Los desarrolladores de proyectos y los operadores de servicios públicos se están preparando para una expansión histórica de la red eléctrica de EE. UU., con 86 GW de nueva capacidad de generación a escala de servicios públicos que se prevé que entren en funcionamiento en 2026.
Según el informe mensual sobre energía eléctrica de febrero de 2026 de la Administración de Información Energética (EIA), este aumento representa la mayor incorporación de capacidad en un solo año en más de dos décadas, casi el doble de los 53 GW instalados en 2025.
El crecimiento está impulsado de forma abrumadora por los «dos grandes» de la transición energética: la energía solar y el almacenamiento en baterías. En conjunto, estas dos tecnologías representan el 79 % de todas las adiciones previstas para el año.
Crecimiento interanual del 60 % de la energía solar
La energía solar continúa su trayectoria como la fuente de nueva generación de más rápido crecimiento. Los promotores tienen previsto añadir 43,4 GW de energía solar a escala industrial en 2026, lo que supone un aumento del 60 % con respecto al récord de 27,2 GW añadidos en 2025. Si los proyectos se materializan según lo previsto, 2026 será el tercer año consecutivo de instalaciones solares récord.
Desde el punto de vista geográfico, Texas sigue siendo el epicentro del auge de la energía solar, ya que alberga aproximadamente el 40 % (17,4 GW) de la construcción solar prevista en el país. Le siguen Arizona y California, que representan cada una aproximadamente el 6 % del total nacional.
Entre los proyectos más destacados que impulsan esta tendencia se encuentra la instalación solar Tehuacana Creek 1 en el condado de Navarro, Texas, que se espera que aporte 837 MW de capacidad fotovoltaica este año.
El almacenamiento de energía en baterías ha pasado a ocupar un lugar central como activo de la red. La EIA prevé que en 2026 se pongan en marcha 24,3 GW de nuevo almacenamiento en baterías, superando el récord de 15 GW establecido en 2025. Esta rápida expansión sigue una tendencia de crecimiento exponencial de cinco años, con Estados Unidos contando ahora con más de 40 GW de capacidad de almacenamiento instalada.
Aproximadamente el 48 % del almacenamiento actual en la red se encuentra junto a paneles solares, una estrategia diseñada para mitigar la reducción y desplazar la producción máxima para satisfacer la demanda vespertina. Entre los principales activos de almacenamiento cuya puesta en marcha comercial está prevista para 2026 se encuentran el Lunis Creek BESS (621 MW) y el Clear Fork Creek Solar & BESS (600 MW), ambos en Texas.
Energía solar distribuida
Si bien la energía solar a escala industrial domina el volumen, el sector distribuido y a pequeña escala está experimentando un cambio estructural. La generación de energía solar a pequeña escala aumentó aproximadamente un 11 % interanual, y ahora contribuye con el 2,13 % de la generación eléctrica total de Estados Unidos. El enfoque del sector ha pasado de los simples «paneles en los tejados» a sistemas energéticos integrados más sofisticados.
A medida que estados como California pasan de la medición neta 1:1 a estructuras de «facturación neta», la propuesta de valor para vender energía a la red ha disminuido. Este cambio de política está provocando un aumento masivo de las tasas de instalación de baterías en los proyectos solares.
En California, la tasa de instalación de baterías residenciales ha alcanzado el 69 % según el informe U.S. Solar Market Insight Report de Wood Mackenzie y la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA).
Se espera que la tendencia se extienda a todo el país y, para 2030, los analistas prevén que una de cada ocho viviendas estadounidenses contará con energía solar, y que la gran mayoría optará por el almacenamiento para maximizar el autoconsumo y evitar las bajas tarifas de recompra de las empresas de servicios públicos.
En mercados emergentes como Colorado, igualar los niveles de instalación de California podría desbloquear hasta 2 GWh de nueva capacidad de baterías residenciales para 2040, según el informe.
La integración del almacenamiento distribuido también está demostrando ser fundamental para la estabilidad estacional de la red. En Nueva York, donde se prevé que el almacenamiento distribuido alcance los 3,7 GW en 2035, los datos muestran que el 56 % del ahorro en el costo de la energía de estos sistemas se produce durante los meses de invierno (de noviembre a marzo). Esto se ajusta a las necesidades críticas de fiabilidad en invierno, ya que proporciona un colchón cuando las centrales de combustibles fósiles se enfrentan a menudo a tensiones y fallos operativos.
Energías renovables frente a combustibles fósiles
Se prevé que las energías renovables y el almacenamiento representen el 93 % de toda la nueva capacidad a escala industrial este año. Por el contrario, los promotores de gas natural solo tienen previsto añadir 6,3 GW de nueva capacidad.
Con las incorporaciones de 2026, la EIA prevé que la generación solar, en concreto, pasará de 290 TWh en 2025 a más de 420 TWh a finales de año. A medida que la red avanza hacia una combinación en la que la energía solar, la eólica y el almacenamiento dominan casi toda la nueva capacidad neta, la atención se centra ahora en la rapidez con la que se puede interconectar la infraestructura a la red.
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