicos y los desarrolladores”.
Price coincidió en que, ante la ausencia de créditos fiscales, “ese dinero faltante tiene que venir de algún lado para que el proyecto sea viable, y probablemente será a través de los precios de los PPA. Es un cambio del contribuyente al usuario final para cubrir esa diferencia”.
Proyectos con ventajas fiscales hasta 2030
No obstante, Khan señaló que “una cantidad saludable de proyectos” con ventajas fiscales completarán su construcción y entrarán en operación entre 2028 y 2030. “Creo que la energía solar todavía tiene un futuro muy brillante”, añadió. Price indicó que no se espera una caída abrupta en el corto plazo: “No vemos una caída pronunciada este sábado, ni en los próximos cuatro años. Una de las razones es que esto ha sido proyectado a los desarrolladores desde al menos la aprobación de la OBBBA, hace un año, cuando se tomaron muchas decisiones para resguardar proyectos y cumplir con los plazos de construcción”.
La OBBBA estipula que los proyectos solares y eólicos deben haber comenzado su construcción dentro del año siguiente a la promulgación de la ley para calificar a los créditos fiscales de la IRA, o estar sujetos a un plazo de puesta en servicio antes del 31 de diciembre de 2027.
Desafíos regulatorios y oportunidades en almacenamiento
Chris Girouard, abogado especializado en créditos fiscales para energías renovables en Bryan Cave Leighton Paisner, comentó que después del 4 de julio espera que “los participantes de la industria energética se centren en sus proyectos resguardados hasta el final de la década y presionen por cambios legislativos que reintroduzcan créditos fiscales para proyectos eólicos y solares”.
“En la medida en que los créditos fiscales estén disponibles para proyectos que inicien construcción después del 4 de julio de 2026, esperamos que el desarrollo de esos proyectos se retome rápidamente”, agregó Girouard. “Fuera del contexto eólico y solar, anticipamos que la atención en otras tecnologías energéticas seguirá creciendo. En concreto, ya vemos un mayor interés en proyectos de baterías y nucleares”.
Bryen Alperin, director general de Foss & Co, también prevé que los créditos para solar y eólico podrían “extenderse en los próximos años”. “Hay muchos proyectos resguardados. Hacia 2029-2030 podríamos tener una escasez de proyectos solares y eólicos, pero para entonces esperamos haber aumentado el volumen en otras tecnologías”, afirmó.
Almacenamiento de energía: el gran beneficiado
Los créditos fiscales para almacenamiento de energía no se vieron afectados por los recortes de la OBBBA a la IRA, lo que da un impulso a las baterías, según Price y Khan. “Algo de lo que estoy seguro es que habrá mucho almacenamiento”, dijo Price. “Ya hemos visto un gran despliegue… el primer trimestre fue récord”.
Khan opina que el pensamiento de la industria podría pasar de solar más almacenamiento a almacenamiento más solar para alimentar centros de datos, “para poder proporcionar una forma firme a la producción de energía de la instalación, de modo que pueda igualar mejor el perfil de carga de la empresa de servicios públicos o del centro de datos”.
Reglas sobre entidades extranjeras de preocupación
Otro desafío planteado por la OBBBA son las nuevas reglas sobre entidades extranjeras de preocupación (FEOC), que tienen disposiciones complejas y han recibido escasa orientación adicional del Departamento del Tesoro de EE. UU. hasta ahora. Khan señaló que, aunque la aplicación de las FEOC comenzó a principios de este año, “las reglas aún no son claras, y todo el mundo está hablando con bufetes de abogados para tratar de entender mejor el panorama. Estamos lidiando con un entorno que parece diseñado para la confusión”.
Girouard consideró que la orientación publicada en febrero, que ofrece un puerto seguro provisional para calcular la relación de costo de asistencia material de un proyecto o componente, fue “útil para abordar las preocupaciones del mercado”. “Sin embargo, la falta de orientación sobre las reglas de control efectivo sigue siendo un desafío para la industria de energías renovables”, añadió. “Esperamos que la próxima orientación del IRS sobre estas reglas se publique pronto y que proporcione un enfoque práctico para cumplir con el régimen de control efectivo”.
