El último informe de Wood Mackenzie y la American Clean Power Association (ACP) confirma que Estados Unidos instaló más de 7 GW de nueva potencia eólica en 2025, un 36% más que el año anterior, y mantiene la previsión de sumar 46 GW acumulados hasta 2029. Las cifras avalan la competitividad del sector, aunque las tensiones arancelarias y la incertidumbre regulatoria dibujan un horizonte de riesgos para la segunda mitad de la década.
El repunte de la eólica terrestre en 2025: 7 GW y un 36% más
El crecimiento interanual del 36% sitúa a la eólica terrestre como uno de los motores renovables del país. Según el ‘U.S. Wind Energy Monitor’, más de la mitad de esa capacidad se concentró en el último trimestre de 2025, un patrón de instalación habitual que encaja con los plazos de puesta en marcha de los grandes parques. De hecho, a cierre de septiembre se habían conectado 932 MW, un 23% por debajo de lo previsto, pero el cuarto trimestre acumuló 3,8 GW en cola de conexión, el 52% del total anual.
La actividad onshore está liderada por los estados del oeste. Wyoming, Nuevo México y otros estados occidentales concentrarán un 34% de la nueva capacidad en el trienio 2025‑2027. Proyectos como el SunZia de Pattern Energy, de 3,5 GW en Nuevo México —que convertirá a la compañía en el mayor instalador en 2026— y el Towner Energy Center de Invenergy, de 998 MW en Colorado, apuntalan la expansión. Además, la repotenciación mantiene su pulso: 18 proyectos impulsarán 2,5 GW adicionales en los próximos tres años, según las proyecciones del informe.
La letra pequeña: aranceles que encarecen las turbinas y retrasos ‘offshore’
El gran punto de fricción está en la cadena de suministro. Wood Mackenzie estima que los aranceles elevarán los costes de los aerogeneradores en 2026, con un incremento agregado del 5% en el capex eólico terrestre hasta 2029. La razón: la exposición a gravámenes sobre materias primas y subcomponentes, en un contexto de sobrecapacidad de fabricación nacional respecto a los volúmenes permitidos, sobre todo a partir de 2028. Esto crea una paradoja: en condiciones normales, el exceso de oferta presionaría los precios a la baja, pero la barrera arancelaria neutraliza ese efecto.
En el segmento offshore, la dualidad es aún más marcada. Vineyard Wind ha ejecutado con éxito la conexión de 15 turbinas, con una producción acumulada de 200 GWh en nueve meses. Sin embargo, los proyectos con fecha de puesta en marcha prevista más allá de 2027 se enfrentan a cuellos de botella en la disponibilidad de buques de instalación de aerogeneradores, lo que provoca retrasos y cancelaciones de contratos. La consultora advierte de que el ritmo de instalación offshore se ralentizará en el invierno de 2025‑2026, trasladando capacidad al año siguiente.
El tirón de la demanda eléctrica y la oportunidad competitiva
Tras una década de demanda plana, el consumo eléctrico crecerá a un ritmo del 3 % anual hasta 2029, frente al 0,7 % de la década anterior. Los centros de datos explican aproximadamente 59 GW de los 90 GW de aumento de la demanda en horas punta. Esta necesidad de carga base coloca a la eólica en una posición privilegiada, porque su coste nivelado de la electricidad (LCOE) sigue siendo competitivo frente a otras fuentes, incluso con los sobrecostes arancelarios.
La demanda eléctrica crece al 3% anual impulsada por centros de datos, y la eólica se posiciona como la fuente más competitiva para cubrir ese nuevo consumo.
El pedido de aerogeneradores ha repuntado hasta niveles previos a la ley OBBBA, con más de 2 GW de compromisos firmes en el tercer trimestre de 2025, un 79 % más que en el trimestre anterior. No obstante, la visibilidad real es limitada, ya que los fabricantes retienen cada vez más detalles de los proyectos y buena parte de la actividad de ‘inicio de construcción’ se realiza mediante la fabricación de componentes fuera del emplazamiento.
El horizonte 2029: oportunidad condicionada por la política comercial
La previsión acumulada de 46 GW se mantiene sin cambios respecto al trimestre anterior, pero el reparto temporal se ha modificado: los ejercicios 2026 y 2027 concentrarán las mayores entregas, con 10,7 GW y 12,7 GW respectivamente, para luego caer de forma notable en 2029. Las cancelaciones e inactivaciones de proyectos previstos para el final de la década, motivadas por obstáculos en la concesión de permisos y dificultades de desarrollo, explican ese debilitamiento.
La ecuación es conocida en otras economías renovables: el permiso y la certeza regulatoria son tan determinantes como el recurso eólico o el precio de la turbina. El informe no oculta la paradoja: mientras las utilities se han comprometido a añadir 160 GW de grandes cargas, la eólica dispone de fundamentales económicos sólidos, pero la política comercial y los plazos de los permisos decidirán si ese potencial se traduce en megavatios reales.
En ese sentido, la experiencia europea con la crisis de suministro y el retraso de parques offshore por falta de barcos sirve de espejo. La competitividad de la eólica estadounidense no está en duda; lo que está en juego es la capacidad de ejecutar el pipeline antes de que los sobrecostes y la burocracia desincentiven la inversión.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: La incorporación de más de 7 GW eólicos en 2025 y la previsión de 46 GW hasta 2029 refuerzan la descarbonización del mix eléctrico estadounidense, evitando millones de toneladas de CO2 frente al gas natural.
- Modelo que cambia: La eólica terrestre demuestra que puede escalar rápidamente cuando existe certidumbre regulatoria; el riesgo está en que los aranceles trasladen el sobrecoste al consumidor y frenen la competitividad de la industria.
- Para las próximas generaciones: Cubrir la demanda creciente con energía limpia y de coste predecible es la mejor herencia energética para un país que afronta una revolución digital sin precedentes.
