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Durante décadas, la estrategia energética era algo que la mayoría de los directores generales podían delegar sin problemas. Los equipos de compras negociaban los contratos con las empresas de servicios públicos, los responsables de instalaciones supervisaban el consumo y los responsables de sostenibilidad redactaban los informes sobre criterios ESG. La energía era una partida presupuestaria, no un tema de debate en la sala de juntas.

Esa época ya pasó.

Una convergencia de factores —el aumento de los aranceles sobre componentes energéticos esenciales, la explosiva demanda de energía de la inteligencia artificial, las crisis de fiabilidad de la red eléctrica, los cambios en los regímenes de créditos fiscales federales y una competencia geopolítica cada vez más agresiva por los minerales críticos— ha transformado la energía de una preocupación operativa en un riesgo estratégico determinante. Para los directores generales de todos los sectores, las decisiones que se tomen en los próximos 12 a 24 meses sobre cómo su empresa se abastece, contrata y asegura el suministro eléctrico determinarán directamente su competitividad, sus costes de capital y, en algunos casos, su capacidad para operar.

No es una exageración. Es la nueva realidad. 

La crisis energética de la IA ya está aquí

Se prevé que la demanda de electricidad en Estados Unidos, que se mantuvo prácticamente estable durante casi dos décadas, crezca ahora a un ritmo que no se veía desde el auge industrial de la posguerra. Los centros de datos son el principal motor. La AIE prevé que la demanda de electricidad en EE. UU. crecerá alrededor de un 2 % anual hasta 2030, más del doble del ritmo de la década anterior, y la infraestructura de IA representa una parte sustancial de ese crecimiento. Esto ya se está reflejando en las colas de interconexión, los planes de recursos de las empresas de servicios públicos y los precios del mercado de capacidad.

Los centros de datos también están realizando importantes inversiones en la infraestructura de la red eléctrica que hace posible este crecimiento. El modelo «trae tu propia energía» se ha convertido en la norma entre los hiperescaladores, y los principales operadores están financiando capacidad de generación dedicada, acuerdos de compra de energía a largo plazo y, en algunos casos, inversión directa en activos de energía nuclear y gas natural. Microsoft, Google, Amazon y Meta se han comprometido conjuntamente a invertir cientos de miles de millones de dólares en la infraestructura energética de EE. UU. durante la próxima década. Ese capital está creando capacidad de transmisión, generación y almacenamiento que, con el tiempo, beneficiará a la red eléctrica en su conjunto.

El marco normativo y regulatorio está respondiendo en consecuencia. Varios estados han promulgado o propuesto leyes para agilizar la interconexión de los centros de datos, y el Gobierno federal ha considerado la inversión en centros de datos como una prioridad económica nacional, con medidas ejecutivas que respaldan la agilización de los trámites de autorización y la producción energética nacional para satisfacer la demanda. El compromiso de 500 000 millones de dólares de Stargate con la infraestructura de IA de EE. UU. es el ejemplo más visible de la magnitud de la inversión privada que está fluyendo hacia la capacidad energética y computacional estadounidense.

Para los directores generales ajenos al sector de los centros de datos, la cuestión relevante no es si este crecimiento se está produciendo, sino cómo posicionar a su empresa en él. Los fabricantes, los sistemas sanitarios y los operadores industriales operan en los mismos mercados energéticos con restricciones en los que los promotores de centros de datos están firmando acuerdos a largo plazo y construyendo instalaciones de generación específicas. El modelo tradicional de tarifas de las empresas de servicios públicos está dando paso a contratos a medida, generación detrás del contador y acuerdos directos entre productores y consumidores. Si su empresa no ha llevado a cabo una evaluación seria del riesgo energético en los últimos 12 meses, es casi seguro que está subestimando su exposición.

Aranceles, política comercial y el coste oculto de las infraestructuras energéticas

El panorama arancelario se ha vuelto considerablemente más complejo desde principios de 2026. El régimen comercial de la Administración Trump ha alterado drásticamente la economía de las infraestructuras energéticas, y en las últimas semanas se han producido varios acontecimientos clave.

Los costes del almacenamiento en baterías se han visto muy afectados. Un sistema de baterías de cuatro horas cuesta ahora entre un 50 % y un 70 % más que a principios de 2025. Los precios de los módulos solares en EE. UU. se estabilizaron en el primer trimestre de 2026 en torno a los 0,28 dólares por vatio —frente a los 0,25 dólares por vatio de principios de 2025— debido a las decisiones sobre derechos antidumping y compensatorios y al endurecimiento de los requisitos de contenido nacional. Según la previsión de «tensiones comerciales» de Wood Mackenzie (un arancel del 34 % a China que se estabilizará a finales de 2026), un proyecto solar en EE. UU. costará un 54 % más que el proyecto europeo equivalente y un 85 % más que uno chino.

En lo que respecta a los minerales críticos, la confrontación geopolítica se ha intensificado considerablemente. China impuso controles generalizados a la exportación de tierras raras como represalia por los aranceles estadounidenses, restringiendo siete elementos de tierras raras y ampliando posteriormente los controles a cualquier componente que contuviera materiales de tierras raras chinos o se hubiera fabricado con tecnología china de minerales críticos. Una tregua comercial temporal en noviembre de 2025 prorrogó la reducción de los aranceles bilaterales hasta noviembre de 2026, y un acuerdo posterior a mediados de 2025 incluyó el compromiso de Pekín de reanudar las exportaciones de tierras raras. Pero la tregua es frágil. Las autoridades chinas han retrasado la aprobación de las licencias de exportación, y múltiples fabricantes estadounidenses han sufrido interrupciones en la producción a pesar del acuerdo nominal.

En el ámbito diplomático, a mediados de abril de 2026, Estados Unidos y la UE están a punto de alcanzar un acuerdo para coordinar la producción y las cadenas de suministro de minerales críticos, introduciendo mecanismos de precios mínimos para apoyar a los proveedores no chinos. La Casa Blanca también anunció el «Proyecto Vault», una asociación público-privada de 12 000 millones de dólares destinada a acumular reservas de minerales críticos para uso comercial. Estas medidas reflejan una intención estratégica, pero su puesta en práctica llevará años.

Las investigaciones en curso en virtud del artículo 232 sobre semiconductores, polisilicio, turbinas eólicas y drones implican que podría materializarse una exposición arancelaria adicional sobre componentes fundamentales para los proyectos energéticos. Los directores generales deben reconocer que el riesgo de la cadena de suministro y la estrategia energética forman ahora parte de un mismo debate. La adquisición de un transformador, la obtención de almacenamiento en baterías o la construcción de infraestructura de recarga de vehículos eléctricos ahora implican cuestiones de clasificación arancelaria, análisis del país de origen, cumplimiento de la Ley de Prevención del Trabajo Forzado Uigur y revisión por parte del CFIUS y de las normas de inversión en el extranjero. La complejidad jurídica ha crecido exponencialmente, y el coste de cometer un error —embarques incautados, transacciones bloqueadas, sanciones y daño a la reputación— ha aumentado con ella.

El panorama de los incentivos ha cambiado y ahora hay plazos urgentes en juego

La Ley «One Big Beautiful Bill», promulgada el 4 de julio de 2025, ha transformado sustancialmente el marco normativo federal de incentivos energéticos. Varias disposiciones ya han entrado en vigor; otras establecen plazos ineludibles para 2026 que requieren una atención inmediata.

Los proyectos eólicos y solares se enfrentan a una eliminación acelerada de los créditos fiscales. Para poder acogerse al Crédito a la Inversión en Electricidad Limpia (Sección 48E) o al Crédito a la Producción de Electricidad Limpia (Sección 45Y), los proyectos eólicos y solares deben iniciar su construcción antes del 4 de julio de 2026 —en menos de tres meses— o entrar en servicio antes del 31 de diciembre de 2027. Los proyectos cuya construcción comience después de ese plazo de julio deben completarse en un plazo aproximado de 18 meses para poder optar a la ayuda. Se trata de un precipicio real, no lejano.

Las restricciones relativas a las entidades extranjeras de interés (FEOC) ya están en vigor. A partir de 2026, ninguna entidad extranjera especificada ni ninguna entidad bajo influencia extranjera podrá solicitar créditos en virtud de los artículos 45Y, 48E o 45X. Los proyectos que soliciten dichos créditos también deberán cumplir estrictos límites de «asistencia material» en cuanto a los componentes procedentes de entidades prohibidas, lo que significa que las celdas de batería, los módulos o los subcomponentes clave de origen chino pueden descalificar un proyecto que, de otro modo, sería elegible. Los umbrales se endurecerán con el tiempo, y el almacenamiento de energía se enfrentará a los requisitos más estrictos.

Otros plazos ya han vencido o están a punto de hacerlo. La deducción fiscal 25D para instalaciones solares residenciales expiró el 31 de diciembre de 2025. La deducción para instalaciones de repostaje de vehículos de combustibles alternativos, incluidas las estaciones de recarga de vehículos eléctricos, expira el 30 de junio de 2026. La deducción de la sección 179D para la construcción de edificios comerciales energéticamente eficientes también finaliza el 30 de junio de 2026. Sin embargo, la amortización acelerada se ha convertido en permanente al 100 % para los bienes que cumplan los requisitos y que entren en servicio después del 19 de enero de 2025, lo que mejora significativamente la rentabilidad de las inversiones de capital en energía que cumplan los requisitos.

Los incentivos para la energía nuclear se mantienen intactos y se amplían. Se mantiene el crédito fiscal por producción nuclear con cero emisiones previsto en la sección 45U, y los reactores modulares pequeños siguen gozando de un trato favorable, aunque dicho crédito está ahora sujeto a restricciones de propiedad impuestas por la FEOC. Los créditos para el hidrógeno se han ampliado, pero se han endurecido en cuanto a los requisitos de materias primas nacionales. Las empresas que se apresuren a comprender estas normas —especialmente en lo relativo a la energía nuclear, la geotérmica, el gas natural con captura de carbono y la fabricación nacional de componentes energéticos— aún pueden asegurarse ventajas competitivas que se acumularán a lo largo de la década.

La fiabilidad de la red eléctrica y el auge de la autogeneración

Cada vez son más las empresas consumidoras de energía que están valorando la generación «behind-the-meter»: turbinas de gas natural in situ, pilas de combustible, sistemas solares con almacenamiento y, en los casos más ambiciosos, pequeños reactores nucleares modulares. Los operadores de centros de datos han marcado el camino, y los principales hiperescaladores han demostrado que los clientes con grandes consumos pueden financiar y gestionar sus propios activos de generación a gran escala. Para las empresas ajenas al sector tecnológico, la viabilidad económica presenta más matices, pero los argumentos estratégicos se han reforzado considerablemente.

Según la Asociación de Industrias de Energía Solar, se prevé que el almacenamiento en baterías crezca un 21 % en 2026, a pesar de las dificultades arancelarias, ya que los fabricantes surcoreanos están pasando de las baterías para vehículos eléctricos al almacenamiento a gran escala y se está ampliando la capacidad de fabricación nacional. La rentabilidad subyacente de la combinación de energía solar y almacenamiento sigue siendo competitiva en muchos mercados, incluso con los niveles arancelarios actuales.

La autogeneración conlleva una serie de trámites legales completamente nuevos: permisos de emisión, permisos de uso del agua, acuerdos de interconexión, tarifas de servicios de reserva y de respaldo, presentaciones ante la comisión estatal de servicios públicos, evaluaciones medioambientales y requisitos de ciberseguridad. Para las empresas que nunca han estado en el sector energético, la curva de aprendizaje en materia de regulación es pronunciada. Las decisiones de estructuración revisten una enorme importancia. ¿Debe ser el activo de generación propiedad de la empresa operadora, de una filial, de una empresa conjunta con un promotor o de un tercero en virtud de un acuerdo de compra de energía (PPA) o de energía como servicio? Cada opción conlleva implicaciones fiscales, normativas, contables y de responsabilidad civil muy diferentes.

La ciberseguridad y las empresas sujetas a regulación

A medida que las empresas se integran cada vez más en la infraestructura energética —ya sea mediante la autogeneración, la participación en programas de respuesta a la demanda o la proliferación de sistemas de edificios conectados—, se ven sometidas a un marco normativo de ciberseguridad al que la mayoría de los asesores jurídicos corporativos no se habían enfrentado anteriormente. Las normas CIP de la NERC, las directivas de seguridad de la TSA para oleoductos, los requisitos de ciberseguridad del DOE y las leyes estatales de protección de infraestructuras críticas están ampliando su alcance y la intensidad de su aplicación.

Un solo incidente de ransomware dirigido contra un sistema de control industrial puede dar lugar a la obligación de informar a múltiples organismos federales, reguladores estatales, compañías de seguros y, potencialmente, a los accionistas. La frecuencia y la sofisticación de los ataques contra activos energéticos no han hecho más que aumentar desde que el caso de Colonial Pipeline se convirtiera en un referente. Dado que la infraestructura energética se encuentra ahora en el punto de encuentro de la competencia geopolítica —siendo los controles a la exportación de China y el conflicto más amplio en torno a los minerales solo la dimensión más visible—, la exposición cibernética en el sector energético merece la atención de los consejos de administración, al igual que los riesgos relacionados con la cadena de suministro y los riesgos normativos.

Lo que los directores generales deberían estar haciendo ahora

Encargue una evaluación de los riesgos energéticos de su empresa. No se trata de la revisión anual de su presupuesto de servicios públicos, sino de una evaluación estratégica de cómo la volatilidad de los costes energéticos, los riesgos de fiabilidad, la exposición a las tarifas en proyectos de inversión relacionados con la energía y los cambios normativos podrían afectar a sus operaciones, sus planes de inversión y su posición competitiva en los próximos cinco a diez años.

Actúe de inmediato ante la fecha límite de construcción del 4 de julio de 2026 para los créditos de energía eólica y solar. Si su empresa tiene algún proyecto en fase de planificación que pueda optar a ellos, el plazo para iniciar la construcción y mantener la elegibilidad para los créditos se está agotando. Las directrices del Tesoro sobre las definiciones de «inicio de la construcción» podrían reducir aún más ese plazo. Esto requiere actuar ahora, no después de su próxima reunión de la junta directiva.

Audite los proyectos de inversión para detectar posibles riesgos relacionados con aranceles e incentivos. Cualquier proyecto que incluya componentes eléctricos, mecánicos o energéticos significativos debe ser analizado con una perspectiva renovada a la luz de la legislación comercial y fiscal vigente. El cumplimiento de la normativa FEOC —que exige el seguimiento del origen de las celdas, módulos y subcomponentes de las baterías a lo largo de la cadena de suministro— se ha convertido en un requisito legal obligatorio para cualquier proyecto que aspire a obtener créditos de energía limpia. En la actualidad, es habitual encontrar tanto obligaciones arancelarias ocultas como oportunidades de crédito desaprovechadas.

Revise y, cuando proceda, renegocie los acuerdos de suministro eléctrico. En la mayoría de los mercados existen acuerdos de compra de energía (PPA) físicos y virtuales a largo plazo, pero los precios y las condiciones están cambiando rápidamente. Esperar a que expire su contrato actual es, en muchos casos, una estrategia costosa.

Evalúa detenidamente la generación in situ, teniendo en cuenta el riesgo normativo de transferencia de costes. Aunque finalmente decidas no llevarla a cabo, el análisis te permitirá comprender mejor la dependencia de la red eléctrica y te proporcionará una ventaja a la hora de negociar con las empresas de suministro y los proveedores.

Incorpore el riesgo energético en su marco de gestión de riesgos empresariales. El riesgo energético debe figurar junto con la ciberseguridad, la cadena de suministro y el riesgo normativo en su marco de gestión de riesgos empresariales y en los informes que presenta al consejo de administración.