Se argumenta que, en el nuevo y tercer mundo de la electricidad de la UE, y como reacción a la crisis política europea de la década de 2020, la Unión Europea no puede tener éxito en su profunda y rápida descarbonización ni en el lanzamiento de su máxima electrificación industrial mientras mantenga su anticuada hostilidad a la mayoría de los tipos de contratos de LTC con consumidores profesionales. La amenaza de barreras estratégicas que bloqueen la descarbonización de empresas individuales o la electrificación de industrias enteras a través del dominio de unos pocos generadores o proveedores no ha sido corroborada. La antigua «doctrina de la hostilidad» tradicional debe superar una nueva prueba en la que la contratación a largo plazo con consumidores profesionales tiene mucho más que ofrecer para la realización de las principales políticas públicas de la UE. Para llegar a cero emisiones netas, tal y como exige la Ley del Clima de la UE de 2021, Reglamento (UE), la escala de inversión en Europa (y en todo el mundo) tendrá que aumentar drásticamente en lo que queda de la década de 2020, sobre todo porque ya se están incumpliendo muchos objetivos provisionales en el camino. El reto de recaudar las inversiones previstas de más de 650.000 millones de euros -un gran porcentaje de las cuales debe movilizarse desde el sector privado- requiere un replanteamiento urgente del papel de los contratos a largo plazo para garantizar una profunda descarbonización en la transición energética. Se sostiene que, a diferencia del primer mundo eléctrico de la UE, la verdadera guerra en la UE de hoy no es una guerra con los generadores y proveedores de electricidad existentes, ya sean grandes, medianos o pequeños; de propiedad privada o pública; incumbentes o marginales innovadores. Es una guerra consigo misma: la UE tiene que reinventar sus fundamentos energéticos industriales y construir una sólida base industrial limpia. Afortunadamente, la UE ya cuenta con un mercado interior que funciona, pero aún no dispone de esos nuevos fundamentos industriales ni de esa base industrial limpia. La nueva «economía de guerra fría» de la descarbonización de la UE es muy diferente del anterior proceso de liberalización pacífico y exitoso. En este informe se examina con más detalle cuántos tipos diferentes de LTC comerciales o «privados» pueden ayudar a lograr una «descarbonización profunda» para 2050, el mercado de la electricidad de la UE y su infraestructura y gobernanza asociadas. El diseño de ese mercado debe, por tanto, aportar claridad y certidumbre a los inversores, garantizando al mismo tiempo unos resultados justos. Dado que el principal objetivo de las nuevas reformas del diseño del mercado es fomentar más contratos a largo plazo, ya sea en forma de acuerdos de compra de energía renovable (PPA) o de contratos por diferencias (CfD), este es un momento ideal para reconsiderar el papel de los CCL de forma más general y la aplicación de la legislación y la política de competencia a los diferentes tipos de CCL comerciales o «privados». Este documento sostiene que el precedente existente sobre la aplicación de las normas de competencia del Tratado a las LTC comerciales -tal como se aplicaban en el «primer mundo eléctrico de la UE»- está anticuado. Hoy en día, los agentes del mercado no tienen indicaciones claras sobre cómo la Comisión (CE) o las autoridades nacionales de competencia (ANC) deben aplicar los artículos 101 y 102 del TFUE a las LTC en el nuevo mundo de la electricidad actual, que evoluciona rápidamente. 

Dado que un generador sólo puede cubrir su producción una vez y debe decidir entre contratos de futuros convencionales, acuerdos de suministro a más largo plazo o PPA o CfD, estos diferentes tipos de LTC pueden competir entre sí. Se sostiene que para que en el nuevo mercado de la electricidad florezca una «competencia de instrumentos» leal, deben darse una serie de condiciones importantes. Estas condiciones deben reflejar los nuevos retos de inversión para alcanzar los objetivos de emisiones netas cero (NZE), así como la dirección general de la integración del mercado energético. Sin embargo, también deberían tener en cuenta la evolución reciente de la legislación y la política europeas en materia de competencia, el tratamiento de las cuestiones de sostenibilidad y la jurisprudencia sobre la exclusión del mercado, dado que ambas dimensiones llevan a la conclusión de que se necesita urgentemente una nueva perspectiva sobre la legalidad de las diferentes formas de LTC comerciales. Al mismo tiempo, es fundamental centrarse en la dinámica del mercado y en la competencia dinámica. Por lo tanto, se concluye que, aunque se han producido avances importantes en la aplicación de los artículos 101 y 102 del TFUE para promover la sostenibilidad y los objetivos relacionados, estos todavía no abordan todas las cuestiones planteadas por la necesidad de impulsar una «descarbonización profunda» para hacer frente al cambio climático. Este documento sostiene, como una forma práctica de avanzar, que se necesita una «nueva red analítica» para la aplicación de las normas de competencia del Tratado a una serie de LTC comerciales, incluyendo nuevas formas de compartir el riesgo entre generadores y compradores. Por lo tanto, hay que reconocer que, en el nuevo contexto, los contratos a largo plazo pueden facilitar la entrada en el mercado en lugar de obstaculizarla, pero eso no quiere decir que pueda haber un enfoque de «talla única». Los contratos a largo plazo requeridos pueden adoptar diferentes formas, y esto debe reflejarse en la evaluación de la competencia. El informe formula recomendaciones para lograr la tan necesaria seguridad jurídica y se sostiene que, para ello, la Comisión podría adoptar orientaciones específicas sobre las distintas categorías de LTC. Dichas orientaciones podrían referirse a cada una de las tres categorías de LTC que se analizan en este documento con más detalle. Como sostiene, sin estas orientaciones específicas la previsibilidad «desaparece en acción». Sin previsibilidad, no se puede motivar o animar adecuadamente a los inversores a asumir el nivel de riesgo necesario para comprometer grandes fondos y participar en la urgente carrera hacia una profunda descarbonización. Este documento explora el papel de los contratos comerciales o «privados» a largo plazo (CLP) en la transición energética. Hasta hace poco, el papel de los LTC en el mercado de la electricidad de la UE era, en el mejor de los casos, ignorado. El presente documento pretende abordar estas últimas cuestiones e impulsar una revisión jurídica del papel de las LTC comerciales en el mercado energético actual y los objetivos de emisiones netas cero (NZE) abrazados por la legislación climática europea. 

El debate inicial sobre la reforma del mercado de la electricidad en la UE se inició como reacción a los precios récord de la electricidad para el consumidor en Europa tras la crisis del gas de 2022. Dada esta situación, la prioridad inmediata de la reforma para muchas partes interesadas en aquel momento era la equidad: una distribución justa de los riesgos y beneficios del funcionamiento del mercado. Pero un objetivo igualmente vital de la reforma del mercado eléctrico de la UE es enviar señales claras de inversión en relación con las tecnologías necesarias para descarbonizar el sistema eléctrico. Las medidas que podrían reducir los costos de consumo a corto plazo también podrían frenar la transición energética. Como la crisis energética también ha demostrado de forma decisiva que la posición de Europa como importador neto de energía la hace vulnerable a las crisis de suministro, cualquier reforma del mercado debe garantizar la resistencia del sistema de suministro. Para lograr una «descarbonización profunda» de aquí a 2050, el mercado de la electricidad de la UE y su infraestructura y gobernanza asociadas deben, por tanto, ofrecer claridad y certidumbre a los inversores, garantizando al mismo tiempo unos resultados justos. Para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas, tal y como exige la Ley del Clima de la UE de 2021, la escala de inversión en Europa (y en todo el mundo) tendrá que aumentar drásticamente en lo que queda de la década de 2020, sobre todo teniendo en cuenta que ya se están incumpliendo muchos objetivos intermedios. El reto de recaudar las inversiones previstas de más de 650.000 millones de euros -un gran porcentaje de las cuales debe movilizarse desde el sector privado- requiere un replanteamiento urgente del papel de las diferentes formas de LTC comerciales. Varias propuestas de reforma y los comentarios de las partes interesadas que alimentaron el proceso de consulta sobre la reforma del diseño del mercado de la electricidad en el primer semestre de 2023 se centraron en el aumento de la cuota de diversos tipos de contratos a largo plazo, con el fin de «desvincular» o «cubrir» los volátiles precios que reciben los productores de electricidad de los mercados al contado. De hecho, uno de los objetivos principales de la reforma del diseño del mercado de la electricidad (EMD) propuesta por la CE (Comisión Europea, 2023) es abordar ambos objetivos estimulando el uso de contratos a largo plazo. La idea subyacente es sencilla: al ofrecer a los inversores una mayor certidumbre sobre la demanda, pueden acceder a capital más asequible y realizar mayores inversiones, lo que en última instancia se traduce en precios de la electricidad más bajos para los consumidores.

El informe explora cómo los contratos a largo plazo (LTCs) pueden desempeñar un papel crucial en la transición energética hacia una industria de electricidad completamente descarbonizada en la Unión Europea para 2035. Los autores, Leigh Hancher, Guillaume Dezobry, Jean-Michel Glachant y Emma Menegatti, identifican tres «mundos eléctricos» diferentes en los que los LTCs pueden ser implementados: el primer mundo, «Just Building Open Markets», priorizó la transición de monopolios verticalmente integrados a mercados abiertos competitivos. En esta fase, las políticas de competencia europeas resistieron los LTCs para proteger la construcción del mercado a través de políticas antimonopolio. El segundo mundo, «Co-building a Set of Working Markets», donde la regulación intervino en los precios de los periodos de pico y la adecuación de capacidad, y apoyó inversiones en generación nuclear y verde. En este contexto, surgieron los Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) para un pequeño grupo de consumidores profesionales. El tercer mundo, «Accelerated Decarbonization Push towards a Net Zero Industry», donde la UE se encuentra actualmente, apuntando a una producción de electricidad completamente descarbonizada para 2035. Aquí, los PPAs y otros tipos de LTCs son vistos como herramientas esenciales para proteger a los consumidores profesionales de la volatilidad de precios y volúmenes de suministro, facilitando la descarbonización profunda y la electrificación industrial. El informe sostiene que, para alcanzar los objetivos de descarbonización profunda requeridos por la Ley del Clima de la UE de 2021, es necesario un replanteamiento urgente del papel de los LTCs en la transición energética. Esto incluye reconocer que los LTCs pueden facilitar la entrada al mercado en lugar de obstaculizarla, y que la política de competencia europea debe adaptarse a las nuevas realidades del mercado eléctrico. En términos de política de competencia, el informe aboga por una «nueva rejilla analítica» para la aplicación de las reglas de competencia del Tratado a una variedad de LTCs comerciales. Esto implica desarrollar orientación específica sobre diferentes categorías de LTCs para proporcionar certeza legal a los inversores y fomentar la inversión necesaria para la descarbonización profunda. En conclusión, el informe recomienda que la Comisión Europea adopte una orientación dirigida sobre las diferentes categorías de LTCs para asegurar la previsibilidad y motivar a los inversores a comprometerse con los niveles de riesgo requeridos para la carrera urgente hacia la descarbonización profunda.

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El año pasado, el Departamento de Energía de EE. UU. sugirió que el país debería intentar triplicar la escala actual de centrales eléctricas virtuales (VPP) para 2030. Esto ayudaría a hacer frente al rápido aumento de la demanda de electricidad, especialmente en los picos de demanda, a un costo menor que añadir estrictamente recursos de generación convencionales. Las VPP agregan y organizan recursos energéticos distribuidos (DER) como baterías, energía solar en tejados, vehículos eléctricos y termostatos inteligentes para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y prestar otros servicios de red que normalmente prestaría una central eléctrica convencional. Pero, a diferencia de una central eléctrica convencional, las empresas eléctricas no tienen que pagar los costos de capital de los DER, que suelen ser propiedad de los consumidores, y evitan los requisitos de suelo y las colas de interconexión de la transmisión. Según el DOE, si recurrieran más a las VPP, las empresas eléctricas podrían ahorrar unos 10,000 millones de dólares en gastos anuales. Estados Unidos tiene ya entre 30 y 60 gigavatios (GW) de capacidad de VPP, pero la mayor parte está en forma de recursos de respuesta a la demanda (DR). Los recursos de respuesta a la demanda suelen utilizarse como último recurso, sólo cuando la previsión de picos de demanda amenaza con eclipsar la oferta. En esos casos, los operadores de la red iniciarán un evento de RD para apagar aparatos no esenciales, como aires acondicionados y calentadores de agua residenciales, para disminuir la intensidad de la demanda máxima. La RD es un servicio importante de la red, pero la próxima generación de VPP promete ofrecer un valor mucho mayor a los operadores y planificadores de la red, así como a los propietarios de DER y a los esfuerzos de descarbonización. Las VPP de nueva generación se definirán por los beneficios adicionales que ofrezcan más allá de las limitadas capacidades de las VPP convencionales. Por ejemplo, el desempeño de las VPP convencionales es difícil de predecir. Una sola señal de despacho suele iniciar el evento para todos los DER del grupo. En el caso de la RD, el impacto en la demanda es inmediato, pero la cantidad y la duración de la reducción de la carga son inciertas. Además, los operadores de la red no tienen control sobre la forma de la carga a medida que los dispositivos comienzan a volver a conectarse. La falta de previsibilidad y control es la razón por la que las VPP sólo se utilizan hoy en día como último recurso para la RD. Con capacidades equivalentes a las de otros recursos del lado de la oferta, las VPP de próxima generación podrán ganarse y mantener la confianza de los operadores y planificadores de la red. Estos sistemas VPP avanzados evaluarán la disponibilidad de sus DER en función de los parámetros operativos del propietario. De este modo, las prioridades del propietario y las de los operadores de la red se equilibrarán de forma fluida y automática. 

Y, lo que quizá sea más importante, la próxima generación de VPP podrá proporcionar a la red una forma de carga constante y precisa de forma confiable durante un bloque de tiempo planificado. En la actualidad, la mejor forma que tienen los operadores de red de estimar lo que obtendrán de futuros eventos de RD es analizar los eventos de RD pasados. Pero, según la empresa de tecnología VPP Virtual Peaker, la próxima generación de VPP pronto ofrecerá evaluaciones en tiempo real de la capacidad DER disponible. Cuando un cliente opta por participar en un programa de la compañía eléctrica con un DER, como el almacenamiento en baterías residenciales, a menudo puede elegir cuánta capacidad de la batería quiere permitir que acceda la compañía eléctrica y durante cuánto tiempo. La próxima generación de software VPP integrará y analizará el impacto de estas preferencias del cliente sobre la disponibilidad. Además, estos VPP se comunicarán directamente con los DER para saber, por ejemplo, cuánta carga tiene una batería. También habrá visibilidad de la ubicación. Este tipo de conocimiento de la ubicación podría utilizarse para abordar las subestaciones con picos limitados a un nivel más granular. Predecir con precisión el desempeño de las VPP y sus DER agregados es posiblemente más importante que tener visibilidad en tiempo real de la capacidad disponible. La próxima generación de VPP incorporará el aprendizaje automático para predecir el desempeño de los DER agregados, basándose en los patrones de comportamiento de los clientes, las previsiones meteorológicas y otras variables relevantes. Si los planificadores de la red prevén que la demanda del día siguiente alcanzará su punto máximo a las 4 de la tarde, por ejemplo, su sistema VPP tendrá que decirles cuánta capacidad estará disponible a esa hora y durante cuánto tiempo. Las señales de control automatizadas y matizadas serán una característica clave de las VPP de nueva generación que ayudarán a los operadores y planificadores de la red a obtener la carga que esperan. Tras predecir el desempeño agregado de los DER, el software avanzado de VPP puede escalonar el inicio de eventos de forma granular entre los recursos de una VPP para garantizar un nivel de capacidad constante, haciendo que la VPP sea más confiable. Si la demanda vuelve gradualmente durante un evento iniciado, o el suministro de generación disminuye, la VPP es mucho más difícil de planificar y utilizar para las empresas de servicios públicos. La IA y el aprendizaje automático son esenciales para ofrecer un nivel granular de optimización del control dentro de los VPP. El control granular de los DER también promete ofrecer a los operadores soluciones más refinadas para hacer frente a las limitaciones de la red de distribución. Agrupando los DER por ubicaciones, pueden enviarse manualmente o mediante automatización para responder a las condiciones que surjan en la subestación o aguas abajo. 

La integración inteligente y sistémica de los DER pasará de ser importante a esencial a medida que más y más clientes en el borde de las redes de distribución adquieran VE y otros DER. Pero la necesidad de integración va más allá de la mera protección de los activos de distribución. Tras permanecer estable durante dos décadas, la demanda de electricidad en EE. UU. se está disparando, impulsada por el crecimiento de los centros de datos, la deslocalización de la fabricación y la electrificación del transporte y la calefacción. De 2025 a 2030, se añadirán a la red entre 20 y 90 GW de capacidad nominal de recarga de vehículos eléctricos al año. Es un gran reto para las empresas de servicios públicos. Pero, por otro lado, las baterías de los vehículos eléctricos también añadirán entre 300 y 540 GWh de capacidad de almacenamiento cada año, lo que puede ayudar a desplazar la demanda en el tiempo. Además, los termostatos inteligentes, los calentadores de agua y los DER no residenciales aportarán otros 5-6 GW de demanda flexible al año, y las baterías estacionarias otros 7-24 GWh al año. Mientras tanto, se espera que la energía solar distribuida y los generadores basados en combustibles aporten entre 20 y 35 GW de capacidad de suministro al año. Las VPP se utilizan desde hace décadas, y las empresas eléctricas pueden aumentar su capacidad en sus programas y aplicaciones actuales. A medida que lleguen las capacidades VPP de próxima generación, las empresas eléctricas podrán maximizar el valor operativo de los DER en sus redes, y los operadores ganarán la confianza necesaria para confiar en ellos en las aplicaciones cotidianas. El informe muestra Virtual Peaker, que es una plataforma de energía distribuida basada en la nube que permite a las empresas de servicios públicos modernas construir la red del futuro y cumplir los objetivos mundiales de descarbonización. Las suites de la plataforma SaaS de la empresa unifican todos los aspectos de la gestión DER, desde DERMS hasta el compromiso del cliente y la previsión de carga.

El informe discute cómo las plantas de energía virtuales de próxima generación (VPPs) pueden optimizar el valor operativo de los recursos energéticos distribuidos (DERs). El Departamento de Energía de EE. UU. sugiere que el país debería triplicar la escala actual de VPPs para 2030, lo que ayudaría a satisfacer la creciente demanda de electricidad, especialmente durante los picos de demanda, a un costo menor que la adición de recursos de generación convencionales. Las VPPs agregan y orquestan DERs como baterías, paneles solares en los tejados, vehículos eléctricos y termostatos inteligentes para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y proporcionar otros servicios a la red. A diferencia de una planta de energía convencional, las VPPs no requieren que las utilidades paguen los costos de capital de los DERs, que típicamente son propiedad de los consumidores. Las VPPs de próxima generación se caracterizan por beneficios adicionales más allá de las capacidades limitadas de las VPPs convencionales, incluyendo una mejor visibilidad, predictibilidad y control granular. Estas VPPs avanzadas evaluarán la disponibilidad de sus DERs basándose en los parámetros operativos del propietario, permitiendo equilibrar las prioridades del propietario y las de los operadores de la red de manera automática y sin interrupciones. Además, estas VPPs podrán proporcionar una forma de carga constante y precisa a la red durante un período de tiempo planificado. Esto permitirá a los DERs proporcionar un conjunto más amplio de servicios de generación y distribución a la red. La integración inteligente y sistemática de los DERs pasará de ser importante a esencial a medida que más clientes en los bordes de las redes de distribución adquieran vehículos eléctricos y otros DERs. Con la demanda de electricidad en EE. UU. aumentando debido al crecimiento de los centros de datos, la relocalización de la fabricación y la electrificación del transporte y la calefacción, las VPPs se presentan como una de las pocas opciones viables para mantener el suministro eléctrico. Las capacidades avanzadas de las VPPs, incluyendo el aprendizaje automático para predecir el rendimiento de los DERs y el control granular para optimizar la respuesta a las condiciones de la red, permitirán a los operadores de la red confiar en estos sistemas para aplicaciones diarias, maximizando así el valor operativo de los DERs.

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El informe proporciona una visión exhaustiva y detallada sobre la capacidad y producción de energía renovable a nivel mundial. El informe incluye datos específicos sobre diferentes fuentes de energía renovable, como hidroelectricidad, energía marina, eólica (terrestre y marina), solar (fotovoltaica y térmica), bioenergía (biocombustibles sólidos, líquidos y biogás) y energía geotérmica, tanto en redes conectadas como fuera de la red. Además, el informe abarca indicadores clave relacionados con la participación de las energías renovables en la capacidad y producción eléctrica global, balances de energía renovable por país y región, y flujos de financiamiento público para energías renovables. Estos datos se recopilan de diversas fuentes oficiales y no oficiales, y se presentan en términos de capacidad instalada en megavatios (MW) y generación en gigavatios-hora (GWh). El informe también resalta el papel de las energías renovables en el avance hacia los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS, que miden el progreso en la adopción y el uso sostenible de energías renovables para lograr un desarrollo económico de baja emisión de carbono y garantizar el acceso universal a la energía. el informe busca Ofrecer datos precisos y actualizados sobre la capacidad y producción de energía renovable a nivel mundial. Esto incluye información específica sobre diversas fuentes de energía renovable y su contribución a la capacidad y generación eléctrica global. También Incrementar el conocimiento y la transparencia sobre el estado actual y las tendencias de las energías renovables. Al presentar datos detallados y análisis, el informe busca informar a los responsables de la formulación de políticas, inversionistas y otros interesados en el sector energético. Facilitar la toma de decisiones basada en datos para los gobiernos, las empresas y las organizaciones no gubernamentales que trabajan en el desarrollo y la implementación de proyectos de energía renovable; y ayudar a monitorear el progreso hacia los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), particularmente el ODS 7, que se centra en garantizar el acceso a una energía asequible, fiable, sostenible y moderna para todos. Destaca las oportunidades y desafíos en la expansión de las energías renovables, ayudando a identificar áreas donde se necesita más inversión, investigación y desarrollo para avanzar en la transición energética global. El informe busca ser una herramienta esencial para comprender el panorama global de las energías renovables, apoyar la formulación de políticas y decisiones estratégicas, y fomentar un mayor desarrollo y adopción de tecnologías de energía limpia. proporciona una amplia gama de datos sobre la capacidad y generación de energía renovable a nivel mundial. 

Entre los datos más relevantes se incluyen: I) La capacidad máxima de generación neta de las instalaciones de energía renovable, expresada en megavatios (MW). Esto incluye hidroeléctrica, eólica, solar, geotérmica, biomasa y otras fuentes renovables. Los datos reflejan la capacidad instalada y conectada al final de cada año. II) La cantidad de electricidad generada por fuentes renovables, expresada en gigavatios-hora (GWh). Este dato también incluye la generación por hidroeléctrica de bombeo, aunque esta se excluye del total de generación. III) Información sobre las transacciones de inversión en energías renovables de instituciones financieras públicas, presentados por país y tecnología. Estos datos están agregados a nivel de proyecto y se expresan en millones de dólares estadounidenses (USD millones) a precios corrientes. IV) Datos sobre el comercio de electricidad renovable, reflejando la proporción de energías renovables en la generación total y el comercio de electricidad entre países. V) Información sobre el uso final de electricidad y calor generados por fuentes renovables, incluyendo los sectores residencial, industrial, comercial y otros. Estos datos permiten una evaluación detallada del estado actual y las tendencias de la energía renovable en el mundo, ayudando a formular políticas y tomar decisiones informadas para el desarrollo sostenible. El informe proporciona una amplia variedad de datos relacionados con la capacidad y la producción de energías renovables en todo el mundo. También muestra explicaciones y aclaraciones sobre los datos presentados en las tablas, incluyendo la metodología de recopilación y el significado de los indicadores utilizados. Además, listados de países y regiones para los cuales se presentan datos en el informe. El informe muestra datos de capacidad y producción (conectada a la red y aislada) tales como: Energía renovable total, Hidroeléctrica, incluyendo hidroeléctrica renovable (plantas mixtas) y almacenamiento por bombeo puro, Energía marina, Energía eólica, diferenciando entre energía eólica terrestre y marina, Energía solar, subdividida en energía solar fotovoltaica y energía solar termoeléctrica, Bioenergía, incluyendo biocombustibles sólidos y residuos renovables, residuos municipales renovables, bagazo y otros biocombustibles sólidos, biocombustibles líquidos y biogás, Energía geotérmica. El informe proporciona datos sobre la capacidad de energías renovables no conectadas a la red, como lo son: la energía renovable total aislada, la energía hidroeléctrica aislada, la energía Solar fotovoltaica aislada y otras energías renovables aisladas. Este informe ofrece un panorama detallado de las capacidades y la producción de energías renovables a nivel global, destacando la diversidad de fuentes y su distribución geográfica. El informe destaca un crecimiento continuo en la capacidad instalada de energía renovable a nivel mundial. La capacidad total de energías renovables, que incluye hidroeléctrica, eólica, solar, bioenergía y geotérmica, ha experimentado un incremento significativo, reflejando los esfuerzos globales para transitar hacia fuentes de energía más sostenibles y reducir las emisiones de carbono. Muestra el crecimiento en la capacidad de energía renovable varía considerablemente entre regiones. Asia continúa liderando en términos de nuevas instalaciones, especialmente en energía solar y eólica. Europa también ha mostrado un avance sólido, impulsado por políticas favorables y el compromiso de varios países con los objetivos de energía limpia. En América Latina, la energía hidroeléctrica sigue siendo la principal fuente renovable, aunque la energía solar y eólica están ganando terreno rápidamente.

El informe subraya la importancia del financiamiento público y privado en el desarrollo de proyectos de energía renovable. La inversión en energías renovables es crucial para alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), especialmente el ODS 7, que busca garantizar el acceso a energía asequible, fiable, sostenible y moderna para todos. Los flujos financieros hacia proyectos de energía renovable han aumentado, reflejando un reconocimiento global de la necesidad de inversión en tecnologías limpias para combatir el cambio climático. A pesar del progreso, el informe reconoce varios desafíos que persisten en la transición energética. Estos incluyen barreras regulatorias, la necesidad de modernización de infraestructuras y la gestión de la intermitencia de algunas fuentes renovables. Sin embargo, también se identifican oportunidades significativas, como la reducción continua de costos de las tecnologías renovables, el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía más eficientes y la integración de tecnologías digitales para mejorar la gestión de redes. El desarrollo de energías renovables tiene un impacto positivo no solo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sino también en la creación de empleos y el desarrollo económico en las regiones donde se implementan estos proyectos. El informe enfatiza que las políticas deben asegurar una transición justa que beneficie a todas las comunidades y minimice los impactos negativos. El informe pinta un panorama optimista sobre el futuro de las energías renovables, señalando un crecimiento robusto y sostenido en capacidad y financiamiento, aunque también subraya la necesidad de superar desafíos clave para asegurar una transición energética exitosa y equitativa.

El informe proporciona una visión comprensiva del estado actual y las tendencias de la capacidad de energía renovable a nivel mundial. En los últimos años, la capacidad instalada de energías renovables ha mostrado un crecimiento sostenido, impulsado por los esfuerzos globales para mitigar el cambio climático y reducir la dependencia de combustibles fósiles. Las principales fuentes de energía renovable, como la hidroeléctrica, la eólica y la solar, han aumentado significativamente su participación en el mix energético global. El informe destaca variaciones regionales en el desarrollo de las energías renovables. Asia emerge como líder en nuevas instalaciones, especialmente en los sectores de energía solar y eólica, reflejando el fuerte compromiso de los países asiáticos con la transición energética. Europa sigue avanzando con políticas robustas que favorecen la energía limpia, mientras que América Latina muestra un crecimiento notable en energía hidroeléctrica, junto con un aumento en las instalaciones solares y eólicas. El financiamiento juega un papel crucial en la expansión de las energías renovables. Tanto la inversión pública como la privada han aumentado, subrayando la importancia de estos recursos para alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), en particular el ODS 7, que busca garantizar el acceso universal a energía asequible, fiable, sostenible y moderna. El informe observa que, a pesar de los desafíos regulatorios y la necesidad de modernizar infraestructuras, las inversiones en tecnologías limpias están creciendo, lo cual es esencial para la lucha contra el cambio climático. Sin embargo, el informe también identifica varios desafíos que deben ser abordados para asegurar una transición energética exitosa. Entre estos desafíos se encuentran las barreras regulatorias, la intermitencia de algunas fuentes renovables y la necesidad de modernizar la infraestructura energética. A pesar de estos obstáculos, se presentan numerosas oportunidades, como la reducción de costos de las tecnologías renovables, el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía más eficientes y la integración de tecnologías digitales para mejorar la gestión de redes. Finalmente, el informe resalta el impacto positivo de las energías renovables no solo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sino también en la creación de empleos y el desarrollo económico en diversas regiones. Subraya la necesidad de políticas que aseguren una transición justa, beneficiando a todas las comunidades y minimizando los impactos negativos. En resumen, el Informe de Estadísticas de Energía Renovable 2024 de IRENA ofrece una perspectiva optimista sobre el futuro de las energías renovables, destacando el crecimiento continuo y las oportunidades, al tiempo que reconoce los desafíos que deben superarse para lograr una transición energética global sostenible y equitativa.

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Las oficinas estatales de energía (SEO) de todo el país están colaborando con empresas de consultoría y ejecutores de programas DSM para planificar y poner en marcha programas que pondrán la financiación a disposición de los consumidores a partir del otoño de 2024. Al mismo tiempo, las empresas de servicios públicos están cambiando sus programas de gestión de la demanda residencial (DSM, por sus siglas en inglés), pasando de programas de instalación directa centrados en la iluminación a programas más completos de eficiencia energética doméstica, gestión de la carga y electrificación (colectivamente, programas de descarbonización), con especial énfasis en los clientes con bajos ingresos. Esta evolución de los programas se ajusta a las necesidades cambiantes de los consumidores y a los objetivos generales de conservación de la energía. La aplicación combinada de estos programas para obtener el máximo beneficio para el consumidor presenta retos significativos. Hacer realidad esta visión requiere una cuidadosa coordinación entre las entidades federales, estatales y locales, así como las empresas de servicios públicos, y conocimientos especializados en el diseño y ejecución de programas para maximizar el impacto potencial de esta financiación única en la vida. Los programas HER y HEAR serán administrados por SEO. Pero, aunque las empresas de servicios públicos sean expertas en conceptos de energía limpia y en su mercado local, a menudo carecen de experiencia en el diseño y la ejecución de grandes programas federales como HER y HEAR, y rara vez cuentan con el personal necesario para lograr el éxito. Por su parte, las empresas de servicios públicos son expertas en programas DSM, pero las iniciativas de electrificación y descarbonización residencial son más recientes en muchas partes del país y resulta más difícil identificar a los clientes con rentas bajas por problemas de acceso a los datos. También les resulta difícil inscribir a los clientes en programas para todo el hogar debido a los costos más elevados de las actualizaciones de los equipos. Con experiencia tanto en electrificación residencial como en diseño y funcionamiento de programas de descarbonización, los socios de confianza, como Franklin Energy, están en condiciones de ser un socio valioso tanto para las empresas de servicios públicos como para las de electrificación residencial. Se puede aportar experiencia a los SEO en el diseño y la implementación de programas HER y HEAR y ayudar a las empresas de servicios públicos de todo el país a evolucionar sus programas residenciales existentes; es hora de pasar de la instalación directa de pequeñas medidas a programas de descarbonización y electrificación con medidas importantes que se benefician de un valioso apilamiento y trenzado de reembolsos con los programas SEO. Esto mejorará las tasas de conversión y reducirá los costos de las actualizaciones de equipos más complicadas y costosas. Aunque las empresas de servicios públicos no administrarán directamente los reembolsos HER y HEAR, eso no significa que no puedan beneficiarse de las enormes sumas de dinero que el gobierno federal está repartiendo para fomentar la electrificación y descarbonización residencial tanto a nivel local como nacional. Un análisis de la IRA realizado por Sierra Club concluyó que la legislación hará algo más que poner en marcha los objetivos climáticos del gobierno.

Las disposiciones de la IRA para las empresas de servicios públicos incluyen créditos fiscales de pago directo para proyectos de energía limpia, subvenciones para proyectos que reduzcan los gases de efecto invernadero, préstamos a bajo costo para empresas de servicios públicos que estén reutilizando o sustituyendo infraestructuras de energía fósil, y préstamos a bajo interés o potencialmente condonables para la adquisición de energía renovable. Además, las empresas de servicios públicos y las OPE pueden colaborar para integrar sus programas. Por ejemplo, las empresas de servicios públicos podrían adaptar sus programas de electrificación y descarbonización para centrarse en los servicios que no se abordan en HER y HEAR, pero que son muy complementarios, como las mejoras de climatización previas a los hogares de bajos ingresos (por ejemplo, mejoras o sustituciones de tejados, sustituciones de ventanas y puertas), actualizaciones de paneles para acomodar una mayor carga eléctrica y mejoras de resiliencia, como soluciones de energía solar más almacenamiento. Además, las empresas de eficiencia energética que consideren que sus presupuestos para HER y HEAR son insuficientes pueden asociarse con las empresas de servicios públicos, que pueden ayudarles a aprovechar los incentivos adicionales o los programas de reembolso que refuercen los niveles generales de reembolso para los clientes y colaborar en el acceso a los datos de las empresas de servicios públicos para eliminar un costo significativo de la aplicación del programa de eficiencia energética. Además de la superposición de los descuentos HER y HEAR con los descuentos de las empresas de servicios públicos, otros fondos de programas federales y créditos fiscales pueden abordar un importante problema para las empresas de servicios públicos y sus clientes residenciales: el costo global y la complejidad de realizar grandes actualizaciones de los equipos frente a los sencillos arreglos de tipo «hágalo usted mismo», que ya no suponen un gran ahorro sin iluminación. Al diseñar sus programas en estrecha consonancia con los programas de la SEO, las empresas de servicios públicos pueden establecer programas residenciales de nueva generación que incluyan importantes mejoras de electrificación o descarbonización, como la climatización de toda la vivienda, el cambio de una unidad de calefacción, ventilación y aire acondicionado por una bomba de calor y la sustitución de electrodomésticos de gas y calentadores de agua por eléctricos. Los propietarios de viviendas pueden beneficiarse de las rebajas financiadas tanto por la IRA como por los servicios públicos y solicitar créditos fiscales para la energía, lo que les proporciona un descuento considerable en su proyecto con unos gastos mínimos. Los clientes con rentas bajas tienen aún más opciones, dado el gran número de programas complementarios existentes en muchos estados.

El ahorro modelizado se refiere al ahorro previsto de energía y costos calculado mediante simulaciones o modelos predictivos, en lugar de mediciones directas. Estos modelos utilizan una serie de datos, como el consumo histórico de energía, las condiciones climáticas locales, las características del edificio y las mejoras de eficiencia previstas con las mejoras propuestas. Mediante el análisis de estos datos, los modelos pueden estimar la cantidad de energía que ahorrará una vivienda una vez aplicadas las medidas de eficiencia energética o electrificación. En lugar de basarse en un contador u otras mejoras de los equipos, los modelos de ahorro utilizan herramientas informáticas para simular el impacto de las medidas de eficiencia energética y electrificación. Por ejemplo, un modelo informático puede predecir cuánta energía ahorraría una mejora en el hogar, como el aislamiento o la climatización, en función del tipo de edificio, los datos meteorológicos y otros factores. El cálculo de los ahorros modelizados es mucho más parecido a los programas de descuentos prescriptivos que suelen aplicar las empresas de servicios públicos. Como resultado, esta proyección suele ser más fácil de administrar y aplicar. Pero hay una advertencia: un programa basado en el ahorro modelizado solo es tan bueno como los datos que se recogen y se introducen en el software, por lo que es esencial un diseño preciso y eficaz del programa. Cada hogar es diferente y un enfoque único de la eficiencia energética puede no ser eficaz. Los modelos de ahorro permiten soluciones personalizadas adaptadas a las necesidades específicas de cada hogar. Al analizar las características únicas de una vivienda, como su tamaño, antigüedad y sistemas energéticos existentes, los programas pueden recomendar mejoras personalizadas que tendrán el impacto más significativo en el consumo y los costos energéticos.

El informe detalla la evolución de los programas de gestión de demanda del lado del cliente (DSM) en el sector residencial, enfatizando la transición de programas centrados en la iluminación a programas más integrales de eficiencia energética, gestión de carga y electrificación. Esta transformación está alineada con las nuevas necesidades de los consumidores y los objetivos de conservación de energía más amplios. Con la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 (IRA) proporcionando $8.8 billones en reembolsos para la eficiencia energética en el hogar, a través de los programas de Reembolsos de Eficiencia en el Hogar (HER) y Reembolsos de Electrificación y Electrodomésticos para el Hogar (HEAR), las oficinas de energía estatales (SEO) y las empresas de servicios públicos están colaborando para implementar estos fondos de manera efectiva, comenzando en el otoño de 2024. Los SEOs, aunque son expertos en conceptos de energía limpia y en sus mercados locales, a menudo carecen de experiencia en la implementación de grandes programas federales como HER y HEAR. Las empresas de servicios públicos, por su parte, tienen experiencia en programas DSM, pero enfrentan desafíos en la identificación y el servicio a clientes de bajos ingresos y en la implementación de programas de electrificación y descarbonización residencial. El informe presenta las auditorías energéticas de próxima generación como una práctica recomendada. Estas auditorías, que forman la base de los programas HER y de electrificación y descarbonización de las empresas de servicios públicos, deben utilizar tecnología innovadora para cumplir con los requisitos de los programas financiados por el IRA. La herramienta de auditoría energética BPI-2400 es un ejemplo, proporcionando evaluaciones precisas y confiables del rendimiento energético del hogar, lo que es crucial para desarrollar programas DSM efectivos. Franklin Energy destaca la necesidad de estandarización, consistencia y credibilidad en las auditorías energéticas para asegurar la satisfacción del cliente y la efectividad del programa. Se centra en los ahorros modelados, que se calculan a través de simulaciones o modelos predictivos en lugar de mediciones directas. Estos modelos utilizan datos históricos de uso de energía, condiciones climáticas locales, características del edificio y mejoras de eficiencia propuestas para estimar los ahorros energéticos de un hogar. Los ahorros modelados permiten decisiones informadas sobre inversiones en mejoras energéticas, soluciones personalizadas para cada hogar y la creación de paquetes de reembolsos y financiamiento a medida. Esta metodología es más fácil de administrar y puede maximizar el retorno de la inversión en programas de eficiencia energética, especialmente para hogares de bajos ingresos. También aborda los ahorros medidos, que se basan en el seguimiento directo del consumo energético de una residencia antes y después de las mejoras. Los programas que utilizan ahorros medidos ofrecen incentivos o reembolsos vinculados a las reducciones de energía verificadas. Este enfoque proporciona un valor concreto a la eficiencia energética y facilita la confianza de los clientes en los programas de electrificación y descarbonización. Medir los ahorros energéticos de esta manera permite una mejor visualización y comprensión de los beneficios de las mejoras energéticas, fomentando una mayor participación de los consumidores en estos programas.

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Cada vez se depende más de la electricidad para alimentar aspectos esenciales de la vida personal y profesional, desde teléfonos inteligentes, ordenadores y equipos sanitarios domésticos hasta sistemas de climatización y transporte. Esto convierte a la red eléctrica en la base de la vida tal y como se conoce. La red eléctrica estadounidense está experimentando una complejidad para la que no fue construida, y aún queda mucho por venir, dado que la dependencia de la electricidad sigue creciendo. La mayor demanda del transporte, los centros de datos y los electrodomésticos no hará sino aumentar el crecimiento de la carga y el estrés. Además, mientras el mundo se orienta hacia la electricidad como fuente de energía limpia, Estados Unidos se enfrenta a unas condiciones meteorológicas más frecuentes y severas que amenazan la resistencia de la red. Aunque la red eléctrica estadounidense es una maravilla de la ingeniería, también está mostrando su vejez. Gran parte de la red eléctrica estadounidense se construyó en los años 50 y 60, cuando la población era menor, había menos aparatos eléctricos y las tormentas eran menos destructivas. La infraestructura del país utiliza tecnología del siglo pasado para funcionar en el presente y en el futuro. Teniendo en cuenta estas presiones, está claro que los anticuados sistemas de transmisión y distribución de Estados Unidos necesitan una revisión importante. Una inversión insuficiente podría hacer que el servicio eléctrico fuera menos confiable y perjudicar a la futura economía del país. Para transformar la red en el siglo XXI, aprovechar al máximo la transición energética y garantizar una energía resistente y confiable con independencia de las condiciones meteorológicas, se debe dar prioridad a la inversión en el borde de la red, donde la mayoría se conecta y vive la vida. Afortunadamente, Estados Unidos se está embarcando en su mayor inversión en infraestructuras eléctricas desde los años sesenta, en el marco del amplio Programa de Asociaciones para la Innovación y la Resiliencia de la Red (GRIP, por sus siglas en inglés). Pero la inversión es sólo el principio. Construir una red del siglo XXI requiere una amplia colaboración. Juntos, empresas de servicios públicos, reguladores, gobiernos, industria y consumidores tienen una oportunidad única para transformar la infraestructura de red y hacer frente a la creciente demanda de electricidad sostenible y resistente. Esto significa mejorar las líneas de transmisión existentes para incorporar recursos energéticos distribuidos (DER) y construir nuevas líneas para llevar la energía de fuentes renovables remotas a los centros de población. La red de distribución, que lleva la energía a los hogares y las empresas, necesitará aún más inversión que el sistema de transmisión. El 60% de las líneas de distribución estadounidenses han superado su esperanza de vida de 50 años y, según un informe de la Conferencia Nacional de Legislaturas Estatales, de aquí a 2030 deberán invertirse entre 1,5 y 2 billones de dólares en la modernización de la red sólo para mantener su confiabilidad. A medida que la frecuencia y la gravedad de las tormentas empeoran en todo el país, muchos estados, y las empresas de servicios públicos que operan en ellos, buscan cada vez más soterrar más su infraestructura de red. Los organismos reguladores de los servicios públicos también están viendo este potencial de mejora de la resistencia. En Florida, por ejemplo, la Comisión de Servicios Públicos exige a cada empresa de servicios públicos que presente un plan de protección contra tormentas. En particular, esto incluye un requisito de planes para seguir trasladando más del sistema de distribución aérea bajo tierra. Aunque el soterramiento de las infraestructuras reduce el riesgo de cortes relacionados con las tormentas, plantea otros problemas. El principal de ellos son los cortes que siguen produciéndose con la infraestructura de red subterránea, principalmente por problemas con los equipos y los cables. Identificar y aislar los fallos y restablecer rápidamente el suministro eléctrico a los clientes afectados cuando todo ocurre bajo tierra no es tarea fácil.   

Como se señala en el informe, una red subterránea no es inmune a los problemas de confiabilidad. Puede tratarse de cables que se desgastan con el tiempo y empalmes y codos susceptibles de envejecer. Estos tipos de fallos subterráneos son ejemplos de cómo los costos, la seguridad y la confiabilidad pueden seguir siendo un reto con la infraestructura eléctrica subterránea. Los primeros pasos para identificar y aislar una avería pueden requerir muchas horas de trabajo del personal y varios viajes costosos en camión. Esto implica viajar de transformador en transformador para realizar horas de pruebas manuales en distintos puntos de la red. Estos costos se acumulan mientras el cliente sigue sin suministro y el personal de la empresa eléctrica está expuesto a numerosos riesgos de tensión. Como resultado, un solo corte puede dejar a los clientes sin electricidad durante muchas horas. Las empresas de servicios públicos ven las repercusiones de esta situación desde el punto de vista operativo y en las métricas de satisfacción del cliente. Todos estos ejemplos se refieren al funcionamiento normal. Los posibles impactos adicionales durante las grandes tormentas pueden ser devastadores para los clientes y el personal de campo. Las mejoras son necesarias para una red que se enfrenta a más retos que nunca debido a una combinación de edad, carga y usos para los que la red no fue diseñada. Esto incluye flujos de energía bidireccionales y fluctuaciones masivas a medida que aumentan los DER. Para invertir con sensatez, se debe fijar en las áreas en las que puede haber mejoras sólidas y cuantificables en confiabilidad y resistencia, especialmente cuando hay un impacto directo en el cliente. Un buen punto de partida es buscar mejoras donde el cliente se encuentra con la red, en el extremo de la red de distribución. Los factores operativos, normativos y de los clientes que hacen que una mayor parte de la red de distribución sea subterránea presentan interesantes oportunidades para acelerar estas mejoras operativas y de los clientes. Los clientes que antes se veían afectados por cortes de suministro de varias horas podrán recuperar el suministro en cuestión de segundos y sin intervención del personal, lo que eliminará los desplazamientos de camiones, minimizará los costos de operación y mantenimiento y mejorará considerablemente la seguridad del personal. Se explica que el sistema EdgeRestore cambia las reglas del juego para las empresas de servicios públicos, en particular para las que se encuentran en zonas donde se producen con frecuencia grandes tormentas: «El sistema EdgeRestore es un innovador sistema de restauración de averías para circuitos subterráneos. Ahora que las empresas de servicios públicos están soterrando cada vez más sus líneas de distribución para evitar cortes provocados por fenómenos graves como tormentas, vientos huracanados y huracanes, es necesario encontrar una forma de solucionar rápidamente los fallos subterráneos para mejorar la capacidad de recuperación. Lo que hace que el sistema EdgeRestore sea una parte tan importante de los esfuerzos para reforzar la red es su desempeño cuando se produce una tormenta. Hay muchas soluciones en el mercado que forman parte del rompecabezas de la resiliencia, pero ninguna supone un salto adelante en términos de confiabilidad a la hora de proporcionar un nuevo nivel de resiliencia. El sistema EdgeRestore de S&C es ese salto adelante». La información contenida en este informe puede contener afirmaciones predictivas, incluidas, entre otras, afirmaciones sobre futuros resultados financieros, resultados operativos, futuras carteras de productos y nuevas tecnologías. Hay una serie de factores que podrían hacer que los resultados y desarrollos reales difieran materialmente de los expresos o implícitos en las declaraciones predictivas. Por lo tanto, dicha información se proporciona únicamente con fines de referencia y no constituye ni una oferta ni un compromiso.

El informe aborda los desafíos y oportunidades relacionados con la modernización de la red eléctrica en los Estados Unidos, enfocándose en la necesidad de infraestructura subterránea para mejorar la resiliencia y confiabilidad del suministro eléctrico en un contexto de crecientes amenazas climáticas y aumento de la demanda. A medida que la dependencia de la electricidad aumenta debido al uso de dispositivos electrónicos, centros de datos y transporte eléctrico, la red eléctrica de EE.UU., construida mayoritariamente en las décadas de 1950 y 1960, enfrenta una presión sin precedentes. La infraestructura envejecida y la falta de inversión en modernización podrían comprometer la confiabilidad del servicio eléctrico y afectar negativamente la economía futura del país. Para mantener la confiabilidad de la red, se estima que se requieren inversiones de entre 1.5 y 2 trillones de dólares en modernización de la red para 2030. Gran parte de esta inversión se destinaría a la modernización de las líneas de distribución, muchas de las cuales han superado su vida útil de 50 años. El programa de Parques de Resiliencia e Innovación de la Red (GRIP), con una inversión de 10.5 billones de dólares, es un paso significativo hacia el fortalecimiento y diversificación de la infraestructura eléctrica del país. Uno de los enfoques clave para mejorar la resiliencia de la red es la subterranización de las líneas de distribución. Aunque esta estrategia reduce el riesgo de apagones causados por tormentas, presenta desafíos en la detección y reparación de fallas. La dificultad para localizar fallas subterráneas puede resultar en largos tiempos de interrupción del servicio y altos costos operativos. El informe destaca la introducción del sistema EdgeRestore de S&C Electric Company, una solución innovadora que permite la detección, aislamiento y restauración automática de fallas en la red subterránea en menos de 60 segundos. Este avance tecnológico reduce significativamente el tiempo de interrupción del servicio y los costos operativos, mejorando la seguridad de las cuadrillas de mantenimiento y la satisfacción del cliente. Para transformar la red eléctrica del siglo XXI y garantizar un suministro resiliente y confiable, es esencial una colaboración amplia entre servicios públicos, reguladores, gobiernos, industria y consumidores. La modernización de la infraestructura, incluyendo la integración de recursos energéticos distribuidos y la construcción de nuevas líneas de transmisión, es fundamental para abordar los desafíos futuros. En resumen, el informe enfatiza la necesidad de una inversión significativa y una colaboración multisectorial para modernizar la red eléctrica de EE.UU. y enfrentar los desafíos de una creciente demanda de electricidad y el impacto del cambio climático.

El informe aborda los desafíos y oportunidades relacionados con la modernización de la red eléctrica en los Estados Unidos, enfocándose en la necesidad de infraestructura subterránea para mejorar la resiliencia y confiabilidad del suministro eléctrico en un contexto de crecientes amenazas climáticas y aumento de la demanda. A medida que la dependencia de la electricidad aumenta debido al uso de dispositivos electrónicos, centros de datos y transporte eléctrico, la red eléctrica de EE.UU., construida mayoritariamente en las décadas de 1950 y 1960, enfrenta una presión sin precedentes. La infraestructura envejecida y la falta de inversión en modernización podrían comprometer la confiabilidad del servicio eléctrico y afectar negativamente la economía futura del país. Para mantener la confiabilidad de la red, se estima que se requieren inversiones de entre 1.5 y 2 trillones de dólares en modernización de la red para 2030. Gran parte de esta inversión se destinaría a la modernización de las líneas de distribución, muchas de las cuales han superado su vida útil de 50 años. El programa de Parques de Resiliencia e Innovación de la Red (GRIP), con una inversión de 10.5 mil millones de dólares, es un paso significativo hacia el fortalecimiento y diversificación de la infraestructura eléctrica del país. Uno de los enfoques clave para mejorar la resiliencia de la red es la subterranización de las líneas de distribución. Aunque esta estrategia reduce el riesgo de apagones causados por tormentas, presenta desafíos en la detección y reparación de fallas. La dificultad para localizar fallas subterráneas puede resultar en largos tiempos de interrupción del servicio y altos costos operativos. El informe destaca la introducción del sistema EdgeRestore de S&C Electric Company, una solución innovadora que permite la detección, aislamiento y restauración automática de fallas en la red subterránea en menos de 60 segundos. Este avance tecnológico reduce significativamente el tiempo de interrupción del servicio y los costos operativos, mejorando la seguridad de las cuadrillas de mantenimiento y la satisfacción del cliente. Para transformar la red eléctrica del siglo XXI y garantizar un suministro resiliente y confiable, es esencial una colaboración amplia entre servicios públicos, reguladores, gobierno, industria y consumidores. La subterranización de la infraestructura de distribución, junto con la implementación de tecnologías avanzadas como el sistema EdgeRestore, son pasos cruciales hacia una red eléctrica más robusta y adaptable a las demandas y desafíos futuros.

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