La inversión energética mundial atraviesa una etapa de transformación marcada por la convergencia entre objetivos de transición energética, preocupaciones de seguridad del suministro y crecientes tensiones geopolíticas. Durante 2026, el gasto global en energía alcanza niveles históricos cercanos a los 3,4 billones de dólares, impulsado principalmente por recursos destinados a energías renovables, redes eléctricas, almacenamiento, electrificación, eficiencia energética y tecnologías de bajas emisiones. Esta evolución refleja un cambio estructural respecto a la década anterior, puesto que los recursos orientados a tecnologías limpias prácticamente duplican aquellos dirigidos al petróleo, el gas natural y el carbón. Sin embargo, la expansión de la inversión no se distribuye de manera homogénea. China, Estados Unidos y la Unión Europea concentran la mayor parte de los flujos de capital, mientras numerosas economías emergentes continúan enfrentando restricciones financieras que limitan su capacidad para ampliar infraestructura energética y acelerar procesos de modernización. A medida que la electrificación gana protagonismo en múltiples sectores económicos, también aumenta la necesidad de fortalecer redes, almacenamiento y mecanismos que permitan sostener la confiabilidad del sistema frente a patrones de demanda cada vez más complejos.

La creciente relevancia de la seguridad energética introduce nuevas consideraciones en las decisiones de inversión. Los acontecimientos geopolíticos recientes han puesto de manifiesto la vulnerabilidad de las cadenas de suministro y de las rutas estratégicas para el comercio de combustibles. Como resultado, numerosos países y empresas comienzan a valorar con mayor intensidad atributos como la diversidad de proveedores, la resiliencia logística y la disponibilidad de infraestructura de respaldo. No obstante, estas medidas suelen implicar costos adicionales, generando tensiones entre seguridad, asequibilidad y eficiencia económica. Al mismo tiempo, la experiencia acumulada durante la última década muestra que las inversiones en electrificación, eficiencia energética, energía nuclear y fuentes renovables han contribuido a reducir significativamente la dependencia de combustibles importados en diversas regiones. Los ahorros derivados de menores importaciones fósiles evidencian que la transición energética no responde únicamente a consideraciones ambientales, sino también a objetivos relacionados con autonomía estratégica, reducción de exposición a choques externos y fortalecimiento de la estabilidad económica.

Mientras tanto, el comportamiento de las inversiones en combustibles fósiles revela dinámicas diferenciadas según el recurso analizado. La inversión petrolera continúa mostrando una trayectoria relativamente contenida debido a estrategias corporativas orientadas a la disciplina financiera, mejoras de eficiencia y aprovechamiento de activos existentes. En contraste, el gas natural registra una expansión impulsada por expectativas de demanda futura, nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado y requerimientos asociados al crecimiento de centros de datos y aplicaciones de inteligencia artificial. A su vez, el carbón mantiene niveles de inversión elevados en algunos mercados, especialmente aquellos que priorizan seguridad de abastecimiento frente a escenarios de incertidumbre internacional. Este panorama convive con avances en hidrógeno de bajas emisiones, captura y almacenamiento de carbono, biocombustibles y otros desarrollos tecnológicos cuyo crecimiento depende en gran medida de marcos regulatorios favorables, acceso a financiamiento y señales de largo plazo suficientemente estables para reducir riesgos de inversión.

Por otra parte, la innovación tecnológica emerge como un factor determinante para explicar la magnitud alcanzada por la transición energética. La reducción acumulada de costos en baterías, vehículos eléctricos y energía solar fotovoltaica ha permitido multiplicar el despliegue de estas tecnologías sin que ello implique incrementos proporcionales en el gasto requerido. De hecho, la disminución de precios observada durante la última década ha evitado que las inversiones necesarias para alcanzar los niveles actuales de capacidad instalada resulten considerablemente más elevadas. Esta tendencia ha favorecido la expansión acelerada de la energía solar, el almacenamiento electroquímico y múltiples aplicaciones de electrificación. Sin embargo, persisten desafíos asociados al suministro de minerales críticos, la concentración geográfica de capacidades manufactureras y la necesidad de fortalecer la investigación y desarrollo en tecnologías emergentes. Bajo este contexto, la evolución futura del sistema energético dependerá no solo de la disponibilidad de capital, sino también de la capacidad de combinar innovación, seguridad, diversificación y sostenibilidad dentro de una arquitectura energética cada vez más compleja e interdependiente.

Para leer más ingrese a:

https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2026

https://iea.blob.core.windows.net/assets/4fda38df-523c-46f5-ae75-49481abdc8fc/WorldEnergyInvestment2026.pdf

La metodología para dimensionar la capacidad de reserva regional en el sistema eléctrico europeo ha sido revisada para reflejar la evolución de las operaciones y la estructura de las distintas regiones. Esta actualización incorpora la consideración de períodos recientes de datos históricos, con una duración homogénea de un año para todas las inversiones, con el objetivo de adaptarse a los cambios en la generación, especialmente por el incremento de energías renovables. En regiones como el Báltico, la sincronización con el área continental europea y las expansiones en la red han provocado que se excluya información anterior para centrarse en datos relevantes y representativos. Asimismo, se establecen niveles de confianza muy altos (por ejemplo, un 99,90 % o incluso 99,99 %) para los parámetros que definen la cobertura de desequilibrios positivos y negativos, con la intención de limitar los desajustes no cubiertos y mejorar la seguridad en la operación.

Esta armonización de criterios no es uniforme para todas las regiones, debido a que la naturaleza y tamaño de los Sistemas de Operación Regional (SOR) modifican la manera de estimar los valores. Así, en Europa Central se adopta un enfoque más prudente con parámetros alcanzando el 100%, dado que la región se gestiona como un bloque independiente con escasa asistencia externa y una compleja estructura interna que demanda una mayor cobertura para garantizar su estabilidad. Por el contrario, en la región Nórdica o Sureste de Europa se contempla una alta incertidumbre por el aumento constante de generación renovable, lo que lleva a optar por valores muy exigentes para cubrir casi todos los escenarios de desequilibrios posibles, reflejando un énfasis en reducir riesgos operativos futuros ante la evolución de la configuración energética.

Además, se revisan aspectos normativos y procedimentales para simplificar y hacer más transparente el reporte y la implementación de esta reserva regional. La eliminación de referencias a ciertos productos de reserva, ahora obsoletos, permite que los procesos se centren en mecanismos vigentes y más eficientes, mientras que la obligatoriedad de notificaciones periódicas sobre acuerdos de compartición de reservas ofrece una mayor claridad al seguimiento de la implementación. El marco permite una adopción escalonada que se adapta a la realidad de cada región, donde algunos aún no han establecido acuerdos operacionales o legales, evitando imponer plazos arbitrarios que podrían comprometer la eficacia de la aplicación.

Las respuestas de actores del mercado y reguladores aportan observaciones orientadas a mejorar la transparencia y a demandar un análisis cuantitativo más detallado, así como una consideración explícita de la coordinación con los mercados de reserva y contingencia fuera de los escenarios contemplados. Las propuestas detallan la importancia de seguir evaluando los parámetros año con año, para ajustar la metodología conforme a la experiencia operativa, lo que favorecerá una mejor adecuación del dimensionamiento y aumento progresivo de la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico a nivel regional.

Para leer más ingrese a:

https://www.acer.europa.eu/news/acer-amend-methodology-assessing-regional-electricity-reserve-needs

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Media/News/Documents/Explanatory-document-RCC-sizing-2026.pdf

El documento analiza opciones para un mecanismo permanente de Financial Transmission Rights (FTR) en Alberta, en el contexto de la implementación del Restructured Electricity Market (REM), que incorporará precios locacionales marginales (LMP), planificación óptima de transmisión y Transmission Reinforcement Payments. La discusión se centra en cómo gestionar el riesgo de congestión cuando el sistema pasa de un precio uniforme hacia un esquema locacional, donde la separación de precios entre nodos puede afectar ingresos de generadores, costos de consumidores y decisiones de inversión. Los FTR se describen como instrumentos adquiridos con anticipación que entregan pagos cuando la congestión provoca diferencias de precios entre ubicaciones de la red. No obstante, el análisis deja claro desde el inicio que su valor depende enteramente del diseño, del método de asignación, de las reglas de liquidación y del alineamiento con la arquitectura del REM. El punto de partida no es asumir que Alberta necesita un mercado formal de FTR, sino evaluar si estos mecanismos realmente generan eficiencias superiores a un escenario donde el AESO simplemente provee transparencia de datos y deja que participantes y terceros desarrollen coberturas bilaterales o privadas. En esa lógica, la opción sin FTR se presenta como la referencia base que cualquier otro modelo debe superar desde la perspectiva del interés del consumidor y de la eficiencia económica.  

La primera alternativa consiste precisamente en no crear un mecanismo formal de FTR. Bajo este esquema, el AESO no emitiría derechos de congestión ni construiría un mercado organizado, y la cobertura se desarrollaría mediante acuerdos privados, estructuración bilateral y señales derivadas directamente del LMP. Esta opción se considera atractiva porque preserva señales eficientes para la localización de inversiones y para la gestión física del riesgo de congestión, incluyendo decisiones como ubicar recursos en otros nodos, incorporar baterías o estructurar contratos con compradores específicos. También se señala que la mayoría de los consumidores liquidaría sus costos energéticos frente a un único Alberta Load Price, mientras que las rentas de congestión recaudadas en el REM regresarían a los clientes como compensación sobre cargos energéticos o de transmisión. La principal desventaja es la ausencia de un mecanismo líquido y transparente para descubrir precios de riesgo de congestión y transferir ese riesgo a terceros financieros. La segunda familia corresponde a los FTR al estilo estadounidense, con subastas centralizadas, productos líquidos de corto plazo y horizontes mensuales o de hasta tres años. Aunque ese diseño ha mostrado liquidez y precios visibles en mercados de Estados Unidos, el análisis le atribuye una propuesta de valor débil para generadores y consumidores. Se indica que esos productos suelen no ajustarse bien a las necesidades de cobertura horaria de renovables, peakers o cargas, y que una parte sustancial del fondo de congestión termina capturada por traders financieros, lo que puede dejar a los consumidores con mayores costos y riesgos netos.

La tercera familia reúne variantes de comprador y vendedor voluntarios, donde toda posición de cobertura surge del cruce entre partes dispuestas a comprar y vender sin que el sistema o el gobierno asuman una posición neta. Dentro de esta categoría se analizan tres subvariantes. La opción 3A plantea una plataforma administrada por el AESO con subastas similares a las estadounidenses, pero limitadas a posiciones que realmente encuentren contrapartes voluntarias. La opción 3B traslada esa función a un mercado tipo exchange, comparable a futuros de energía o de basis de gas natural, con pocos productos estandarizados y posibles diferenciales entre zonas y un hub de sistema. La opción 3C considera un modelo bilateral facilitado por brokers, donde la cobertura puede estructurarse de manera personalizada según nodo, perfil de generación y plazo contractual. La ventaja transversal de esta familia es que evita exponer involuntariamente a los consumidores a posiciones financieras complejas o de largo plazo. El costo de esa ventaja es una menor probabilidad de liquidez profunda, especialmente en coberturas largas y específicas. El documento reconoce que esta familia parece más consistente con una lógica de eficiencia y asignación voluntaria de riesgos, pero también advierte que, si la liquidez resulta muy limitada, sus beneficios prácticos frente a la alternativa sin FTR pueden ser reducidos.

La cuarta familia corresponde a variantes impulsadas por mandato, donde el AESO o una entidad gubernamental tomaría una posición neta de compra o venta de coberturas para cumplir objetivos específicos. Se distinguen tres enfoques: uno orientado a respaldar nuevas inversiones de generación, otro dirigido a cubrir consumidores frente a riesgos de congestión y un tercero híbrido. Estas variantes tienen la ventaja de permitir objetivos explícitos y de ofrecer liquidez más segura porque la cobertura estaría respaldada por una decisión institucional y por el uso del fondo de congestión. Sin embargo, el análisis las considera especialmente delicadas desde el punto de vista del riesgo público. Si las coberturas se venden por debajo de su valor o entregan protección excesiva, los consumidores pueden terminar absorbiendo costos no previstos. También se advierte que podrían subsidiar decisiones ineficientes, como sobreconstrucción de recursos en zonas ya saturadas. En los hallazgos finales se afirma que no es concluyente que algún mecanismo de FTR tenga una alta probabilidad de mejorar la eficiencia frente a la opción sin FTR, y se resalta que la mejor alternativa dependerá del equilibrio entre señales de inversión, capacidad de cobertura, exposición del consumidor, complejidad administrativa y claridad del mandato institucional. Desde esa perspectiva, la opción sin FTR aparece como la más simple y como la alternativa a vencer, mientras que cualquier modelo más intervenido requeriría objetivos claramente definidos, recursos institucionales suficientes y barreras robustas para evitar trasladar riesgos y costos excesivos a los consumidores. 

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/options-for-an-enduring-financial-transmission-rights-model-for-alberta/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/03/Options-for-an-Enduring-Financial-Transmission-Rights-Model-for-Alberta.pdf

El documento desagrega la factura eléctrica residencial en Maine en cuatro componentes principales y muestra que la mayor volatilidad proviene del suministro. Para el periodo 2015 a 2025, el suministro se ubica en un rango de 6 a 17 centavos de dólar por kWh, la transmisión entre 2 y 4 centavos, la distribución entre 5 y 8 centavos, y los cargos stranded and other entre 0 y 2 centavos por kWh. El precio de suministro para la mayoría de los hogares depende del Standard Offer Contract, adjudicado anualmente por la Maine Public Utilities Commission, y recoge expectativas sobre costos mayoristas de corto plazo más una prima de riesgo asociada a vender a tarifa fija en un mercado subyacente volátil. Esa volatilidad está ligada principalmente al gas natural. El informe cuantifica que entre 2021 y 2023 el componente de suministro casi se triplicó, pasando de 6,4 a 17 centavos por kWh, equivalente a un aumento de 165%, impulsado por el encarecimiento del gas en el contexto posterior a la invasión de Ucrania. También recoge que la volatilidad del gas contribuyó a oscilaciones de aproximadamente más o menos 5 centavos por kWh en los precios eléctricos de Maine entre 2019 y 2024.

La explicación técnica central es que Maine está integrado al sistema de Nueva Inglaterra, donde el recurso marginal es casi siempre una unidad a gas. El documento indica que en 2023 el gas natural estuvo directamente en el margen durante el 81% de las horas de carga, mientras que otro 17% de las horas marginales correspondió a bombeo hidráulico, cuyo costo está influido indirectamente por el propio precio del gas. El despacho sigue una lógica de mérito económico, con recursos de bajo costo variable como eólica, solar y nuclear entrando primero, seguidos por ciclos combinados y turbinas a gas, y en las horas de demanda más alta o bajo restricciones de combustible, por unidades de punta a combustóleo. Todos cobran el precio marginal del sistema. El informe añade que las tuberías que abastecen gas a Nueva Inglaterra se congestionan durante episodios invernales severos, lo que lleva a que en los días más fríos el precio del gas quede referenciado al GNL, considerablemente más costoso por licuefacción y transporte. Esta condición amplifica la exposición de los usuarios de Maine a eventos meteorológicos, shocks geopolíticos, restricciones de ductos y salidas de otras plantas no térmicas.

Además del suministro, el documento destaca el crecimiento de los cargos de transmisión y distribución. Aunque son menos volátiles, vienen aumentando por mayores costos de equipos y construcción, necesidad de reemplazar infraestructura envejecida y gastos por tormentas y endurecimiento de la red. Se señala, por ejemplo, que los costos de recuperación asociados a las tormentas invernales de 2024 representan actualmente cerca de 20 dólares al mes para el cliente residencial promedio de CMP. También se indica que el costo de los componentes de transmisión y distribución ha crecido durante la última década por encima de la inflación. Entre los factores identificados están el aumento de cerca de 50% en el precio global del cobre desde 2016, el incremento de 46% en el precio de turbinas a gas durante la última década y tiempos de espera superiores a cinco años para nuevas turbinas. Aunque el costo overnight de nueva eólica y solar cayó 21% y 56% respectivamente desde 2016, el texto aclara que tasas de interés más altas, inflación, aranceles e interconexiones demoradas vienen encareciendo el desarrollo renovable en años recientes.

El informe también identifica presiones futuras sobre el precio del gas y, por extensión, sobre la electricidad. Señala que la capacidad de exportación de GNL de Estados Unidos se proyecta a más que duplicarse entre el cierre de 2025 y 2031, lo que hará que los consumidores estadounidenses compitan más directamente con compradores internacionales dispuestos a pagar valores mucho mayores por el mismo combustible. Como referencia, el documento recuerda que en 2022 los precios del gas en Europa alcanzaron 51 dólares por MMBtu. A esto se suma el crecimiento esperado de carga de centros de datos, cuya demanda eléctrica se proyecta multiplicarse por cinco hacia 2035 hasta 176 GW, agregando aproximadamente 23% a la demanda pico coincidente de Estados Unidos, hoy ubicada en 760 GW. Aunque muchos de esos desarrollos ocurran fuera de Nueva Inglaterra, el efecto nacional sobre demanda de gas puede trasladarse a Maine. Frente a este panorama, el documento propone tres líneas de mitigación. La primera es acelerar renovables para reducir exposición al gas. La segunda es invertir en flexibilidad de carga, destacando que una estrategia basada en virtual power plants para atender punta puede costar alrededor de 40% a 60% del costo de peakers a gas y baterías utility-scale. La tercera es promover electrificación económica y eficiencia, señalando que migrar desde calderas a fuel oil o propano hacia bombas de calor puede reducir el gasto energético incluso si el precio de la electricidad aumenta.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/new-brattle-report-evaluates-electricity-price-volatility-in-maine-and-highlights-mitigation-solutions/

https://www.maine.gov/energy/sites/maine.gov.energy/files/2026-02/Factors%20Driving%20Electricity%20Prices%20in%20Maine%20Feb%202026%20Brattle%20for%20DOER.pdf

El documento parte de una condición operativa clara en ERCOT: el crecimiento proyectado de la demanda está avanzando a un ritmo que puede exceder la velocidad con la que ingresan nuevas fuentes convencionales de suministro, generando preocupaciones de confiabilidad en el corto plazo. A la vez, la respuesta de la demanda residencial permanece subdesarrollada pese al peso de la carga de aire acondicionado en Texas. El informe ubica a Texas en el puesto 31 entre los estados de EE. UU. cuando la capacidad de respuesta de la demanda residencial se mide como porcentaje de la demanda pico, y destaca que, aunque a nivel nacional existen 10 GW de respuesta residencial en programas utility, en otros mercados las tasas de participación han superado el 20% cuando se combinan diseños efectivos y compensaciones atractivas. Sobre esa base, el análisis examina el programa RDR propuesto por ERCOT, cuyo objetivo es que REPs y NOIEs inscriban clientes residenciales y activen eventos durante horas estacionales de alta carga neta, reportando reducciones verificadas para recibir pagos por desempeño.

La propuesta regulatoria presentada por ERCOT el 26 de agosto de 2025 mediante el NPRR 1296 establece una arquitectura de participación, compensación y acreditación bastante específica. Los participantes pueden recibir hasta 140 dólares por kW-año, o el promedio móvil a tres años del Peaker Net Margin, por reducciones acreditadas en las horas de mayor carga neta. Para calcular esas reducciones, ERCOT identificaría al final de cada estación las ocho horas de mayor carga neta en verano e invierno y las cinco horas en primavera y otoño. La acreditación se basaría en el mejor desempeño durante 6 de 8 horas en verano e invierno y 3 de 5 horas en primavera y otoño. El esquema también incorpora un límite de participación que, en términos efectivos, equivale a 500 MW por estación, asociado a 3.000 MWh en verano e invierno y 1.500 MWh en primavera y otoño. Si la participación supera ese umbral, la compensación por MW se diluye entre los participantes, lo que introduce incertidumbre económica y restringe el crecimiento por encima del tope actual.

La modelación de adopción se concentra en tres tecnologías residenciales: termostatos inteligentes, almacenamiento detrás del medidor y carga gestionada de vehículos eléctricos. El análisis concluye que, sin el programa RDR, la adopción futura permanecería cerca del extremo inferior de lo observado en otras jurisdicciones. Con RDR, en un escenario de adopción moderada, las mayores compensaciones permitirían que ERCOT alcance niveles de penetración comparables con programas utility exitosos. En un escenario de adopción alta, donde además se remueven barreras adicionales de despliegue, la capacidad residencial podría expandirse mucho más. El documento resume estos resultados indicando que el nuevo valor monetizable del RDR permitiría a REPs ofrecer compensaciones entre 2 y 3 veces mayores que las actualmente soportadas por el mercado, dependiendo de la tecnología y del grado de acierto al pronosticar condiciones del sistema y precios. En términos agregados, la lámina de resultados plantea un caso de 3 veces los niveles actuales de incentivos asociado a un aumento de 900 MW, y un caso de 7 veces los niveles actuales asociado a un aumento de 3.000 MW en capacidad residencial hacia 2030. Aun así, por la forma en que está estructurado el programa, el estudio no espera que la participación dentro del RDR exceda de forma significativa el tope de 500 MW, sino que sea mayormente adicional a otras formas de respuesta de la demanda no inscritas en este mecanismo.

En materia de precios mayoristas, el documento utiliza análisis estadístico de precios históricos y niveles de reserva para estimar cuánto podría alterar el programa la formación de precios bajo el límite de 500 MW. El resultado principal es que el RDR no provocaría una supresión relevante de precios frente al endurecimiento esperado de las condiciones del sistema. Los forwards de energía de ERCOT apuntan a aumentos de 15 a 20 dólares por MWh desde niveles históricos recientes hacia 2028, y la modelación sugiere que esos precios seguirían aumentando casi en la misma magnitud incluso con el programa en operación, siempre que no se adopte un mecanismo de ajuste de precios y se mantenga el tope de 500 MW. El efecto estimado del RDR es una reducción media anual de 3% a 4%, equivalente a menos de 2 dólares por MWh. Esa moderación del efecto en precios es relevante porque sugiere que el programa puede ampliar la capacidad de respuesta residencial sin desarticular las señales de escasez que hoy sostienen la inversión y la confiabilidad del mercado. El documento añade que, en el largo plazo, un mecanismo explícito de ajuste de precios podría ofrecer una solución más durable y facilitar una expansión futura más allá del tope actual.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-experts-analyze-potential-impacts-of-ercots-proposed-residential-dr-program-in-new-report/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/02/An-Assessment-of-ERCOTs-Proposed-Residential-Demand-Response-Program.pdf

La propuesta parte de una redefinición del papel de la flexibilidad dentro del sistema eléctrico europeo. El documento establece que la flexibilidad consiste en mantener el equilibrio instantáneo entre oferta y demanda, una función que hoy adquiere mayor relevancia por el desplazamiento desde un sistema basado en combustibles fósiles hacia otro sustentado en energías renovables de menor costo. En ese marco, la flexibilidad limpia se entiende como aquella aportada por tecnologías y enfoques sin emisiones, incluyendo baterías, almacenamiento por bombeo, respuesta de la demanda, carga inteligente de vehículos eléctricos, almacenamiento de larga duración, acoplamiento sectorial y tecnologías de red. La lógica del análisis es que estas soluciones pueden sustituir progresivamente el rol histórico del gas como recurso de ajuste, contribuyendo a entregar electricidad más asequible, segura y confiable. El texto destaca además que la flexibilidad limpia no se limita a tecnologías del lado de la oferta, sino que incorpora un papel creciente de los consumidores a través de modificaciones inteligentes en sus patrones de consumo.

La dimensión económica ocupa un lugar central. El documento indica que la flexibilidad limpia ya está reduciendo costos para los consumidores y que solo en Gran Bretaña generó ahorros por 300 millones de libras en 2024. A escala europea, la flexibilidad de la demanda podría ahorrar hasta 300.000 millones de euros por año hacia 2030. Para los usuarios que participen activamente, los beneficios directos podrían llegar a 86.000 millones de euros anuales, equivalentes a cerca de 600 euros por hogar. También se subraya que los modelos de comunidades energéticas resilientes pueden reducir las facturas anuales entre 15% y 60%. Esta reducción de costos se vincula con menor dependencia del gas, un combustible al que el informe atribuye una participación decisiva en el aumento de diez veces de los precios de la electricidad durante la crisis energética de 2021 a 2022, así como con una menor exposición a la volatilidad del mercado global de GNL. El análisis añade que, sin nueva flexibilidad limpia, entre 50 y 131 TWh de energía renovable podrían desperdiciarse cada año hacia 2030 por restricciones operativas y recortes, un volumen equivalente al consumo anual de Portugal y Suecia.

El documento organiza las necesidades del sistema eléctrico según horizontes temporales y muestra que la flexibilidad limpia debe cubrir funciones muy distintas. En escalas de milisegundos a segundos se requiere balanceo en tiempo real para responder a pequeñas desviaciones entre oferta y demanda. En horizontes de segundos a horas aparece la necesidad de rampas diarias, asociadas a la transición entre la alta producción renovable del mediodía y el mayor consumo de la tarde y la noche. En escalas de minutos a horas se requiere aliviar congestiones y cuellos de botella en transmisión, mientras que en eventos de horas se necesita capacidad para atender picos de demanda. Para plazos de días o semanas, la flexibilidad interdiaria permite enfrentar periodos prolongados de baja producción renovable o errores de pronóstico. Finalmente, en escalas estacionales, la flexibilidad sirve para trasladar energía entre periodos de exceso de oferta y periodos de mayor demanda, especialmente entre primavera y otoño frente a invierno y verano. Esta lectura temporal refuerza la idea de que no existe una sola solución tecnológica, sino un portafolio complementario que abarca generación renovable variable y despachable, almacenamiento detrás del medidor y a escala de red, hidrógeno renovable, power-to-heat, respuesta de demanda en edificios y tecnologías de red como interconexiones y grid-enhancing technologies.

La escala potencial de sustitución del gas es uno de los mensajes más contundentes. El documento estima que la capacidad de flexibilidad limpia en Europa crecería desde aproximadamente 150 GW en 2030 hasta más de 700 GW en 2050. Esa magnitud equivale a casi cuatro veces la capacidad total de plantas a gas hoy instalada en Europa, estimada en 186 GW. Según el Ten-Year Network Development Plan 2024, buena parte de ese crecimiento provendría de almacenamiento por bombeo, respuesta de demanda, vehículos eléctricos con capacidad flexible, baterías detrás del medidor y baterías a escala utility. El informe señala además que existen soluciones adicionales no plenamente modeladas en ese plan, por lo que el potencial real podría ser incluso mayor. Para respaldar la viabilidad operativa, el documento recoge varios ejemplos donde la flexibilidad limpia ya permitió operar sin combustibles fósiles durante periodos significativos. Gran Bretaña alcanzó 87 horas completamente abastecida con electricidad limpia en 2025 hasta septiembre, Portugal logró seis días consecutivos sin generación fósil en 2023, la isla canaria de El Hierro operó durante 24 días consecutivos solo con viento e hidráulica en 2019, Grecia alcanzó cinco horas consecutivas sin fósiles en 2022, Montenegro produjo suficiente electricidad renovable para cubrir el consumo del país durante nueve días en 2019 y California operó en 2025, en promedio, siete horas al día sin generación fósil. Estos casos se presentan como evidencia de que la flexibilidad limpia ya no es una posibilidad teórica, sino una ruta operativa y escalable para transformar la seguridad de suministro europea.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-releases-new-report-on-clean-flexibility-benefits-in-europe/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/02/Clean-Flexibility-Opportunities-in-Europe.pdf

El documento parte de un diagnóstico estructural: Europa necesita acelerar la transición energética y, al mismo tiempo, mantener seguridad de suministro en sistemas donde la participación de generación eólica, solar, almacenamiento y recursos flexibles seguirá creciendo de forma sustancial. Sin embargo, la planificación de seguridad de suministro y las políticas de contratación limpia han avanzado de manera poco coordinada, produciendo superposiciones e ineficiencias. Se advierte que los contratos de largo plazo mal diseñados pueden debilitar señales de corto plazo y competencia, que las adquisiciones de energía limpia no despachable no siempre atienden las nuevas exigencias de confiabilidad, y que los mecanismos actuales de capacidad suelen comprar confiabilidad al menor costo sin suficiente integración con metas de descarbonización. El texto sitúa estos problemas dentro de un sistema cada vez más expuesto a precios bimodales entre horas normales y de escasez, mayor volatilidad, más curtailment renovable, mayores costos de desbalance y redispatching, y dinámicas de estabilidad que se desarrollan en escalas de tiempo más rápidas por la creciente presencia de recursos basados en electrónica de potencia.

La revisión de experiencias comparadas muestra que Europa no cuenta con un enfoque único de seguridad de suministro. El documento ordena el espectro de opciones entre mercados energy-only, reservas estratégicas, mecanismos de capacidad, contratos de largo plazo, planificación centralizada y modelos híbridos. Dentro de Europa, identifica reservas estratégicas, mecanismos de capacidad centralizados y descentralizados, además de opciones tipo reliability options. También resume sus principales trade-offs. Las reservas estratégicas pueden reducir distorsiones en mercados de corto plazo, aunque suelen favorecer activos fósiles existentes y no necesariamente promueven inversión nueva. Los mecanismos de capacidad aportan un flujo adicional de ingresos y mejoran la economía de nuevos recursos, aunque pueden distorsionar señales operativas y elevar costos al consumidor si su diseño no es adecuado. Las reliability options introducen una devolución al consumidor cuando los precios spot son altos, pero un strike price demasiado bajo puede desincentivar nueva inversión. El informe añade una advertencia relevante para Europa: según ACER, los combustibles fósiles siguen en el núcleo de los mecanismos de capacidad, con duplicación del valor adjudicado a unidades a gas entre los años de entrega 2024 y 2027, lo que incrementa el riesgo de lock-in y de exposición persistente a volatilidad geopolítica y del mercado global de GNL.

Sobre contratación limpia, el documento insiste en que el diseño debe comenzar con objetivos de política claramente medidos y luego traducidos en una definición precisa de producto. Propone un proceso de ocho pasos: fijar objetivos, traducirlos en un producto principal, identificar la entidad responsable del cumplimiento, medir cómo cada recurso contribuye al objetivo, crear un mercado spot o incentivos operativos, definir el modelo de inversión o contratación, asignar costos y habilitar autosuministro y soluciones de menor costo. Entre las opciones de diseño figuran productos como toneladas de emisiones, certificados de origen, tasas de emisiones (kg/MWh) o producción renovable, así como mercados spot de certificados, señales de precio integradas al mercado de energía y licitaciones competitivas. La asignación de costos puede recaer en comercializadores, cargos no eludibles, precios de carbono trasladados al mercado o incluso contribuciones fiscales. El informe resalta que, si todos los recursos, contratados y no contratados, pueden acceder al mismo valor monetizable en la operación para atributos verdes, confiabilidad y otros servicios, los mercados y los contratos pueden reforzarse mutuamente en lugar de operar en direcciones opuestas.

La propuesta más desarrollada del documento es un Forward Clean Energy Market (FCEM), concebido como un mercado centralizado y multiproducto para adquirir energía limpia y capacidad limpia bajo criterios competitivos. Este modelo incluiría productos regionales de certificados de energía limpia y productos de capacidad limpia medidos como compromisos de capacidad del TSO, con posibilidad de que cada país incorpore productos nacionales adicionales. Los recursos existentes tendrían compromisos de 1 año y la nueva oferta contaría con contratos de 7 a 15 años. Los compradores presentarían curvas precio-cantidad con su disposición a pagar y criterios tecnológicos, mientras los vendedores ofertarían volumen y precio mínimo. El precio de cierre surgiría en la intersección entre oferta y demanda, con clearing cooptimizado entre productos para reducir el costo conjunto de certificados y capacidad. El esquema se celebraría anualmente con tres años de anticipación al periodo de entrega. El documento lo presenta como una alternativa capaz de combinar control sobre el ritmo de descarbonización con beneficios de la competencia, aunque advierte que su éxito depende de una cooptimización efectiva de productos de energía limpia, capacidad limpia y reducción de emisiones, apertura a distintos tipos de compradores más allá de los TSOs y exposición de los contratos al mercado de corto plazo para preservar disciplina de precios. También destaca ejemplos donde enfoques más integrados han dado señales útiles, como las subastas de largo plazo en México, que entre 2015 y 2017 lograron precios récord mundiales para nueva oferta limpia mediante compras empaquetadas de energía, capacidad y atributos limpios.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/new-brattle-report-outlines-strategies-for-aligning-europes-capacity-mechanisms-with-clean-energy-transition-goals/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/02/Clean-Security-of-Supply-in-Europe-Models-for-Market-Aligned-Contracting-and-Procurement-1.pdf