A medida que los parques eólicos terrestres se acercan al final de su vida operativa o de su consentimiento de planificación, los desarrolladores deben decidir entre el desmantelamiento, la extensión de vida o la repotenciación, es decir, la sustitución de turbinas antiguas por tecnología moderna de mayor capacidad. Más de 200 emplazamientos, con más de 3,2 GW, enfrentarán estas decisiones hacia 2030. El potencial de capacidad adicional se sitúa entre 1 y 2,5 GW hacia 2040 y puede alcanzar 6 GW hacia 2050 si se crean las condiciones adecuadas. Para 2035, más de la mitad de la flota eólica terrestre actual de Gran Bretaña estará en esa encrucijada. El repotenciaciónofrece la posibilidad de aumentar la generación en lugares donde las comunidades ya están familiarizadas con las turbinas, mejorar la eficiencia y reforzar los beneficios locales, pero su materialización no está garantizada.

Las barreras son múltiples y se refuerzan entre sí. En planificación, la ausencia de una presunción clara a favor de la repotenciación, la inconsistencia de orientaciones entre Inglaterra, Escocia y Gales, y la dificultad para utilizar datos ambientales de monitoreo de largo plazo como línea base generan retrasos e incertidumbre. En acceso a red, la asignación de conexiones y la reforma de colas deben reconocer de forma explícita que repotenciación incrementa capacidad limpia en emplazamientos ya exitosos. En el plano comercial, la viabilidad de proyectos a gran escala depende de flujos de ingresos estables y predecibles; las reglas de contratos por diferencia y los esquemas de apoyo a generadores de menor escala requieren ajustes que reflejen los plazos y condiciones de los activos existentes. La tenencia de tierra pública y los procesos de licitación también influyen: priorizar factores socioeconómicos sobre la pura maximización financiera puede facilitar acuerdos más alineados con el interés público.

Las comunidades ocupan un lugar central. El fin de vida de un parque constituye una oportunidad para rediseñar los beneficios locales, ampliar los fondos comunitarios y habilitar esquemas de propiedad compartida. Great British Energy puede facilitar esa participación mediante apoyo financiero o participaciones temporales de propiedad. Al mismo tiempo, repotenciación debe integrarse en una lógica de economía circular: maximizar la reutilización y el reciclaje de turbinas, reducir residuos e incorporar mejoras ambientales como la restauración de hábitats. La falta de terminología y criterios consistentes para clasificar las opciones de fin de vida complica la toma de decisiones de desarrolladores, planificadores y partes interesadas.

Las recomendaciones del trabajo apuntan a elevar la repotenciación a prioridad nacional, reconocerlo de forma explícita en las estrategias energéticas y en el Strategic Spatial Energy Plan, introducir un proceso de evaluación ambiental específico, garantizar ingresos predecibles, reformar la licitación de tierras públicas y anclar los beneficios comunitarios y la circularidad en el diseño de los proyectos. En conjunto, el análisis muestra que la flota eólica existente no es un activo residual, sino una base estratégica para aumentar capacidad limpia de forma más rápida, con menor conflicto territorial y con mayor retorno social, siempre que la política, la planificación y los mercados se alineen de manera deliberada con ese objetivo.

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https://communityenergyengland.org/wp-content/uploads/2026/02/6984b72922cf730f3ccb8010_2026-02-05-A-Second-Wind-Regen.pdf

La eficiencia energética deja de concebirse únicamente como sustitución de equipos o reducción de intensidad y se entiende como un rediseño del sistema que parte de la demanda final, integra procesos y optimiza la operación para entregar los mismos servicios con menor consumo de energía y de infraestructura. En un contexto de volatilidad geopolítica, crecimiento de la demanda eléctrica impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital, y persistencia de sistemas energéticos aún dependientes de combustibles fósiles, la eficiencia se consolida como una opción de bajo arrepentimiento que genera beneficios de seguridad, costo y clima de manera simultánea. A escala global, casi dos tercios de la energía suministrada se desperdicia, con un costo estimado de 4,5 billones de dólares anuales. En la industria, que concentra más de un tercio del consumo final y de las emisiones relacionadas con la energía, las medidas de eficiencia presentan costos de abatimiento inferiores a 20 dólares por tonelada de CO₂e y un potencial de mitigación superior a 1 Gt de CO₂e hacia 2030.

China ofrece un caso de estudio de particular relevancia. Entre 2013 y 2023, el consumo total de energía creció en torno al 3,2 % anual mientras la economía avanzó cerca del 6 %, y la intensidad energética se redujo un 26,1 %. En el sector industrial, la intensidad energética cayó a tasas superiores al promedio mundial, impulsada por un marco de gobernanza que combina planificación estratégica, asignación de metas vinculantes, estándares de consumo por producto, supervisión, mecanismos de mercado e innovación tecnológica. La reestructuración intra-industrial, mediante el retiro de capacidad obsoleta en acero, cemento, aluminio electrolítico y vidrio plano, junto con la modernización de procesos y equipos en sectores clave, ha permitido reducciones continuas del consumo específico por producto. El enfoque se ha desplazado progresivamente desde el descenso del promedio hacia la mejora de la distribución de eficiencia dentro de cada industria, expandiendo la capacidad que alcanza niveles referentes y eliminando aquella que permanece por debajo de la línea base.

Hacia el XV Plan Quinquenal y 2035, la política industrial de eficiencia se orienta en cinco direcciones complementarias. La primera es el paso del cumplimiento mínimo al liderazgo por referentes, coordinando incentivos y restricciones para acelerar la modernización y canalizar recursos hacia la capacidad de alto rendimiento. La segunda es la evaluación multidimensional que articula el uso industrial de energía con el nuevo sistema energético, incorporando electrificación, flexibilidad de carga, almacenamiento y coordinación a escala de parque industrial. La tercera es la integración de la eficiencia de proceso completo con la economía circular, extendiendo el perímetro desde equipos individuales hacia cascadas energéticas, uso de materiales secundarios y simbiosis industrial. La cuarta es la digitalización y la inteligencia artificial aplicadas a la identificación de pérdidas sistémicas, la optimización en tiempo real y la gestión integrada de energía y carbono. La quinta es la extensión de la eficiencia energética y de carbono hacia los productos y las cadenas de suministro verdes, de modo que el desempeño energético y de emisiones se convierta en factor de acceso a mercados y de competitividad.

El conjunto de estos desarrollos posiciona a la eficiencia industrial como un habilitador de la seguridad energética, del pico y la neutralidad de carbono, de la nueva industrialización y de cadenas de suministro más resilientes. La experiencia china muestra que la escala de los resultados depende menos de una tecnología aislada que de la capacidad de traducir metas, estándares, mecanismos de mercado e innovación en acción sistemática a lo largo de sectores clave. Para economías en proceso de industrialización, priorizar la eficiencia antes de expandir la oferta permite contener costos de transición y evitar bloqueos en trayectorias intensivas en energía y carbono.

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La transformación del sistema eléctrico australiano hacia una participación dominante de renovables variables y recursos limitados en energía está alterando de forma profunda los factores que determinan la adecuación de recursos y la resiliencia. Los marcos tradicionales, orientados a periodos de demanda pico y a capacidad firme instalada, dejan de capturar adecuadamente un sistema en el que la variabilidad climática, el estado de carga del almacenamiento y las decisiones operativas condicionan de manera decisiva la confiabilidad. Los riesgos se concentran cada vez más en eventos poco frecuentes pero de alto impacto, como olas de calor, sequías de renovables o combinaciones de fallas de modo común, más que en fallos aislados de componentes bajo condiciones normales.

Para abordar estas limitaciones se desarrolló un conjunto de herramientas de código abierto compuesto por cuatro paquetes complementarios: ParseISP.jl para la estructuración de datos del Integrated System Plan, PRASNEM.jl para evaluaciones probabilísticas sobre la suficiencia de recursos mediante simulación de Monte Carlo secuencial, SiennaNEM.jl para modelado detallado de costos de producción y SchedNEM.jl para programación operativa con horizonte rodante que incorpora restricciones de almacenamiento, respuesta de la demanda y previsión limitada. Sobre esta base se construyeron directrices de modelado realista para sistemas de almacenamiento, considerando tres aproximaciones operativas: operación de alta energía orientada a confiabilidad, operación con reducción de capacidad conforme a las directrices de AEMO y operación económica impulsada por arbitraje. Los resultados muestran que, a partir de 2030, las hipótesis de operación del almacenamiento modifican de manera material tanto el valor esperado de la energía no suministrada como la forma de la distribución de riesgo, en particular la cola de eventos severos medida mediante Conditional Value at Risk.

El análisis de recursos energéticos del consumidor y recursos distribuidos revela que la coordinación de vehículos eléctricos, plantas virtuales de energía y participación del lado de la demanda puede reducir de forma significativa tanto el riesgo promedio como el de cola, incluso con niveles parciales de cumplimiento. La respuesta de la demanda resulta especialmente útil como cobertura frente a la incertidumbre de operación del almacenamiento, al preservar energía para periodos críticos. En paralelo, el perfil de riesgo del NEM bajo la trayectoria del ISP de 2024 indica que, aunque los promedios anuales pueden mantenerse dentro del estándar de confiabilidad, existen años meteorológicos, combinaciones de fallas y comportamientos operativos que generan riesgos materialmente superiores. Los eventos de corte de carga tienden a volverse más largos, de mayor magnitud y menos predecibles con enfoques centrados únicamente en la demanda pico.

El trabajo también propone un flujo de trabajo estructurado para el diseño de escenarios de resiliencia, que traduce peligros climáticos externos en parámetros endógenos del sistema mediante tres etapas: cuantificación del peligro, parametrización de drivers y triggers, e integración en modelos operativos y de adecuación. El caso de estudio de ola de calor extrema en 2040 ilustra cómo la capacidad de transmisión, la generación térmica y los aerogeneradores experimentan degradación térmica de potencia, y cómo el almacenamiento y la flexibilidad de la demanda pueden mitigar los déficits resultantes. En conjunto, los hallazgos subrayan la necesidad de evaluaciones multi-métricas que complementen promedios con métricas de cola, de representar explícitamente la incertidumbre de operación del almacenamiento y de integrar de manera sistemática los eventos climáticos extremos en la planificación de sistemas de baja carbono. 

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https://www.csiro.au/en/research/technology-space/energy/Electricity-transition/AR-PST/Stage-5?ct=1790010989198

La transición hacia una participación creciente de recursos basados en inversores está redefiniendo la respuesta del sistema eléctrico ante fallas desbalanceadas y la confiabilidad de los esquemas de protección tradicionales. Mientras las máquinas síncronas generan de manera inherente corrientes de secuencia negativa predominantemente reactivas, con una relación fasorial estable cercana a 90° de adelanto respecto a la tensión de secuencia negativa, los convertidores grid-following y grid-forming dependen por completo de sus sistemas de control para producir magnitudes y ángulos equivalentes. Las limitaciones de corriente del convertidor, la dinámica del lazo de enganche de fase y la forma en que se priorizan las secuencias positiva y negativa condicionan de manera directa la contribución efectiva durante la falla. Cuando el control de secuencia negativa no está habilitado o se encuentra mal sintonizado, la magnitud de la corriente de secuencia negativa disminuye y la relación fasorial se desvía del valor ideal, lo que puede traducirse en retrasos, rebote o fallos en los elementos direccionales y de selección de fase de los relés de distancia.

Los estudios de simulación en configuración monomáquina e infinita y en redes representativas confirman que la habilitación del control de secuencia negativa permite recuperar una relación de fase más próxima a 90° de adelanto y aumentar la contribución de corriente, aunque el resultado sigue siendo sensible al ajuste específico de cada tecnología y a la estrategia de limitación de corriente. En el caso de los convertidores grid-forming, el comportamiento más favorable se obtiene cuando se mantiene la característica de fuente de tensión detrás de una impedancia predominantemente inductiva y, al aproximarse al límite de corriente, se aplica un repliegue suave de impedancia o de tensión interna en lugar de un recorte abrupto. Este enfoque preserva la calidad de los fasores de secuencia negativa y favorece la operación confiable de los relés. A partir de estos hallazgos se formulan objetivos de diseño prácticos orientados a la industria: relación de fase de aproximadamente 90° con tolerancia de ±10°, k-factor en el rango 2-6, banda muerta de 2-3 % para evitar respuesta continua ante desbalances menores, dirección de corriente desde el IBR hacia la red y, para GFM, simetría de impedancias efectiva de secuencia positiva y negativa junto con restauración rápida del control de tensión una vez despejada la falla.

En paralelo se desarrolla un marco de modelado modular y tecnológicamente neutro para cargas basadas en inversores, orientado a representar de forma creíble su comportamiento observable en el punto de conexión. Centros de datos, electrolizadores, cargadores rápidos de vehículos eléctricos e instalaciones industriales con accionamientos de velocidad variable presentan dinámicas de respuesta a disturbios, transferencias a suministro interno y trayectorias de recuperación que no son capturadas adecuadamente por los modelos de carga estáticos o compuestos tradicionales. El marco propuesto descompone estas instalaciones en módulos funcionales recurrentes (interfaz de red, etapa de rectificación, enlace de corriente continua, lógica supervisora, protecciones y límites, entre otros) y define señales de interfaz mínimas, estados retenidos y máquinas de estado genéricas. De esta manera es posible construir representaciones consistentes tanto en estudios de dominio fasorial transitorio como electromagnéticos, incorporar diversidad paramétrica para análisis de flotas y asignar niveles de confianza según la jerarquía de evidencia disponible.

El conjunto de resultados y recomendaciones ofrece una base técnica para la evolución coordinada de estándares de conexión, diseño de control, modelado y práctica de protección en sistemas con alta penetración de convertidores. Al alinear el comportamiento de secuencia negativa de los IBR con las expectativas de los esquemas de protección y al disponer de modelos creíbles de las nuevas cargas basadas en inversores, se reduce el riesgo de erosión progresiva de la confiabilidad de la protección y se facilita una integración más segura y predecible de las tecnologías de generación y carga basadas en electrónica de potencia.

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https://www.csiro.au/en/research/technology-space/energy/Electricity-transition/AR-PST/Stage-5?ct=1790010989198

La transición hacia un sistema eléctrico más electrificado y digitalizado exige un marco regulatorio que garantice tarifas de red capaces de recuperar los costos reales de la infraestructura y de incentivar comportamientos eficientes de consumo, generación y almacenamiento. En este contexto, se defiende con firmeza que las metodologías tarifarias permanezcan bajo la competencia de las autoridades reguladoras nacionales o regionales, de modo que puedan adaptarse a las diferencias en topologías de red, estructuras de demanda, condiciones climáticas y mezclas de generación que caracterizan a cada sistema europeo. La aplicación de principios comunes de la reflectividad de costos, no discriminación y transparencia resulta necesaria, pero no debe derivar en una estructura tarifaria única a escala de la Unión, pues ello comprometería la capacidad de reflejar de manera precisa los costos locales y de ofrecer señales de inversión adecuadas.

Las inversiones anticipatorias en refuerzo y modernización de las redes de distribución constituyen el pilar para absorber el crecimiento de la demanda eléctrica asociado a la electrificación de transportes, edificios e industria. Para que los operadores de sistemas de distribución puedan acometer estos proyectos con la escala y la oportunidad requeridas, las autoridades reguladoras deben asegurar condiciones económicas estables y predecibles que permitan recuperar tanto los gastos de capital como los operativos de manera eficiente. El uso de fondos públicos puede complementar la cobertura de costos cuando la magnitud de la inversión lo justifique, siempre que se mantenga proporcionalidad y se preserve el nivel de competencia en el mercado interior. Al mismo tiempo, se advierte contra la introducción de regímenes tarifarios preferenciales para categorías específicas de usuarios, pues cualquier reducción no justificada por menores costos de red termina trasladándose a hogares, pequeñas y medianas empresas y restantes consumidores, desalentado su propia electrificación.

En el ámbito de las soluciones inteligentes y digitales, se reconoce el valor de los indicadores de redes inteligentes y de las opciones no cableadas, siempre que estos elementos complementen y no sustituyan las inversiones físicas necesarias. Priorizar de manera sistemática las soluciones digitales en los planes de desarrollo de red podría retrasar la expansión de capacidad que la electrificación exige. Los objetivos vinculantes de despliegue de medidores inteligentes deben implementarse considerando los puntos de partida y las trayectorias ya existentes en cada Estado miembro, a fin de evitar cargas administrativas desproporcionadas y garantizar la disponibilidad de capacidades técnicas y de cadena de suministro. La reducción de la tributación sobre la electricidad se identifica como el instrumento de política más directo y efectivo para disminuir las facturas y estimular la electrificación, mientras que la gestión de las colas de conexión debe evolucionar hacia criterios de priorización transparentes y objetivos definidos a nivel nacional, sin que ello reemplace la necesidad de ampliar la capacidad física de la red.

El conjunto de estas orientaciones apunta a un marco final que preserve la reflectividad de costos, deje a las autoridades nacionales la definición de metodologías tarifarias, asegure las condiciones de inversión para los operadores de distribución y ofrezca la certeza regulatoria indispensable para materializar la transición energética de manera asequible, segura y resiliente.

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https://www.edsoforsmartgrids.eu/edso-publications/e-dso-reactions-to-the-electrification-action-plan-and-network-charges-proposal/

https://www.edsoforsmartgrids.eu/content/uploads/2026/09/e.dso-reaction-to-network-charges-proposal.pdf

El crecimiento de la economía digital y de la inteligencia artificial en el sudeste asiático está generando una nueva fuente de demanda eléctrica que resulta particularmente difícil de anticipar con los métodos de planeación tradicionales. Corredores como Singapur-Johor-Kuala Lumpur ya concentran la mayor densidad de centros de datos operativos de la región, mientras Yakarta, Bangkok, Manila y Ciudad Ho Chi Minh emergen como polos de crecimiento secundarios, atraídos por la disponibilidad de infraestructura de fibra óptica, cables submarinos y redes eléctricas de alta tensión. Sin embargo, la capacidad declarada de estas instalaciones no siempre se traduce directamente en consumo real, y esa brecha se vuelve más relevante a medida que los centros orientados a IA despliegan configuraciones de hardware sustancialmente más intensivas en energía.

La diferencia entre un centro de datos convencional y uno orientado a inteligencia artificial no es solo de escala sino de naturaleza: mientras el primero opera con cargas relativamente estables y predecibles propias del alojamiento web y los servicios en la nube, el segundo sostiene cargas de alta intensidad durante el entrenamiento de modelos que caen abruptamente al finalizar cada trabajo, generando una volatilidad de demanda mucho mayor. Un servidor con procesadores gráficos de última generación puede consumir hasta 10.000 vatios, frente a un rango de 600 a 1.200 vatios de un servidor convencional, y requiere además sistemas de enfriamiento líquido y redes de interconexión de alta velocidad que elevan aún más la carga total de la instalación, incluso ocupando el mismo espacio físico que una instalación tradicional.

Para capturar esta incertidumbre, se desarrolla una metodología de sensibilidad que combina tres palancas de demanda -densidad de potencia del hardware, penetración y utilización de chips de inteligencia artificial, y eficiencia energética de las instalaciones- en una matriz de 25 escenarios que va desde un caso base hasta combinaciones de tres variables en sus valores extremos. Los resultados muestran que Malasia enfrenta la concentración de demanda más aguda de la región, con una participación de centros de datos en el consumo eléctrico nacional que pasaría de 18% en 2025 a 34% en 2030 bajo el escenario base, mientras Singapur (13%), Tailandia (9%) e Indonesia (7%) también registrarían participaciones significativas hacia el final de la década. El análisis de sensibilidad por tipo de instalación revela que los centros hyperscale son los más sensibles a las tres palancas combinadas, mientras los de tipo enterprise resultan particularmente vulnerables a la eficiencia energética de sus operaciones.

Más allá del volumen agregado de consumo, el documento pone atención especial en los riesgos operativos que introducen estas cargas para los operadores de sistema: las rampas de subida y bajada de un centro de datos orientado a IApueden alcanzar cientos de megavatios en cuestión de segundos, muy por encima de la velocidad de respuesta de los generadores convencionales, lo que exige reservas de regulación de frecuencia y capacidad de balance mucho más ágiles de lo habitual. Frente a este panorama, se examinan prácticas regulatorias ya implementadas en distintas jurisdicciones: Singapur condiciona el acceso a nueva capacidad al cumplimiento de estándares de eficiencia energética certificados; Alemania impone por ley límites máximos de Power Usage Effectiveness que se endurecen progresivamente hasta 2030; e Irlanda exige evaluaciones de red específicas por ubicación antes de aprobar nuevas conexiones de gran tamaño.

A partir de esta evidencia, se plantean cuatro recomendaciones de política para los países miembros de la ASEAN: priorizar medidas de eficiencia energética como punto de entrada práctico y medible, establecer marcos de reporte estandarizados sobre capacidad instalada y cronogramas de conexión, integrar la planeación de centros de datos con la planeación energética, hídrica y de uso del suelo, e impulsar la cooperación regional para evitar que el crecimiento de esta industria comprometa la seguridad energética o la asequibilidad del servicio en ningún país miembro. Para reguladores y operadores de sistemas eléctricos en economías con crecimiento acelerado de infraestructura digital, este documento ofrece un marco metodológico replicable para dimensionar la incertidumbre de la demanda futura y anticipar los requerimientos de flexibilidad de red que esta nueva categoría de consumidores impone al sistema eléctrico. 

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https://aseanenergy.org/publications/anticipating-uncertainty-in-data-centres-electricity-demand

https://storage.googleapis.com/aceweb-bucket-261225/pdf/publication/Anticipating%20Uncertainty%20in%20Data%20Centres%20Electricity%20Demand_Insights%202_XGKjmM3Nxmz3Iq4iQWMt2HGbk6FeMfiuWGKMKgoV.pdf