El mercado de la energía eólica marina en Estados Unidos se encuentra en un momento decisivo, con un potencial significativo de crecimiento en los próximos años. A pesar de enfrentar desafíos macroeconómicos, el sector está adaptándose y mejorando sus estrategias de mitigación de riesgos. La energía eólica marina puede desempeñar un papel fundamental en la descarbonización del sistema energético estadounidense, proporcionando energía limpia a gran escala, especialmente para los centros de demanda costeros que tienen alternativas limitadas. Las proyecciones actuales indican que se desplegarán alrededor de 40 GW de energía eólica marina para 2035, con el potencial de superar los 100 GW para 2050. Según pronósticos de mercado independientes, mandatos estatales y estudios de modelado, la capacidad de energía eólica marina podría superar los 115 GW para 2050, impulsada por factores como los objetivos de descarbonización, el crecimiento de la demanda, las restricciones de localización y las trayectorias de costos. La implementación a corto plazo es crítica para la descarbonización y el cumplimiento de las demandas de carga, especialmente en regiones como el noreste, donde las alternativas a la energía eólica marina son limitadas. Agregar 30 GW de energía eólica marina al noreste en la próxima década podría aumentar su capacidad de generación limpia a más de 50%. El mercado de la energía eólica marina en los EE. UU. está en un punto de inflexión, con los primeros despliegues a escala comercial en marcha. La construcción de 10-15 GW de proyectos en los próximos años establecerá la viabilidad y credibilidad de la industria. Este tipo de energía ofrece una propuesta de valor convincente, apoyando la fiabilidad de la red y la diversidad de recursos con factores de capacidad más altos y perfiles de producción complementarios que responden al crecimiento de la demanda invernal. Además, alivia la presión sobre la ubicación de infraestructuras limpias basadas en tierra y se conecta directamente a los centros de población costeros, impulsando el desarrollo económico a través de la creación de empleo, oportunidades de manufactura y la revitalización de la infraestructura marítima y de la red. 

El documento proporciona una visión general del estado actual y las perspectivas futuras de la industria eólica marina en Estados Unidos, abordando los recientes desafíos de costos enfrentados por los proyectos pioneros debido a factores como la inflación, las restricciones en la cadena de suministro y los retrasos en los cronogramas, lo que ha llevado a un aumento del costo nivelado de la energía (LCOE) de $85 a $140 por MWh desde 2021 hasta finales de 2023. Sin embargo, sugiere que es posible alcanzar LCOEs por debajo de $100/MWh para proyectos de base fija para 2030, gracias al despliegue de proyectos, el desarrollo de la cadena de suministro y las inversiones en infraestructura. El documento esboza una hoja de ruta para el despegue comercial de la industria eólica marina, que involucra tres fases superpuestas: (1) una demanda comprometida, (2) la entrega temprana de proyectos y (3) el despliegue constante y la expansión continua de la cadena de suministro. Se enfatiza la importancia de la infraestructura habilitante, como puertos, embarcaciones e inversiones coordinadas en transmisión, para apoyar el crecimiento de la industria. Además, se destacan las soluciones en curso, como acuerdos de adquisición revisados, mejora de la secuenciación de proyectos, inversiones dirigidas en infraestructura, colaboración regional y planificación de transmisión coordinada. En general, el documento presenta un análisis exhaustivo del estado actual de la industria eólica marina en EE. UU., sus desafíos de costos y la ruta hacia el despegue comercial mediante una combinación de demanda comprometida, entrega temprana de proyectos, expansión de la cadena de suministro y desarrollo de infraestructura habilitante.

A pesar de los desafíos macroeconómicos que han enfrentado varios proyectos en la fase de desarrollo, como la inflación, las restricciones de la cadena de suministro y el aumento de las tasas de interés, se espera que la industria de la energía eólica marina en los EE. UU. continúe expandiéndose significativamente a largo plazo, respaldada por reducciones de costos y una creciente demanda de energía baja en carbono. El informe clasifica los proyectos en tres tramos según el momento de su compromiso de precio de compra y su decisión final de inversión (FID). Los proyectos del Tramo 1 (FID antes de 2023) estuvieron menos expuestos a las presiones de costos, mientras que los del Tramo 2 (FID 2023-2026) enfrentaron desafíos significativos, con muchos cancelando contratos de compra. Los proyectos del Tramo 3 (FID después de 2026) tienen menores riesgos de viabilidad financiera, puesto que los precios de compra incorporan las lecciones aprendidas. Si bien los proyectos pioneros enfrentaron una «tormenta perfecta» de desafíos, el camino hacia las reducciones de costos a largo plazo comienza con el despliegue de una masa crítica de proyectos maduros en la actualidad. El informe describe varias palancas para la reducción de costos, incluyendo factores macroeconómicos, impulsores de políticas y ahorros realizados a través del despliegue. A nivel mundial, los costos de la energía eólica marina han disminuido significativamente a medida que ha aumentado el despliegue, con una reducción promedio de costos de aproximadamente el 60% entre 2011 y 2021. El informe también discute el potencial de la energía eólica marina flotante en los EE. UU., lo que podría desbloquear el despliegue en aguas más profundas y expandir las geografías atendidas por la energía eólica marina. Se prevé que el mercado global de energía eólica flotante despliegue 20 GW para 2035, con los primeros proyectos a escala comercial apuntando a operar alrededor de 2030. En otra instancia, la energía eólica marina se enfrenta a diversos desafíos económicos que impactan tanto el CapEx (gastos de capital) como el OpEx (gastos operativos), lo que ha llevado a un aumento en los LCOEs (costos nivelados de energía) de los proyectos. Entre 2021 y 2023, los principales impulsores del aumento de costos incluyeron el incremento de las tasas de interés, la inflación y los sobrecostos en CapEx y OpEx derivados de problemas en la cadena de suministro, cada uno contribuyendo aproximadamente un tercio al aumento total de costos. Sin embargo, se prevé que la reducción de costos a largo plazo será posible a través de políticas de apoyo, condiciones macroeconómicas favorables y el despliegue de una masa crítica de proyectos maduros. Asimismo, se destaca que las lecciones aprendidas de los proyectos pioneros y la implementación de mejoras técnicas y de diseño contribuirán a la viabilidad y competitividad de futuros proyectos, asegurando así el crecimiento sostenible de la industria de la energía eólica marina en los Estados Unidos.

El Acta de Reducción de la Inflación (IRA, por sus siglas en inglés) en Estados Unidos tiene implicaciones clave para la industria eólica marina, particularmente la industria de energía eólica marina en alta mar. Esta acta establece créditos fiscales tecnológicamente neutrales disponibles para proyectos de energía limpia, como el Crédito Fiscal de Inversión (ITC, por sus siglas en inglés) y el Crédito Fiscal de Producción (PTC, por sus siglas en inglés). El ITC proporciona un crédito fiscal del 30% sobre los costos de capital elegibles para proyectos que cumplan con ciertos requisitos laborales, con bonificaciones potenciales por ubicarse en comunidades energéticas y utilizar contenido nacional. Mientras tanto, el PTC ofrece incentivos similares basados en la producción de electricidad. Además, el IRA introduce nuevos créditos fiscales para apoyar la fabricación nacional de componentes de energía eólica marina en alta mar (45X) e inversiones en nuevas instalaciones de fabricación (48C). Este marco legislativo sienta las bases para el despegue comercial de la industria eólica marina en Estados Unidos, que se articula en tres fases superpuestas: (1) un pipeline de demanda comprometida a través de objetivos de adquisición estatales, (2) entrega temprana de proyectos de 10-15 GW a mediados de la década de 2020, y (3) despliegue constante y expansión continua de la cadena de suministro. Sin embargo, para lograr este despegue, es fundamental contar con infraestructura habilitadora como puertos, embarcaciones e inversiones coordinadas en transmisión para facilitar el proceso. Se espera que el mercado de energía eólica flotante siga una trayectoria similar, aprovechando la cadena de suministro y despliegue de energía eólica de fondo fijo. Por otro lado, la construcción de una cadena de suministro nacional para la energía eólica marina en Estados Unidos enfrenta una serie de desafíos y prioridades específicas. Entre ellas se encuentra la necesidad de infraestructura crítica como puertos, embarcaciones especializadas, capacitación de mano de obra y fabricación nacional de componentes clave como torres, cimentaciones, monopilotes, palas, góndolas y cables submarinos. Aunque ha habido inversiones y anuncios recientes sobre instalaciones de fabricación nacional, el desarrollo real ha sido lento, y la industria sigue dependiendo en gran medida de fuentes globales, principalmente de Europa. Es fundamental contar con apoyo gubernamental, como financiamiento, subvenciones e iniciativas de colaboración, para impulsar el desarrollo de la cadena de suministro. Asimismo, es necesario destacar los esfuerzos en curso para el desarrollo de la fuerza laboral, que incluyen asociaciones con colegios comunitarios, sindicatos e industrias para capacitar y certificar la fuerza laboral calificada requerida para la construcción y operación de parques eólicos marinos. Además, se subrayan los beneficios potenciales del despliegue de energía eólica marina en términos de justicia energética y ambiental, que incluyen acceso a energía limpia, reducción de la contaminación, creación de empleo y oportunidades de desarrollo económico para comunidades de bajos ingresos y comunidades de color.

La implementación a gran escala de la energía eólica marina (OSW) en los Estados Unidos enfrenta varios desafíos, entre los que se destaca la necesidad de una inversión coordinada en infraestructura de transmisión, tanto en tierra como en el mar, para integrar de manera eficiente los proyectos de OSW en la red eléctrica. Las soluciones propuestas incluyen solicitaciones coordinadas para las actualizaciones de transmisión en tierra a través de múltiples proyectos de OSW, lideradas por agencias estatales de energía y operadores del sistema, lo que permitiría desbloquear gigavatios (GW) de capacidad de interconexión de OSW de manera más eficiente y rentable. Además, se sugiere ajustar el tamaño y los estándares de los proyectos de OSW para que coincidan con las limitaciones de la red y posibilitar la construcción de transmisión marina de bajo costo, especialmente para sistemas de corriente continua de alta tensión (HVDC) a escala de GW. También se destaca la importancia de movilizar esfuerzos de planificación de transmisión interregional, incluida la transmisión en red en alta mar, para conectar nuevos y existentes proyectos de OSW a través de las regiones, lo cual podría ofrecer beneficios de miles de millones de dólares para los usuarios a largo plazo. Para medir el progreso hacia el despegue de OSW, se proponen métricas e hitos que incluyen métricas de resultados (capacidad de energía limpia, reducciones de gases de efecto invernadero, precios para los usuarios, creación de empleos), indicadores adelantados (objetivos estatales de OSW, ventas de arrendamientos, adjudicaciones de compra, decisiones finales de inversión de proyectos) e indicadores rezagados (capacidad operativa de OSW, producción de energía, factores de capacidad, número de puertos e instalaciones operativas). Por otro lado, se discuten diversos indicadores y métricas para rastrear el progreso y la implementación de la energía eólica marina en los Estados Unidos. Los indicadores adelantados, como las ventas planificadas de arrendamientos, adjudicaciones de compra, decisiones finales de inversión de proyectos (FID), decisiones de inversión de la cadena de suministro, desarrollo de transmisión, costos de capital, precios y términos de compra, y costos y despliegue de proyectos de viento flotante global, proporcionan información sobre las futuras adiciones de capacidad y la tasa de implementación de la energía eólica marina. También se mencionan indicadores rezagados, como las tasas anuales de construcción, capacidad operativa, producción de energía, factores de capacidad, pérdidas por limitación, distribución geográfica, y el número de puertos, instalaciones de manufactura y embarcaciones operativas. Estos indicadores rezagados reflejan el progreso observado hacia el despegue de OSW. Adicionalmente, se destacan los caminos paralelos para desbloquear el despegue del viento flotante, incluyendo la validación técnica, la infraestructura habilitante, la certeza de la demanda, el ecosistema comercial y los aspectos de stakeholders y permisos. Se discuten los impulsores de los costos de OSW, como el gasto de capital, el costo promedio ponderado del capital, los créditos fiscales a la inversión y la producción de energía, y se proporcionan análisis de sensibilidad para la reducción de costos. Finalmente, el documento incluye escenarios de modelado para la expansión de la capacidad de OSW bajo diferentes supuestos, como la demanda de electricidad, los objetivos de descarbonización, los costos tecnológicos, la expansión de la transmisión y las restricciones de ubicación.  

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El Consejo Mundial de Energía está renovando sus escenarios para explorar el futuro de la transición energética hasta 2050, considerando los cambios geopolíticos, el aumento de los riesgos climáticos y sociales, y las políticas y tecnologías regionales divergentes. Las nuevas bases de escenarios son «Rocks» y «Rivers». «Rocks» representa un mundo fragmentado con tensiones geopolíticas elevadas, proteccionismo y un enfoque en los intereses nacionales. Los sistemas energéticos se moldean por prioridades domésticas, lo que lleva a enfoques regionales diversos y un progreso más lento en abordar desafíos globales como el cambio climático. Por otro lado, «Rivers» imagina un mundo más interconectado con mayor cooperación y coordinación regional. Los sistemas energéticos están diseñados para la resiliencia y la sostenibilidad, con un énfasis más fuerte en abordar problemas globales como el cambio climático a través de la acción colectiva. Los escenarios tienen como objetivo ayudar a los líderes energéticos a navegar las incertidumbres, entender las decisiones políticas y estratégicas, y explorar oportunidades para alinearse y colaborar para acelerar la transición energética. La modelización exploratoria preliminar examina las opciones energéticas, los resultados de emisiones y la eficiencia bajo estos escenarios. El Consejo Mundial de Energía se compromete a utilizar estos escenarios para identificar oportunidades y facilitar conversaciones estratégicas entre diversos actores. En el escenario «Rocks», las aspiraciones globales del Acuerdo de París están amenazadas por intensas presiones para la seguridad energética, la competitividad industrial y el interés nacional, llevando a un «nuevo tribalismo». Muchos países moderan o retrasan los planes para eliminar los combustibles fósiles, y se utilizan subsidios energéticos para satisfacer demandas populistas. El orden global posterior a la Guerra Fría se desintegra, con naciones formando alianzas de seguridad y comerciales con aliados políticos y socios regionales. El crecimiento económico continúa de manera constante pero lenta, con la reubicación en tierra y la «amistad en tierra» de las cadenas de suministro limitando las economías de escala. Durante finales de la década de 2030, la creciente deuda nacional, la inflación y las monedas debilitadas tensan la economía global. Los sectores manufactureros destinados a la transición verde enfrentan desafíos debido a la falta de confianza del inversor y restricciones de ingresos. América Latina divide su enfoque entre la energía hidroeléctrica y las exportaciones de materias primas, con países volviéndose hacia adentro y hacia aliados políticos. África carece de inversión y gobernanza adecuadas, dependiendo del carbón y el gas para el acceso básico. El Medio Oriente y el Norte de África profundizan la cooperación con los BRICS en busca de nuevos mercados para los combustibles fósiles. Los gobiernos responden a temores y resentimientos populistas, luchando con gastos crecientes y bases fiscales menguantes.

En el escenario «Rocks», los esfuerzos globales para abordar el cambio climático han fallado, resultando en una mezcla de políticas y soluciones energéticas a lo largo de diferentes regiones y países. El progreso hacia la sostenibilidad ambiental es lento y desigual, con algunas áreas avanzando con energía limpia mientras que otras se aferran a fuentes tradicionales intensivas en carbono. Los países priorizan los intereses nacionales y la seguridad energética sobre la cooperación global, retrocediendo hacia «bloques energéticos». Las limitaciones económicas y políticas conducen a políticas centradas en el interior y una fuerte dependencia de fuentes energéticas tradicionales para necesidades industriales. Eventos climáticos destructivos provocan reacciones populistas contra las autoridades, lo que lleva a intervenciones políticas impulsivas. La transición energética es diversa y refleja un mundo donde la unidad global en política energética ha dado paso al pragmatismo nacional. Sin embargo, dentro de este paisaje fragmentado, los esfuerzos de gobernanza «anticipatoria» reúnen a empresas y sociedad civil para trabajar hacia objetivos comunes, incluido el progreso hacia el cero neto para seguridad local o ventaja económica. Se hace un mayor énfasis en crear «espacios de diseño» donde las mejores prácticas, la innovación tecnológica y las iniciativas colaborativas de anticipación fomenten la acción multisectorial.  Siendo así, se contrasta este escenario con otro llamado «Rivers», donde avances digitales y dinámicas de mercado transforman la oferta y demanda de energía. El crecimiento económico ocurre en ráfagas esporádicas pero dramáticas, recompensando a las empresas que adoptan nuevas tecnologías y alineamientos de cadenas de suministro antes de las oleadas de demanda. A medida que la colaboración internacional se tensa, surgen nuevas formas de cooperación en diversos niveles, como proyectos de sostenibilidad dentro de cadenas de valor compartidas, intercambio de mejores prácticas entre grupos ciudadanos, «clubes de carbono» y otros mecanismos basados en incentivos, así como nuevas eficiencias resultantes de la innovación tecnológica. La mayor transparencia digital permite a los actores energéticos conectados tomar decisiones estratégicas dentro de sus dominios en lugar de responder a decretos políticos de arriba hacia abajo. Ambos escenarios presentan visiones contrastantes de la transición energética futura, destacando la importancia de la colaboración global, la anticipación estratégica y la adaptación a cambios tecnológicos y sociales para lograr una transición efectiva hacia un sistema energético más sostenible y resiliente.

A lo largo del documento se abordan diversas perspectivas y consideraciones para aprovechar oportunidades y abordar desafíos en la transición energética y los esfuerzos de reducción de emisiones. Explora la identificación de áreas de alto valor donde las actividades minoristas se interceptan con cadenas de suministro de altas emisiones, la proactividad en desarrollos disruptivos y rápidos, la evitación de subestimar las necesidades de infraestructura, el aprovechamiento del almacenamiento de energía para la variabilidad, la habilitación de innovación de políticas integradas, la alineación de partes interesadas en cadenas de negocios de altas emisiones, el fomento de la participación del lado de la demanda y la mejora de la conectividad entre consumidores, prosumidores y proveedores. También examina cómo los líderes políticos pueden construir apoyo para actividades empresariales verdes emergentes, aprovechar los intereses de la juventud y los temores de quedarse atrás, canalizar aspiraciones de bienestar, educación, salud y un ambiente saludable, y promover los beneficios de mejorar oportunidades de liderazgo, educación y acceso a anticonceptivos modernos para mujeres a nivel global. Para la comunidad internacional, explora vías para asociaciones estratégicas transfronterizas, armonización de estándares de monitoreo y verificación de emisiones, facilitación de transferencia de tecnología e inversión, priorización de la educación de niñas y el acceso a anticonceptivos modernos, y aumento de la conciencia sobre la interdependencia de sistemas alimentarios-energéticos-hídricos. El documento, a su vez, discute adoptar una mentalidad de «disrupción como usual» y minimizar posibles arrepentimientos, replicar el crecimiento de industrias relacionadas con TI en la transición energética, asociar inversiones en energía limpia con la creación de empleos, reconocer el potencial de cambio rápido una vez que se alinean las condiciones, expandir el conocimiento de ecosistemas empresariales más amplios, y apoyar a organizaciones y procesos de establecimiento de estándares que impulsen el cambio y la alineación.

El documento proporciona una visión general de los contribuyentes, talleres de escenarios regionales, equipo central, gestión de proyectos, fiduciarios, socios y comités miembros involucrados en el proyecto de Escenarios Mundiales de Energía 2024 del Consejo Mundial de Energía. Reconoce la diversa experiencia y representación global de los expertos, talleres regionales, miembros del equipo central y gerentes de proyecto que contribuyeron al desarrollo de los escenarios. Igualmente se enumeran los fiduciarios, socios y comités miembros de varios países y regiones, destacando la extensa red del consejo y los esfuerzos colaborativos en dar forma a los escenarios energéticos. El documento enfatiza el compromiso del consejo de incorporar diversas perspectivas y fomentar la cooperación internacional en la abordar los desafíos energéticos globales.  

El informe explora el diseño de un programa que combina energía solar comunitaria y climatización para viviendas prefabricadas en Michigan. Proporciona información de fondo sobre los proyectos del Acelerador de Energía Limpia para Comunidades de Bajos Ingresos (CELICA) y discute posibles criterios para el diseño del programa, tales como la ubicación y densidad, la demografía, la carga energética y los tipos de combustible, las fuentes de financiamiento federal y las posibles asociaciones. El informe presenta un estudio de caso del proyecto de energía solar comunitaria Cambio y discute las oportunidades para la climatización y la energía solar comunitaria en viviendas prefabricadas. Finalmente, ofrece estrategias para combinar la climatización de viviendas prefabricadas con energía solar comunitaria y proporciona recomendaciones para implementar un programa de este tipo en Michigan. Del mismo modo, examina el potencial de combinar programas de energía solar comunitaria con programas de climatización para viviendas prefabricadas en Michigan. Proporciona una visión general de las comunidades de viviendas prefabricadas en el estado, discutiendo las demografías y los problemas energéticos que enfrentan. El documento propone una metodología para ayudar al Departamento de Medio Ambiente, Grandes Lagos y Energía de Michigan (EGLE) a establecer criterios de elegibilidad, identificar ubicaciones prioritarias y aprovechar al máximo las fuentes de financiamiento federal y otras. Se recomienda un programa que combine suscripciones de energía solar comunitaria con la electrificación eficiente de viviendas prefabricadas a través de bombas de calor de alta eficiencia para climas fríos. Esta combinación puede gestionarse para aliviar las variaciones estacionales tanto en las facturas solares como en las de calefacción, por ejemplo, a través de un programa de «facturación presupuestada» anualizada. 

De igual forma, el documento destaca que las viviendas prefabricadas representan una parte significativa de la vivienda asequible para los hogares de ingresos bajos a moderados y una oportunidad para reducir las cargas energéticas debido a su ineficiencia. Casi el 20% del parque nacional de viviendas consiste en viviendas prefabricadas altamente ineficientes energéticamente construidas antes de que se establecieran los estándares federales en 1976. Michigan cuenta con casi un cuarto de millón de viviendas prefabricadas, representando el 5.3% del parque de viviendas del estado, con un alto porcentaje ubicado en más de 500 grandes comunidades de viviendas prefabricadas. Asimismo, el documento proporciona un panorama completo de las comunidades de viviendas prefabricadas (MHC) en Michigan, incluyendo su distribución geográfica, demografía, cargas energéticas y preocupaciones de justicia ambiental. Puntos clave incluyen: Hay más de 1,000 MHCs en Michigan, con 207 grandes comunidades (más de 100 unidades cada una) que representan el 87% de los sitios de viviendas. Las MHCs se concentran en el área metropolitana de Detroit (condados de Oakland, Macomb, Wayne) y en los condados del centro-oeste de Michigan como Newaygo y Lake, donde las viviendas prefabricadas constituyen más del 20% del parque de viviendas. Las ventas de nuevas viviendas prefabricadas en Michigan cayeron drásticamente de 2000 a 2010, pero se han recuperado a alrededor de 4,000 unidades por año (24% de las nuevas viviendas unifamiliares en 2021), con precios promedio superiores a $100,000. Los residentes de viviendas prefabricadas en Michigan tienen ingresos significativamente más bajos (mediana de $28,115) en comparación con los propietarios de viviendas unifamiliares ($75,760). A nivel nacional, más de una cuarta parte de los propietarios de viviendas prefabricadas ganan menos de $20,000 anualmente. La herramienta de mapeo de justicia ambiental de Michigan (MiEJScreen) muestra altos puntajes de carga general en áreas urbanas, mientras que las poblaciones de bajos ingresos están distribuidas entre áreas urbanas y rurales. Las cargas energéticas para viviendas prefabricadas, como porcentaje del ingreso, tienden a ser más altas en la Península Superior, donde la calefacción por propano es más común fuera de las MHCs más grandes. El documento resalta visualizaciones de datos interactivas disponibles para explorar las MHCs, demografía, métricas de justicia ambiental y datos de carga energética con más detalle.

El informe analiza las oportunidades para proporcionar energía solar a hogares de bajos ingresos que viven en comunidades de viviendas prefabricadas (MHC) en Michigan, particularmente a través de incentivos federales y programas creados o ampliados por la Ley de Reducción de la Inflación (IRA). Entre los puntos clave se incluyen un análisis exhaustivo de las MHC en Michigan, que abarca su ubicación, tamaño, demografía, servicios públicos y posibles administradores de programas, lo cual podría identificar oportunidades para el despliegue de energía solar y la asistencia energética. El Crédito Fiscal por Inversión (ITC) de la IRA ofrece bonificaciones de hasta el 70% para proyectos solares que cumplan con criterios como salarios prevalecientes, contenido nacional, ubicación en comunidades energéticas o áreas de bajos ingresos, y beneficios para hogares de bajos ingresos. Otros programas de la IRA, como el Fondo de Reducción de Gases de Efecto Invernadero, el Programa de Energía Rural para América, el programa de Empoderamiento de América Rural y las subvenciones para la justicia ambiental y climática, pueden proporcionar financiamiento para la energía solar destinada a personas de bajos ingresos. Las herramientas de mapeo ayudan a identificar comunidades de bajos ingresos y comunidades energéticas elegibles en Michigan que podrían beneficiarse de estos incentivos. Las asociaciones con servicios públicos locales, agencias de acción comunitaria, organizaciones sin fines de lucro y gobiernos pueden facilitar la entrega de programas de energía solar y asistencia energética a comunidades de viviendas prefabricadas de bajos ingresos. Se destacan las oportunidades federales a través de la IRA para reducir costos y maximizar los beneficios del despliegue de energía solar para comunidades de viviendas prefabricadas de ingresos bajos a moderados en Michigan. 

El informe proporciona una visión general de las comunidades de viviendas prefabricadas (MHC) en Michigan, destacando la participación de agencias de acción comunitaria (CAA), servicios públicos y programas destinados a asistir a hogares de bajos ingresos. Se menciona que las CAA gestionan el Programa de Asistencia para la Climatización (WAP) y el Programa de Asistencia de Energía para Hogares de Bajos Ingresos (LIHEAP) en todo el estado. Las dos mayores compañías de servicios públicos, Consumers Energy y DTE Electric, sirven al 76% de los hogares en las MHC, proporcional a sus ventas totales de electricidad. El informe presenta un estudio de caso de Cambio MHC, una empresa que posee 31 MHC en Michigan con alrededor de 7,200 hogares. Catorce de estas comunidades, con aproximadamente 2,225 hogares, están designadas como «desfavorecidas» por la herramienta federal de Evaluación de Justicia Climática y Económica (CEJST) y la herramienta similar de Michigan, MiEJscreen. Del mismo modo, se proporciona un mapa y una tabla que detallan las MHC de Cambio, incluyendo sus ubicaciones, tamaños, puntuaciones de justicia ambiental, servicios públicos correspondientes y CAA. El análisis destaca que las dos MHC de Cambio en Warren tienen las puntuaciones de justicia ambiental más altas de Michigan (92 y 93 de 100), con 549 hogares en comunidades desfavorecidas según CEJST. Nueve MHC de Cambio con 1,752 hogares tienen puntuaciones de Michigan superiores a 70. La información presentada tiene como objetivo identificar comunidades prioritarias para programas de asistencia potenciales y colaboraciones entre agencias estatales, servicios públicos y organizaciones comunitarias. En cuanto a la climatización y las mejoras en eficiencia energética de viviendas prefabricadas, el informe subraya que estas viviendas tienen costos energéticos más altos por pie cuadrado en comparación con las casas construidas en sitio y los apartamentos. Se sugiere desplegar bombas de calor eficientes para calefacción y refrigeración, reemplazar viviendas antiguas construidas antes de los estándares energéticos de 1994, e incorporar tecnologías solares y de electrificación en las nuevas viviendas. También se delinean diversas oportunidades de financiamiento federal, incluidos los programas de Reembolsos de Eficiencia del Hogar, Reembolsos de Electrificación y Aparatos del Hogar, el Programa de Asistencia para la Climatización y la Iniciativa de Preservación y Reinversión para el Mejoramiento Comunitario (PRICE). El informe enfatiza la importancia de abordar barreras como la propiedad de la tierra, las limitaciones estructurales físicas e identificar las fuentes de calefacción para priorizar las viviendas en los programas de climatización. Además, se discuten los beneficios potenciales de las comunidades de viviendas prefabricadas de propiedad de los residentes en la facilitación de mejoras de eficiencia energética.

El informe aborda el uso de energía y los desafíos que enfrentan las viviendas prefabricadas, especialmente en áreas rurales y regiones del norte. Destaca que dos tercios de las viviendas prefabricadas dependen del gas natural para calefacción, mientras que una parte significativa utiliza propano, electricidad, leña o no tiene fuente de calefacción. Las viviendas en áreas rurales y que no están en comunidades de viviendas prefabricadas (MHC) son más propensas a depender de calentadores eléctricos de resistencia ineficientes o propano, lo que genera altos costos de energía y emisiones. Se menciona que Michigan tiene una mayor proporción de hogares que utilizan propano para calefacción en comparación con otros estados, y algunos condados del norte tienen más del 50% de hogares que dependen del propano. Los costos de energía por pie cuadrado en viviendas prefabricadas son casi el doble que, en casas construidas en sitio, resultando en cargas energéticas excepcionalmente altas para los residentes con ingresos más bajos. Posteriormente, se discute las oportunidades para la energía solar comunitaria en beneficio de los residentes de viviendas prefabricadas. Explica varios modelos de energía solar comunitaria, incluidos plantas solares fuera del sitio, paneles propiedad del cliente o arrendados, y acuerdos de compra de energía. La energía solar comunitaria puede tomar la forma de sistemas propiedad de organizaciones comunitarias o arrendados por ellas, con los ahorros utilizados para servicios comunitarios o transferidos a los clientes. También se menciona que la configuración de medición y la ubicación de las comunidades de viviendas prefabricadas determinarán cómo se puede implementar la energía solar comunitaria, ya sea a través de la medición maestra, la medición individual o la medición neta virtual. Finalmente, se discute la reciente legislación de energía limpia de Michigan y la falta de una orientación legal clara sobre la energía solar comunitaria, lo que ha permitido a las compañías de servicios públicos crear sus propios programas. A su vez, se abarcan diferentes estrategias y proyectos destinados a combinar los esfuerzos de climatización para viviendas prefabricadas con iniciativas de energía solar comunitaria para reducir los costos de energía y promover la sostenibilidad para los hogares de bajos ingresos. Se destacan proyectos como el de Mascoma Meadows en New Hampshire, donde una comunidad de viviendas prefabricadas de propiedad de los residentes se asoció con una empresa solar para instalar una matriz solar montada en el suelo, ahorrando a cada hogar participante aproximadamente $270 anuales. Se mencionan el Programa Nacional de Energía Solar Comunitaria del Departamento de Energía y el programa de premios de Energía Sostenible para Consumidores (SERC) como recursos para proyectos similares. El informe, igualmente, explora el uso de bombas de calor de fuente de aire para clima frío en viviendas prefabricadas, reemplazando sistemas de calefacción y refrigeración menos eficientes y combinándolos con energía solar. Se proporcionan ejemplos de Massachusetts, New Hampshire y Florida, que muestran enfoques innovadores para la electrificación eficiente y la reducción de la carga energética. Además, se discuten el proyecto de reurbanización McKnight Lane en Vermont y un proyecto de energía solar comunitaria en Minnesota, que demuestran estrategias para lograr viviendas de energía neta cero y suavizar las variaciones estacionales en los costos de energía mediante el uso de bancos de créditos solares o enfoques de facturación presupuestaria.

Este documento ofrece recomendaciones para el Departamento de Medio Ambiente, Grandes Lagos y Energía de Michigan (EGLE) sobre la combinación de la energía solar comunitaria con programas de climatización para viviendas prefabricadas. La estrategia general propuesta es combinar suscripciones a energía solar comunitaria con el despliegue de bombas de calor para clima frío en las reformas de viviendas prefabricadas, reemplazando calefactores eléctricos de resistencia y calefactores de propano, así como acondicionadores de aire ineficientes. La lógica detrás de esta estrategia es triple: 1) podría proporcionar una solución a las dificultades de climatizar viviendas prefabricadas, 2) podría replicarse en muchas viviendas, aprovechando las economías de escala, y 3) permitiría que la energía solar comunitaria de bajo costo reemplace los gastos de calefacción y refrigeración, reduciendo las altas facturas de calefacción en invierno y los atrasos. Para llevar a cabo esta estrategia, el documento recomienda investigaciones y acciones preparatorias adicionales, incluyendo: La caracterización de las comunidades de viviendas prefabricadas (MHC) en Michigan para identificar áreas prioritarias basadas en factores como la demografía, el estatus de comunidad desfavorecida, el territorio de servicio de la utilidad y la presencia de socios dispuestos. La caracterización del parque de viviendas prefabricadas, enfocándose en hogares que dependen de calentadores eléctricos de resistencia o de propano, e investigar problemas técnicos en las reformas de electrificación eficiente. El desarrollo de criterios de elegibilidad para seleccionar MHC y hogares individuales, potencialmente alineándolos con programas existentes como LIHEAP y WAP. La identificación de ubicaciones que atraigan apoyo financiero adicional, como «comunidades energéticas» y comunidades de bajos ingresos elegibles para adiciones de bonificación del Crédito Fiscal por Inversión federal. El desarrollo de una estrategia financiera que brinde máximos beneficios a las MHC y los hogares elegibles, incorporando varios programas federales y estatales, así como posibles asociaciones con gobiernos locales, fundaciones comunitarias y bancos verdes. La unión a la Iniciativa de Eficiencia Energética y Asequibilidad de Viviendas Prefabricadas de NASEO, que tiene como objetivo mejorar la eficiencia energética en las viviendas prefabricadas. Siendo así, el documento enfatiza la necesidad de una mayor consulta con las partes interesadas, una recopilación de datos robusta y un análisis cuidadoso para implementar efectivamente esta estrategia.  

El reporte técnico explora los aspectos económicos y políticos de las fotovoltaicas distribuidas (DPV), que se refieren a sistemas solares fotovoltaicos ubicados cerca de los consumidores de la electricidad generada. El informe detalla un proceso de tres pasos para desarrollar un paquete de políticas para DPV: diagnóstico y selección de casos de uso, preparación del paquete de políticas e implementación del paquete. En el primer paso, se identifican posibles casos de uso para DPV basados en desafíos del sistema, como suministro inadecuado de electricidad, acceso a energía para grupos de bajos ingresos, desastres naturales, descarbonización y diversificación del suministro. También se evalúa la preparación del mercado de DPV y sus posibles beneficios. El segundo paso analiza la economía del sistema y de los proyectos de DPV, su impacto en las utilidades, los desafíos regulatorios y de tarifas, y otros objetivos políticos, como la promoción de la inclusión de género. Este paso culmina con la preparación de un paquete de políticas comprehensivo para DPV. El tercer paso se centra en la implementación del paquete de políticas, incluyendo la determinación de una estrategia de entrada para DPV, la evaluación de modelos de negocio y opciones de financiamiento, el establecimiento de un marco regulatorio y la construcción de habilidades y capacidades. El informe discute varios modelos de negocio como los modelos de propiedad de la utilidad, de terceros y híbridos, así como enfoques innovadores como el comercio de energía descentralizado. En conjunto, el informe presenta un nuevo paradigma para diseñar paquetes de políticas que alineen los incentivos de las partes interesadas, distribuyan costos y beneficios de manera justa, y mitiguen los riesgos asociados con el despliegue de tecnología DPV. 

El informe forma parte de una serie destinada a ayudar a las partes interesadas a aprovechar los DPV en países de ingresos bajos y medios. Los sistemas DPV son modulares, fáciles de instalar y pueden proporcionar electricidad limpia con bajos costos operativos. Cuando se diseñan e implementan adecuadamente, los DPV pueden ofrecer beneficios sustanciales para las utilidades, los consumidores y la economía en general. Pueden reducir las facturas de electricidad, mejorar la confiabilidad, proporcionar energía de respaldo y ayudar a enfrentar desafíos del sistema eléctrico, como altos costos de producción y escasez de servicios del sistema. Los programas exitosos de DPV pueden escalarse desde despliegues iniciados por consumidores (de abajo hacia arriba), planificados centralmente (de arriba hacia abajo), o una combinación de ambos. Deben considerar la planificación y operación del sistema de energía, así como otros recursos energéticos distribuidos como eficiencia energética, respuesta a la demanda y almacenamiento. Los DPV pueden combinarse con estos recursos para reducir las facturas de electricidad, proporcionar mejor energía de respaldo que los generadores diésel y suministrar energía confiable para usos productivos. Benefician a las utilidades al proporcionar generación de bajo costo, diferir actualizaciones de infraestructura, mejorar el servicio y la recaudación de facturas, proporcionar servicios auxiliares y cumplir necesidades urgentes después de desastres. Los responsables de la toma de decisiones deben determinar los casos de uso adecuados según su contexto e implementarlos a través de varios modelos de negocio que involucren a consumidores, proveedores terceros o utilidades. La coordinación entre las partes interesadas es clave para identificar y aprovechar sinergias. Los gobiernos y reguladores deben asegurar que el despliegue de DPV sea atractivo, amigable con la red y no erosione los ingresos de las utilidades. Se debe disponer de financiamiento y son esenciales las posturas políticas, objetivos y administración de programas. La regulación, respaldada por análisis, es clave para guiar el crecimiento del mercado de DPV, estableciendo estándares técnicos, esquemas de medición, precios y facturación. Los arreglos de alimentación a la red (alimentar todo, alimentar algunos o ninguno) tienen implicaciones técnicas, económicas y políticas, especialmente para la remuneración y fijación de precios.

Por otra parte, se exploran los aspectos económicos y políticos de la fotovoltaica distribuida (DPV), que se refiere a sistemas solares PV ubicados cerca de los consumidores de la electricidad generada. Este documento describe un proceso en tres etapas para desarrollar un paquete de políticas de DPV: diagnóstico y selección de casos de uso, preparación del paquete de políticas, e implementación del paquete. En la primera etapa, se identifican posibles casos de uso de DPV basados en desafíos del sistema como el suministro eléctrico inadecuado, el acceso a la energía para grupos de bajos ingresos, los desastres naturales, la descarbonización y la diversificación del suministro. Además, se evalúa la preparación del mercado para DPV y sus beneficios potenciales. En la segunda etapa, se analiza la economía del sistema y de los proyectos de DPV, sus impactos en las empresas de servicios públicos, los desafíos regulatorios y tarifarios, y otros objetivos de políticas como la promoción de la inclusión de género. Esta etapa culmina en la preparación de un paquete de políticas de DPV comprensivo. La tercera etapa se centra en la implementación del paquete de políticas, incluyendo la determinación de una estrategia de entrada para DPV, la evaluación de modelos de negocio y opciones de financiamiento, el establecimiento de un marco regulatorio, y la construcción de capacidades y habilidades. El informe discute diversos modelos de negocio como los de propiedad de servicios públicos, de terceros y modelos híbridos, así como enfoques innovadores como el comercio descentralizado de energía. En resumen, el informe presenta un nuevo paradigma para diseñar paquetes de políticas que alineen los incentivos de las partes interesadas, distribuyan los costos y beneficios de manera equitativa, y mitiguen los riesgos asociados con el despliegue de la tecnología DPV.

En otro sentido el informe es parte de una serie destinada a ayudar a los interesados a aprovechar los sistemas de fotovoltaica distribuida DPV en países de ingresos bajos y medianos. Los sistemas DPV son modulares, fáciles de instalar y pueden proporcionar electricidad limpia con bajos costos operativos. Cuando se diseñan e implementan adecuadamente, los DPV pueden ofrecer beneficios sustanciales para las empresas de servicios públicos, los consumidores y la economía en general. Pueden reducir las facturas de electricidad, mejorar la fiabilidad, proporcionar energía de respaldo y ayudar a enfrentar desafíos del sistema eléctrico como los altos costos de producción y la escasez de servicios del sistema. Los programas exitosos de DPV pueden ampliarse desde despliegues iniciados por consumidores (de abajo hacia arriba), planificados centralmente (de arriba hacia abajo) o una combinación de ambos. Estos programas deben considerar la planificación y operación del sistema de energía, así como otros recursos energéticos distribuidos como la eficiencia energética, la respuesta a la demanda y el almacenamiento. Los DPV pueden combinarse con estos recursos para reducir las facturas de electricidad, proporcionar mejor energía de respaldo que los generadores diésel y suministrar energía confiable para usos productivos. Benefician a las empresas de servicios públicos al proporcionar generación de bajo costo, aplazar actualizaciones de infraestructura, mejorar el servicio y la cobranza de facturas, proporcionar servicios auxiliares y satisfacer necesidades urgentes tras desastres. Los responsables de la toma de decisiones deben determinar los casos de uso adecuados según su contexto e implementarlos a través de varios modelos de negocio que involucren a consumidores, proveedores terceros o empresas de servicios públicos. La coordinación entre las partes interesadas es clave para identificar y explotar sinergias. Los gobiernos y reguladores deben garantizar que el despliegue de DPV sea atractivo, amigable con la red y no erosione los ingresos de las empresas de servicios públicos. Se debe garantizar el financiamiento disponible, y las posturas políticas, objetivos y administración de programas son esenciales. La regulación, respaldada por análisis, es clave para guiar el crecimiento del mercado DPV, estableciendo estándares técnicos, esquemas de medición, precios y facturación. Las disposiciones de alimentación a la red (alimentar todo, alimentar algo o nada) tienen implicaciones técnicas, económicas y políticas, especialmente en lo que respecta a la remuneración y los precios.

La implementación de DPV presenta tanto desafíos como impactos significativos para las empresas de servicios públicos, especialmente en países emergentes y desarrollados. En estos últimos, las empresas que han digitalizado sus sistemas y cuentan con medidores inteligentes pueden obtener beneficios, dado que esto les permite acceder a información granular sobre costos e ingresos. No obstante, la reducción de facturas y las deficiencias en la regulación de ingresos y precios han llevado a pérdidas económicas para muchas empresas de servicios públicos, alimentando la percepción errónea de que los DPV son un problema universal. Los principales desafíos para las empresas en estos países están relacionados con los acuerdos de precios existentes para la generación de electricidad excedente, como la medición y la facturación netas, que no compensan a las empresas por la diferencia en el valor entre la energía inyectada por los clientes (fuera de las horas pico) y la energía retirada (en horas pico). Las tarifas basadas en un solo componente energético pueden no permitir a las empresas recuperar los costos del servicio de red de los clientes de DPV. Además, las tarifas más altas para clientes comerciales e industriales, combinadas con la medición neta, pueden expandir artificialmente los beneficios de instalar sistemas DPV, llevando a una pérdida de ingresos para las empresas de servicios públicos. Estos problemas resultan en costos no recuperados y pérdida de ingresos de clientes típicamente de mayores ingresos, creando un ciclo vicioso de recuperación de costos insuficiente, precios más altos e incentivos crecientes para que otros clientes instalen sistemas DPV. Adicionalmente, los riesgos asociados con la medición y la facturación netas, como la incapacidad para recuperar los costos de la red relacionados con la demanda, y la potencial «espiral de la muerte» de la utilidad si los clientes residenciales de mayor consumo adoptan DPV, son desafíos significativos. Las estrategias de mitigación incluyen asegurar que los clientes de DPV paguen los costos completos de la red y dirigir eficazmente los subsidios cruzados. Asimismo, se deben considerar a las empresas de servicios públicos que operan bajo límites de ingresos o de precios, donde la penetración de DPV puede impactar la recuperación de ingresos y los precios sostenibles. En cuanto a la conexión de sistemas DPV a la red, se enfrentan a problemas como la reducción de ingresos para las empresas debido a los cargos volumétricos, la alta adopción de DPV por usuarios residenciales de alto consumo, patrones de consumo de energía desalineados con la generación de DPV, la incapacidad para recuperar los costos de generación/compra de energía, el desplazamiento de costos a clientes sin DPV, mayores costos operativos debido al control de voltaje y las pérdidas de la red, y la congestión de la red causada por sistemas DPV sobredimensionados. 

Las medidas potenciales de mitigación incluyen la implementación de tarifas en dos partes (demanda y energía) o tarifas por uso de la red, minimizando los subsidios cruzad, prefiriendo la medición bruta o los arreglos de facturación neta con tarifas según el tiempo de uso, planificando efectivamente la generación de energía y los acuerdos de compra de energía, asegurando que los clientes de DPV paguen los costos de capacidad de la red y generación, reflejando los costos evitados en los precios de inyección de energía, proporcionando incentivos tarifarios para el consumo flexible, planificando programas de DPV para ayudar en el control de voltaje y dirigir ubicaciones adecuadas, y restringiendo la capacidad del sistema DPV en función del consumo esperado. El marco regulatorio puede apoyar estas medidas implementando límites de ingresos para los servicios de distribución, eliminando gradualmente la medición neta a favor de la facturación neta o mini IPPs, utilizando precios según el tiempo de uso, socializando los costos adicionales incurridos a través de DPV y mejorando la planificación de transmisión y distribución para acomodar los requisitos de DPV. El objetivo a largo plazo es avanzar hacia tarifas dinámicas que adapten los costos de energía a su valor para la utilidad e incentiven las soluciones de almacenamiento. Para promover una participación equitativa en los proyectos de DPV, es necesario enfocarse en los consumidores de bajos ingresos y las mujeres, abordando la asequibilidad, la participación comunitaria, la protección del consumidor, la sostenibilidad y la integración con programas existentes. En cuanto a las mujeres, se destaca la necesidad de facilitar su acceso como gestoras de energía, emprendedoras y trabajadoras en la industria de DPV. Se proponen medidas específicas a lo largo del ciclo de vida del proyecto para aumentar la participación de las mujeres y abordar las brechas de género. Además, se subraya la necesidad de recolección de datos, consulta, desarrollo de capacidades y monitoreo de resultados de inclusión de género y social.

La implementación DPV en áreas residenciales ha llevado al desarrollo de diversos modelos de negocio que facilitan su despliegue, destacándose especialmente el papel de las empresas de distribución eléctrica. Tres modelos principales se han identificado: el modelo de terceros, el modelo liderado por la empresa de distribución y el modelo de propiedad de la empresa de distribución. En el modelo de terceros, un proveedor de servicios instala, posee y opera el sistema DPV en las instalaciones del cliente, mientras que la empresa de distribución puede facilitar este proceso identificando oportunidades comerciales, ayudando con la calificación crediticia del cliente y actuando como agente de cobro. Este modelo presenta ventajas como la reducción de costos de transacción y la asignación de riesgos, aunque depende en gran medida del apoyo regulatorio y financiero adecuado. Por otro lado, en el modelo liderado por la empresa de distribución, esta puede ofrecer servicios relacionados con DPV directamente o a través de terceros, variando su alcance según las restricciones regulatorias. Si no se permite a la empresa poseer activos de generación, puede actuar como facilitador, agregador o proveedor de servicios. Sin embargo, si no existen tales restricciones, la empresa puede poseer y operar los sistemas DPV bajo acuerdos de arrendamiento o compra de energía, lo que podría mejorar significativamente su capacidad para aprovechar economías de escala y reducir costos de financiación, aunque también incrementa los riesgos comerciales. Asimismo, el modelo de propiedad de la empresa de distribución, una variante del modelo liderado por la empresa implica que la empresa de distribución sea la propietaria, operadora y mantenedora de los sistemas DPV. Este enfoque puede incluir el arrendamiento directo del techo del cliente, proporcionando energía gratuita o con descuento, o bien la firma de acuerdos de compra de energía con una empresa de servicios energéticos renovables (RESCO), subarrendando el techo del cliente. Este modelo es particularmente beneficioso en términos de reducción de costos y aceleración del despliegue de DPV, debido a que permite a la empresa de distribución controlar mejor los activos y optimizar la operación del sistema. Sin embargo, también aumenta la exposición a riesgos financieros y operativos, lo que requiere una gestión cuidadosa y un entorno regulatorio favorable. En el contexto de ejemplos internacionales, como en Nigeria y Kerala, se han explorado modelos híbridos que combinan elementos de los mencionados modelos para adaptar soluciones específicas a las necesidades locales, abordando desafíos como la financiación, la fiabilidad del servicio y la reducción de costos del sistema. En conclusión, la implementación efectiva de sistemas DPV depende de una combinación de modelos de negocio adecuados, apoyo regulatorio y financiero, y la capacidad de las empresas de distribución para gestionar los riesgos y aprovechar las oportunidades asociadas con la energía solar distribuida.  

La modernización de la red eléctrica es un tema relevante en la actualidad, especialmente en estados como Nuevo México, donde se están realizando inversiones significativas para apoyar la electrificación planificada y la implementación de recursos renovables. Un aspecto fundamental en este proceso es el análisis de beneficio-coste (BCA), que proporciona una evaluación detallada de las inversiones en modernización de la red. Este enfoque analítico no solo considera los costos directos de implementación de tecnologías como infraestructura de medición avanzada, sistemas de control automatizados y redes de comunicación, sino que también evalúa los beneficios derivados, como la mejora en la calidad del servicio, la reducción de pérdidas de energía y la integración de recursos energéticos distribuidos, como vehículos eléctricos y sistemas de almacenamiento de energía. La clave para un BCA efectivo radica en desarrollar un marco que abarque tanto los beneficios tangibles como los intangibles, como la resiliencia del sistema, la flexibilidad operativa y la capacidad de respuesta ante emergencias. Por otro lado, es importante destacar que las políticas federales, como los estándares de economía de combustible promedio corporativo (CAFE) y la Ley de Reducción de Inflación (IRA), están impulsando la adopción de vehículos eléctricos y la electrificación de edificios, lo que genera una mayor demanda en la red eléctrica y la necesidad de adaptación y modernización. En este sentido, la alineación de las inversiones en modernización de la red con las necesidades de los clientes, los objetivos políticos estatales y los requisitos regulatorios se vuelve fundamental para garantizar la efectividad y la aceptación de estas inversiones a largo plazo. El desafío radica en desarrollar un marco analítico claro que considere no solo los beneficios económicos directos, sino también los impactos sociales, ambientales y operativos, asegurando así una evaluación integral y equitativa de las inversiones en modernización de la red eléctrica. 

La evaluación del BCA es un componente decisivo en la planificación y justificación de inversiones en modernización de redes eléctricas, especialmente en un contexto diverso como el de los Estados Unidos, donde diferentes jurisdicciones y empresas eléctricas enfrentan desafíos y oportunidades únicas. Este análisis no solo se centra en el aspecto financiero de las inversiones, sino que también abarca aspectos sociales, ambientales y de eficiencia operativa para garantizar una toma de decisiones informada y equitativa. En el contexto específico de las solicitudes de financiamiento y los mecanismos de control de costos para los planes de modernización de la red, se observa una variedad de enfoques utilizados por diversas jurisdicciones. Algunas jurisdicciones priorizan la aceleración de beneficios tangibles, mientras limitan la recuperación de costos basada en la rentabilidad de las empresas eléctricas y reembolsan cargos de capital imprudentes a los clientes. Estos enfoques reflejan la complejidad de equilibrar inversiones significativas con las expectativas de los consumidores y los objetivos regulatorios. Al examinar los resultados de las evaluaciones de beneficio-coste realizadas en diferentes jurisdicciones, se revela una imagen diversa de los costos totales, beneficios netos y relaciones beneficio-coste. Estos resultados muestran que la mayoría de las jurisdicciones esperan experimentar beneficios netos de sus planes de modernización de la red, como lo demuestran las relaciones beneficio-coste que oscilan entre 1.0 y 2.9. Además, se incluyen análisis de sensibilidad para algunas jurisdicciones, lo que permite considerar categorías de beneficios adicionales o supuestos alternativos, lo que agrega un nivel de profundidad y robustez a las evaluaciones. 

Por otro lado, la discusión sobre los métodos para realizar la evaluación del BCA en inversiones de servicios públicos, como infraestructura de medición avanzada (AMI) y optimización de voltaje/voltios (VVO), resalta la necesidad de considerar una amplia gama de beneficios y costos a lo largo del tiempo. Esto implica definir un caso de medida (con la inversión) y un caso de referencia (sin la inversión), estimar beneficios y costos a lo largo del horizonte de estudio, y calcular valores presentes e impactos en las tasas. Los beneficios considerados incluyen ahorros energéticos, ahorros de capacidad, mejoras en la confiabilidad, beneficios ambientales y mejoras en la calidad del servicio. Por otro lado, los costos incluyen los costos de inversión y los cambios en los requisitos de ingresos anuales. La transparencia en las suposiciones y métodos utilizados, junto con la consideración del valor temporal del dinero y la incertidumbre, son elementos críticos en estas evaluaciones para garantizar resultados precisos y confiables. En cuanto a la flexibilidad de carga y los beneficios asociados con la modernización de la red, se destaca la importancia de evaluar los impactos en la resiliencia, la confiabilidad y la eficiencia energética. La implementación de tecnologías como la optimización de voltaje/voltios (VVO) y la reducción de voltaje de conservación (CVR) se considera esencial para abordar los desafíos y aprovechar las oportunidades de la modernización de la red. La evaluación de los beneficios de resiliencia, como la reducción de costos de interrupción y la mejora en la calidad del servicio, es fundamental para garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico en situaciones adversas. Además, la evaluación de los beneficios ambientales asociados con mejoras en la confiabilidad y la eficiencia energética también juega un papel importante en la justificación de inversiones en modernización de redes. Siendo así, la evaluación de beneficio-coste y la valoración de los beneficios asociados con la modernización de la red eléctrica son aspectos críticos para garantizar inversiones efectivas y sostenibles que impulsen la eficiencia operativa, la confiabilidad del sistema y la transición hacia una infraestructura más resiliente y sostenible. Estas evaluaciones deben considerar una amplia gama de beneficios y costos a lo largo del tiempo, además de abordar la incertidumbre y la transparencia en las suposiciones y métodos utilizados, para garantizar una toma de decisiones informada y equitativa.

La evaluación del BCA permite para entender y justificar las inversiones en modernización de redes eléctricas en diferentes jurisdicciones de Estados Unidos. Se destacan diversas estrategias para acelerar beneficios, limitar la recuperación de costos según la rentabilidad de las empresas de servicios públicos y reembolsar cargos de capital imprudentes a los clientes. Las jurisdicciones analizadas se detallan, junto con las tecnologías y beneficios considerados en sus respectivos análisis de beneficio-coste. Los resultados muestran los costos totales, beneficios y relaciones beneficio-coste, con relaciones que van de 1.0 a 2.9, indicando que se esperan beneficios netos en la mayoría de las jurisdicciones. También se incluyen análisis de sensibilidad para algunas jurisdicciones, considerando categorías de beneficios adicionales o supuestos alternativos. En cuanto a los métodos para realizar análisis del BCA en inversiones de servicios públicos como infraestructura de medición avanzada (AMI) y optimización de voltaje/voltios (VVO), se enfatiza la importancia de definir casos de medida y referencia, estimar beneficios y costos a lo largo del horizonte de estudio, y calcular valores presentes e impactos en las tasas. Se consideran beneficios como ahorros energéticos, de capacidad, mejoras en la confiabilidad, ambientales y en la calidad del servicio. Los costos incluyen costos de inversión y cambios en requisitos de ingresos anuales. Se proporcionan ejemplos de cálculos de impacto para notificación de cortes de AMI y ahorros energéticos de VVO, resaltando la importancia de considerar el valor temporal del dinero, la incertidumbre y la transparencia en suposiciones y métodos. Además, se muestra un ejemplo de resultados de BCA con incertidumbre, ilustrando la presentación de beneficios basados en posibles futuros y la influencia de planes de compromiso con clientes. El documento, a su vez, aborda diferentes aspectos de pronósticos de carga, ahorros energéticos y de capacidad, y los beneficios de implementar tecnologías como optimización de voltaje/voltios (VVO) y reducción de voltaje de conservación (CVR). Se destaca el crecimiento significativo esperado en la mayoría de los estados debido a centros de datos, vehículos eléctricos y electrificación de edificios. Se enfatiza la importancia de utilizar pronósticos de carga a largo plazo y evaluar impactos para estimar ahorros energéticos, de capacidad y de distribución. Se propone un enfoque de planificación integrada completa, donde se utiliza el proceso de planificación de recursos integrados (IRP) para evaluar los beneficios de flexibilidad mediante casos de costo de producción con y sin la tecnología. Se proporciona un ejemplo de análisis de inversión de VVO para una gran utilidad municipal, demostrando su contribución significativa a la eficiencia energética y los ahorros de capacidad. Además, se discuten los ahorros de capacidad de distribución que se pueden lograr a través de tecnologías como VVO, CVR, telemetría y monitoreo de estado del sistema, equilibrio de carga inteligente, eficiencia energética, sistemas de gestión de recursos de energía distribuida (DERMS) y precios dinámicos y compromiso con clientes.

La evaluación de la flexibilidad de carga y las inversiones en modernización de redes para servicios públicos de electricidad abarca diversos enfoques. Se discuten métodos para cuantificar beneficios del sistema de distribución, como costos de capacidad evitados, utilizando planificación integrada del sistema de distribución. Se mencionan estudios de valor específicos por ubicación, como los realizados en California. Se resalta la disponibilidad y confiabilidad de la flexibilidad de carga como razones clave para habilitarla a través de estrategias de modernización de redes. Además, se menciona el valor de mejoras en confiabilidad y resiliencia, con estados cuantificando cambios en métricas de confiabilidad o buscando rediseños de sistemas para abordar riesgos de cambio climático. Se presenta la metodología de Costo de Interrupción (ICE), que traduce cortes de clientes en costos económicos, como una forma para que las empresas de servicios públicos evalúen el valor de mejoras en confiabilidad. El documento explora cómo el ICE Calculator cuantifica beneficios de confiabilidad considerando métricas como número de cortes (SAIFI), duración promedio de cortes (CAIDI) y costos económicos asociados con cortes para diferentes sectores de clientes (residencial, comercial pequeño y mediano/grande). Se proporciona un ejemplo de cálculo para Nuevo México, mostrando cómo métricas de confiabilidad mejoradas pueden llevar a costos de interrupción más bajos con el tiempo. Posteriormente, se aborda la resiliencia, que se enfoca en planificar eventos de baja frecuencia y alto impacto como huracanes, incendios y ciberataques que pueden causar cortes extensos. Se destaca la necesidad de nuevas herramientas de análisis, orientación regulatoria y métricas de desempeño para integrar mejor la planificación de resiliencia con procesos de planificación tradicionales de redes. Se proporcionan ejemplos de análisis de riesgo y modelos de evaluación de beneficios utilizados por empresas de servicios públicos para la planificación de resiliencia. Finalmente, el documento cubre beneficios ambientales de mejoras en confiabilidad, como reducción de contaminación del aire, uso de agua y de tierra por disminución de necesidades de generación de energía. Se menciona que las reducciones de emisiones disminuyen con el tiempo a medida que la oferta de la red se vuelve más renovable, y se proporciona un ejemplo del Distrito de Servicios Municipales de Sacramento (SMUD) para valorar beneficios ambientales.

En definitiva, el análisis de la modernización de la red eléctrica a través del BCA revela una imagen completa de las inversiones en infraestructura eléctrica en Estados Unidos. Este enfoque analítico permite evaluar no solo los costos directos de implementación de tecnologías avanzadas, sino también los beneficios tangibles e intangibles que estas inversiones brindan, como mejoras en la calidad del servicio, resiliencia del sistema y beneficios ambientales. Los resultados de las evaluaciones muestran que la mayoría de las jurisdicciones esperan experimentar beneficios netos de sus planes de modernización, lo que respalda la necesidad y efectividad de estas inversiones para impulsar la eficiencia operativa y la transición hacia una infraestructura más resiliente y sostenible. La evaluación de la flexibilidad de carga, la integración de tecnologías distribuidas y la consideración de beneficios sociales y ambientales son elementos claves en la toma de decisiones informadas y equitativas para garantizar inversiones efectivas y sostenibles en modernización de la red eléctrica.  

Las compañías de servicios públicos en Estados Unidos están cada vez más comprometidas con la reducción de emisiones y la transición hacia energías limpias. Muchas han desarrollado planes de energía limpia o de carbono para servir como hojas de ruta de sus acciones, programas e inversiones en energía limpia para ofrecer un futuro libre de carbono confiable y equitativo para todos los clientes. Estos planes a menudo se alinean con las políticas estatales de descarbonización, con cerca de 500 servicios públicos individuales preparándose para cumplir con el requisito de reducción del 100% de carbono de sus estados. Además, los planes suelen estar vinculados a los Planes de Recursos Integrados (IRPs, por sus siglas en inglés) más amplios de las empresas de servicios públicos. Estos planes de energía limpia incluyen objetivos agresivos, con 42 servicios públicos adoptando un objetivo voluntario de reducción del 100% de carbono. Ejemplos incluyen Green Mountain Power, que apunta a un suministro de energía 100% libre de carbono para 2025 y 100% de energía renovable para 2030; SMUD con el objetivo de cero emisiones de carbono en su suministro eléctrico para 2030; Avangrid planificando ser carbono neutral para las emisiones de Alcance 1 y 2 para 2030; y PEPCO buscando lograr un 100% de energía renovable para 2032. El número de servicios públicos que hacen compromisos similares aumenta notablemente para los años 2040 y 2045. Estos planes de energía limpian también requieren un progreso acelerado en áreas operativas de los servicios públicos para contribuir a los objetivos de descarbonización de toda la organización, como aumentar los ahorros energéticos a través de programas de eficiencia energética y obtener más capacidad y resiliencia de la infraestructura de red existente. De igual forma, se resalta la adopción generalizada de objetivos de reducción de carbono por parte de servicios públicos individuales y empresas matrices de servicios públicos, con un número significativo apuntando a una reducción del 100% de carbono. Lograr esta transformación a nivel de sistema en un corto período de tiempo presenta importantes desafíos operativos para las empresas de servicios públicos. El éxito requiere repensar el negocio habitual y adoptar nuevas herramientas y metodologías para permitir mayores beneficios de programas para clientes y redes, optimizar la integración de generación renovable y tomar decisiones de infraestructura más precisas. Mientras que los planes de energía limpia de servicios públicos tradicionalmente se centran en la reducción de emisiones de Alcance 1 y 2, varios líderes de servicios públicos están ampliando sus objetivos de planificación climática para incluir también las emisiones de Alcance 3. Los objetivos comunes incluyen la reducción de emisiones de carbono, el aumento de la generación renovable, la promoción de la equidad energética, la electrificación del transporte, la descarbonización de edificios, la maximización de la eficiencia y conservación energética, la reducción de la demanda máxima, el establecimiento de estándares de resiliencia y la adopción de tecnologías avanzadas de comunicación y digitales para permitir la flexibilidad de la demanda.

Las empresas de servicios públicos pueden aprovechar la inteligencia detrás del medidor y la segmentación basada en datos para mejorar la efectividad de sus programas de reducción de carbono. Destaca la importancia de comunicaciones personalizadas y recomendaciones adaptadas al comportamiento específico de cada cliente, sus electrodomésticos y características del hogar. Este hiper enfoque puede mejorar la participación general en programas, los ahorros energéticos y los ahorros de demanda. A continuación, el documento proporciona dos casos de uso donde la inteligencia detrás del medidor puede ser beneficiosa. El primer caso de uso es la electrificación del transporte, donde las empresas de servicios públicos pueden identificar a clientes que habitualmente cargan sus vehículos eléctricos (EV) durante las horas pico y dirigirse a ellos para programas de desplazamiento de carga. Al aprovechar datos sobre comportamientos de carga de EV, las empresas de servicios públicos pueden alinear la carga con períodos de generación baja en carbono, reduciendo las emisiones de Alcance 3 y maximizando los beneficios de la red. El segundo caso de uso se centra en la electrificación de hogares y edificios, donde las empresas de servicios públicos pueden identificar a clientes con alto consumo de energía y dirigirse a ellos para programas de eficiencia energética o iniciativas de electrificación. Al entender los patrones de uso de energía y la propiedad de electrodomésticos de cada cliente, las empresas de servicios públicos pueden proporcionar recomendaciones personalizadas e incentivos para fomentar la adopción de tecnologías energéticamente eficientes o la transición a electrodomésticos eléctricos. Asimismo, se mencionan dos casos clave de uso para aprovechar la inteligencia detrás del medidor en la planificación energética y los esfuerzos de descarbonización. El primer caso de uso se centra en gestionar la actividad de carga de vehículos eléctricos (EV) mediante la utilización de datos detallados sobre patrones de carga, ubicaciones y equipos. Estos datos permiten a las empresas de servicios públicos alinear la carga con períodos de generación de energía renovable, asegurando al mismo tiempo la satisfacción del cliente y la participación en programas de carga gestionada. El segundo caso de uso destaca la importancia de la electrificación de edificios y la reducción de emisiones de sistemas de calefacción y refrigeración. Muchos clientes no están familiarizados con la tecnología avanzada de bombas de calor, el calentamiento de agua eléctrico y los incentivos para estos electrodomésticos, especialmente en climas más fríos. Las empresas de servicios públicos pueden beneficiarse al dirigir objetivamente su alcance y programas a segmentos específicos de clientes, como aquellos con un alto uso de calefacción y refrigeración, en lugar de utilizar un enfoque amplio e ineficiente. 

Por otro lado, se discute la importancia de los datos desagregados del uso de energía en hogares para que las empresas de servicios públicos identifiquen sistemas HVAC, calentadores de agua y electrodomésticos ineficientes. Estos datos permiten a las empresas de servicios públicos dirigirse a hogares con calefacción o aire acondicionado eléctrico para programas de eficiencia energética, así como identificar electrodomésticos que se acercan al final de su vida útil en función de cambios en su ciclo de trabajo o patrones de encendido y apagado. Dirigirse a usuarios de alta energía o electrodomésticos ineficientes puede conducir a períodos de amortización más rápidos y acelerar la adopción de electrodomésticos eléctricos energéticamente eficientes. Además, se destaca el papel de los datos del uso de energía detrás del medidor en el éxito de programas de demanda flexible. Estos programas requieren una gestión precisa de la oferta y la demanda de energía, así como la participación del cliente. Al aprovechar los datos AMI, las empresas de servicios públicos pueden analizar los perfiles de carga únicos y el potencial de desplazamiento de carga de clientes, segmentos, activos de red y regiones geográficas. Estos datos se pueden utilizar para maximizar la efectividad de diversas estrategias de demanda flexible, como tarifas por hora de uso, programas de comportamiento basados en eventos y programas de control directo de carga. Por su parte, la implementación de la Infraestructura Avanzada de Medición (AMI, por sus siglas en inglés) y la inteligencia detrás del medidor permite a las empresas de servicios públicos gestionar de manera más efectiva la respuesta a la demanda, la carga de vehículos eléctricos (EV) y las tarifas de uso horario (TOU, por sus siglas en inglés). Los datos de AMI proporcionan información sobre los patrones de uso de los clientes, lo que permite a las empresas de servicios públicos diseñar tarifas TOU más granulares y personalizadas adaptadas a diferentes segmentos de clientes. Estos datos también permiten a las empresas de servicios públicos brindar educación personalizada y recomendaciones para ayudar a los clientes a ajustarse a las tarifas TOU y lograr resultados positivos. Al aprovechar la inteligencia detrás del medidor, las empresas de servicios públicos pueden gestionar de manera más efectiva la carga de EV, fomentar el desplazamiento a TOU y ofrecer una mejor experiencia al cliente. Este enfoque desde abajo permite a las empresas de servicios públicos lograr reducciones de emisiones y objetivos de energía limpia al impactar positivamente en varios casos de uso que contribuyen a resultados de descarbonización. 

Bidgely es una empresa de inteligencia artificial especializada en extraer información detallada y precisa sobre el uso de energía a partir de datos de medidores, como el uso horario, la proliferación de recursos energéticos distribuidos y la detección de vehículos eléctricos. Su tecnología de IA patentada proporciona inteligencia accionable crítica para gestionar la red actual tanto desde el lado de la empresa de servicios públicos como desde el lado del cliente, permitiendo una gestión efectiva del uso de energía, ahorros de costos y reducción de la huella de carbono. La ciencia de datos impulsada por la IA de Bidgely ayuda a las empresas de servicios públicos a alcanzar sus objetivos en la gestión de la carga de electrificación del transporte. Poseen una extensa base de conocimientos sobre vehículos eléctricos con datos avanzados reales para América del Norte y regiones internacionales, lo que les permite identificar con precisión propietarios de EV, su consumo mensual, el tamaño del cargador y las horas de carga típicas, incluso en casos difíciles de detectar. Esta inteligencia capacita a las empresas de servicios públicos para desarrollar programas de electrificación del transporte altamente específicos que involucran a los conductores de EV como socios de resiliencia de la red. Además, la inteligencia detrás del medidor de Bidgely es un aspecto importante para la electrificación de hogares y edificios. A medida que las empresas de servicios públicos fomentan la adopción de bombas de calor para aumentar la eficiencia, la carga de la red aumenta simultáneamente cuando los electrodomésticos de calefacción o agua que funcionan con combustibles fósiles se actualizan a eléctricos. Con tanto en cambio, las perspicacias impulsadas por la IA de Bidgely ayudan a las empresas de servicios públicos a gestionar las dinámicas cambiantes de la red y apoyar la participación del cliente e iniciativas de eficiencia energética. La solución de inteligencia energética de Bidgely proporciona información a nivel de electrodoméstico a los proveedores de energía, lo que les permite mantener la fiabilidad de la red, planificar infraestructuras futuras y mantenerse en el camino de los planes de descarbonización. Su tecnología patentada de ciencia de datos facilita los objetivos de electrificación de hogares y edificios a través de la participación personalizada del cliente, la previsión precisa de la red relacionada con la electrificación y la gestión exitosa de la demanda del lado de la demanda. La Solución Flex Demand de Bidgely combina la participación TOU, la respuesta a la demanda comportamental basada en eventos (BDR) y las estrategias de gestión de carga de EV. Aprovecha los datos detrás del medidor para diseñar y ejecutar programas de demanda flexible que alinean el potencial de flexibilidad del cliente con el potencial de capacidad de la red. Para obtener más información sobre cómo la ciencia de datos avanzada de Bidgely puede ayudar a alcanzar objetivos de energía limpia en un plazo más corto, optimizar la integración de generación renovable y facilitar decisiones de optimización de infraestructuras para un futuro de energía limpia.  

El informe analiza el consumo energético combinado, que incluyen tanto los costos de energía del hogar como los costos de combustible para transporte como una proporción del ingreso del hogar, proporcionando una imagen comprensiva del gasto energético de los hogares de los EE. UU. en 2022. Los hallazgos clave revelan que los hogares estadounidenses gastaron en promedio el 5,6% de sus ingresos en energía, con el combustible para transporte representando más de la mitad de este gasto. Las familias de bajos ingresos destinaron en promedio el 17,8% de sus ingresos a la energía, casi cuatro veces el promedio nacional. Aproximadamente uno de cada cuatro hogares experimentó un alto consumo energético combinado (gastaron más del 12% de sus ingresos en energía), y tres de cada cuatro hogares era de bajos ingresos. Los hogares rurales tuvieron una carga combinada promedio casi un 50% mayor que los hogares urbanos. Las familias de origen afrodescendiente gastaron en promedio el 6% de sus ingresos en energía, aproximadamente un 10% por encima del promedio nacional, mientras que las familias hispanas gastaron en promedio el 7,9%, un 42% por encima del promedio nacional. Además, la adopción creciente de vehículos eléctricos aumentará las cargas de energía eléctrica del hogar mientras disminuye las cargas de combustible para transporte, haciendo más importante el seguimiento al consumo energético combinado. El informe resalta las el costo energético desproporcionado que enfrentan los hogares de bajos ingresos, rurales, afrodescendiente e hispanos, subrayando la necesidad de programas de eficiencia energética y asistencia para abordar estas disparidades. Asimismo, enfatiza la importancia de rastrear el consumo energético combinado a medida que avanza la transición hacia vehículos eléctricos. El informe discute la metodología y las fuentes de datos utilizadas para estimar el consumo energético combinado del hogar y el transporte para los hogares en Estados Unidos. El análisis utiliza datos de encuestas disponibles públicamente del Consumer Expenditure (CE) Survey, que recopila datos de gastos auto informados de una muestra representativa a nivel nacional de hogares. Se utiliza la CE Interview Survey, que pide a los hogares recordar sus gastos en artículos de gran valor y compras recurrentes durante los tres meses anteriores. El análisis incluye los gastos en energía del hogar y los gastos en combustible para transporte, como gasolina, diésel y aceite de motor. Los datos de CE tienen limitaciones, incluyendo la dependencia exclusiva de los gastos auto informados, que pueden estar sujetos a sesgos de recuerdo o informes incorrectos. Sin embargo, es una de las pocas encuestas nacionales que recopila datos tanto sobre los gastos de energía del hogar como del transporte. El análisis busca proporcionar una comprensión más completa de las cargas energéticas totales de los hogares, lo cual puede informar mejor las políticas de eficiencia energética que consideran todos los gastos energéticos del hogar conjuntamente. Los hallazgos resaltan la importancia de considerar el consumo energético combinado, puesto que los costos energéticos no se experimentan de manera aislada por los hogares. La sección de discusión se centra en la idoneidad de los datos de CE para medir el consumo energético combinado, las implicaciones políticas y las necesidades futuras de investigación.

El estudio menciona que el consumo varía significativamente según factores étnicos, estructurales y de ubicación geográfica. Los hogares afrodescendientes tuvieron un consumo energético combinado promedio del 6,1%, los hogares hispanos del 7,9%, y los hogares blancos no hispanos del 5.4%. Los hogares de bajos ingresos, definidos como aquellos que ganan menos del 200% del nivel federal de pobreza, presentaron un consumo energético combinado mucho mayor del 17,8%, casi cuatro veces el promedio nacional. Los inquilinos y propietarios tuvieron cargas similares (5,6%), pero los hogares en casas prefabricadas tuvieron una carga más alta (11,7%) en comparación con las viviendas unifamiliares (5,5%) y multifamiliares (4,8%). Los hogares rurales enfrentaron una carga más alta (7,6%) que los hogares urbanos (5,2%). Regionalmente, el Sur tuvo la carga más alta (6.2%), seguido por el Oeste (5,6%), el Medio Oeste (5,4%) y el Noreste (5,0%). Del mismo modo se proporciona un análisis de las cargas energéticas experimentadas por diferentes grupos en los Estados Unidos en 2022. Los hogares hispanos presentaron un consumo energético combinado más alto, impulsado principalmente por el transporte, probablemente debido a su concentración en áreas con transporte público limitado y en industrias. Los hogares rurales experimentaron un consumo energético combinado sustancialmente más alto en comparación con los hogares urbanos, con mayore consumo energético en el hogar y aún mayor en el transporte. Esto se atribuye a opciones de tránsito limitadas, distancias a recorrer más extensas y menores ingresos en las áreas rurales. Por ejemplo, los residentes de casas prefabricadas presentaron un consumo energético combinado promedio más alto y a nivel de transporte más alto entre cualquier grupo. Esto se debe probablemente a ingresos más bajos, hogares ineficientes, ubicaciones rurales lejos de los servicios y vehículos más antiguos y menos eficientes. El consumo energético combinado de un hogar de tamaño mediano varió del 6,4% en el cuarto trimestre al 7,1% en el segundo trimestre, notablemente más alta que la carga combinada anual promedio del 5,6%. Estimar este tipo de consumo puede proporcionar una visión más realista de la experiencia de un hogar típico, debido a que las estimaciones promedio de ingresos y gastos pueden estar sesgadas por extremos en la distribución de ingresos.  

El informe también destaca que un mayor gasto energético no necesariamente se correlaciona con un mayor consumo energético, dado que los hogares de menores ingresos tienden a tener menores gastos energéticos pero un mayor consumo como porcentaje de sus ingresos. El informe discute las limitaciones de usar datos de CE para medir el consumo energético combinado, incluyendo el muestreo trimestral, posibles errores de medición en los datos auto informados y tamaños de muestra relativamente pequeños. Sin embargo, también señala las ventajas de usar datos de CE, como la disponibilidad de datos necesarios para calcular cargas combinadas y la capacidad de observar cambios a lo largo del tiempo. Es importante considerar tanto el consumo energético del hogar como las del transporte al analizar la asequibilidad de la energía y desarrollar políticas relacionadas. Se destacan las limitaciones de las fuentes de datos existentes, como la Residential Energy Consumption Survey (RECS), que tiene un tamaño de muestra pequeño, dificultando el análisis de subgrupos. En contraste, la American Housing Survey (AHS) tiene un tamaño de muestra más grande, permitiendo un análisis más detallado. Los hallazgos enfatizan la necesidad de políticas de eficiencia energética específicas en todos los niveles de gobierno para abordar las disparidades en las cargas energéticas. A medida que avanza la electrificación del transporte, se debe rastrear las cargas energéticas combinadas del hogar y del transporte para asegurar una comprensión integral de los costos energéticos de los hogares. Esto será particularmente importante para los hogares de bajos ingresos o desfavorecidos, que podrían quedarse atrás en la transición. Considerar conjuntamente los costos energéticos del transporte y del hogar puede contribuir a una comprensión más holística de la inseguridad energética y sus impactos sociales y de salud. Las políticas de asequibilidad energética pueden centrarse no solo en medidas de eficiencia en el hogar, sino también en políticas de transporte eficiente, como la inversión en transporte público, la subvención del acceso a transporte eficiente, la incentivación de viviendas asequibles cerca del transporte y la promoción de vehículos eficientes a través de estándares e incentivos. Las cargas energéticas combinadas también son relevantes en el contexto de la asequibilidad general de la vivienda, puesto que los costos de transporte pueden aumentar sustancialmente para viviendas ubicadas más lejos de los centros económicos. La investigación futura podría proporcionar valiosos conocimientos al rastrear el consumo energético combinado a lo largo del tiempo o explorar grupos específicos con más detalle, considerando variables como tipos de combustible, tipos de vehículos, equipamiento del hogar y datos detallados de ingresos. El análisis geográfico a nivel local también podría informar políticas específicas para vecindarios, aunque los datos de la CE Survey (CE) pueden tener limitaciones de tamaño de muestra para dicho análisis.

El informe, a su vez, menciona el uso potencial de otras fuentes de datos como el Panel Study on Income Dynamics para obtener más información. Se enfatiza la necesidad de una mayor investigación sobre las cargas energéticas combinadas para apoyar a los responsables de la formulación de políticas en el diseño de políticas efectivas que aborden el impacto total de los costos energéticos en las familias. De otro lado, el informe proporciona datos trimestrales sobre las cargas energéticas medianas para los hogares en los Estados Unidos en 2022. Se destaca que las cargas energéticas medianas son observablemente más altas que las cargas promedio debido a la asimetría de la distribución de ingresos, con ingresos medianos sustancialmente más bajos que los ingresos medios. Los datos muestran que las cargas energéticas medianas para la energía del hogar, el transporte y los gastos energéticos totales fueron más altas en el primer trimestre de 2022 y disminuyeron gradualmente a lo largo del año. Sin embargo, las cargas siguieron siendo significativas, con la carga energética total mediana que varió del 6,7% en el cuarto trimestre al 8,4 % en el primer trimestre. Se explican las diferencias metodológicas entre el cálculo de cargas medianas y promedio, lo que contribuye a las discrepancias observadas.