El aumento de las emisiones de dióxido de carbono en 2025 no surgió de un repentino cambio político, sino de una dinámica de mercado que obligó a las compañías eléctricas estadounidenses a reactivar plantas de carbón que ya se consideraban en declive. El encarecimiento simultáneo del gas natural en varias regiones del mundo generó un efecto dominó que rompió una década de reducciones en América del Norte y concentró más de un tercio del incremento mundial en un solo país.
Durante los últimos diez años, Estados Unidos había logrado reducir sus emisiones del sector eléctrico a un ritmo promedio del 0,7 % anual gracias a la abundancia de gas de esquisto y a la expansión de renovables. Sin embargo, cuando la demanda de gas se disparó en Europa, Oriente Medio y América del Norte al mismo tiempo, los precios se tensionaron y las empresas buscaron alternativas más económicas. El carbón, aunque más contaminante, volvió a ser competitivo en costos de generación, invirtiendo la tendencia de sustitución de combustible que se había consolidado desde 2015.
Orígenes del encarecimiento del gas natural
El incremento de la demanda no fue resultado de una única causa. En Europa, la reducción de importaciones desde Rusia obligó a buscar suministros alternativos, elevando los precios spot. En Oriente Medio, el crecimiento industrial y la mayor necesidad de refrigeración durante olas de calor intensas añadieron presión adicional. Estados Unidos, a pesar de ser exportador neto, no quedó aislado: la infraestructura de licuefacción y los contratos de exportación vincularon sus precios internos a la volatilidad internacional. El resultado fue un encarecimiento que afectó directamente a las plantas de ciclo combinado, que representan la mayor parte de la generación a gas en el país.
Este mecanismo de sustitución de combustible no es nuevo, pero su escala en 2025 resultó inusual. Históricamente, cada vez que el precio del gas superaba un umbral determinado, las empresas eléctricas activaban unidades de carbón ya existentes. Lo que cambió este año fue la magnitud del salto: el consumo de carbón creció un 10 %, una cifra que no se veía desde antes de la pandemia y que contrasta con la trayectoria descendente observada entre 2015 y 2024.
Consecuencias para la transición energética global
El repunte estadounidense tiene implicaciones que van más allá de las cifras anuales. Al concentrar una porción tan elevada del aumento global, el país altera la narrativa de que las economías avanzadas ya habían logrado desacoplar crecimiento económico de emisiones. China, aunque sigue siendo el mayor emisor absoluto, registró un crecimiento más moderado del 0,7 %, mientras que Europa logró limitar su alza al 0,5 % gracias a la mayor penetración de renovables y a la reducción estructural del carbón. Esta divergencia regional muestra que la transición no avanza de forma uniforme y que choques de precios pueden revertir avances consolidados.
En el largo plazo, el episodio de 2025 refuerza la necesidad de acelerar el despliegue de almacenamiento energético y de interconexiones regionales. Sin capacidad de almacenar excedentes renovables o de importar electricidad limpia en momentos de alta demanda, los sistemas seguirán recurriendo a combustibles fósiles como respaldo. Los datos de centros de datos, que consumieron 788 TWh en 2025 y explicaron el 15 % del incremento de la demanda eléctrica mundial, ilustran cómo nuevas cargas —inteligencia artificial, vehículos eléctricos y electrificación industrial— pueden amplificar estos riesgos si la infraestructura de respaldo sigue dependiendo de fuentes emisoras.
Efectos en políticas públicas y mercados
La experiencia de 2025 probablemente influya en las decisiones regulatorias de los próximos años. Los estados que mantienen plantas de carbón con planes de cierre podrían retrasar esos cierres ante la posibilidad de nuevos picos de precios del gas. Al mismo tiempo, las empresas de renovables y almacenamiento verán reforzado su argumento de que la variabilidad de precios fósiles justifica inversiones más agresivas en tecnologías de respaldo limpio. En el ámbito internacional, el episodio podría complicar las negociaciones climáticas, ya que los países en desarrollo podrían señalar el retroceso estadounidense como excusa para moderar sus propios compromisos.
Desde la perspectiva del sector financiero, el aumento temporal del carbón también afecta las valoraciones de activos. Las compañías eléctricas que conservan plantas de carbón en operación obtuvieron márgenes inesperados en 2025, pero enfrentan mayor riesgo de activos varados si las políticas de reducción de emisiones se endurecen nuevamente. Los inversores institucionales que exigen alineación con objetivos de cero emisiones netas tendrán que evaluar con mayor rigor la resiliencia de las carteras ante escenarios de volatilidad en precios de combustibles fósiles.
Perspectivas a mediano plazo
Aunque las renovables crecieron a tasas robustas —la solar un 30 % y el conjunto eólico-solar aportó más nueva capacidad que cualquier combustible fósil—, la demanda total de electricidad sigue aumentando lo suficientemente rápido como para que los combustibles fósiles mantengan volúmenes absolutos elevados. El equilibrio entre estas dos fuerzas determinará si el repunte de 2025 representa un incidente aislado o el inicio de una nueva fase de mayor inestabilidad en las emisiones del sector energético. La respuesta dependerá tanto de la evolución de los mercados de gas como de la velocidad con que se desplieguen tecnologías de almacenamiento y transmisión a gran escala.
El caso de Estados Unidos en 2025 demuestra que la transición energética no es un proceso lineal y que choques de oferta y demanda pueden generar retrocesos temporales significativos. Comprender estos mecanismos de mercado resulta esencial para diseñar políticas que no solo promuevan tecnologías limpias, sino que también reduzcan la vulnerabilidad del sistema ante fluctuaciones de precios de combustibles fósiles.
