Esta guía ofrece una visión general de las mejores prácticas para el diseño de centros de datos energéticamente eficientes que abarca las categorías de sistemas de tecnología de la información (TI) y sus condiciones ambientales, gestión del aire del centro de datos, sistemas de refrigeración y eléctricos, y recuperación de calor. La eficiencia energética de los sistemas informáticos y las condiciones ambientales se presentan en primer lugar porque las medidas adoptadas en estas áreas tienen un efecto cascada de ahorro energético secundario para los sistemas mecánicos y eléctricos. Esta guía concluye con una sección sobre métricas y valores de referencia con los que se puede evaluar la eficiencia energética de un centro de datos y sus sistemas. Ninguna guía de diseño puede ofrecer el diseño de centro de datos «más eficiente energéticamente», pero las directrices que siguen ofrecen sugerencias que proporcionan beneficios de eficiencia para una amplia variedad de escenarios de centros de datos. Los espacios de los centros de datos pueden consumir muchas veces más electricidad que los espacios de oficina estándar. Con un consumo de energía tan elevado, son objetivos prioritarios para las medidas de diseño energéticamente eficientes que pueden ahorrar dinero y reducir el consumo eléctrico. Sin embargo, la naturaleza crítica de las cargas de los centros de datos eleva muchos criterios de diseño -principalmente la confiabilidad y la capacidad de alta densidad de potencia- muy por encima de la eficiencia energética. Los ciclos de diseño cortos suelen dejar poco tiempo para evaluar a fondo las oportunidades de diseño eficiente o para considerar el primer costo frente al costo del ciclo de vida. Esto puede conducir a diseños que son simplemente versiones a escala de los enfoques estándar de espacio de oficinas o que reutilizan estrategias y especificaciones que funcionaron «suficientemente bien» en el pasado sin tener en cuenta el desempeño energético. Esta Guía de Buenas Prácticas se ha creado para ofrecer alternativas viables a las prácticas ineficientes de construcción de centros de datos. Una organización eficaz tendrá en cuenta el costo total de propiedad para la eficiencia operativa y el costo, utilizando diferentes métricas basadas en la energía y métricas de sostenibilidad (agua y carbono) para capturar una visión de las eficiencias con las que funciona un centro de datos. En un centro de datos típico con un sistema de refrigeración altamente eficiente, las cargas de los equipos informáticos pueden suponer más de la mitad del consumo energético de toda la instalación. El uso de equipos informáticos eficientes reducirá significativamente estas cargas en el centro de datos, lo que a su vez reducirá el tamaño de los equipos necesarios para refrigerarlos.  

La compra de servidores equipados con procesadores, ventiladores, fuentes de alimentación y equipos de red de alta eficiencia energética; la consolidación de dispositivos de almacenamiento; la consolidación de fuentes de alimentación; y la implantación de la virtualización son las formas más ventajosas de reducir las cargas de los equipos informáticos dentro de un centro de datos. Los algoritmos eficientes pueden tener un gran impacto en el uso de la energía, especialmente en los campos de la inteligencia artificial y el aprendizaje automático. Sin embargo, esto queda fuera del ámbito de este documento (que se centra en el hardware), pero merece la pena explorarlo en función del espacio de aplicación. Construir y gestionar un centro de datos in situ es caro y requiere personal experto. Un centro de datos local tiene una capacidad finita, debe disponer de energía y comunicaciones confiables, y debe proporcionar una ciberseguridad adecuada. Si un centro de datos local falla, las operaciones empresariales pueden verse afectadas a menos que se disponga de un centro de datos de respaldo, a veces denominado centro de datos de conmutación por error, lo que añade costo y complejidad. La computación/almacenamiento en la nube y la colocación tienen un menor costo inicial y pueden tener un menor costo operativo que los centros de datos locales. Un centro de datos en la nube tiene una capacidad potencialmente ilimitada. El proveedor de la nube es responsable de todas las operaciones, incluidas la infraestructura y la ciberseguridad. Es esencialmente computación como servicio. Las instalaciones de coubicación, por su parte, alquilan espacio, energía y refrigeración a los clientes junto con un servicio de red para conectar los sistemas informáticos gestionados y propiedad del cliente. Las ventajas potenciales de los servicios en la nube y de colocación son especialmente significativas en comparación con los pequeños centros de datos locales, que pueden carecer de personal experto las 24 horas del día, redundancia adecuada y diseño eficiente. Dependiendo de las necesidades de la misión, las organizaciones pueden optar por tener sólo un centro de datos local, o adoptar una estrategia de «nube primero» en la que la mayor parte o todas las necesidades de datos sean proporcionadas por la nube, o una solución híbrida en la que las operaciones de datos extremadamente críticas se lleven a cabo en un centro de datos local, pero otras operaciones, como el almacenamiento de datos, sean proporcionadas por la nube. Determinar qué es lo mejor para una organización concreta queda fuera del alcance de este documento. El consumo de energía es aproximadamente lineal al número de módulos de almacenamiento utilizados. La redundancia de almacenamiento debe racionalizarse y dimensionarse correctamente para evitar un rápido aumento del tamaño y del consumo de energía. El almacenamiento en la nube puede ofrecer ventajas significativas con respecto al almacenamiento local.  

La consolidación de las unidades de almacenamiento en un almacenamiento conectado a la red o en una red de área de almacenamiento son dos opciones que toman los datos a los que no es necesario acceder fácilmente y los transportan fuera de línea. Al sacar los datos superfluos fuera de línea se reduce la cantidad de datos en el entorno de producción, así como todas las copias. En consecuencia, se necesita menos almacenamiento y unidades centrales de procesamiento (CPU) en los servidores, lo que se corresponde directamente con menores necesidades de refrigeración y energía en el centro de datos. Para los datos que no pueden desconectarse, se recomienda pasar de los métodos de almacenamiento tradicionales al thin provisioning. La tecnología de Thin Provisioning, por el contrario, es un método para maximizar la utilización de la capacidad de almacenamiento recurriendo a un pool común de almacenamiento compartido adquirido en función de las necesidades, bajo el supuesto de que no todos los usuarios del pool de almacenamiento necesitarán todo el espacio simultáneamente. Esto también permite instalar capacidad física adicional más adelante, a medida que los datos se acercan al umbral de capacidad. Dado que las nuevas generaciones de equipos de red ofrecen un mayor desempeño por unidad de potencia, existen medidas de gestión activa de la energía que también pueden aplicarse para reducir el consumo energético a medida que varía la demanda de la red. Entre estas medidas se encuentran la lógica de estado inactivo, la optimización del número de puertas, los algoritmos de acceso a la memoria y la reducción del búfer de entrada/salida. A medida que aumentan las velocidades máximas de transmisión de datos -que requieren mucha más potencia-, se necesita cada vez más energía para transmitir pequeñas cantidades de datos a lo largo del tiempo. La eficiencia energética de la red Ethernet puede mejorarse sustancialmente cambiando rápidamente la velocidad de los enlaces de red a la cantidad de datos que se transmiten en ese momento. Se puede conseguir una menor potencia de los ventiladores de suministro del centro de datos y un desempeño más eficiente del sistema de refrigeración cuando se agrupan equipos con densidades de carga térmica y requisitos de temperatura similares. Aislar los equipos en función de los requisitos ambientales de temperatura y humedad permite controlar los sistemas de refrigeración en función de los puntos de ajuste que consuman menos energía en cada ubicación. Este concepto puede extenderse a las instalaciones de datos en general.  

El documento ofrece una guía detallada sobre las mejores prácticas para el diseño de centros de datos que priorizan la eficiencia energética. Revisado en julio de 2024, este informe aborda una variedad de categorías críticas que son fundamentales para la operación eficiente de los centros de datos, incluyendo sistemas de tecnología de la información (TI), condiciones ambientales, gestión del aire, sistemas de refrigeración y eléctricos, así como estrategias de recuperación de calor. La creciente demanda de servicios digitales ha llevado a un aumento significativo en el consumo de energía de los centros de datos, que pueden consumir hasta diez veces más electricidad que los espacios de oficina convencionales. Esto resalta la urgencia de implementar prácticas efectivas que reduzcan el consumo energético y minimicen el impacto ambiental. Entre las prácticas recomendadas, el informe destaca la importancia de optimizar la carga de los transformadores, lo que puede reducir significativamente la pérdida de energía durante la transmisión. También se sugiere la posibilidad de disminuir el número de unidades de distribución de energía (PDU) que cuentan con transformadores integrados, lo que no solo ahorra energía, sino que también reduce la complejidad y el costo de la infraestructura eléctrica. Además, se enfatiza la necesidad de gestionar adecuadamente el aire en el centro de datos, lo que incluye el diseño de sistemas de refrigeración eficientes que minimicen el uso de energía mientras mantienen las condiciones óptimas para el funcionamiento de los equipos de TI. El informe también aborda la importancia de establecer métricas y valores de referencia que permitan evaluar la eficiencia energética de un centro de datos y sus sistemas. Aunque no existe un diseño único que garantice la máxima eficiencia energética, las pautas presentadas ofrecen sugerencias que pueden adaptarse a una amplia variedad de escenarios de centros de datos. Esto permite a los diseñadores e ingenieros seleccionar las estrategias más adecuadas según las necesidades específicas de cada instalación. En conclusión, el informe sirve como una herramienta esencial para aquellos que buscan mejorar la eficiencia energética en el diseño y funcionamiento de sus centros de datos. Al adoptar estas mejores prácticas, las organizaciones no solo pueden reducir sus costos operativos, sino también contribuir a un futuro más sostenible al disminuir su huella de carbono y promover un uso más responsable de los recursos energéticos. Este enfoque integral no solo beneficia a las empresas, sino que también tiene un impacto positivo en el medio ambiente y en la sociedad en general. 

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Por lo general, el cliente es responsable de todos los componentes dentro de la vivienda y conectados directamente a ella, incluidos los conductores dentro del cabezal de intemperie y hasta la unión con los conductores del servicio público. El diseño y dimensionamiento de estos componentes se rige por el Código Eléctrico Nacional (NEC). Los electricistas diseñan y construyen estos sistemas. En muchas zonas, los inspectores locales se encargan de hacer cumplir la normativa. Los conductores del cliente (que abarcan los cables eléctricos conductores de corriente, los cables neutros y los cables de tierra) se dimensionan según los métodos NEC para determinar la carga coincidente prevista. Los disyuntores de protección de cada circuito se dimensionan para garantizar que cualquier corriente que supere la capacidad nominal del conductor, debido a fallos o a una carga excesiva, se interrumpa antes de que se produzcan daños en el conductor o situaciones de peligro de incendio. El panel de disyuntores de servicio, a menudo denominado «el panel» o «la caja de disyuntores», es el recinto que alberga el conjunto de disyuntores de la residencia. El panel incluye un disyuntor principal dimensionado, junto con el cableado de servicio, para la carga máxima coincidente de la residencia. Las cajas de fusibles, que suelen encontrarse en las casas más antiguas, cumplen la misma función protectora que los paneles de disyuntores, pero emplean fusibles de un solo uso en lugar de disyuntores. Los paneles de disyuntores de servicio se conocen generalmente por el tamaño del disyuntor principal. Los tamaños más comunes instalados hoy en día incluyen 100 Amperios (A) y 200A. Los tamaños heredados incluyen 60A y 80A. La toma del contador, que proporciona puntos de conexión para el contador de la compañía eléctrica, se dimensiona en función del tamaño del disyuntor principal. Cuando se añaden nuevas cargas residenciales, la capacidad disponible en los disyuntores existentes, la capacidad del disyuntor principal y los espacios abiertos del panel para los nuevos disyuntores son consideraciones importantes que influyen en los requisitos de actualización eléctrica y los costos relacionados. Puede ser necesario actualizar el cableado doméstico, sobre todo el de estilo tradicional, cuando se actualiza el cuadro de servicio, lo que puede suponer costos significativos. Para el servicio eléctrico residencial, la compañía eléctrica es generalmente responsable de todos los componentes desde la conexión de entrada de servicio hasta los conductores primarios del sistema de distribución. Para algunos servicios residenciales subterráneos, el cliente puede ser responsable de los conductores de servicio en su propiedad hasta el punto de conexión de la compañía eléctrica en un transformador, pedestal de conexión secundaria o poste elevador. Los equipos de los servicios públicos se rigen por el Código Nacional de Seguridad Eléctrica (NESC), que es mucho menos prescriptivo que el NEC en cuanto al dimensionamiento de los equipos. El NESC permite a las compañías eléctricas y a los fabricantes de equipos desarrollar sus propios métodos de clasificación de equipos.  

Históricamente, las prácticas de diseño tanto de los equipos del cliente como de los equipos de las compañías eléctricas han variado significativamente a lo largo del tiempo y según las zonas geográficas. Por ejemplo, en las zonas en las que históricamente se ha dispuesto de gas natural, las cargas eléctricas para calefacción, calentamiento de agua y cocina tienden a ser mucho menos comunes. En consecuencia, el tamaño total de los cuadros y disyuntores suele ser menor y es más probable que sea necesario actualizarlos para la electrificación de los hogares. Debido a la larga vida útil de los equipos de distribución, las prácticas históricas de diseño tienen importantes repercusiones en la actualidad. Gran parte de los equipos que aún están en servicio se diseñaron utilizando prácticas y supuestos habituales en el momento de su construcción. La actualización de las normas de diseño y los métodos de dimensionamiento para las nuevas construcciones y la identificación de formas rentables de superar los desafíos creados por la infraestructura heredada son importantes facilitadores para la adopción de DER y vehículos eléctricos (EV) y la electrificación de los usos finales tradicionalmente atendidos por los combustibles fósiles. El cambio climático también afectará a las prácticas de clasificación térmica de los equipos. La mayoría de las clasificaciones térmicas de los equipos de distribución se basan en suposiciones relacionadas con la temperatura ambiente, el viento, la disipación del calor y otros factores ambientales. Los supuestos utilizados en estos cálculos se basan generalmente en las condiciones más extremas previstas durante una estación determinada. Como consecuencia del cambio climático, se espera que aumenten las temperaturas ambiente estacionalmente elevadas, especialmente durante el verano. Eso podría obligar a las empresas de servicios públicos a reducir la capacidad térmica nominal de los equipos. Las empresas de servicios públicos están empezando a estudiar las modificaciones de las prácticas de clasificación térmica de los equipos y el impacto resultante en la infraestructura y la capacidad. A la hora de evaluar la necesidad de actualizar el servicio eléctrico residencial, las consideraciones principales son el tipo y la antigüedad del panel principal de disyuntores, el tamaño del disyuntor principal y el número de espacios disponibles para disyuntores. Algunos modelos antiguos específicos de paneles de disyuntores o cajas de fusibles pueden ser inseguros debido a fallos de diseño o defectos de fabricación y deben sustituirse si se realiza alguna modificación en el equipo eléctrico doméstico. Los equipos inseguros deben sustituirse independientemente de si el servicio se está actualizando para DER o electrificación, pero una actualización del servicio puede revelar tales condiciones y requiere que se mitiguen.  

Las actualizaciones también pueden ser necesarias si se debe aumentar el tamaño del disyuntor principal o si no hay suficientes espacios disponibles para disyuntores para conectar nuevos equipos. Si el panel del disyuntor principal requiere una actualización para aumentar el tamaño del disyuntor, es probable que la toma del contador también requiera una actualización. Según el NEC 2023, la actualización del panel del disyuntor principal exige la instalación de un dispositivo de protección contra sobretensiones. El NEC proporciona varios métodos para determinar el tamaño requerido del disyuntor principal. La aplicación correcta de estos métodos puede ayudar a los clientes a evitar la necesidad de actualizar el panel del disyuntor principal. Las viviendas más antiguas (especialmente las construidas antes de 1960) o más pequeñas (especialmente las de menos de 1.000 pies cuadrados) tienen muchas más probabilidades de tener paneles de 100A. La capacidad de un edificio para dar servicio a la calefacción eléctrica de espacios y agua, la cocina y el secado de ropa, así como a la carga de VE y a las cargas de las tomas de circuitos derivados existentes, depende del tamaño del equipo, la superficie de la planta y la demanda máxima previa a la reconversión, todos ellos datos de entrada para los cálculos de carga del NEC. Debido a su demanda relativamente alta, las estufas eléctricas pueden ser más difíciles de acomodar en un panel de 100A, dependiendo del tamaño de la vivienda y de la presencia de otros aparatos eléctricos. Si un cuadro eléctrico tiene capacidad suficiente para dar servicio a cargas adicionales, la disponibilidad de una posición de disyuntor abierta puede suponer una limitación. Esta limitación depende tanto del número como del voltaje de los componentes electrificados considerados. Normalmente se necesitan permisos municipales o del condado para aumentar el tamaño del panel. La empresa de servicios públicos suele participar en las ampliaciones del tamaño del panel para reubicar el cable de servicio en la nueva base del contador y trasladar o actualizar el contador y, por lo tanto, dispone de información sobre las nuevas cargas. edificios con paneles más grandes que en edificios que requieren interacciones con las compañías eléctricas para aumentar el tamaño total del servicio eléctrico.  

Este informe proporciona una visión general sobre la importancia de dimensionar adecuadamente los paneles eléctricos y la infraestructura de servicios públicos para facilitar la electrificación residencial y la adopción de recursos energéticos distribuidos (DER), como la energía solar fotovoltaica y el almacenamiento de energía. Este trabajo, financiado por la Oficina de Eficiencia Energética y Energías Renovables del Departamento de Energía de EE. UU., destaca la necesidad de actualizar las prácticas de diseño y los estándares para adaptarse a las nuevas demandas energéticas y tecnologías emergentes. El informe señala que las prácticas históricas de diseño para equipos tanto del lado del cliente como de la utilidad han variado significativamente a lo largo del tiempo y según la geografía. En áreas donde el gas natural ha sido común, las cargas eléctricas para calefacción y agua caliente son menos frecuentes, lo que resulta en paneles y breakers de menor tamaño que a menudo requieren actualización para la electrificación del hogar. Además, se discute cómo la adopción de DER y tecnologías de electrificación residencial impacta en los componentes de infraestructura, como transformadores y conductores de servicio, que deben ser dimensionados adecuadamente para satisfacer las nuevas demandas. El informe también aborda la conexión de DER para proporcionar energía de respaldo durante cortes de energía. Se menciona el uso de interruptores de transferencia inteligentes que permiten desconectar automáticamente del sistema de distribución y gestionar los DER para ofrecer energía a los hogares. Estas configuraciones modernas pueden incluir conexiones para DER en el lado del cliente del interruptor de transferencia, optimizando así el uso de la energía generada. En resumen, el documento enfatiza la necesidad de actualizar los estándares de diseño y los métodos de dimensionamiento para facilitar la adopción de tecnologías limpias y la electrificación de usos que tradicionalmente dependían de combustibles fósiles. 

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El éxito de la profunda transformación del sistema energético europeo exige un aumento masivo de los esfuerzos de investigación, desarrollo e innovación, que abarcan actividades que van desde nuevos conceptos y soluciones de modelización informática hasta demostraciones a pequeña y gran escala. La hoja de ruta de I+D+i 2024-2034 de la ENTSO-E propone misiones e hitos de innovación para las principales actividades de los GRT en respuesta a los objetivos climáticos y energéticos de la UE. Se trata de una hoja de ruta para acelerar el desarrollo del futuro sistema eléctrico, un sistema que debe ser sostenible, flexible, digitalizado y estar en el centro del sistema de sistemas energético europeo. El mundo de la energía ha cambiado drásticamente desde 2020, dado que el efecto de una pandemia mundial y la agitación geopolítica han perturbado la disponibilidad de fuentes de energía, materiales y equipos cruciales para el sector energético europeo. En respuesta, el plan de acción REPowerEU de la Comisión Europea marca la pauta para acelerar la transición hacia una energía limpia, mejorando la independencia energética y aumentando al mismo tiempo la sostenibilidad del ecosistema industrial en su conjunto, hacia una energía asequible, segura y sostenible para Europa. Los grandes retos que plantean la descarbonización del sistema energético y la actual situación internacional exigen soluciones extraordinarias para mantener la confiabilidad y resistencia del sistema eléctrico. La Hoja de Ruta de Investigación, Desarrollo e Innovación 2024 – 2034 de ENTSO-E establece las misiones para los próximos 10 años con el fin de superar estos retos e implementar el sistema eléctrico para una Europa neutra en carbono. La hoja de ruta de I+D+i de ENTSO-E es un documento de obligado cumplimiento legal que esboza las prioridades clave en materia de investigación, desarrollo e innovación para modernizar la red eléctrica durante la próxima década. Está dirigido a un público amplio, que incluye a los responsables de la toma de decisiones de los gestores de redes de transporte de electricidad (GRT), las empresas y organizaciones que interactúan con la red, los responsables políticos y cualquier otra persona implicada en la evolución futura de la red eléctrica. Partiendo de la premisa de la estrategia europea para la transición hacia una energía limpia y teniendo en cuenta las necesidades de innovación de los TSO europeos, esta hoja de ruta de I+D+i identifica tres grupos de I+D+i y seis misiones con más de 90 hitos para impulsar la evolución del sistema energético. Cada hito representa un logro clave que debe alcanzarse para mantener el sistema energético seguro, adecuado y rentable, permitiendo al mismo tiempo la creciente penetración de fuentes de energía variables y distribuidas.  

Esta estructura permite una identificación clara de los objetivos de innovación para el desarrollo sostenible y eficiente del sistema de transporte, aumentando la resiliencia, asegurando el funcionamiento del sistema y permitiendo un mercado europeo eficaz en respuesta a los objetivos climáticos y energéticos de la UE, con el fin de acelerar la realización del sistema eléctrico sostenible, flexible y digitalizado para una Europa neutra en carbono. La Hoja de Ruta de la I+D+i 2024 – 2034 de ENTSO-E destaca el vínculo directo entre la realización de los hitos de innovación de esta Hoja de Ruta y las tecnologías de apoyo de la Tecnopedia. Para utilizar eficazmente las tecnologías existentes e innovadoras en favor del desarrollo del sistema de transporte de electricidad para acelerar la transición hacia una energía limpia, se estima que es necesario un esfuerzo sin precedentes por parte de los GRT en actividades de I+D+i. Aunque se sabe que las actividades de I+D+i de las TSOs tienen un impacto positivo en la sociedad, desde los académicos a los proveedores de tecnología y al consumidor final de energía, las TSOs a menudo se enfrentan sólo a un reconocimiento parcial de sus inversiones en las actividades de I+D+i. Para colmar la brecha con la necesidad reconocida de inversión en el desarrollo del sistema de transmisión de electricidad, es necesario garantizar una mejor alineación de los resultados de los programas de financiación europeos con los hitos de la hoja de ruta de IDI de ENTSO-E, así como la mejora de los marcos reguladores con visión de futuro para apoyar la inversión de todos los GRT en actividades de IDI. La hoja de ruta de IDI, que ENTSO-E actualiza periódicamente cada 4 años, es un instrumento que destaca las oportunidades más prometedoras, evaluándolas desde diferentes perspectivas y proporcionando una selección de vías de innovación recomendadas. Los principales motores que han guiado la actual Hoja de Ruta de I+D+i 2024 – 2034 son el desarrollo y la aplicación de soluciones técnicamente viables, confiables y sostenibles para desarrollar importantes flexibilidades del sistema, tanto a corto como a largo plazo, en función de las necesidades futuras del sistema y de la eliminación gradual de la generación a partir de combustibles fósiles; mejorar el funcionamiento del sistema eléctrico para hacer frente al reto de un futuro sistema eléctrico mucho más dinámico, que incluya la gestión de una amplia cartera de flexibilidades; y acelerar la consecución de los objetivos de transición hacia una energía limpia fijados por las políticas de la UE, manteniendo al mismo tiempo la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico. Además de ser un mandato legal, esta hoja de ruta de I+D+i está dirigida principalmente a los principales responsables de la toma de decisiones de los GRT y las industrias relacionadas, así como a los especialistas en políticas y otras partes interesadas.  

En este sentido, pretende identificar las áreas de investigación e innovación más importantes para el sector del transporte de electricidad en los próximos diez años. El presente documento, que se basa en la Hoja de Ruta de I+D+i 2020-2030 y es continuación de la misma, esboza una selección de hitos clave destinados a impulsar las actividades de I+D+i de los GRT europeos, apoyando al mismo tiempo la consecución de los objetivos europeos en materia de clima y energía para 2030 y, en un horizonte temporal más amplio, la neutralidad climática para 2050. La Hoja de Ruta de I+D+i 2024 – 2034 está perfectamente alineada tanto con los objetivos energéticos de la CE en apoyo de la transición hacia una energía limpia, como con las necesidades de innovación derivadas de los GRT europeos. Este enfoque garantiza que los esfuerzos de I+D+i de los GRT tengan debidamente en cuenta los impulsores descendentes y ascendentes de alto nivel acordados y las prioridades de I+D+i relacionadas que han surgido en los últimos 4 años tras la publicación de la Hoja de Ruta 2020-2030. Dado el objetivo principal de garantizar un sistema eléctrico sostenible, asequible y seguro, la Hoja de ruta de I+D+i 2024 – 2034 se centra en temas relacionados con los procesos empresariales de los GRT, como la seguridad coordinada del funcionamiento, la maximización de la capacidad de forma segura, el equilibrio entre la generación y la demanda, la estabilidad dinámica y la planificación coordinada de la red. La aplicación con éxito de esta hoja de ruta mejorará el uso actual de la red y la utilización de enlaces de corriente continua de alta tensión (HVDC), la electrificación generalizada del uso de la energía, la integración de tecnologías de vanguardia, la evaluación de las necesidades de flexibilidad de las redes eléctricas, los nuevos métodos necesarios para la gestión de la estabilidad en presencia de dispositivos electrónicos de potencia generalizados, la explotación de soluciones digitales y la integración inteligente del sistema eléctrico con otros sectores energéticos como el transporte, la calefacción y refrigeración y el hidrógeno. Aunque el objetivo central del Pacto Verde Europeo de lograr una economía con cero emisiones netas de gases de efecto invernadero para 2050 sigue siendo el principal impulsor clave de las políticas de la UE, las vías reales para alcanzar este objetivo están evolucionando y los impulsores clave de la innovación han evolucionado desde la publicación de la última hoja de ruta de I+D+i de ENTSO-E 2020 – 2030. Este capítulo ofrece un análisis exhaustivo de los principales impulsores de la innovación en el sistema eléctrico, tanto por parte de las instituciones europeas como de los GRT. 

El estudio presenta una visión estratégica para el desarrollo de la red eléctrica en Europa, enfocándose en la investigación, el desarrollo e innovación (RDI) necesarios para facilitar la transición hacia un sistema energético más sostenible y resiliente. Se estructura en tres Clústeres principales, cada uno con misiones específicas que abordan diferentes aspectos de la modernización y optimización de las infraestructuras eléctricas. El primer clúster, «Power Grid: backbone for the energy system», se centra en mejorar la resiliencia, eficiencia y sostenibilidad de las redes eléctricas. A medida que avanza la electrificación y la transición hacia energías limpias, se reconoce la importancia de las redes eléctricas como columna vertebral del sistema energético. Esto implica maximizar la utilización de la infraestructura existente y planificar refuerzos de red o nuevas conexiones de corriente continua de alta tensión (HVDC) para aprovechar fuentes de energía renovable ubicadas de manera remota. La digitalización y el uso de tecnologías innovadoras son fundamentales para optimizar la operación del sistema y facilitar el mantenimiento basado en condiciones. El informe también destaca la necesidad de herramientas y estrategias para la integración óptima de sectores, lo que incluye la evaluación del potencial de almacenamiento a largo plazo de hidrógeno y su impacto en las redes eléctricas. Se enfatiza la importancia de desarrollar modelos de negocio innovadores que aseguren la seguridad y adecuación del sistema, así como la planificación holística del sistema energético que contemple la interconexión de almacenamiento, hidrógeno, calefacción y transporte. La gobernanza del sistema integrado y la interoperabilidad entre sectores son aspectos clave para lograr una transición efectiva. Finalmente, el documento subraya la importancia de un diseño de mercado innovador que garantice el acceso al mercado energético y los incentivos financieros necesarios para todos los recursos energéticos. Esto incluye la integración de soluciones offshore y la mitigación de problemas de estabilidad relacionados con convertidores. En conjunto, el informe establece un marco claro para abordar los desafíos del futuro del sistema eléctrico europeo, promoviendo la colaboración y la innovación en todos los niveles. 

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Este informe ofrece una visión general de los regímenes regulatorios aplicados en 2023 y de los desarrollos necesarios en términos de eficiencia. También analiza la determinación general de los costos de capital de los miembros del CEER, además de Irlanda del Norte y cinco miembros de la Junta Reguladora de la Comunidad de la Energía (ECRB), de los cuales cuatro también son observadores del CEER. Se presta especial atención al cálculo de una tasa de retorno adecuada (RoR), a la determinación de la base de activos regulatoria (RAB) y a la depreciación de activos en los diferentes regímenes regulatorios. Otros parámetros individuales importantes y nuevos mecanismos de incentivo presentados en este estudio deben interpretarse en el contexto de un régimen regulatorio específico para cada país. Algunos contenidos solo reflejan un enfoque ex-ante para 2023, mientras que los cálculos ex-post aún deben realizarse. Este informe es la versión 2023 de una serie de informes anuales redactados y emitidos por el CEER. Ofrece una visión general de los sistemas regulatorios para redes eléctricas y de gas (operadores de sistemas de transmisión (TSOs) y operadores de sistemas de distribución (DSOs)) en los países miembros del CEER en 2023. Gracias a un acuerdo de cooperación entre el CEER y la Junta Reguladora de la Comunidad de la Energía (ECRB), la edición de 2021 incorporó contribuciones adicionales de varios miembros de la ECRB. En la edición de 2023, permanecen las contribuciones de cinco miembros de la ECRB (cuatro de los cuales también son observadores del CEER), dado que optaron por mantener su participación en este informe. Los editores se enorgullecen de anunciar que, a pesar del violento y cruel conflicto en curso en su país, la agencia reguladora ucraniana ha decidido seguir participando en la edición de este año. Como muestra de solidaridad con los colegas ucranianos, se ha cambiado la posición de Ucrania en el informe y se ha colocado en primer lugar en la lista de países. Se pone un énfasis importante en el cálculo de una tasa de retorno clásica y adecuada (RoR), en la determinación de la base de activos regulatoria (RAB) y en la depreciación de activos a través de varios regímenes regulatorios. Otros factores también pueden influir en el trabajo de los operadores de redes reguladas o en las decisiones de inversión, como el tiempo requerido para los procesos de permisos o la estabilidad general del régimen implementado. Sin embargo, estos aspectos igualmente importantes están fuera del alcance de este informe. Dada la complejidad de los esquemas de regulación tarifaria, hacer una comparación directa de ciertos parámetros, como los costos de capital, es difícil y solo debe hacerse en el contexto de todo el sistema regulatorio.  

El CEER abordó este desafío realizando una encuesta entre los miembros del CEER y de la ECRB, que se centró en los principales elementos para determinar los ingresos permitidos. Estos datos luego se sometieron a una comparación básica y se extrajeron una serie de conclusiones. Este informe incluye datos enviados por las Autoridades Reguladoras Nacionales (NRA) de Austria, Bélgica, Croacia, Chipre, República Checa, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Francia, Alemania, Gran Bretaña, Grecia, Hungría, Islandia, Irlanda, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Irlanda del Norte, Noruega, Polonia, Portugal, Rumanía, Eslovaquia, Eslovenia, España y Suecia (28 miembros del CEER más Irlanda del Norte), y Albania, Georgia, Montenegro, Macedonia del Norte y Ucrania (cinco miembros de la ECRB, cuatro de los cuales también son observadores del CEER). La recolección de datos, que cubre los regímenes regulatorios actuales en 2023, tuvo lugar en la primera mitad de 2023. Para mantener la visión general de los miembros del CEER y de la ECRB, se han añadido las contribuciones de los miembros de la ECRB después de las de los miembros del CEER (con excepción de Ucrania, como se mencionó anteriormente). Aunque el objetivo principal de este informe no es comparar o clasificar diferentes regímenes regulatorios, explora las consecuencias regulatorias de un operador de red nacional enfrentado a un sistema regulatorio extranjero. El GCS intenta responder a esta pregunta calculando los ingresos permitidos de un DSO eléctrico ficticio basado en los detalles de los sistemas regulatorios nacionales de los países participantes. Dado que el tratamiento y la influencia de los instrumentos regulatorios varían de un país a otro, se calculan diferentes ingresos, resultando en una comparación simplificada entre los países involucrados. Cabe añadir que las conclusiones extraídas de esta comparación están limitadas debido a las muchas reglas y herramientas regulatorias nacionales individuales que no se utilizan de manera general, o incluso única, en los países participantes. Existe cierta variación en el número, tamaño y estructura de los operadores de redes eléctricas y de gas en los países europeos, en parte debido a cómo se han desarrollado los países europeos en el pasado.  

Sin embargo, los operadores de redes se consideran universalmente como monopolios naturales que requieren regulación por parte de las NRA. Como cada país decide el tipo y la estructura de su sistema regulatorio, no es apropiado comparar directamente los sistemas individuales. Sin embargo, examinar los diferentes sistemas permite identificar similitudes entre ellos. Ningún sistema es único. Más bien, cada sistema utiliza una caja de herramientas de instrumentos regulatorios que reflejan el estado actual del pensamiento sobre la regulación en un país. A menudo, varios sistemas regulatorios emplean las mismas herramientas o combinaciones de ellas. Sin embargo, tales herramientas se utilizan de acuerdo con su idoneidad en el contexto nacional. Este informe describe la mayoría de los sistemas regulatorios europeos. Las subsecciones describen el marco regulatorio por país sin entrar en grandes detalles. El informe está destinado a proporcionar asistencia tanto a las NRA como a los posibles inversores. Puede proporcionar material de apoyo/información útil en caso de un posible cambio en el sistema regulatorio nacional o si se comparan datos clave de otros países regulados. Además, ofrece a los inversores una visión general de los rendimientos y términos prevalecientes para las inversiones planificadas. Cada descripción nacional incluye una hoja informativa que enumera las principales regulaciones y cifras, proporcionando una visión general. 

Este informe ofrece una visión general de los regímenes regulatorios aplicados a las redes energéticas en Europa durante el año 2023. Además, analiza aspectos clave como la determinación de los costos de capital, la base de activos regulados (RAB), la tasa de retorno (RoR) y la depreciación de activos en distintos regímenes regulatorios. El objetivo del informe es proporcionar una visión comprensiva de los regímenes regulatorios que existen en los países europeos en el ámbito de las redes de energía. Esto incluye la evaluación de cómo se determinan los costos del capital, la base de activos regulados (RAB), la tasa de retorno (RoR), y la depreciación de activos en los diferentes países. El CEER utiliza una metodología comparativa, examinando los marcos regulatorios de 33 países, que incluyen tanto miembros de la CEER como de la Junta Reguladora de la Comunidad de Energía (ECRB). Esta metodología permite un análisis profundo de las diferencias y similitudes entre los diversos sistemas regulatorios, proporcionando así un recurso valioso para los reguladores, operadores de redes, inversores y otros actores interesados. El informe incluye un ejercicio comparativo donde se simula el impacto que un sistema regulatorio extranjero podría tener en un operador de red nacional. Este análisis permite entender mejor las implicancias de diferentes enfoques regulatorios y su potencial aplicación en otros contextos nacionales. Este documento es un recurso valioso para una audiencia diversa, incluyendo la Comisión Europea, operadores de redes, inversores, académicos y otras partes interesadas en la regulación de las redes energéticas en Europa. Proporciona datos cruciales que pueden informar decisiones políticas, inversiones y estrategias operativas en el sector energético europeo.  

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La utilización de servicios de flexibilidad por parte de los Operadores de Sistemas de Distribución (DSOs, por sus siglas en inglés) es un enfoque emergente, pero prometedor, para mejorar la gestión de la red y acelerar la integración de nueva capacidad eléctrica y cargas. El intercambio de datos relacionados con la flexibilidad entre los DSOs y otras partes interesadas es fundamental para permitir el uso efectivo de la flexibilidad. A nivel europeo, los recientes marcos legales, como la propuesta de Ley de Datos y el Plan de Acción de Digitalización del Sistema Energético – UE, introducidos por la Comisión Europea en 2022, están creando un entorno más armonizado para el intercambio de datos de flexibilidad. Estos desarrollos también pueden influir en la participación de las Autoridades Nacionales de Regulación (NRAs, por sus siglas en inglés) en este ámbito. Desde la perspectiva de los DSOs, el panorama para el manejo y utilización de datos de flexibilidad está fragmentado debido a su etapa temprana. Los servicios de flexibilidad se están incorporando gradualmente en la planificación de redes, principalmente a través de proyectos piloto de pequeña escala que apuntan a necesidades nacionales específicas. Sin embargo, persisten desafíos en términos de la gestión de redes de distribución, la facilitación del mercado y la coordinación entre TSO y DSO. La cuestión de si los DSOs deberían adquirir flexibilidad directamente o utilizar plataformas de flexibilidad sigue siendo un tema de discusión. Desde el punto de vista de las NRAs, la participación en el intercambio de datos de los DSO varía, con muchas anticipando roles más significativos en el futuro debido a la evolución de la legislación de la UE. Dado que el intercambio de datos es central para la digitalización de la red y la utilización de servicios de flexibilidad, las NRAs supervisarán el desempeño de los DSOs a través de indicadores de redes inteligentes. En general, las prácticas de intercambio de datos de flexibilidad están en sus etapas iniciales, careciendo de estándares comunes o prácticas generalizadas. La evaluación del CEER tiene como objetivo observar el desarrollo de este campo y el papel de la intervención reguladora en Europa, sin necesariamente abogar por la armonización. Aunque el uso de servicios de flexibilidad por parte de los DSOs aún está en sus primeras etapas, puede servir como una herramienta para que los DSOs gestionen mejor sus redes y aceleren la conexión de nueva capacidad de generación y cargas. En este contexto, el intercambio de datos relacionados con la flexibilidad entre los DSOs y otras partes es un componente básico para el uso de la flexibilidad. El marco legal europeo también está estableciendo un entorno más claro y armonizado para el intercambio de datos de flexibilidad a través de la propuesta de Ley de Datos y el Plan de Acción de Digitalización del Sistema Energético – UE, publicados por la Comisión Europea en febrero y octubre de 2022, respectivamente. Los desarrollos en curso también pueden influir en la participación de las NRAs en el intercambio de datos relacionados con la flexibilidad por parte de los DSOs.  

El CEER reconoce que los DSOs no siempre son directamente responsables de la recopilación de datos, considerando el papel de los centros de datos u otras partes terceras. Sin embargo, el enfoque de este documento está en las prácticas de intercambio de datos de flexibilidad, en lugar de en las entidades directamente responsables de ello. En general, el uso de recursos de flexibilidad por parte de los DSOs aún es bastante nuevo y apunta a casos de uso específicos. Los arreglos de conexión dinámica y la gestión de congestión son los casos de uso más frecuentes. La adquisición de flexibilidad por parte de los DSOs varía entre plataformas de mercado de flexibilidad, mecanismos regulados y proyectos piloto. La evaluación del CEER sobre las prácticas actuales de intercambio de datos de flexibilidad por parte de los DSOs o de otras terceras partes diseñadas revela que aún está en sus etapas iniciales. No surgieron estándares comunes ni prácticas generalizadas a partir de los casos de uso o procedimientos implementados por los DSOs. El CEER no pretende sugerir que se necesite tal armonización, sino que investiga cómo se está desarrollando este nuevo ámbito de trabajo de los DSOs y cómo está evolucionando la intervención reguladora en Europa. El uso de servicios de flexibilidad por parte de los DSOs todavía está en sus primeras etapas, pero ya está establecido en el diseño del mercado interno de electricidad. En ese contexto, este documento se propuso escanear cómo se está desarrollando este nuevo ámbito de trabajo de los DSOs y cómo está evolucionando la intervención reguladora en Europa. A efectos de este documento, los datos de flexibilidad se definen como los datos recopilados o manejados por los DSOs (o por otro organismo responsable de un centro de datos) relacionados con el uso de la flexibilidad para gestionar su red o para permitir el uso de la flexibilidad por parte de terceros. Los recursos de flexibilidad a considerar incluyen soluciones técnicas de los activos propios de los DSOs, acuerdos de conexión, tarifas dinámicas de red y adquisiciones de flexibilidad basadas en el mercado, incluidos servicios de flexibilidad y soluciones inteligentes, por ejemplo, relacionadas con la carga y las comunidades energéticas, que pueden utilizar datos en tiempo real para gestionar recursos locales flexibles para su propio beneficio o para proporcionar servicios a la red.  

Adquirir servicios de flexibilidad de los usuarios o involucrarlos para asegurar una respuesta adecuada a las circunstancias de la red (ya sea a través de contratos o mediante señales tarifarias implícitas) puede verse como una herramienta de optimización para la operación y el desarrollo de la red, especialmente en el contexto de la transición energética. En este proceso, los operadores de sistemas de distribución (DSOs) utilizan recursos energéticos distribuidos y una mayor visibilidad y control de la red para posponer o evitar parte de las reformas de la red, reduciendo así el impacto de la política energética relacionada con la transición en los costos de la red. Cabe destacar que los DSOs europeos estiman que la inversión necesaria en activos de la red de distribución será de alrededor de 400 mil millones de euros entre 2020 y 2030, lo que representa un esfuerzo de inversión de un 50-70% superior a los datos históricos. El uso de flexibilidad por parte de los DSOs no evita por completo los refuerzos de la red, pero proporciona un medio para acelerar la conexión de nueva capacidad de generación y demanda en áreas ya saturadas y para proporcionar este servicio de manera eficiente. Con la aceleración de la política de descarbonización y en un entorno perturbado de comercio global y cadenas de suministro, los DSOs también pueden considerar la adquisición de flexibilidad como una herramienta para afrontar el ritmo de cambio del sistema energético. El aumento significativo en las inversiones en redes coincide con un aumento aún mayor en la inversión en generación renovable, compitiendo por todo tipo de recursos (materiales, productos, contratistas o recursos humanos). Por lo tanto, la flexibilidad puede permitir a los DSOs anticipar y aumentar las capacidades de conexión de la red, contribuyendo a cumplir los objetivos de generación renovable en la mezcla energética. 

El estudio se centra en el papel de los Operadores de Sistemas de Distribución (DSOs) en el intercambio de datos relacionados con la flexibilidad y la función de las Autoridades Reguladoras Nacionales (NRAs). Se destaca que la utilización de servicios de flexibilidad por parte de los DSOs es un enfoque emergente que promete mejorar la gestión de las redes eléctricas y facilitar la integración de nuevas capacidades y cargas eléctricas. El intercambio de datos relacionados con la flexibilidad entre los DSOs y otros actores es fundamental para el uso efectivo de estos servicios. El informe también menciona la importancia de la digitalización en el sector energético, subrayando que la Comisión Europea ha adoptado regulaciones para garantizar el acceso no discriminatorio y transparente a los datos de medición y consumo. Estas regulaciones buscan permitir que los clientes finales y las partes elegibles accedan a sus datos de manera oportuna y segura, lo que es esencial para la transición energética. Además, se están promoviendo proyectos piloto y experiencias locales para descubrir las formas más efectivas de acelerar esta transición y permitir que los DSOs se adapten a los cambios rápidos en las redes de distribución. A medida que se avanza hacia un futuro más sostenible, el informe enfatiza que los servicios de flexibilidad son clave para una integración más eficiente de las energías renovables, con objetivos de consumo renovable que han aumentado al 45% para 2030 bajo el plan REPowerEU. La CEER está comprometida a monitorear cómo los DSOs están desarrollando el intercambio de datos de flexibilidad y si este desarrollo está alineado con las tendencias europeas y las mejores prácticas.  

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A través de la iniciativa Leading with Equity de ACEEE, la Tarjeta de Puntuación de Energía Limpia de la Ciudad 2024 aumentó significativamente su enfoque en la equidad social. Esta nueva edición incrementó la proporción de puntos para las métricas relacionadas con la equidad al 34%, priorizando las métricas basadas en los comentarios de los participantes en la Iniciativa Liderando con Equidad. En el informe se destaca una métrica nueva o revisada relacionada con la equidad en cada sección del cuadro de mando y se comparten ejemplos de cómo las ciudades están aplicando estas medidas para promover resultados equitativos. Se ofrece un resumen como recurso para las ciudades que deseen aumentar el enfoque de equidad en sus acciones de energía limpia. En cuanto a las acciones relacionadas con la equidad, la puntuación media obtenida por las ciudades fue solo del 18% de los puntos disponibles. Muchas de las acciones incluidas en el Cuadro de Indicadores muestran una necesidad particular de crecimiento, con muy pocas ciudades que actúan en métricas como el desarrollo de asociaciones sólidas con organizaciones comunitarias y el apoyo a edificios comerciales desatendidos y viviendas asequibles en el cumplimiento de las normas de rendimiento de los edificios. Las comunidades desfavorecidas a menudo enfrentan obstáculos para participar en los procesos de toma de decisiones, lo que hace que estas decisiones se tomen sin tener en cuenta su experiencia, vivencias e intereses. La participación comunitaria orientada a la equidad pretende reducir estas barreras y ampliar el acceso, la participación y el papel de las comunidades desfavorecidas en la planificación y las decisiones políticas. Un compromiso comunitario eficaz puede ayudar a las ciudades a crear políticas y aplicar planes que lleguen a las comunidades desfavorecidas y satisfagan sus necesidades. En la Tarjeta de Puntuación de este año, se ha revisado y ampliado la evaluación de las prácticas de participación comunitaria impulsadas por la equidad. En la Tarjeta de Puntuación de 2021, las ciudades recibían puntos por utilizar al menos un enfoque de participación comunitaria. La métrica ampliada de la Tarjeta de Puntuación 2024 tenía como objetivo reconocer a las ciudades que han institucionalizado la participación impulsada por la equidad para garantizar una participación comunitaria de alto nivel. Las ciudades podían obtener puntos por desarrollar un protocolo obligatorio de participación comunitaria impulsada por la equidad para políticas, proyectos o propuestas. Este protocolo debe exigir al personal de la ciudad que determine el nivel de participación necesario, fije un presupuesto para la participación comunitaria e identifique las funciones y responsabilidades del personal en el proceso de participación comunitaria.  

Oakland ha creado varias estructuras innovadoras y únicas para lograr un compromiso equitativo con las comunidades de primera línea. En el desarrollo de su Plan de Acción Climática Equitativa 2030 (ECAP, por sus siglas en inglés), la amplia participación de la comunidad incluyó talleres comunitarios, recursos y comentarios en línea, redes sociales, reuniones municipales y participación de los jóvenes. La ciudad organizó talleres junto con un equipo local de facilitadores de la equidad, envió encuestas en tres idiomas, celebró actos en los barrios más afectados por el cambio climático en distintas fechas y horas, y proporcionó servicios de interpretación, comidas y guardería a los participantes. Oakland y el equipo facilitador de la equidad también crearon una Evaluación del Impacto de la Equidad Racial y una Guía de Implementación para garantizar la entrega equitativa de cada elemento de acción del PAEC, institucionalizando así estas prácticas de participación. Además, Oakland creó un Grupo de Trabajo Multifamiliar y VE de diversas partes interesadas para abordar la cuestión de conseguir infraestructura de carga de VE en edificios multifamiliares, principalmente en zonas de bajos ingresos. La ciudad también ha establecido grupos específicos centrados en la equidad para la creación de un Plan Maestro de Bosques Urbanos, el Plan de Acción Comunitaria de West Oakland y la Red de Acción Climática de Oakland. Muchas ciudades están explorando formas de garantizar que no se pase por alto a los hogares con bajos ingresos en los esfuerzos por avanzar en la electrificación de los edificios. Los hogares con bajos ingresos a menudo no tienen acceso a la financiación necesaria para cambiar los equipos de calefacción que utilizan combustibles fósiles, y la conversión a un hogar totalmente eléctrico puede aumentar las facturas de servicios públicos en algunos casos. Estos hogares necesitan programas de incentivos y financiación que anticipen y aborden estos retos de costos. Se otorga el crédito completo a las ciudades que tenían dos o más programas de subvenciones o préstamos que apoyan específicamente la electrificación de hogares con bajos ingresos o que promueven la electrificación equitativa a través de incentivos no específicos o programas de financiación. Washington, DC, obtuvo crédito por el programa de electrificación doméstica asequible ofrecido a través de la DC Sustainable Energy Utility (DCSEU). El programa ofrece modernizaciones de electrificación sin costo alguno para viviendas ocupadas por propietarios o inquilinos con bajos ingresos. El equipo instalado por el programa también viene con una garantía de servicio de 12 meses del contratista de instalación. Para compensar cualquier posible aumento de la factura de servicios públicos, todos los hogares que participen en el programa deben participar también en el programa Solar para Todos de DCSEU o en el programa solar unifamiliar para tejados. Estos programas instalan paneles solares en las viviendas de los hogares con bajos ingresos o los inscriben en un programa solar comunitario, reduciendo sus facturas de electricidad gracias a los créditos generados por los sistemas solares. Muchas comunidades de bajos ingresos y comunidades de color dependen de los vehículos públicos como medio de transporte.  

En la transición de las flotas municipales a los vehículos eléctricos, las ciudades pueden fijar objetivos para garantizar que las comunidades desfavorecidas tengan prioridad en el despliegue de autobuses eléctricos. La conversión de los autobuses públicos de gas a eléctricos reduce la contaminación atmosférica y acústica local, lo que puede mejorar la salud de las personas que viven cerca. Dar prioridad al despliegue de autobuses eléctricos en las comunidades desfavorecidas puede ayudar a garantizar que estas comunidades se beneficien de las opciones de transporte público y de una menor exposición a la contaminación. Veintitrés ciudades recibieron créditos por incluir criterios de despliegue que daban prioridad a las comunidades desfavorecidas en sus objetivos de aumentar el número de autobuses eléctricos en servicio. La ciudad de Nueva York estableció criterios para dar prioridad a las comunidades desfavorecidas en el despliegue de autobuses eléctricos. En su Plan de Transición a Autobuses de Emisiones Cero, la Autoridad Metropolitana de Transporte (MTA) identificó las Áreas de Prioridad de Equidad encontrando áreas geográficas estadísticamente significativas basadas en características como la raza, el nivel de pobreza y la propiedad de vehículos. También trazó un mapa de los niveles de contaminación atmosférica en el territorio de servicio de autobuses. La MTA combinó las Áreas de Prioridad de Equidad con los niveles de contaminación atmosférica para determinar una Puntuación de Justicia Medioambiental, que se utiliza para dar prioridad a las comunidades más afectadas a la hora de asignar rutas de autobús y cocheras. Las ciudades pueden ayudar a abordar las disparidades en los empleos de energía limpia mediante la creación de procesos de adquisición y contratación inclusivos que den prioridad y proporcionen recursos para apoyar a las empresas o contratistas de minorías, mujeres y empresas desfavorecidas (MWDBE). Esta edición de la Tarjeta de Puntuación ha aumentado significativamente los puntos disponibles y ha ampliado las métricas en torno a los procesos de adquisición y contratación inclusivos. Las ciudades podrían obtener créditos por tener lo siguiente: procesos y estrategias de adquisición y contratación inclusivos, evidencia de que dichos procesos y estrategias se implementaron, evaluación de la adquisición y contratación de la ciudad, y acciones para garantizar empleos de alta calidad. 

El informe destaca la creciente importancia de la equidad social en las acciones de energía limpia de los gobiernos locales. En su edición de 2024, el Scorecard de Energía Limpia de las Ciudades ha aumentado significativamente su enfoque en la equidad, dedicando el 34% de los puntos a métricas relacionadas con la equidad. Este cambio responde a la retroalimentación de los participantes en la Iniciativa de Liderazgo con Equidad, lo que refleja un compromiso más fuerte hacia la inclusión y la justicia social en las políticas energéticas. El informe presenta una serie de métricas relacionadas con la equidad, algunas de las cuales son nuevas o han sido revisadas. Por ejemplo, se han introducido métricas sobre la participación comunitaria impulsada por la equidad, estudios de disparidad en la contratación inclusiva y programas de incentivos para la eficiencia energética dirigidos a hogares de bajos ingresos. A pesar de que solo un 18% de las ciudades alcanzaron puntajes medianos en acciones de equidad, se observa un potencial significativo para mejorar, especialmente en áreas como la colaboración comunitaria y el apoyo a edificios desatendidos. Un caso destacado en el informe es el de Oakland, que ha implementado estructuras innovadoras para la participación equitativa de las comunidades más afectadas por el cambio climático. La ciudad ha llevado a cabo talleres comunitarios, ha utilizado recursos en línea y ha facilitado la participación a través de servicios de interpretación y cuidado infantil. Además, se han creado grupos de trabajo enfocados en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos en áreas de bajos ingresos, lo que demuestra un enfoque proactivo hacia la equidad en la planificación y ejecución de acciones climáticas. En resumen, el informe subraya la necesidad de que los gobiernos locales adopten un enfoque más equitativo en sus iniciativas de energía limpia, destacando tanto los logros como los desafíos que enfrentan. A medida que más ciudades se comprometen a integrar la equidad en sus políticas energéticas, se espera que surjan mejores prácticas y estrategias que beneficien a todas las comunidades, especialmente a las más vulnerables. 

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