La generación de electricidad es un proceso intensivo en agua, dado que la mayoría de las centrales requieren agua para hacer girar las turbinas hidroeléctricas o enfriar los generadores termoeléctricos. En América Latina y el Caribe (ALC), aproximadamente la mitad de la generación de electricidad proviene de la energía hidroeléctrica, mientras que la otra mitad proviene de la energía de combustión, incluidos el carbón, el petróleo, el gas y la biomasa. Dado que las sequías hidrológicas limitan predominantemente la capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas, las sequías pueden desplazar la generación a las centrales de combustión. Una consecuencia plausiblemente importante pero poco estudiada de este desplazamiento de la generación es el empeoramiento de la calidad del aire local. Los cambios en la calidad del aire son una preocupación de primer orden, dado que la exposición a la contaminación del aire por partículas finas (PM2,5,< 2,5 μm) es perjudicial para la salud humana, y estudios recientes muestran que incluso niveles bajos de exposición conducen a resultados adversos para la salud. Dado que casi 500 millones de personas en ALC residen cerca de una central eléctrica de combustión y que el cambio climático provoca sequías hidrológicas más frecuentes y graves en la región, una cuestión clave es determinar cómo cambia la calidad del aire en respuesta a este cambio en la generación de electricidad. En este trabajo, se llena este vacío cuantificando la relación entre las sequías hidrológicas y el aumento de las concentraciones de PM2,5 alrededor de las centrales eléctricas de combustión en ALC. Se comienza ensamblando un panel a nivel de planta eléctrica de frecuencia mensual que cubre el período 2000 a 2020. El panel proporciona información tanto sobre las concentraciones de PM2,5 en las proximidades de las centrales eléctricas de combustión como sobre las medidas a nivel de mercado del nivel de capacidad de generación hidroeléctrica en situación de estrés hídrico. Estas medidas a nivel de mercado se derivan de medidas granulares de sequía hidrológica a nivel de cuenca. La medida preferida a nivel de mercado es la fracción de capacidad de generación hidroeléctrica afectada por la sequía (FHD). El panel también proporciona información sobre un amplio conjunto de factores meteorológicos, emisiones de incendios forestales, indicadores de la demanda de electricidad y características de las centrales eléctricas. Utilizando este conjunto de datos y métodos de efectos fijos, se estima el exceso de contaminación atmosférica creado por los cambios en la FHD. Las estimaciones tienen una interpretación causal porque, condicionadas por factores meteorológicos, cambios en la demanda de electricidad y tendencias estacionales, las sequías hidrológicas crean un impacto exógeno plausible en la generación de electricidad. Dado que las sequías hidrológicas pueden aumentar las PM2,5 a través de mecanismos alternativos, como el aumento de la probabilidad de incendios forestales, se excluyen las observaciones de meses-planta afectados por incendios forestales. 

El segundo conjunto de resultados pone de relieve que el mecanismo más probable para el aumento documentado de PM2,5 es el cambio en la generación de electricidad de centrales hidroeléctricas a centrales de combustión. En concreto, se muestra un claro gradiente dosis-respuesta con un aumento monotónico de las PM2,5 con la FHD. También apuerta pruebas de dos ejercicios placebo que descartan los incendios forestales y las tormentas de polvo como posibles causas de los resultados. En concreto, se probó y no se encontraron pruebas de que la FHD aumente las PM2,5 en torno a las centrales eléctricas limpias (solares, eólicas y nucleares) o en torno a las centrales combinadas en los años anteriores a su entrada en funcionamiento. También se descarta que los cambios en la demanda de electricidad u otros factores meteorológicos influyan en los resultados controlando estos factores en la especificación. En la especificación principal, se supone que estos efectos son aditivos y lineales. Aun así, el resultado se mantiene incluso después de relajar estos supuestos y utilizar el método de selección postdoble de Belloni para probar especificaciones mucho más flexibles. El patrón de efectos heterogéneos con respecto al tamaño de la central y al tipo de combustible refuerza aún más la idea de que el cambio en la generación hacia centrales eléctricas de combustión es el mecanismo principal. En concreto, se observa que los efectos sobre el exceso de PM2,5 son mayores en las centrales más pequeñas y en las que utilizan petróleo o biomasa, y más moderados en las centrales más grandes y en las que utilizan carbón. Estos resultados son coherentes con la idea de que las centrales más pequeñas son más capaces de responder durante una sequía, dado que tienden a estar refrigeradas por aire, mientras que las centrales más grandes tienden a estar refrigeradas por agua. Otra posible razón por la que el efecto es más atenuado entre las centrales más grandes (principalmente de carbón) es su limitada flexibilidad (es decir, proporcionan generación de carga base). El tercer conjunto de resultados cuantifica el número de vidas perdidas a partir de las estimaciones del exceso de PM2,5 inducido por la sequía, datos demográficos sobre la población ex- puesta y funciones de concentración-respuesta bien establecidas de la literatura que documenta los efectos adversos para la salud de las PM2,5. El cuarto conjunto de resultados proyecta estos costos hacia el futuro, teniendo en cuenta posibles cambios en el clima, la demografía y el sector eléctrico. En concreto, se amplían los cálculos contrafactuales hasta 2059, que corresponde aproximadamente a la vida útil prevista de las centrales eléctricas de combustión en servicio. 

Otra característica importante de estos resultados es que existen diferencias considerables en las tendencias subregionales, por ejemplo, la Región Andina (Colombia, Ecuador y Perú) está a punto de experimentar una disminución de las sequías hidrológicas y, en consecuencia, de su FHD. Este trabajo contribuye a varios ámbitos de la literatura. Más concretamente, amplía el trabajo realizado en Estados Unidos que cuantifica la relación entre sequías hidrológicas, generación de energía y calidad del aire. Específicamente, se demuestra que esta relación también existe en ALC, recupera las primeras estimaciones a nivel regional del exceso de PM2,5 para la región, y ofrece tres perspectivas novedosas sobre esta relación. En primer lugar, proporciona las primeras estimaciones del nexo entre las sequías hidrológicas y el exceso de PM2,5 creado por las centrales eléctricas de combustión que utilizan petróleo y biomasa. También muestra que estas centrales provocan algunos de los mayores descensos de la calidad del aire. Estos resultados son importantes porque las centrales eléctricas de petróleo y biomasa son comunes en los países en vías de desarrollo. En segundo lugar, demuestra que la relación entre sequías hidrológicas y empeoramiento de la calidad del aire puede observarse incluso en sequías de corta duración. Se puede documentar esta respuesta porque se observan pequeñas centrales hidroeléctricas (de más de 1 MW), que a menudo carecen de presas y, en consecuencia, su capacidad de generación se ve afectada de forma más inmediata por las sequías. En tercer lugar, se muestra que las centrales de combustión de pequeña capacidad, comunes en la región y con más probabilidades de estar refrigeradas por aire y menos afectadas por las sequías, provocan aumentos considerables del exceso de PM2,5. El documento se organiza como sigue. La sección 2 describe los datos. La sección 3 presenta la estrategia de identificación y los resultados. La sección 4 proporciona cálculos contrafactuales de las pérdidas creadas por el exceso de PM2,5. La sección 5 presenta proyecciones de pérdidas basadas en nuestros resultados y en modelos climáticos. La sección 6 presenta comprobaciones de robustez. La sección 7 muestra las conclusiones del informe.

El informe destaca cómo las sequías afectan la calidad del aire en la región latinoamericana y caribeña al modificar la generación de energía. La sequía reduce la disponibilidad de agua para las centrales hidroeléctricas, lo que lleva a un aumento en la generación de energía a partir de fuentes térmicas, principalmente carbón y petróleo, que emiten más contaminantes atmosféricos que las hidroeléctricas. Este cambio en la generación de energía ha resultado en un aumento de las emisiones de dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y material particulado fino (PM2.5), contribuyendo así a la mala calidad del aire en la región. La investigación resalta que durante períodos de sequía prolongada, las emisiones de las centrales térmicas pueden incrementarse hasta en un 60% en comparación con años no secos. Esto tiene graves consecuencias para la salud pública, dado que la exposición a estos contaminantes atmosféricos está relacionada con enfermedades respiratorias y cardiovasculares, así como con un mayor riesgo de mortalidad prematura. Además, la contaminación del aire afecta desproporcionadamente a las comunidades más vulnerables, como los niños, los ancianos y las personas con enfermedades crónicas, exacerbando las desigualdades en salud. El informe subraya la importancia de abordar la vulnerabilidad de la región ante las sequías, así como de promover una transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles. Recomienda políticas que fomenten la diversificación de la matriz energética, la mejora de la eficiencia energética y la adopción de tecnologías más limpias en el sector energético. Asimismo, destaca la necesidad de fortalecer la capacidad de los sistemas de monitoreo y control de la calidad del aire, así como de implementar medidas de adaptación y mitigación para enfrentar los impactos del cambio climático en la región.  

La energía solar comunitaria es cualquier proyecto solar o programa de compra dentro de un área geográfica en la que los beneficios fluyen a múltiples clientes, como particulares, empresas, organizaciones sin ánimo de lucro y otros grupos. Los clientes de energía solar comunitaria suelen suscribirse o ser propietarios de una parte de la energía generada por un conjunto solar y reciben un crédito en la factura eléctrica por la electricidad generada por su parte del sistema solar comunitario. La energía solar comunitaria puede suponer un mayor ahorro para los clientes de electricidad, facilitar el acceso a la energía solar a clientes con ingresos bajos o moderados, generar resiliencia y beneficios para la red, e impulsar el desarrollo de la mano de obra solar, entre otros beneficios. El objetivo de este estudio era identificar la cantidad máxima de capacidad solar comunitaria que es físicamente factible desarrollar y el alcance de los beneficios asociados. El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) estimó el potencial técnico de la energía solar comunitaria en Estados Unidos en dos regímenes de emplazamiento (acceso limitado y acceso de referencia). Este análisis caracterizó la variabilidad de los impulsores locales de la ubicación de la energía solar comunitaria y proporcionó límites altos y bajos del potencial técnico de la energía solar comunitaria. Para este análisis, se modificaron los regímenes de emplazamiento existentes para la energía solar fotovoltaica (FV) montada en el suelo con el fin de reflejar las limitaciones de emplazamiento de la energía solar comunitaria, incluidos los requisitos de alojamiento virtual, la distancia máxima de interconexión y la inclusión de tipos de paneles FV montados en el suelo y en tejados. Esta combinación de supuestos de disponibilidad de suelo se centró en espacios urbanizables con características que reflejan las instalaciones solares comunitarias existentes y que son incompatibles con los despliegues de tecnología de energía renovable a escala de servicios públicos. Este enfoque da prioridad a la ubicación exclusiva de la energía solar comunitaria. A nivel nacional, se estima que hay 967 gigavatios de corriente alterna (GWAC) de potencial técnico solar comunitario bajo el régimen de Acceso Limitado, lo que equivale a 1,710 teravatios-hora (TWh) de producción anual de energía. Se estima que hay 2.862 GWAC de potencial técnico solar comunitario bajo el régimen de Acceso de Referencia, lo que equivale a 5.921 TWh de producción anual de energía. El área de recursos para sistemas solares comunitarios en tejados (2.776,64 kilómetros cuadrados [km2]) es consistente en todos los regímenes de acceso limitado y acceso de referencia debido a su bajo potencial de conflicto de tierras. El área de recursos para sistemas solares comunitarios sobre suelo oscila entre casi 12.000 y 53.000 km2. Este amplio rango representa entre el 30% y el 126% de la superficie máxima de suelo para sistemas solares terrestres identificada para el escenario de uso del suelo más elevado (Decarb+E). Estas zonas de recursos se suman en gran medida a las zonas de recursos consideradas para las tecnologías de energía renovable a escala de servicios públicos en zonas urbanas y suburbanas donde sólo pueden desplegarse sistemas más pequeños y en terrenos que no son de propiedad federal. 

Sin embargo, estas zonas de recursos compiten con las tecnologías de energías renovables a escala comercial en las zonas rurales con mayores extensiones de terreno urbanizable contiguo en las proximidades de las interconexiones de subestaciones, lo que afecta principalmente a los mayores sistemas fotovoltaicos de montaje en suelo modelados en este estudio. En la práctica, las limitaciones del mercado, económicas y políticas significan que el número real de hogares y empresas potencialmente atendidos por la energía solar comunitaria es mucho menor. El análisis sugiere que la energía solar comunitaria podría crecer teóricamente para servir a todos los clientes residenciales de electricidad que no pueden adoptar la energía solar detrás del contador, incluidos los hogares con ingresos bajos a moderados (LMI). Se ha constatado que el 42% de los hogares y el 44% de las empresas no pueden acceder a la energía solar instalada detrás del contador, una disminución respecto a estimaciones anteriores que representa una menor demanda global de energía solar comunitaria. No toda la capacidad solar comunitaria se encuentra dentro de las mismas comunidades que los suscriptores, en particular para los hogares de alquiler y edificios multifamiliares, pero es accesible a los suscriptores dentro del mismo territorio de servicio de utilidad eléctrica. En este informe, también se exploran los posibles beneficios brutos del despliegue en curso de la energía solar comunitaria. El Departamento de Energía de EE.UU. define la energía solar comunitaria como cualquier proyecto solar o programa de compra, dentro de un área geográfica, en el que los beneficios fluyen a múltiples clientes, como particulares, empresas, organizaciones sin ánimo de lucro y otros grupos. En la mayoría de los casos, los clientes se benefician de la energía generada por paneles solares en un conjunto fuera de las instalaciones. En la mayoría de los casos, los clientes se benefician de la energía generada por los paneles solares de una instalación externa. Los clientes de energía solar comunitaria suelen suscribirse -o, en algunos casos, ser propietarios- de una parte de la energía generada por una instalación solar y reciben un crédito en la factura eléctrica por la electricidad generada por su parte del sistema solar comunitario. La energía solar comunitaria puede ser una gran opción para las personas que no pueden instalar paneles solares en sus tejados porque son inquilinos, no pueden permitirse la energía solar o porque sus tejados o sistemas eléctricos no son adecuados para la energía solar. La energía solar comunitaria es un modelo de negocio que permite a varios clientes de electricidad «suscribirse» a la producción de un conjunto fotovoltaico compartido. Algunas definiciones de la energía solar comunitaria incluyen restricciones geográficas, como el requisito de que los sistemas sirvan a abonados del mismo territorio de servicio público. La energía solar comunitaria está creciendo rápidamente, con una capacidad instalada acumulada en Estados Unidos que ha pasado de alrededor de 1 gigavatio (GWAC) en 2018 a más de 7,045 GWAC a finales de 2023. 

El crecimiento de la energía solar comunitaria se ha visto favorecido en parte por las políticas estatales que facilitan el modelo de negocio de suscripción, es decir, las políticas que permiten a los suscriptores utilizar créditos solares comunitarios contra sus obligaciones de facturas de servicios públicos. La energía solar comunitaria podría ampliar el acceso a la energía solar a los hogares y las empresas que no pueden adoptar la energía solar in situ (por ejemplo, la energía solar en tejados). En trabajos anteriores del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) se llegó a la conclusión de que la energía solar comunitaria podría ser una opción viable para alrededor de la mitad de los hogares y empresas de EE.UU. que se enfrentan a obstáculos importantes para adoptar la energía solar in situ debido a limitaciones en la azotea, problemas de propiedad u otras dificultades. La participación en la energía solar comunitaria suele conllevar unos costos iniciales mínimos o nulos, lo que la convierte en una opción viable para los hogares con un presupuesto limitado. Además, a diferencia de la energía solar para tejados, la energía solar comunitaria no plantea barreras específicas para su adopción por parte de los hogares que alquilan o viven en viviendas multifamiliares. Como resultado, la energía solar comunitaria amplía el acceso a la energía solar a las poblaciones desatendidas por los modelos de negocio convencionales de energía solar in situ. El papel de la energía solar comunitaria en la ampliación del acceso a la energía solar se ve reforzado por un conjunto cada vez mayor de políticas federales y estatales para promover la adopción de la energía solar comunitaria entre los hogares con ingresos bajos a moderados (LMI). El objetivo de este informe es doble: En primer lugar, se estima la capacidad técnica potencial a escala nacional de la energía solar comunitaria en los estados y el Distrito de Columbia. No se incluyeron otros territorios por falta de datos accesibles. En segundo lugar, se exploran las implicaciones de las estimaciones de potencial técnico en términos de beneficios sociales, económicos y técnicos de la energía solar comunitaria, junto con los beneficios estimados de los proyectos que se prevé desplegar a corto plazo. Comenzamos con un breve análisis de los antecedentes de ambos temas.

El informe examina el potencial técnico y los beneficios significativos de la energía solar comunitaria en los Estados Unidos. La energía solar comunitaria permite a los consumidores que no pueden instalar paneles solares en sus propias propiedades beneficiarse de la energía solar al participar en proyectos solares compartidos en la comunidad. El informe destaca que la energía solar comunitaria tiene un gran potencial técnico en los Estados Unidos, especialmente en áreas urbanas y suburbanas con restricciones de espacio o sombreado. Estos proyectos pueden desbloquear una cantidad significativa de capacidad solar que de otro modo no se aprovecharía, lo que contribuiría a la diversificación de la cartera energética del país y a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Además, el informe señala que la energía solar comunitaria puede ofrecer beneficios significativos más allá de la generación de energía limpia. Por ejemplo, puede reducir la carga en las redes eléctricas al disminuir la demanda de electricidad durante los períodos pico, lo que a su vez puede llevar a la reducción de los costos de electricidad para todos los consumidores. También puede mejorar la resiliencia energética al diversificar las fuentes de energía y aumentar la redundancia en caso de interrupciones del suministro eléctrico. En resumen, el informe destaca que la energía solar comunitaria tiene un gran potencial técnico en los Estados Unidos y puede ofrecer una serie de beneficios significativos, incluida la generación de energía limpia, la reducción de la carga en las redes eléctricas y la mejora de la resiliencia energética. Sin embargo, para aprovechar al máximo estos beneficios, será necesario abordar varios desafíos, como la regulación y la financiación adecuadas, así como la educación y la participación de la comunidad.  

La energía solar comunitaria es cualquier proyecto solar o programa de compra dentro de un área geográfica en la que los beneficios fluyen a múltiples clientes, como particulares, empresas, organizaciones sin ánimo de lucro y otros grupos. Los clientes de energía solar comunitaria suelen suscribirse o ser propietarios de una parte de la energía generada por un conjunto solar y reciben un crédito en la factura eléctrica por la electricidad generada por su parte del sistema solar comunitario. La energía solar comunitaria puede suponer un mayor ahorro para los clientes de electricidad, facilitar el acceso a la energía solar a clientes con ingresos bajos o moderados, generar resiliencia y beneficios para la red, e impulsar el desarrollo de la mano de obra solar, entre otros beneficios. El objetivo de este estudio era identificar la cantidad máxima de capacidad solar comunitaria que es físicamente factible desarrollar y el alcance de los beneficios asociados. El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) estimó el potencial técnico de la energía solar comunitaria en Estados Unidos en dos regímenes de emplazamiento (acceso limitado y acceso de referencia). Este análisis caracterizó la variabilidad de los impulsores locales de la ubicación de la energía solar comunitaria y proporcionó límites altos y bajos del potencial técnico de la energía solar comunitaria. Para este análisis, se modificaron los regímenes de emplazamiento existentes para la energía solar fotovoltaica (FV) montada en el suelo con el fin de reflejar las limitaciones de emplazamiento de la energía solar comunitaria, incluidos los requisitos de alojamiento virtual, la distancia máxima de interconexión y la inclusión de tipos de paneles FV montados en el suelo y en tejados. Esta combinación de supuestos de disponibilidad de suelo se centró en espacios urbanizables con características que reflejan las instalaciones solares comunitarias existentes y que son incompatibles con los despliegues de tecnología de energía renovable a escala de servicios públicos. Este enfoque da prioridad a la ubicación exclusiva de la energía solar comunitaria. A nivel nacional, se estima que hay 967 gigavatios de corriente alterna (GWAC) de potencial técnico solar comunitario bajo el régimen de Acceso Limitado, lo que equivale a 1,710 teravatios-hora (TWh) de producción anual de energía. Se estima que hay 2.862 GWAC de potencial técnico solar comunitario bajo el régimen de Acceso de Referencia, lo que equivale a 5.921 TWh de producción anual de energía. El área de recursos para sistemas solares comunitarios en tejados (2.776,64 kilómetros cuadrados [km2]) es consistente en todos los regímenes de acceso limitado y acceso de referencia debido a su bajo potencial de conflicto de tierras. El área de recursos para sistemas solares comunitarios sobre suelo oscila entre casi 12.000 y 53.000 km2. Este amplio rango representa entre el 30% y el 126% de la superficie máxima de suelo para sistemas solares terrestres identificada para el escenario de uso del suelo más elevado (Decarb+E). Estas zonas de recursos se suman en gran medida a las zonas de recursos consideradas para las tecnologías de energía renovable a escala de servicios públicos en zonas urbanas y suburbanas donde sólo pueden desplegarse sistemas más pequeños y en terrenos que no son de propiedad federal. 

Sin embargo, estas zonas de recursos compiten con las tecnologías de energías renovables a escala comercial en las zonas rurales con mayores extensiones de terreno urbanizable contiguo en las proximidades de las interconexiones de subestaciones, lo que afecta principalmente a los mayores sistemas fotovoltaicos de montaje en suelo modelados en este estudio. En la práctica, las limitaciones del mercado, económicas y políticas significan que el número real de hogares y empresas potencialmente atendidos por la energía solar comunitaria es mucho menor. El análisis sugiere que la energía solar comunitaria podría crecer teóricamente para servir a todos los clientes residenciales de electricidad que no pueden adoptar la energía solar detrás del contador, incluidos los hogares con ingresos bajos a moderados (LMI). Se ha constatado que el 42% de los hogares y el 44% de las empresas no pueden acceder a la energía solar instalada detrás del contador, una disminución respecto a estimaciones anteriores que representa una menor demanda global de energía solar comunitaria. No toda la capacidad solar comunitaria se encuentra dentro de las mismas comunidades que los suscriptores, en particular para los hogares de alquiler y edificios multifamiliares, pero es accesible a los suscriptores dentro del mismo territorio de servicio de utilidad eléctrica. En este informe, también se exploran los posibles beneficios brutos del despliegue en curso de la energía solar comunitaria. El Departamento de Energía de EE.UU. define la energía solar comunitaria como cualquier proyecto solar o programa de compra, dentro de un área geográfica, en el que los beneficios fluyen a múltiples clientes, como particulares, empresas, organizaciones sin ánimo de lucro y otros grupos. En la mayoría de los casos, los clientes se benefician de la energía generada por paneles solares en un conjunto fuera de las instalaciones. En la mayoría de los casos, los clientes se benefician de la energía generada por los paneles solares de una instalación externa. Los clientes de energía solar comunitaria suelen suscribirse -o, en algunos casos, ser propietarios- de una parte de la energía generada por una instalación solar y reciben un crédito en la factura eléctrica por la electricidad generada por su parte del sistema solar comunitario. La energía solar comunitaria puede ser una gran opción para las personas que no pueden instalar paneles solares en sus tejados porque son inquilinos, no pueden permitirse la energía solar o porque sus tejados o sistemas eléctricos no son adecuados para la energía solar. La energía solar comunitaria es un modelo de negocio que permite a varios clientes de electricidad «suscribirse» a la producción de un conjunto fotovoltaico compartido. Algunas definiciones de la energía solar comunitaria incluyen restricciones geográficas, como el requisito de que los sistemas sirvan a abonados del mismo territorio de servicio público. La energía solar comunitaria está creciendo rápidamente, con una capacidad instalada acumulada en Estados Unidos que ha pasado de alrededor de 1 gigavatio (GWAC) en 2018 a más de 7,045 GWAC a finales de 2023. 

El crecimiento de la energía solar comunitaria se ha visto favorecido en parte por las políticas estatales que facilitan el modelo de negocio de suscripción, es decir, las políticas que permiten a los suscriptores utilizar créditos solares comunitarios contra sus obligaciones de facturas de servicios públicos. La energía solar comunitaria podría ampliar el acceso a la energía solar a los hogares y las empresas que no pueden adoptar la energía solar in situ (por ejemplo, la energía solar en tejados). En trabajos anteriores del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) se llegó a la conclusión de que la energía solar comunitaria podría ser una opción viable para alrededor de la mitad de los hogares y empresas de EE.UU. que se enfrentan a obstáculos importantes para adoptar la energía solar in situ debido a limitaciones en la azotea, problemas de propiedad u otras dificultades. La participación en la energía solar comunitaria suele conllevar unos costos iniciales mínimos o nulos, lo que la convierte en una opción viable para los hogares con un presupuesto limitado. Además, a diferencia de la energía solar para tejados, la energía solar comunitaria no plantea barreras específicas para su adopción por parte de los hogares que alquilan o viven en viviendas multifamiliares. Como resultado, la energía solar comunitaria amplía el acceso a la energía solar a las poblaciones desatendidas por los modelos de negocio convencionales de energía solar in situ. El papel de la energía solar comunitaria en la ampliación del acceso a la energía solar se ve reforzado por un conjunto cada vez mayor de políticas federales y estatales para promover la adopción de la energía solar comunitaria entre los hogares con ingresos bajos a moderados (LMI). El objetivo de este informe es doble: En primer lugar, se estima la capacidad técnica potencial a escala nacional de la energía solar comunitaria en los estados y el Distrito de Columbia. No se incluyeron otros territorios por falta de datos accesibles. En segundo lugar, se exploran las implicaciones de las estimaciones de potencial técnico en términos de beneficios sociales, económicos y técnicos de la energía solar comunitaria, junto con los beneficios estimados de los proyectos que se prevé desplegar a corto plazo. Comenzamos con un breve análisis de los antecedentes de ambos temas.

El informe examina el potencial técnico y los beneficios significativos de la energía solar comunitaria en los Estados Unidos. La energía solar comunitaria permite a los consumidores que no pueden instalar paneles solares en sus propias propiedades beneficiarse de la energía solar al participar en proyectos solares compartidos en la comunidad. El informe destaca que la energía solar comunitaria tiene un gran potencial técnico en los Estados Unidos, especialmente en áreas urbanas y suburbanas con restricciones de espacio o sombreado. Estos proyectos pueden desbloquear una cantidad significativa de capacidad solar que de otro modo no se aprovecharía, lo que contribuiría a la diversificación de la cartera energética del país y a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Además, el informe señala que la energía solar comunitaria puede ofrecer beneficios significativos más allá de la generación de energía limpia. Por ejemplo, puede reducir la carga en las redes eléctricas al disminuir la demanda de electricidad durante los períodos pico, lo que a su vez puede llevar a la reducción de los costos de electricidad para todos los consumidores. También puede mejorar la resiliencia energética al diversificar las fuentes de energía y aumentar la redundancia en caso de interrupciones del suministro eléctrico. En resumen, el informe destaca que la energía solar comunitaria tiene un gran potencial técnico en los Estados Unidos y puede ofrecer una serie de beneficios significativos, incluida la generación de energía limpia, la reducción de la carga en las redes eléctricas y la mejora de la resiliencia energética. Sin embargo, para aprovechar al máximo estos beneficios, será necesario abordar varios desafíos, como la regulación y la financiación adecuadas, así como la educación y la participación de la comunidad.  

Este informe forma parte del Estudio Nacional de Planificación de la Transmisión (Estudio NTP) del Departamento de Energía de EE.UU. (DOE), realizado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables y el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico. El objetivo del Estudio NTP es identificar la transmisión que proporcionará beneficios a gran escala a los clientes de electricidad; informar los procesos de planificación de la transmisión regional e interregional; e identificar estrategias interregionales y nacionales para acelerar la descarbonización manteniendo la confiabilidad del sistema. El objetivo de este estudio de la zona interregional de energías renovables (IREZ) es doble. En primer lugar, sirve de puente entre la modelización técnica utilizada en los escenarios nacionales de transmisión del Estudio NTP y la toma de decisiones regulatorias y financieras sobre el terreno. Cuando es congruente con los resultados nacionales, un corredor IREZ es un ejemplo de un medio para lograr una parte de los beneficios identificados en el análisis nacional. En segundo lugar, este estudio es un análisis preliminar para ayudar a los responsables de la toma de decisiones estatales a determinar si deben realizar análisis más detallados de los corredores IREZ que les resulten relevantes. Este informe no puede tener plenamente en cuenta todos los detalles específicos de cada caso que afectarían a la configuración de un proyecto de transporte. No obstante, si un corredor examinado en este estudio presenta una elevada relación costo-beneficio basada únicamente en el ahorro de costos energéticos, un estudio posterior centrado en ese corredor podría ampliar el análisis económico para incluir factores locales que no se han podido abordar aquí. Una de las premisas en las que se basa el análisis de las IREZ es que, en última instancia, serán los Estados los que tomen la iniciativa a la hora de decidir si se desarrollan o no. Un número creciente de estudios sugiere que los cambios fundamentales en el sector eléctrico de la nación tienen implicaciones importantes para la planificación de la transmisión (FERC 2022). El panorama cambiante sugiere, entre otras cosas, la necesidad de un reexamen concertado de las soluciones de transmisión interregional a larga distancia. Sin embargo, los grandes proyectos de transmisión interregional a larga distancia se han enfrentado a obstáculos institucionales en el pasado. El objetivo de este estudio es diseñar y probar un enfoque de la transmisión interregional que pueda responder tanto a las necesidades cambiantes del sistema eléctrico estadounidense como a las cuestiones normativas que los estados y otras autoridades deben tener en cuenta a la hora de aprobar nuevas inversiones en transmisión.  Una zona interregional de energías renovables (ZIER) es un área que comprende una concentración muy elevada de potencial de energías renovables desarrollables a muy bajo costo. Un centro de energía renovable interregional es un punto de recogida en el sistema eléctrico general al que pueden conectarse fácilmente las centrales de energía renovable construidas en la zona. El centro ancla un corredor IREZ que consiste en una ruta de transmisión de alta tensión dedicada desde el centro IREZ hasta un centro de carga importante. La ruta de transmisión cubre una larga distancia, haciendo que las energías renovables de bajo costo de las mejores regiones eólicas y solares del país sean accesibles a la carga en otra región a cientos de kilómetros de distancia. Las zonas se centran en la eólica y la solar por sus economías de escala geográficas: es posible desarrollar gigavatios de capacidad con un único punto de interconexión, lo que hace más rentable la transmisión a larga distancia y de gran capacidad. 

Cualquier tipo de generación puede conectarse a un nudo de IREZ una vez que la transmisión esté disponible, pero para examinar el impacto de una gran línea de transmisión interregional, centramos el análisis en la eólica y la solar. Las zonas de energías renovables han demostrado su eficacia para el desarrollo regional rentable de energías limpias. Este estudio extrae lecciones de estos éxitos para concebir un modelo de zona de energías renovables de uso interregional en Estados Unidos. Sin embargo, los ejemplos de transmisión interregional para energías renovables son muy escasos, debido, al menos en parte, a que la transmisión interregional en general se enfrenta a importantes obstáculos. En el marco de las actuales estructuras institucionales, las entidades reguladas que controlan el proceso de planificación altamente técnica son reacias al riesgo regulatorio, lo que les lleva a favorecer soluciones para las que existe un precedente conocido de recuperación de costos. Este estudio desarrolla un modelo que utiliza zonas de energía renovable para abordar los nuevos retos de la planificación de la transmisión interregional. Una zona interregional de energías renovables (ZIER) es un área que comprende una concentración muy elevada de potencial de energías renovables desarrollables a muy bajo costo. Un nudo de energía renovable interregional es un punto de recogida en el sistema eléctrico general al que pueden conectarse fácilmente las centrales de energía renovable construidas en la zona. El centro ancla un corredor IREZ que consiste en una ruta de transmisión de alta tensión dedicada desde el centro IREZ hasta un centro de carga importante. El modelo de zonas de energías renovables comenzó en Texas hace dos décadas, apoyando la expansión de la energía eólica y (más recientemente) de la energía solar. La experiencia de Texas ha servido de base para el desarrollo del modelo IREZ utilizado en este estudio. La cantidad de capacidad renovable que un centro de carga puede obtener de una IREZ depende de la transmisión de conexión. Por coherencia analítica, se asume una configuración de transmisión estándar: una línea de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 600 kV con una capacidad de transferencia total de 3 gigavatios (GW). En lugar de ajustar el volumen del corredor IREZ a una capacidad óptima, se examina el papel que podrían desempeñar 3 GW de recursos IREZ en la combinación de recursos de un centro de carga. Este enfoque se ajusta a cómo se planifica y construye realmente la transmisión. En otras palabras, las energías renovables IREZ constituirían una parte de la combinación de recursos del centro de carga de destino, junto con las energías renovables de origen local (incluida la eólica marina cuando esté disponible), la generación convencional y otros recursos.  

No obstante, se prevé que los análisis posteriores iniciados por los estados afectados podrían identificar configuraciones alternativas más rentables para las circunstancias de un corredor específico. Este estudio sirve como análisis preliminar de las oportunidades. La competencia entre los promotores de recursos es una parte importante del modelo de zonas de energías renovables. Se refleja analíticamente suponiendo que los promotores que quieran construir centrales de energías renovables en los mejores 15 GW de potencial de recursos de una zona competirán por el acceso a un eje de transmisión de 3 GW. El costo marginal de los mejores 15 GW es la medida económica que se utiliza para describir cada IREZ. En otras palabras, el análisis no elige emplazamientos específicos para el desarrollo de proyectos. Se supone que la competencia decidirá qué emplazamientos se desarrollarán y que el costo marginal de los mejores 15 GW de la zona es un costo aproximado razonable de la capacidad renovable que se desarrollará en última instancia. El análisis aplicó dos medidas económicas a cada corredor IREZ. Una es el ahorro neto en el costo de generación de energía para el centro de carga objetivo, que se mide comparando la producción horaria de energía de la IREZ (con un precio al LCOE marginal) con el costo sensible al tiempo de la generación local en el centro de carga. A continuación, se comprueba si el ahorro anual en costos energéticos proporciona suficiente margen económico para pagar los ingresos anuales de la línea de transmisión IREZ. Se adopta un enfoque de «backcasting» para medir el ahorro neto de costos energéticos. Es decir, en lugar de prever dónde estarán los costos dentro de una década, se mide cuál habría sido el ahorro de costos en 2022 si el corredor IREZ hubiera existido entonces. El indicador preferido fueron los precios marginales horarios de localización (PML), que se compara con los LCOE marginales de los recursos IREZ. Los centros de carga de los mercados gestionados por organizaciones regionales de transporte (RTO) u operadores de sistemas independientes (ISO) disponen de datos LMP. Para los centros de carga situados fuera pero cerca de una RTO o ISO, se utilizan LMP de intercambio. En todos los casos, los ratios indicaban un ahorro neto de costos energéticos superior al costo anualizado de la transmisión IREZ. 

El informe aborda un enfoque innovador para la planificación de la transición energética en los Estados Unidos. Este enfoque se basa en la identificación de áreas geográficas favorables para el desarrollo de recursos renovables a gran escala, con el objetivo de facilitar una transición eficiente y rentable hacia un sistema eléctrico más sostenible y resiliente. El informe destaca la importancia de las interconexiones entre las redes eléctricas de diferentes regiones para aprovechar al máximo el potencial de las energías renovables. Estas interconexiones pueden permitir el intercambio de energía renovable excedente entre regiones, reduciendo así la necesidad de almacenamiento a gran escala y mejorando la estabilidad de la red. Además, la identificación de zonas interregionales de energía renovable puede ayudar a coordinar los esfuerzos de planificación a nivel estatal y federal, promoviendo una mayor colaboración y eficiencia en la implementación de proyectos renovables a gran escala. El informe también destaca los desafíos y oportunidades asociados con la planificación de zonas interregionales de energía renovable. Por un lado, la identificación de áreas geográficas favorables puede enfrentar obstáculos relacionados con la propiedad de la tierra, las restricciones ambientales y las consideraciones sociales. Por otro lado, la planificación a largo plazo de zonas interregionales de energía renovable puede ofrecer beneficios significativos en términos de reducción de emisiones, creación de empleo y mejora de la seguridad energética. En resumen, el informe de NREL sobre las Zonas Interregionales de Energía Renovable destaca la importancia de una planificación estratégica y coordinada para la transición hacia un sistema eléctrico más sostenible y resiliente en los Estados Unidos. Al identificar áreas geográficas favorables para el desarrollo de recursos renovables a gran escala y promover la colaboración entre regiones, este enfoque puede ayudar a acelerar la adopción de energías renovables y a lograr los objetivos de mitigación del cambio climático de manera eficiente y rentable.  

 Gobiernos y empresas de todo el mundo se apresuran a definir su lugar en la economía de las energías limpias, que crece rápidamente a medida que los responsables políticos desarrollan nuevas estrategias industriales que también refuercen la seguridad energética y aborden el cambio climático. Este Informe Especial sobre Perspectivas de la Tecnología Energética está estructurado para proporcionar a los responsables de la toma de decisiones un conjunto de herramientas analíticas para diseñar y evaluar sus estrategias de fabricación de tecnologías limpias. Reconociendo que no existe un enfoque único para todos los casos, establece una serie de principios rectores que pueden ayudar a orientar la planificación futura. El sector manufacturero -desde hace tiempo motor del crecimiento y el desarrollo económicos- ocupa un lugar cada vez más destacado en las consideraciones sobre política energética, climática y económica. Los países se apresuran a capitalizar los beneficios que la fabricación de tecnologías limpias puede aportar a la seguridad económica, el empleo y la resistencia de las transiciones hacia energías limpias. A petición de los líderes del G7 en 2023, este Informe Especial sobre Perspectivas de las Tecnologías Energéticas está diseñado para ayudar a los responsables políticos a preparar sus estrategias industriales. Se centra en cinco tecnologías clave de energía limpia: solar fotovoltaica, eólica, baterías, electrolizadores y bombas de calor. La inversión en la fabricación de tecnologías limpias se está volviendo tan importante que está empezando a registrarse en datos macroeconómicos más amplios. En 2023, representará en torno al 0,7% de la inversión mundial en todos los sectores de la economía, lo que supone más gasto que industrias consolidadas como la siderúrgica (0,5%). En términos de crecimiento, la contribución es aún mayor: en 2023, la fabricación de tecnologías limpias representó por sí sola alrededor del 4% del crecimiento del PIB mundial y casi el 10% del crecimiento de la inversión mundial. Un nuevo análisis, el primero de su clase en este informe, muestra que la inversión en fabricación de tecnologías limpias se situó en torno a los 200.000 millones de dólares en 2023, con un crecimiento superior al 70% respecto a 2022. Las inversiones en plantas de fabricación de energía solar fotovoltaica y baterías lideraron la tendencia, representando conjuntamente más del 90% del total en ambos años. La inversión en fabricación de energía solar fotovoltaica se duplicó con creces hasta alcanzar unos 80.000 millones de dólares en 2023, mientras que la inversión en fabricación de baterías creció en torno al 60% hasta 110.000 millones de dólares. China representó tres cuartas partes de las inversiones mundiales en fabricación de tecnologías limpias en 2023, frente al 85% en 2022, dado que la inversión en Estados Unidos y Europa creció con fuerza, en particular para la fabricación de baterías, cuyas inversiones se triplicaron con creces en estas regiones. En cuanto a la fabricación de energía solar fotovoltaica, las inversiones en China se duplicaron con creces entre 2022 y 2023. Fuera de estos tres grandes centros de fabricación, India, Japón, Corea y los países del sudeste asiático hicieron importantes contribuciones en áreas específicas, mientras que la inversión en regiones como África, América Central y América del Sur fue insignificante. El impulso a corto plazo de la fabricación limpia parece fuerte. Alrededor del 40% de las inversiones en 2023 se destinaron a instalaciones que entrarán en funcionamiento en 2024; en el caso de las instalaciones de fabricación de baterías, este porcentaje es de casi el 70%. 

Los proyectos comprometidos -los que están en construcción o han tomado decisiones definitivas de inversión- hasta 2025, junto con la capacidad existente, superarían en un 50% las necesidades mundiales de despliegue de energía solar fotovoltaica en 2030 según el escenario de emisiones netas cero para 2050 de la AIE (escenario NZE) y cubrirían el 55% de las necesidades de células de baterías. Este impulso también se está extendiendo a sectores adyacentes: casi la mitad de los anuncios de fabricación de baterías comprometidos en Estados Unidos se harán a través de empresas conjuntas con fabricantes de automóviles. La capacidad actual de fabricación de módulos y células solares fotovoltaicos podría alcanzar hoy lo necesario para satisfacer la demanda según el escenario NZE en 2030, seis años antes de lo previsto, con sólo modestas lagunas en las fases previas de fabricación de obleas y polisilicio. Sin embargo, las instalaciones que fabrican células y módulos registran actualmente tasas medias de utilización relativamente bajas, en torno al 50% en todo el mundo. Los factores clave que explican esta situación son el exceso de oferta de módulos fotovoltaicos y la rápida expansión de la capacidad de fabricación. Aunque el fuerte aumento de la oferta ha hecho bajar los precios de los módulos, lo que ha favorecido una mayor aceptación por parte de los consumidores, las existencias de módulos fotovoltaicos están aumentando y hay indicios de reducción y aplazamiento de las ampliaciones de capacidad previstas, sobre todo en China. La fabricación de baterías también registró un año récord en 2023. La producción total superó los 800 gigavatios hora (GWh), un 45% más que en 2022. El aumento de capacidad también se disparó, con casi 780 GWh de capacidad de fabricación de células añadidas, aproximadamente una cuarta parte más que en 2022. Esto elevó la capacidad total instalada a unos 2,5 teravatios-hora (TWh), es decir, casi tres veces la demanda actual. A nivel mundial, la capacidad de fabricación de baterías podría superar los 9 TWh en 2030 si se cumplen todos los anuncios. Las necesidades de despliegue de fabricación de baterías en 2030 según el Escenario NZE están al alcance de la mano: más del 90% podría cubrirse con las ampliaciones anunciadas que han alcanzado decisiones de inversión definitivas. La nueva capacidad de fabricación de aerogeneradores y electrolizadores también creció más rápidamente en 2023, aunque las ganancias no fueron tan espectaculares. La capacidad eólica existente podría cubrir casi el 50% de las necesidades del escenario NZE en 2030, mientras que los proyectos anunciados podrían cubrir otro 12%. Mientras tanto, el aumento de la capacidad de fabricación de bombas de calor se ralentizó debido al estancamiento en la mayoría de los principales mercados. La capacidad existente sólo podría satisfacer alrededor de un tercio de las necesidades de 2030 en el escenario NZE, aunque esto podría cambiar rápidamente dados los cortos plazos de entrega típicos de las ampliaciones de capacidad en esta industria. China, Estados Unidos y la Unión Europea suman entre el 80% y el 90% de la capacidad de fabricación de energía solar fotovoltaica, eólica, baterías, electrolizadores y bombas de calor. Se prevén pocos cambios en esta concentración global hasta 2030, incluso si todos los proyectos anunciados llegan a buen puerto. China representa por sí sola más del 80% de la capacidad mundial de fabricación de módulos fotovoltaicos y el 95% de la de obleas. Es poco probable que esta situación cambie significativamente en esta década, dado que el país está preparado para igualar o superar las ampliaciones de capacidad previstas en otros países como Estados Unidos e India. En cuanto a la fabricación de pilas, la situación es algo diferente: Las ampliaciones de capacidad previstas en Europa y Estados Unidos parecen destinadas a reducir la cuota actual de China en la capacidad mundial, con ambas regiones alcanzando una cuota de alrededor del 15% en 2030 si se llevan a cabo todos los proyectos anunciados.  

En Europa y Estados Unidos, la capacidad anunciada de fabricación de pilas es suficiente para satisfacer las necesidades nacionales de despliegue en 2030 asociadas a sus propios objetivos climáticos. La concentración geográfica de la fabricación de baterías eólicas, electrolizadores y bombas de calor también muestra pocos cambios hasta 2030. Fuera de los principales países productores, América Central y del Sur representan una pequeña parte de la producción mundial de los principales componentes de los aerogeneradores (entre el 4% y el 6% para góndolas, palas y torres). Sin embargo, hoy en día prácticamente no se fabrica tecnología limpia en África. La concentración es aún más pronunciada en el caso de los componentes de la energía solar fotovoltaica y las baterías, pero la perspectiva de un exceso de capacidad puede abrir posibilidades para una mayor diversificación de la producción en este ámbito. La fabricación de tecnologías limpias está cada vez más en el punto de mira. La producción de tecnologías clave para apoyar la transición hacia energías limpias se ha convertido en la piedra angular de las políticas industriales diseñadas para impulsar el empleo y el desarrollo económico en muchos países. Además, es un factor esencial para alcanzar los objetivos climáticos, como la promesa hecha en la COP 28 de triplicar la capacidad mundial de energía renovable para 2030. La primera parte de este informe sitúa la fabricación de tecnologías limpias en su contexto, considerando el papel de la fabricación en la economía mundial y los últimos avances en el aumento de la capacidad de fabricación en línea con la aceleración del despliegue de tecnologías de energía limpia. El capítulo 1 examina la contribución de la industria manufacturera al desarrollo económico en distintas regiones del mundo y las tendencias recientes de inversión en la fabricación de tecnologías limpias. El capítulo 2 analiza los progresos realizados en la ampliación de la capacidad de fabricación de cinco tecnologías clave de energías limpias: solar fotovoltaica, eólica, baterías, electrolizadores y bombas de calor. Analiza si la capacidad de fabricación está en vías de satisfacer las necesidades de despliegue en consonancia con un camino hacia las emisiones netas cero para 2050, tanto dentro de los países y regiones como a nivel mundial. Por último, considera la distribución geográfica de la fabricación, examinando el potencial para satisfacer la demanda nacional y las oportunidades de exportación, y analiza los niveles de concentración en la cadena de suministro. 

El informe analiza la importancia de la fabricación de tecnologías limpias para abordar los desafíos climáticos y promover la sostenibilidad. Destaca que la fabricación de tecnologías limpias es fundamental para la transición hacia una economía baja en carbono y resalta la necesidad de acelerar la producción y adopción de estas tecnologías para cumplir con los objetivos del Acuerdo de París. El informe identifica varias tecnologías clave, como la energía solar fotovoltaica, la eólica terrestre y marina, las baterías de almacenamiento de energía y los vehículos eléctricos, que desempeñarán un papel crucial en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. También destaca la importancia de la eficiencia energética en la fabricación de tecnologías limpias, así como la necesidad de reducir la intensidad de los materiales en la producción de estas tecnologías. En términos de políticas y medidas recomendadas, el informe enfatiza la importancia de la colaboración internacional para promover la innovación y el intercambio de tecnologías limpias. También destaca la necesidad de políticas que fomenten la inversión en tecnologías limpias, así como la creación de marcos regulatorios que impulsen la adopción de estas tecnologías en la fabricación. En resumen, el informe de la IEA subraya la importancia crítica de la fabricación de tecnologías limpias en la lucha contra el cambio climático y destaca la necesidad de acciones urgentes y coordinadas para acelerar la transición hacia una economía baja en carbono.