El documento describe cómo el proceso de repotenciación limpia puede acelerar la interconexión de energía limpia al aprovechar las conexiones de la red de generadores fósiles existentes, reduciendo así los costos del sistema y mejorando la confiabilidad. Se identifican oportunidades de 250 GW en EE. UU., con incentivos fiscales que pueden reducir los costos del sistema en $21B hasta 2054. Se destaca el papel crucial de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) para impulsar la implementación de electricidad limpia. La implementación de repotenciación limpia ya ha comenzado en proyectos eólicos costeros en la costa este y en plantas de energía descontinuadas que se están reemplazando por almacenamiento de baterías. El documento también detalla los procesos de interconexión acelerados y su eficiencia en comparación con el proceso estándar. Las repotenciaciones limpias aportan beneficios significativos a la red eléctrica en términos de costos y confiabilidad. Según el informe RMI – Energy. Se estima que la repotenciación limpia puede reducir los costos del sistema en un valor presente neto de $21 mil millones durante un horizonte de planificación de 30 años. Esto se logra al minimizar los costos de operación de combustibles fósiles y nuevos proyectos de transmisión, y al agregar recursos que mejoran la confiabilidad de la red eléctrica. Además, el despliegue anual de repotenciación limpia podría alcanzar hasta 250 GW, lo que contribuiría significativamente a mejorar la confiabilidad del sistema y reducir los costos asociados con la operación y el mantenimiento de las instalaciones de generación de energía. Al acelerar el proceso de interconexión para energía limpia utilizando generadores fósiles existentes, podrían surgir desafíos potenciales relacionados con la capacidad de inyección de energía excedente. Esto se debe a que los generadores fósiles existentes tienen derechos de inyección de capacidad establecidos que pueden no estar completamente en uso o ya no se utilizarán en caso de que se retiren. Además, la necesidad de realizar estudios de interconexión, aunque simplificados, sigue siendo necesaria debido a las diferencias en tecnologías y capacidades de la nueva generación de energía limpia. Estos factores podrían plantear desafíos operativos que requerirían una consideración cuidadosa al acelerar el proceso de interconexión para energía limpia utilizando generadores fósiles existentes.

La implementación generalizada de procesos de repotenciación limpia tendría un impacto significativo en la transición hacia una red eléctrica más limpia y sostenible. La repotenciación limpia es una opción de «sin arrepentimientos» que puede reducir los costos del sistema en un NPV de $21 mil millones durante un horizonte de planificación de 30 años, a la vez que agrega recursos para mejorar la confiabilidad. Esta repotenciación limpia ayudaría a minimizar los impactos en la red de la nueva generación y las jubilaciones, así como reducir los costos del proceso de interconexión. Además, la repotenciación limpia podría reducir las emisiones de electricidad en un 25% en comparación con un escenario base, lo que supondría una contribución significativa a la sostenibilidad. Por lo tanto, la implementación generalizada de estos procesos tendría un impacto positivo en la reducción de costos, la mejora de la confiabilidad y la reducción de emisiones en la transición hacia una red eléctrica más limpia y sostenible. El objetivo principal del informe es identificar y destacar las oportunidades de repotenciación limpia en diferentes regiones, con el fin de reducir las emisiones de electricidad en los Estados Unidos en un 25% en comparación con un escenario base, hasta el año 2035. El informe también busca maximizar las ganancias de las empresas de servicios públicos sin aumentar el costo nivelado de generación de las regiones, a través de un análisis detallado utilizando métricas financieras específicas y disposiciones de reducción de la inflación

El informe se centra en la optimización del proceso de conexión de energía limpia a la red eléctrica. El objetivo principal es agilizar y reducir los costos asociados con la integración de fuentes de energía renovable en la red existente. Para lograr esto, se propone aprovechar los sitios de interconexión existentes, lo que implica utilizar infraestructuras ya desarrolladas para facilitar la incorporación eficiente de nuevas fuentes de energía limpia. El informe destaca la importancia de esta estrategia en el contexto de la transición hacia un sistema energético más sostenible. Al utilizar las ubicaciones de interconexión existentes, se reducen significativamente los plazos y los gastos asociados con la conexión de nuevas instalaciones de energía renovable a la red. Esto no solo acelera la transición hacia una matriz energética más limpia, sino que también contribuye a la mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero al fomentar la adopción de fuentes de energía más respetuosas con el medio ambiente. Además, el informe destaca la importancia de la «Inflation Reduction Act Incentives» (Incentivos de la Ley de Reducción de la Inflación), señalando cómo estos incentivos pueden jugar un papel crucial en la viabilidad económica de los proyectos de repotenciación limpia. Al proporcionar incentivos financieros y reducir la carga económica asociada con la inflación, se busca promover la inversión en proyectos de energía renovable, haciendo que estos sean más atractivos para los inversores y desarrolladores. En resumen, el informe aboga por una estrategia integral que combine la optimización de la infraestructura a través de la reutilización de sitios de interconexión existentes con la implementación de incentivos económicos, como los proporcionados por la Inflation Reduction Act. Esta combinación tiene el potencial de acelerar la conexión de energía limpia a la red de manera más rápida y rentable, lo que es crucial para avanzar hacia un sistema energético más sostenible y reducir la dependencia de fuentes de energía no renovable.

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La formulación convencional compara manzanas con peras. La formulación estándar de la Agencia Internacional de Energía (AIE) o la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) sostiene que se necesita un aumento significativo en la inversión de capital (capex) para construir el sistema de energía renovable. Sin embargo, incluyen el crecimiento en el capex de uso final para las energías renovables pero no la disminución en el capex de uso final para las tecnologías fósiles. Para hacer una comparación justa, se expresan los datos para examinar solo el capex en la oferta de energía. La gran reasignación. El capex en la oferta de energía para renovables y combustibles fósiles en 2023 fue aproximadamente el mismo, cada uno en US$1.1 billones. En los próximos siete años, el capex renovable se duplicará aproximadamente y el capex de combustibles fósiles se reducirá a la mitad bajo los escenarios centrales de la AIE de Compromisos Anunciados (APS) y Emisiones Netas Cero (NZE). La disminución del capex en combustibles fósiles proporcionará, por lo tanto, la mitad del crecimiento en el capex renovable. La formulación convencional del capex en la transición energética sugiere que se requiere un gran aumento en el gasto de capital para impulsar la transición. La implicación es que la transición es costosa y será difícil encontrar el dinero. Sin embargo, esta formulación es engañosa. Hay varios problemas que enfrenta el análisis convencional: no comparar situaciones similares; no tener un punto justo de comparación; adoptar una perspectiva conservadora sobre los costos futuros de las energías renovables a pesar de evidencia sustancial en contrario; modelar una complejidad excesiva; y seguir enfatizando escenarios de negocio como de costumbre (BAU) después de años de pronósticos incorrectos. Los analistas también tienden a utilizar el capex como un proxy para los costos, lo cual es engañoso. Los problemas que se identifican no son universales en todos los análisis, pero es importante ser consciente de ellos. El enfoque estándar utilizado por la AIE y la IRENA cuenta el capex de suministro de energía de combustibles fósiles y limpios, pero solo el capex de uso final limpio, sin incluir el capex de uso final de combustibles fósiles. En el New Energy Outlook, BNEF incluye los vehículos eléctricos en su capex de energía limpia pero no incluye los autos con motores de combustión interna en el capex de combustibles fósiles. Sin embargo, el capex en dispositivos de uso final de combustibles fósiles (autos con motores de combustión interna, calderas, etc.) es la parte más grande del sistema. Como resultado, el enfoque estándar cuenta el aumento del capex en energía limpia pero no la disminución del capex en energía de combustibles fósiles. El segundo error es utilizar un punto de comparación que no es razonable.

En un ejemplo se suma todo el capex requerido para la energía y la agricultura durante 30 años y se compara con el capex actual. Vale la pena citarlo en su totalidad: «El gasto de capital en activos físicos para sistemas de energía y uso de la tierra en la transición a cero emisiones netas entre 2021 y 2050 ascendería a aproximadamente $275 billones, o $9.2 billones por año en promedio, un aumento anual de hasta $3.5 billones desde hoy». Sin embargo, esta es una comparación injusta porque tanto el PIB como los servicios de energía están creciendo, y el capex de energía crecería tanto en un sistema limpio como en uno basado en combustibles fósiles. Una comparación precisa sería con un escenario de BAU, no con el presente. Se descubre más adelante en el informe que la brecha entre un escenario de BAU y un escenario de transición energética es, en realidad, solo de $1 billón al año. Además, por supuesto, está el punto de larga data de que el análisis convencional no incluye los costos externos del calentamiento global y la contaminación. Cuanto mayor y más amplio sea el alcance del modelo, más suposiciones se deben hacer. Se pide a los modeladores que modelen el probable capex incremental en maquinaria de acero en 2050 en un escenario de energías renovables versus combustibles fósiles. O calcular el gasto en plantas de captura y almacenamiento de carbono (CCS) en 2050 sin darse cuenta de que la evolución tecnológica probablemente signifique que pocas de ellas serán necesarias. Además, los modeladores a menudo utilizan soluciones de 2023 para resolver problemas finales, como cómo proporcionar el último 10% de la generación de electricidad en un sistema basado en energías renovables. Esto los lleva a incluir grandes cantidades de capex para el hidrógeno y CCS, cuando en realidad es más probable que tengamos soluciones superiores con curvas de aprendizaje impulsadas por la tecnología, como la respuesta a la demanda y la electrificación. Las soluciones teóricas basadas en la tecnología actual para resolver problemas futuros tienden a ser muy costosas. En la práctica, se resuelve a medida que avanza. En realidad, los modeladores luchan por prever los costos y las estructuras del sistema después de 2030. El resultado es que es muy fácil perderse en la complejidad técnica de los modelos.

El informe se centra en la reasignación significativa de recursos financieros hacia la inversión de capital en la producción de energía. Este fenómeno podría reflejar cambios sustanciales en las preferencias y estrategias de inversión en el sector energético. La «Gran Reasignación» sugiere que se está produciendo un redireccionamiento importante de los presupuestos de capital, lo que podría indicar una transformación en las prioridades económicas y medioambientales a nivel mundial. El aumento de la inversión en la producción de energía está vinculado a diversos factores, como la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la adopción de tecnologías renovables o la necesidad de modernizar y optimizar las infraestructuras energéticas existentes. Este cambio podría reflejar una respuesta a desafíos medioambientales y la búsqueda de soluciones más eficientes y sostenibles para satisfacer las crecientes demandas energéticas globales. Además, el informe analiza las implicaciones económicas y medioambientales de esta reasignación de capital. Explora cómo estas inversiones afectan la competitividad de las industrias energéticas, generan empleo, impulsan la innovación tecnológica y contribuyen a los objetivos de mitigación del cambio climático. El informe en resumen, aborda cambios sustanciales en la inversión de capital en el sector energético, examinando las razones detrás de esta reasignación, sus posibles implicaciones y su papel en la transformación de la matriz energética global.

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La utilización de servicios de flexibilidad por parte de los Operadores del Sistema de Distribución (DSOs) es un enfoque emergente pero prometedor para mejorar la gestión de la red y acelerar la integración de nueva capacidad eléctrica y cargas. El intercambio de datos relacionados con la flexibilidad entre los DSOs y otros actores es fundamental para permitir el uso efectivo de la flexibilidad. A nivel europeo, marcos legales recientes, como la propuesta de la Ley de Datos y el plan de acción de la Unión Europea para la digitalización del sistema energético, introducidos por la Comisión Europea en 2022, están creando un entorno más armonizado para el intercambio de datos de flexibilidad. Estos desarrollos también pueden influir en la participación de las Autoridades Reguladoras Nacionales (NRAs) en este ámbito. Desde la perspectiva de los DSOs, el panorama para el manejo y la utilización de datos de flexibilidad está fragmentado debido a su etapa inicial. Los servicios de flexibilidad se están incorporando gradualmente en la planificación de la red, principalmente a través de proyectos piloto a pequeña escala dirigidos a necesidades nacionales específicas. Sin embargo, persisten desafíos en términos de gestión de redes de distribución, facilitación del mercado y coordinación entre los Operadores del Sistema de Transmisión (TSO) y los DSOs. La pregunta de si los DSOs deben adquirir flexibilidad directamente o utilizar plataformas de flexibilidad sigue siendo un tema de discusión. Desde el punto de vista de las NRAs, la participación en el intercambio de datos de DSO varía, con muchas anticipando roles más significativos en el futuro debido a la evolución de la legislación de la UE. Dado que el intercambio de datos es crucial para la digitalización de la red y la utilización de servicios de flexibilidad, las NRAs supervisarán el rendimiento de los DSOs a través de indicadores de redes inteligentes. En general, las prácticas de intercambio de datos de flexibilidad están en sus primeras etapas, careciendo de estándares comunes o prácticas generalizadas. La evaluación de CEER tiene como objetivo observar el desarrollo de este campo y el papel de la intervención regulatoria en Europa sin abogar necesariamente por la armonización. Mientras que el uso de servicios de flexibilidad por parte de los DSOs aún está en sus primeras etapas, puede actuar como una herramienta para que los DSOs gestionen mejor sus redes y aceleren la conexión de nueva capacidad de generación y cargas. En este contexto, el intercambio de datos relacionados con la flexibilidad entre los DSOs y otras partes es un bloque básico para el uso de la flexibilidad. El marco legal europeo también está estableciendo un entorno más claro y armonizado para el intercambio de datos de flexibilidad a través de la propuesta de la Ley de Datos y el plan de acción de la UE para la digitalización del sistema energético, publicados por la Comisión Europea en febrero y octubre de 2022 respectivamente. Los desarrollos en curso también pueden dar forma a la participación de las NRAs en el intercambio de datos relacionados con la flexibilidad por parte de los DSOs. CEER reconoce que los DSOs no siempre son directamente responsables de la recopilación de datos, considerando el papel de centros de datos u otros terceros. Sin embargo, el enfoque de este documento se centra en las prácticas de intercambio de datos de flexibilidad en lugar de en las entidades directamente responsables de ello. El uso de servicios de flexibilidad por parte de los DSOs está aún en sus primeras etapas, pero ya está establecido en el diseño del mercado eléctrico interno. En este contexto, este documento busca examinar cómo se está desarrollando esta nueva área de trabajo de los DSOs y cómo la intervención regulatoria está teniendo lugar en Europa. Para los fines de este documento, los datos de flexibilidad se definen como los datos recopilados o manejados por los DSOs (o cualquier otro organismo responsable de un centro de datos) relacionados con el uso de la flexibilidad para gestionar su red o habilitar el uso de la flexibilidad por terceros. Los recursos de flexibilidad a considerar incluyen soluciones técnicas de los propios activos de los DSOs, acuerdos de conexión, tarifas de red dinámicas y adquisición de flexibilidad basada en el mercado, incluyendo servicios de flexibilidad y soluciones inteligentes relacionadas, por ejemplo, con la carga y las comunidades energéticas que pueden utilizar datos en tiempo real para gestionar recursos flexibles locales para su propio beneficio o para proporcionar servicios a la red.

Adquirir servicios de flexibilidad de usuarios o interactuar con ellos para obtener una respuesta adecuada a las circunstancias de la red (contractualmente o a través de señales tarifarias implícitas) puede considerarse como una herramienta de optimización para la operación y desarrollo de la red, especialmente en el contexto de la transición energética, donde los DSOs utilizan recursos energéticos distribuidos y mayor visibilidad y control de la red para posponer o evitar algunas partes de las refuerzos de la red, reduciendo así el impacto de la política energética relacionada con la transición energética en los costos de la red. Cabe destacar que los DSOs europeos estiman que la inversión necesaria en activos de red de distribución rondará los 400 mil millones de euros entre 2020 y 2030, lo que representa un esfuerzo de inversión un 50-70% mayor que los datos históricos. El uso de la flexibilidad por parte de los DSOs no evita por completo los refuerzos de la red, pero proporciona un medio para acelerar la conexión de nueva capacidad de generación y demanda en áreas ya saturadas y para proporcionar este servicio de manera eficiente. Con el aumento significativo de las inversiones en la red coincide un aumento aún mayor en las inversiones en generación renovable, compitiendo por todo tipo de recursos (materiales, productos, contratistas o recursos humanos). Por lo tanto, la flexibilidad puede permitir a los DSOs anticipar e incrementar las capacidades de conexión de la red, contribuyendo a alcanzar los objetivos de generación renovable en la matriz energética. El uso de recursos de flexibilidad por parte de los DSOs puede competir, superponerse o incluso agravar las necesidades de flexibilidad del sistema eléctrico, por ejemplo, para el equilibrio. Por lo tanto, la coordinación TSO-DSO es cada vez más crítica al discutir la provisión de flexibilidad por parte de los usuarios de la red. El intercambio de datos de flexibilidad es una necesidad básica para dicha coordinación. Otro desafío potencial es que la flexibilidad local puede incitar a ofertas estratégicas como el juego de aumento y disminución, que podrían desviar el funcionamiento adecuado del mercado y aumentar la congestión de la red. Si bien los mercados de flexibilidad bien gestionados no son el enfoque principal de este informe, están interconectados con el intercambio de datos de flexibilidad a través de la transparencia de la información y garantizando que todas las partes involucradas puedan tomar decisiones informadas. El intercambio de datos entre los DSOs y los recursos de flexibilidad es un bloque básico para el uso de la flexibilidad. El enfoque de CEER al intercambio de datos de flexibilidad de DSO investiga las prácticas avanzadas actuales, con el objetivo de formular opiniones iniciales sobre si los reguladores deberían promover o respaldar ciertas prácticas o incluso regular activamente hacia la armonización de dichas prácticas. CEER reconoce que los DSOs no siempre son directamente responsables de la recopilación de datos, considerando el papel de centros de datos u otros terceros. Sin embargo, el enfoque de este documento se centra en las prácticas de intercambio de datos de flexibilidad en lugar de en las entidades directamente responsables de ello. La agenda ambiental está en primer plano de la legislación de la UE, con objetivos recientes de consumo de energías renovables que se elevan al 45% para 2030 con el plan REPowerEU. Los servicios de flexibilidad se han identificado como clave para una integración más eficiente de las energías renovables. En este contexto, CEER encargó a DNV realizar un estudio con el objetivo de analizar las prácticas actuales y futuras de intercambio de datos de DSO donde el DSO esté involucrado (ya sea directa o a través de centros de datos); y las necesidades relacionadas con el uso de flexibilidad para gestionar la red del DSO, así como los servicios de flexibilidad en general. Con una mayor participación de las partes interesadas en los mercados y sistemas eléctricos de la UE, es fundamental i) evaluar el papel y las responsabilidades de los DSOs en relación con la gestión de datos de flexibilidad; y ii) examinar cómo difieren sus necesidades actuales y futuras de datos.

El informe aborda la cuestión de intercambio de datos entre Operadores de Red de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés) en relación con la flexibilidad en el sector energético y el papel de las Autoridades Nacionales de Regulación (NRAs). La flexibilidad en este contexto se refiere a la capacidad de adaptar la generación y distribución de energía de manera eficiente para satisfacer las demandas cambiantes del consumidor y las condiciones del mercado. En el informe, se explora cómo los DSO intercambian datos para mejorar la flexibilidad en sus redes de distribución. Esto podría incluir información sobre la demanda de energía, la disponibilidad de recursos renovables, y otras variables relevantes. Este intercambio de datos se considera crucial para optimizar la operación de las redes de distribución y lograr una mayor eficiencia en la entrega de energía. Además, se examina el papel de las NRAs en este contexto. Las NRAs desempeñan un papel clave en la regulación y supervisión de las actividades relacionadas con la energía. El informe puede abordar cómo las NRAs pueden facilitar y respaldar el intercambio de datos entre los DSO, promoviendo la transparencia, la competencia y la eficiencia en el sector. El documento posiblemente destaca la importancia de establecer estándares y protocolos comunes para el intercambio de datos entre los DSO, con el fin de garantizar la interoperabilidad y la seguridad de la información. También podría sugerir recomendaciones para mejorar la colaboración entre los DSO y las NRAs, identificando posibles barreras y proponiendo soluciones. En resumen, el informe aborda la interconexión de datos entre los DSO en relación con la flexibilidad en el sector energético, y examina el papel crucial de las NRAs en facilitar este intercambio de información para mejorar la eficiencia y la operación óptima de las redes de distribución de energía.

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El desarrollo del sector energético de Senegal es el centro de la estrategia del país para el desarrollo sostenible y económico, así como su aspiración de convertirse en una economía emergente para el año 2035, según el Plan Sénégal Émergent (PSE). Con instituciones sólidas y una visión claramente articulada para perseguir objetivos de desarrollo sostenible, Senegal está bien posicionado para cumplir estas ambiciones y continuar su camino hacia el crecimiento y desarrollo económico. Desde el lanzamiento del PSE, Senegal ha adoptado reformas destinadas a atraer inversión extranjera directa (IED) y fomentar mayores niveles de participación del sector privado, aprovechando el apoyo significativo de instituciones financieras para el desarrollo (IFD), como el Programa Scaling Solar del Banco Mundial. La estabilidad de las instituciones del país ha permitido atraer IED al sector energético para su desarrollo, aunque se necesitaría más para cumplir con las ambiciones de Senegal. Con el fin de lograr el acceso universal a la energía moderna, impulsar la industrialización y consolidar un sistema de energía sostenible, resiliente y bajo en carbono, Senegal se ha unido recientemente a la Just Energy Transition Partnership (JETP) junto con socios de Francia, Alemania, la Unión Europea, el Reino Unido y Canadá. Este acuerdo se compromete a movilizar hasta 2.5 mil millones de euros en un período de tres a cinco años para apoyar a Senegal en la consecución de sus ambiciones. Senegal es un firme partidario del proceso de la Conferencia de las Partes (COP) de la UNFCCC, centrado principalmente en el desarrollo de energía limpia, la reducción de emisiones de metano, la promoción de la resiliencia climática y la implementación de transiciones energéticas equitativas, especialmente para las economías en desarrollo. El país presidió el grupo de negociadores climáticos de los países menos desarrollados (PMA) y aboga enérgicamente por un aumento en la movilización de fondos climáticos. En 2020, el gobierno presentó una Contribución Nacional Determinada (CND) completa y ambiciosa que incluye objetivos concretos de energía limpia para la próxima década, abarcando renovables, eficiencia energética y despliegue de tecnologías de energía limpia. En 2023, Senegal ya ha cumplido los objetivos renovables incondicionales establecidos en la CND. El gobierno trabaja en una estrategia de desarrollo a largo plazo con socios internacionales. Durante los últimos cuatro años, la estrategia energética del gobierno, la Lettre de politique de développement du secteur énergétique (LPDSE 2019-2023), se ha centrado en asegurar un suministro de energía a bajo costo, acceso a electricidad más confiable, sostenible y a menor costo, acceso a combustibles de cocina modernos y reglas más sólidas para la financiación, gobernanza y regulación en el sector. En 2022, el 75% de la población de Senegal tenía acceso a electricidad (97% en áreas urbanas, 55% en áreas rurales), una de las tasas más altas en África subsahariana. Casi el 30% (5 millones) de la población tenía acceso a combustibles y equipos de cocina limpios en 2022, aunque esto se concentraba principalmente en áreas urbanas, donde más del 50% tenía acceso, mientras que solo el 7% lo tenía en asentamientos rurales. Debido al fuerte crecimiento demográfico, el número de personas que aún dependen de biomasa tradicional para cocinar ha aumentado más rápido que la población total, duplicándose de 6.5 millones en 2000 a 12.5 millones hoy. Será crucial priorizar programas de cocina limpia y acceso a electricidad en áreas rurales en la próxima LPDSE para hacer frente a estas tendencias demográficas.

El sector eléctrico es fundamental para el desarrollo sostenible de Senegal. La matriz eléctrica del país está dominada por el fuel oil pesado (FOP), que representó el 70% de la generación total de electricidad en 2022. En los últimos años, las energías renovables han superado al carbón, con la energía eólica y solar representando el 21% de la generación en 2022. Senegal ya cuenta con 0.4 GW de capacidad instalada de energía renovable total y se ha comprometido recientemente a aumentar ese porcentaje al 40% para 2030 en el marco de la JETP. La JETP también reconoció la importancia de las oportunidades de producción de gas de Senegal y el papel del gas en el desarrollo económico y la transición energética del país. Senegal está trabajando actualmente en un Plan Integrado de Bajo Costo (PIMC) a diez años y ha establecido una estrategia de gas a electricidad para cambiar del FOP al uso de gas natural en la generación de energía. La transición del sector energético de Senegal necesita una estrategia clara que incluya la implementación completa de las reformas del sector eléctrico, la expansión de la red eléctrica, la creación de zonas y subastas de energía renovable, así como un mayor equilibrio de poder a nivel nacional y regional dentro del Pool Eléctrico de África Occidental. Esta estrategia será crucial para proporcionar una señal de política a largo plazo a los inversores. Aunque la financiación pública seguirá desempeñando un papel importante, el sector energético de Senegal también necesitará movilizar más inversión del sector privado. El acceso a la financiación para proyectos de energía renovable está disponible en su mayoría a través de bancos internacionales e IFD. Los proyectos relacionados con el gas son actualmente más difíciles de financiar, ya que la mayoría de los IFD ya no respaldan dichos proyectos y los inversores comerciales pueden no encontrar atractivos rendimientos ajustados al riesgo para activos regulados como las redes de gas. El sector de recursos naturales está en el corazón de la estrategia de desarrollo de Senegal. El país está a punto de convertirse en productor de petróleo y gas en 2024, aprovechando sus significativas reservas en alta mar. En 2020, África representó casi el 3% de las emisiones globales acumulativas, siendo Senegal solo el 0.03% de las emisiones energéticas globales. Un análisis de la IEA ha demostrado que el impacto en las emisiones globales derivado del desarrollo de recursos de gas natural en el continente sería insignificante y solo aumentaría las emisiones acumulativas al 3.5% para 2030. En la COP26 en Glasgow, Senegal se unió al Compromiso Global de Metano para actuar sobre las emisiones de metano. El Código del Petróleo exige a las empresas tomar medidas necesarias para prevenir y combatir la contaminación ambiental, de acuerdo con las prácticas industriales internacionales y la legislación nacional aplicable. Se prevé el desarrollo de un Mapa de Ruta Nacional de Metano, con el apoyo de la Coalición para el Clima y el Aire Limpio. Reducir las emisiones operativas de la producción de petróleo y gas es una medida rentable que no solo aumentará los ingresos del gobierno, sino que también respaldará las aspiraciones de utilizar el gas para impulsar el acceso a la energía nacional y reducir los impactos ambientales y de salud en las comunidades locales. Para asegurar la distribución de ingresos derivados del desarrollo de estos recursos,

El informe destaca una serie de medidas estratégicas destinadas a mejorar la seguridad energética, promover la sostenibilidad y fomentar la inversión en energías renovables. Se hizo hincapié en la diversificación de la matriz energética, buscando reducir la dependencia de fuentes no renovables y avanzar hacia una mayor integración de fuentes limpias y renovables. La revisión también abordó cuestiones relacionadas con la eficiencia energética y la modernización de la infraestructura, con un enfoque en la digitalización y la incorporación de tecnologías inteligentes. Se identificaron oportunidades para la participación del sector privado en el desarrollo de proyectos energéticos y se implementaron políticas para facilitar la inversión extranjera. Asimismo, se destacó la importancia de la inclusión social y la equidad en el acceso a la energía, especialmente en comunidades rurales. El informe subraya el compromiso de Senegal con los objetivos de desarrollo sostenible y la mitigación del cambio climático, destacando iniciativas específicas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y promover prácticas sostenibles. Se espera que esta revisión de la política energética sirva como un marco integral para el crecimiento sostenible del sector energético en Senegal, alineado con las aspiraciones nacionales e internacionales en materia de energía limpia y desarrollo sostenible.

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https://www.iea.org/reports/senegal-2023

 

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La electricidad es fundamental para el funcionamiento de las sociedades y economías modernas, y su importancia no hace sino crecer a medida que se popularizan las tecnologías que funcionan con electricidad, como los vehículos eléctricos y las bombas de calor. La generación de electricidad es actualmente la mayor fuente de emisiones de dióxido de carbono (CO2) del mundo, pero también es el sector que lidera la transición hacia las emisiones netas cero gracias a la rápida expansión de fuentes de energía renovables como la solar y la eólica. Garantizar a los consumidores un acceso seguro y asequible a la electricidad, reduciendo al mismo tiempo las emisiones mundiales de dióxido de carbono (CO2), es uno de los principales retos de la transición energética. Dadas estas tendencias, el informe Electricidad 2024 de la Agencia Internacional de la Energía es una lectura esencial. Ofrece un análisis profundo y exhaustivo de las políticas recientes y la evolución del mercado, y proporciona previsiones hasta 2026 sobre la demanda de electricidad, el suministro y las emisiones de CO2. El informe de la AIE sobre el sector eléctrico, que se publica periódicamente desde 2020, ofrece información sobre la evolución del mix de generación. Además, el informe de este año incluye un análisis en profundidad sobre los factores que han impulsado el reciente descenso de la demanda de electricidad en Europa; el impacto del sector de los centros de datos en el consumo de electricidad; y la evolución reciente del sector de la energía nuclear en el mundo. La caída del consumo eléctrico en las economías avanzadas frenó el crecimiento de la demanda mundial de electricidad en 2023. La demanda mundial de electricidad creció un 2,2% en 2023, menos que el crecimiento del 2,4% observado en 2022. Mientras que China, India y numerosos países del sudeste asiático experimentaron un fuerte crecimiento de la demanda de electricidad en 2023, las economías avanzadas registraron descensos sustanciales debido a un entorno macroeconómico mediocre y a la elevada inflación, que redujo la producción manufacturera e industrial. Se espera que la demanda mundial de electricidad aumente a un ritmo más rápido en los próximos tres años, creciendo una media del 3,4% anual hasta 2026. Este aumento se verá impulsado por la mejora de las perspectivas económicas, que contribuirá a un crecimiento más rápido de la demanda de electricidad tanto en las economías avanzadas como en las emergentes. Especialmente en las economías avanzadas y en China, la demanda de electricidad se verá respaldada por la electrificación en curso de los sectores residencial y del transporte, así como por una notable expansión del sector de los centros de datos. Se estima que la cuota de la electricidad en el consumo final de energía habrá alcanzado el 20% en 2023, frente al 18% en 2015. Aunque se trata de un progreso, la electrificación debe acelerarse rápidamente para cumplir los objetivos mundiales de descarbonización. En el escenario de emisiones netas cero para 2050 de la AIE, una vía alineada con la limitación del calentamiento global a 1,5 °C, la cuota de la electricidad en el consumo final de energía se acerca al 30% en 2030. El consumo de electricidad de los centros de datos, la inteligencia artificial (IA) y el sector de las criptomonedas podría duplicarse de aquí a 2026. Los centros de datos son importantes motores del crecimiento de la demanda de electricidad en muchas regiones. Tras un consumo mundial estimado de 460 teravatios-hora (TWh) en 2022, el consumo total de electricidad de los centros de datos podría alcanzar más de 1 000 TWh en 2026. Esta demanda equivale aproximadamente al consumo eléctrico de Japón. La actualización de la normativa y las mejoras tecnológicas, también en materia de eficiencia, serán cruciales para moderar el aumento del consumo energético de los centros de datos. La demanda de electricidad aumentó un 6,4%, impulsada por los sectores servicios e industrial. Con la previsión de que el crecimiento económico del país se ralentice y dependa menos de la industria pesada, el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica china se suaviza hasta el 5,1% en 2024, el 4,9% en 2025 y el 4,7% en 2026, según nuestras previsiones. Aun así, el aumento total de la demanda de electricidad de China hasta 2026, de unos 1 400 TWh, representa más de la mitad del consumo anual actual de electricidad de la Unión Europea. El consumo de electricidad per cápita en China ya superaba el de la Unión Europea a finales de 2022 y se prevé que siga aumentando. La rápida expansión de la producción de módulos fotovoltaicos solares y vehículos eléctricos, así como la transformación de los materiales relacionados, apoyarán el crecimiento continuo de la demanda de electricidad en China mientras evoluciona la estructura de su economía.

China aporta la mayor parte del crecimiento de la demanda mundial de electricidad en términos de volumen, pero India registra la tasa de crecimiento más rápida hasta 2026 entre las principales economías. Tras un aumento del 7% en la demanda de electricidad de la India en 2023, esperamos un crecimiento superior al 6% de media anual hasta 2026, apoyado por una fuerte actividad económica y la expansión de la propiedad de aparatos de aire acondicionado. En los próximos tres años, India sumará una demanda de electricidad aproximadamente equivalente al consumo actual del Reino Unido. Mientras que las energías renovables cubrirán casi la mitad de este crecimiento de la demanda, se espera que un tercio proceda del aumento de la generación con carbón. También esperamos que el Sudeste Asiático experimente un fuerte aumento anual de la demanda de electricidad del 5% de media hasta 2026, impulsado por la fuerte actividad económica. Mientras que el consumo de electricidad per cápita en la India y el Sudeste Asiático aumenta rápidamente, en África lleva más de tres décadas estancado. El consumo per cápita en África incluso disminuyó en los últimos años, ya que la población creció más rápido que el suministro de electricidad, y sólo esperamos que recupere sus niveles de 2010-15 a finales de 2026 como muy pronto. Hace treinta años, una persona en África consumía más electricidad de media que alguien que viviera en la India o en el Sudeste Asiático. Sin embargo, los fuertes aumentos de la demanda y el suministro de electricidad en India y el Sudeste Asiático en las últimas décadas -que han ido de la mano de un auge del desarrollo económico- han transformado estas regiones a un ritmo espectacular. Mientras tanto, el consumo de electricidad per cápita de África en 2023 era la mitad que el de la India y un 70% inferior al del Sudeste Asiático. Nuestra previsión para África para el periodo 2024-26 anticipa un crecimiento medio anual de la demanda total de electricidad del 4%, el doble de la tasa media de crecimiento observada entre 2017 y 2023. Dos tercios de este crecimiento de la demanda se cubrirán mediante la expansión de las energías renovables, mientras que el resto se cubrirá principalmente con gas natural. La demanda de electricidad en Estados Unidos cayó un 1,6% en 2023 tras aumentar un 2,6% en 2022, pero se espera que se recupere en el periodo de perspectivas 2024-26. Una de las principales razones del descenso fue el clima más suave en 2023 en comparación con 2022, aunque también influyó la ralentización del sector manufacturero. La demanda de electricidad en la Unión Europea disminuyó por segundo año consecutivo en 2023, a pesar de que los precios de la energía bajaron desde máximos históricos. Tras una caída del 3,1% en 2022, el descenso interanual del 3,2% de la demanda de la UE en 2023 significó que cayó a niveles vistos por última vez hace dos décadas. Al igual que en 2022, el menor consumo del sector industrial fue el principal factor que redujo la demanda de electricidad, dado que los precios de la energía bajaron pero se mantuvieron por encima de los niveles anteriores a la pandemia. En 2023, también hubo indicios de cierta destrucción permanente de la demanda, especialmente en los sectores químico y de producción de metales primarios, que consumen mucha energía. Estos segmentos seguirán siendo vulnerables a las perturbaciones de los precios de la energía durante el periodo de nuestras perspectivas. No se espera que el consumo de electricidad de la UE vuelva a los niveles de 2021 hasta 2026 como muy pronto. La demanda de electricidad en el sector industrial de la Unión Europea cayó un 6% en 2023, tras un descenso similar en 2022. Suponiendo que el sector industrial se recupere gradualmente a medida que se moderan los precios de la energía, se prevé que el crecimiento de la demanda de electricidad de la UE aumente una media del 2,3% en 2024-26. Los vehículos eléctricos, las bombas de calor y los centros de datos seguirán siendo fuertes pilares del crecimiento durante el periodo, y juntos representarán la mitad del aumento previsto de la demanda total.

El informe proporciona una exhaustiva evaluación del panorama actual y futuro del sector eléctrico, abarcando un período de dos años hasta 2026. Este documento aborda diversos aspectos clave relacionados con la generación, distribución y consumo de electricidad, ofreciendo una visión integral de las tendencias y proyecciones que impactarán el mercado eléctrico en los próximos años. El informe examina detalladamente la situación actual del suministro de electricidad, destacando las fuentes de generación predominantes y su contribución a la matriz energética. Se analizan las tendencias en la producción de energía renovable, nuclear y no renovable, identificando los factores que influyen en la evolución de estas fuentes. Además, se abordan las tecnologías emergentes y las innovaciones en la generación eléctrica, explorando su papel potencial en la transición hacia un sistema más sostenible. En cuanto a la infraestructura de distribución, el informe examina los desafíos y oportunidades asociados con la modernización de las redes eléctricas. Se evalúa la implementación de tecnologías inteligentes, como la medición avanzada y la automatización de la red, para mejorar la eficiencia y la confiabilidad del suministro eléctrico. También se analiza el impacto de la descentralización de la generación, incluyendo el aumento de la adopción de sistemas de energía distribuida y microgrids. La parte central del informe se centra en las proyecciones para el periodo 2024-2026, proporcionando análisis detallados de las tendencias esperadas en la demanda de electricidad, los precios de la energía y la capacidad de generación. Se tienen en cuenta factores macroeconómicos, políticos y tecnológicos que podrían influir en el desarrollo del mercado eléctrico durante este período. Además, se exploran posibles escenarios futuros, como la integración masiva de vehículos eléctricos, cambios en las políticas energéticas y avances tecnológicos disruptivos. En resumen, el informe proporciona una visión completa y perspicaz del estado actual y futuro del sector eléctrico, sirviendo como una valiosa herramienta para stakeholders, analistas y tomadores de decisiones que buscan comprender y anticipar las dinámicas del mercado eléctrico en los próximos años.

Para leer más ingrese a:

https://www.iea.org/reports/electricity-2024

 

https://iea.blob.core.windows.net/assets/6b2fd954-2017-408e-bf08-952fdd62118a/Electricity2024-Analysisandforecastto2026.pdf