Hay piezas de análisis que uno espera cada año casi con el mismo cariño con que espera una buena novela. El informe anual de energía de Michael Cembalest —presidente de estrategia de mercados e inversión de J.P. Morgan Asset & Wealth Management— es una de ellas. Esta es la decimosexta entrega y, fiel a su costumbre, no toma partido por ningún bando. Mientras unos celebran una transición que se acelera y otros vuelven a subir las previsiones de petróleo, Cembalest hace lo de siempre: mirar los datos sobre el terreno y poner una cifra donde casi todos ponen una opinión.
El título de este año lo dice todo: Fighting Words, palabras peleonas. Y la portada es una pequeña obra de arte conceptual: un duelo a tres bandas inspirado en el final de El bueno, el feo y el malo, pero con los advocates de eólica y solar, de petróleo y gas, y de la energía nuclear en lugar de Lee Van Cleef, Clint Eastwood y Eli Wallach. "Decidan ustedes mismos —dice Cembalest— quién es el bueno, quién el feo y quién el malo". Porque la política energética estadounidense se ha convertido en una sucesión de batallas en las que cada bando reclama a la vez la superioridad moral y el menor coste, y donde, como veremos, casi todo el mundo se deja fuera la mitad de la cuenta.
El informe está pensado, en palabras del propio autor, para consumirse a la carta y no de una sentada. Nosotros hemos elegido los frentes que nos parecen más relevantes para un inversor: los centros de datos y el precio de la luz, China, los reactores modulares, el arrepentimiento alemán, la gran discusión sobre el coste del solar más almacenamiento, las emisiones reales medidas desde satélite, el negocio sin beneficios del coche eléctrico y un detalle doméstico que vale por todo un tratado. Vamos por partes.
La gran foto: una transición que sigue siendo una línea recta
Antes de entrar en las peleas, conviene recordar de dónde venimos. La descarbonización, insiste Cembalest, es ante todo una transición industrial, y las transiciones industriales son lentas. El gráfico que abre el informe muestra la cuota renovable del consumo final útil de energía por regiones desde 1990: ninguna supera el 20% y todas dibujan una recta, no una curva exponencial. A su lado, una imagen muy de este momento político: la oleada de proyectos de energía limpia anunciados y, después, la de proyectos cancelados o pausados en EE. UU., con un punto de inflexión nítido entre la era Biden y lo que el informe llama "Trump 2.0".
Figura 1. La transición renovable avanza en línea recta, y la cartera de proyectos en EE. UU. cambia de signo con la nueva administración — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
La idea de fondo es la misma que sostiene todo el documento: el mundo necesita hoy menos combustibles fósiles que antes para crecer —la intensidad energética del PIB ha caído a la mitad desde la Guerra del Golfo de 1990 en muchos países—, pero esa mejora se debe más a la eficiencia (motores, turbinas de ciclo combinado, electrodomésticos) que a la descarbonización del suministro. La consecuencia para el inversor es serena: no conviene esperar contracciones severas del PIB por picos temporales del precio del crudo o del gas, porque la economía se ha vuelto bastante más sobria en energía.
Centros de datos: las horcas se afilan, pero la cuenta es más sutil de lo que parece
El primer frente es el más actual. La narrativa popular dice que los centros de datos están disparando el recibo de la luz. Cembalest empieza por enfriar el debate con un dato incómodo para los catastrofistas: el precio de la electricidad en EE. UU. ha subido apenas 2 centavos por kWh en términos reales desde 2022, de 13 a 15 centavos, y la electricidad supone solo el 1,4% del gasto medio de un hogar. Buena parte del encarecimiento, además, viene de la inversión en red —1,3 billones de dólares en la última década— y no de la nueva generación; cerca de un tercio de esa inversión en transmisión y distribución de 2022 fue para endurecer la red frente a incendios, inundaciones y huracanes, nada que ver con los servidores.
Y sin embargo —aquí está el matiz que distingue al buen analista— hay evidencia de que los centros de datos sí elevan los precios en su entorno inmediato, aunque solo representen un 4%-6% de la demanda eléctrica nacional. Un estudio sobre Virginia, el estado con mayor concentración de servidores, cifra el efecto: la conexión de un nuevo centro de datos eleva el precio marginal local de la electricidad en 2,58 dólares por MWh, un 7,3% más, impulsado sobre todo por congestión en la red. Curiosamente, ese encarecimiento por congestión es mayor en las zonas con más capacidad renovable, porque la energía debe traerse desde generadores más lejanos. Y a ello se suma el aumento de la carga nocturna —entre las 11 de la noche y las 7 de la mañana, con temperaturas templadas de 10-15 °C que no piden ni aire acondicionado ni calefacción— precisamente en las zonas con más centros de datos.
Figura 2. La entrada de centros de datos eleva el precio marginal local y la carga nocturna crece año tras año — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
El epicentro de la tormenta es PJM, la región del "callejón de los centros de datos" (Virginia, Pensilvania, Maryland, Ohio), que concentra 67 GW de capacidad existente y planificada —frente a los 20 GW de Texas (ERCOT) o los 8 GW de California—. Allí las subastas de capacidad, que son una especie de prima de seguro pagada a los generadores para que comprometan suministro futuro, se han disparado, y parte de ese coste ha llegado al recibo: las subidas de factura por la subasta 2025/26 alcanzaron el 14%-24% en Maryland y el 33%-36% en Nueva Jersey. La Casa Blanca y trece gobernadores pidieron en enero una subasta de emergencia cuyo coste recayera solo sobre las grandes cargas, pero no pueden obligar a PJM. La conclusión práctica de Cembalest es sensata: los centros de datos probablemente participarían en esas subastas y pagarían, porque la energía es apenas el 10%-15% de su coste de ciclo de vida y el coste de oportunidad de un retraso es mucho mayor. No habrá éxodo masivo de PJM por el precio de la capacidad.
Lo que de verdad importa para el inversor es lo que viene detrás de esa demanda. La carrera de la IA está tensando el mercado de turbinas de gas hasta extremos llamativos: los tres grandes fabricantes —GE Vernova, Siemens y Mitsubishi— controlan cada uno entre el 20% y el 25% del mercado mundial y todos están ampliando capacidad, pero los plazos de entrega de turbinas de ciclo combinado están hoy en tres a siete años. Es un mercado de vendedor, con reservas no reembolsables y, según GE Vernova, turbinas ya comprometidas hasta 2030.
Figura 3. La demanda de cómputo y las colas de interconexión disparan los pedidos de turbinas por encima del límite de producción — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
China: todo, en todas partes y a la vez
Ningún análisis energético serio puede esquivar a China, y Cembalest la describe con una frase tomada del cine: Everything, Everywhere, All at Once. El consumo energético chino supera ya al de EE. UU. y Europa juntos, y el país representa el 50% de todo el aumento de la generación eléctrica mundial desde 2010. Cuando dice que China lo está añadiendo todo, lo dice en serio: solar, eólica, carbón, hidroeléctrica, gas y fisión nuclear; coches eléctricos, baterías y bombas de calor; minería y procesado de minerales críticos; y hasta fusión nuclear experimental.
Figura 4. China añade toda clase de energía a la vez y su huella apenas cambia al medirla por consumo en lugar de por producción — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
Hay matices que conviene retener. El primero es que la subida de emisiones chinas se debe muy poco a la deslocalización occidental: si se mide la huella por consumo de bienes y servicios en lugar de por producción en el país, las emisiones de China e India solo bajan en torno a un 10%. El segundo es que China podría estar acercándose a una meseta de emisiones —la generación con carbón cayó un 1,6% en 2025, primer descenso desde los años setenta—, pero la electricidad es solo el 55% del consumo chino de carbón y el país sigue construyendo plantas a un ritmo vertiginoso, además de instalaciones de carbón a líquidos. Y el tercero, una nota de matiz honesta: China se ha convertido en el mayor sumidero mundial de carbono por reforestación, aunque sus retiradas por uso del suelo (0,25 GT de CO₂ al año) son minúsculas frente a sus emisiones energéticas (12,3 GT). Es la clase de detalle que distingue a quien quiere entender de quien quiere ganar una discusión.
Reactores modulares: el jurado sigue deliberando
El entusiasmo inversor por los reactores modulares pequeños (SMR) ha sido espectacular. Pese a la corrección de 2025, dos índices distintos de SMR más que duplicaron su valor en el año, y el sector levantó 1.300 millones de dólares de financiación hasta junio. El problema, advierte Cembalest, es que estamos ante una tecnología sin prueba de concepto económica todavía.
Figura 5. Los inversores apuestan fuerte por los SMR pese a la ausencia de pruebas económicas — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
Las cifras son sobrias. Cembalest define como "asequible" un coste nivelado de 125-130 dólares por MWh, frente a los 55-85 dólares de una planta de gas de ciclo combinado. Pues bien: un trabajo de 2025 firmado por la antigua presidenta de la Comisión Reguladora Nuclear estadounidense estima costes nivelados de SMR de 200 a 400 dólares por MWh; los supuestos de la Tennessee Valley Authority arrojan 196 dólares por MWh para un reactor de primera generación; y el primer SMR chino, de 200 MW, tuvo en 2024 un factor de disponibilidad de apenas el 30% frente al 87% de la flota estadounidense de agua ligera. La paradoja histórica es elocuente: cuando se comercializó la nuclear en los años cincuenta, la curva de aprendizaje llevó a aumentar el tamaño de los reactores de 100 MW a 1 GW para repartir los enormes costes fijos. Los SMR son, en cierto sentido, una curva de aprendizaje al revés.
Y hay un aviso adicional, muy en la línea prudente del informe: la orden ejecutiva de febrero de 2025 retiró la independencia de la Comisión Reguladora Nuclear y dio a la Oficina de Gestión Presupuestaria poder para revisar sus actuaciones. Justo cuando se acelera el despliegue de una tecnología que puede tener consecuencias catastróficas si algo sale mal, se debilita al regulador independiente. La captura regulatoria estuvo en el corazón del accidente de Fukushima de 2011. No es un argumento ideológico; es gestión de riesgo.
Alemania: el largo nombre del arrepentimiento
Pocas decisiones energéticas recientes han envejecido tan mal como el cierre nuclear alemán. Cembalest lo bautiza con una palabra alemana impagable, Entscheidungsreue —el arrepentimiento por una decisión—, y se la atribuye al canciller Merz, que en enero calificó aquel cierre de "grave error estratégico" y resumió la situación sin anestesia: "estamos haciendo la transición energética más cara del mundo".
Figura 6. Alemania importa cada vez más electricidad y su industria intensiva en energía se contrae — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
Las consecuencias se leen en los gráficos. Si Alemania no hubiera desmantelado su parque nuclear tras Fukushima, habría necesitado un 50% menos de generación con fósiles, un 84% menos de gas importado y un 27% menos de capacidad fósil; sus precios eléctricos de 2024 fueron casi un 25% más altos de lo que habrían sido con las nucleares en marcha. Las importaciones de electricidad son hoy el doble que hace una década como cuota del consumo, los precios industriales triplican a los de EE. UU. y China, y la producción industrial intensiva en energía lleva años desinflándose. Reabrir las centrales clausuradas costaría entre 1.000 y 3.000 millones por reactor. Es, sencillamente, un caso de estudio sobre lo caro que sale tomar una decisión energética movido por la emoción de un momento.
La autopsia a EMBER: el coste verdadero del solar más almacenamiento
Llegamos a la pieza más técnica y, para nuestro gusto, más valiosa del informe. Cembalest lleva años repitiendo una frase que merece enmarcarse: el coste nivelado (LCOE) de fuentes intermitentes como la eólica y la solar es "la servilleta de cóctel de las matemáticas de la energía". Lo que importa no es el coste de la planta aislada, sino el coste nivelado de todo el sistema: el sobredimensionamiento necesario, las baterías para cubrir las noches y los inviernos, el respaldo térmico, la conexión a red. Para una renovable variable, el LCOE de planta puede ser apenas la mitad del coste real del sistema.
Sobre esa base, el autor toma un informe muy difundido de EMBER que sostenía que el solar más baterías es solo "modestamente" más caro que el gas en lugares soleados como Las Vegas, y, en sus propias palabras, le hace una endoscopia completa. El resultado es revelador.
Figura 7. Con costes de capital y demanda realistas, el solar más almacenamiento se dispara muy por encima de la estimación de EMBER — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
Trabajando con los supuestos de EMBER, Cembalest replica casi su resultado: un sistema de máxima penetración solar (6 GW de solar, 17 GWh de baterías y 1 GW de gas de respaldo) cuesta unos 108 dólares por MWh, cerca de los 104 que cita EMBER, frente a un sistema 100% gas. La pregunta es si ese sobreprecio de unos 60 dólares por MWh merece llamarse "asequible". Pero hay más. Cuando se sustituyen los costes de capital de EMBER —globales y muy ponderados hacia instalaciones chinas, 436 dólares por kW de solar— por costes realistas de EE. UU. (unos 923 dólares por kW más indirectos) y se usa un perfil de demanda real, la curva roja se dispara hasta unos 210 dólares por MWh. Es más caro que los 170-180 dólares por MWh de la planta nuclear de Vogtle terminada en Georgia en 2023, uno de los mayores elefantes blancos de la historia eléctrica estadounidense. Y todavía falta el detalle que da en el clavo: en ese escenario de máximo solar, alrededor del 40% de la generación solar se desperdicia (curtailment) porque no hay forma rentable de almacenarla.
El mensaje no es que la solar sea mala —el propio informe documenta su avance imparable, cortesía de fabricantes chinos que venden con márgenes negativos—, sino que el coste de usarla como energía de base es muy superior al que sugiere el LCOE de planta. Para quien invierte, la lección es metodológica: desconfía de cualquier comparación de costes energéticos que no incluya el coste de sistema completo. En esto, la disciplina de Cembalest se parece mucho a la nuestra: las cifras que no contemplan todo el coste —y todo el riesgo— acaban engañando.
Emisiones reales: lo que ve el satélite, no lo que se declara
Otro hilo recurrente del informe es la brecha entre las emisiones declaradas y las medidas. Antes de perder contacto con la Tierra por un fallo de energía, el satélite MethaneSAT recopiló datos de cuencas de petróleo y gas que suponen la mitad de la producción mundial en tierra. El hallazgo es contundente: las emisiones de gases de efecto invernadero de esas cuencas superan en torno a un 50% los inventarios habituales como EDGAR o el de la EPA, y en las cuencas de gas las emisiones medidas llegaron a triplicar las reportadas. Ninguna cuenca de gas se situó por debajo del objetivo del 0,2% de la Carta de Descarbonización de la ONU.
Figura 8. Las mediciones por satélite y por aire superan sistemáticamente a las emisiones declaradas por los operadores — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
La misma brecha aparece en las cadenas de suministro de gas natural licuado —donde EE. UU. es ya el primer exportador mundial—: mediciones aéreas con LIDAR arrojan emisiones un 20%-40% superiores a las estimaciones basadas en actividad de los operadores. Y aquí Cembalest introduce un caso que merece la pena por su filo crítico: las turbinas de gas móviles sin controles de contaminación que xAI desplegó en Memphis para su superordenador Colossus, aprovechando que la regulación de NOx que se aplica a las plantas fijas no alcanza a las montadas sobre remolques. El truco le permitió completar el proyecto en 122 días, pero convirtió a la instalación en uno de los mayores emisores industriales de óxidos de nitrógeno del condado. No es una cuestión menor: el informe recuerda la sólida evidencia que vincula los NOx con daños cardiovasculares y respiratorios.
El detalle que vale por un tratado: el Jeep de Cembalest
Hay una sección que parece una boutade y es, en realidad, una lección de economía energética aplicada. Cembalest conduce un Jeep Wrangler 4xe híbrido enchufable —del que ha escrito antes por sus innumerables averías— y decide calcular, con la precisión de un actuario, qué le sale más barato: cargar la batería o llenar el depósito.
Figura 9. Cargar el híbrido en Long Island solo sale a cuenta con el plan nocturno y cargando de madrugada — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
El resultado desmonta un lugar común. En Long Island, con la electricidad cara de PSEG, la gasolina suele ser más barata que cargar, salvo que uno contrate el plan opcional y cargue casi exclusivamente de madrugada. Con el plan estándar, recorrer 100 millas cuesta 15,50 dólares en gasolina frente a 20,68 cargando; solo cargando al 100% en horario supervalle (13,3 centavos por kWh) la electricidad gana, con 11,43 dólares. Y la conclusión es justamente la prudencia que cabe esperar: no se pueden hacer afirmaciones genéricas sobre si el eléctrico sale más barato, porque depende del precio local de la luz y del rendimiento concreto de cada vehículo. Donde la electricidad es barata —Cembalest cita a un colaborador en Ontario con tarifas de 4 centavos gracias a la hidroeléctrica y la nuclear— el cálculo se invierte por completo.
Coches eléctricos: es difícil ganar dinero en este negocio
El último frente que destacamos es el que más directamente toca al inversor. Pese a la épica de la electrificación, el negocio del coche eléctrico, sencillamente, no gana dinero. Solo cuatro fabricantes chinos y Tesla tienen márgenes operativos positivos en su división eléctrica; todo el resto del universo está en números rojos.
Figura 10. Salvo cuatro chinos y Tesla, fabricar coches eléctricos da pérdidas operativas — Fuente: J.P. Morgan (Eye on the Market, 16th Annual Energy Paper).
El cuadro es elocuente: del -10% de BMW, Mercedes o Volvo se baja hasta el -72% de Ford, el -89% de Polestar, el -126% de Vinfast y el demoledor -259% de Lucid. Detrás de esos números hay cancelaciones contables monumentales: Stellantis ha anunciado un writeoff de 26.000 millones de dólares ligado a los eléctricos —explicado, con sinceridad inusual, como "un giro estratégico para devolver la libertad de elección", es decir, fabricar lo que el cliente quiere y no lo que exige el mandato regulatorio—, tras los 19.500 millones de Ford y los 6.000 de GM. Y en EE. UU. no está claro que la cosa mejore, con la expiración del crédito fiscal de 7.500 dólares, la relajación de las normas de emisiones y los aranceles a los componentes de baterías chinos. El índice bursátil de eléctricos lleva rezagado frente al sector tradicional del automóvil desde abril de 2023.
Nuestra lectura
Si hubiera que destilar el informe en una sola idea, sería esta: en energía, casi todo el mundo se deja fuera la mitad de la cuenta. Los entusiastas de la solar olvidan el coste de sistema; los catastrofistas de los centros de datos olvidan que la electricidad es el 1,4% del gasto familiar; quienes celebraban el cierre nuclear alemán no contaban con la factura industrial; los del coche eléctrico no miran la cuenta de resultados de los fabricantes. Cembalest no toma partido en la guerra de la portada: se limita a completar las cuentas que cada bando deja a medias, y casi siempre el resultado es más caro, más lento y más matizado de lo que prometen los titulares.
Para un inversor, esa disciplina es oro. No porque dicte una conclusión —el informe es deliberadamente neutral—, sino porque enseña a leer cualquier promesa energética con la pregunta correcta: ¿esta cifra incluye todo el coste y todo el riesgo del sistema, o es solo la servilleta de cóctel? En BISSAN aplicamos exactamente esa lente a las carteras: las rentabilidades que no contemplan el coste completo y el riesgo completo acaban decepcionando. Da igual que hablemos de un megavatio en Las Vegas o de una posición en cartera; la honestidad de las cuentas es siempre lo primero.
Las rentabilidades pasadas no garantizan rentabilidades futuras. Este contenido tiene carácter divulgativo e informativo y no constituye una recomendación de inversión. Los datos y gráficos proceden del informe citado de J.P. Morgan; su reproducción aquí es analítica y editorial.