Se estudia la relación entre utilización del sistema eléctrico y asequibilidad del servicio en un contexto donde las tarifas en Estados Unidos vienen aumentando con mayor rapidez que en el pasado reciente. Entre 2015 y 2020, la tarifa minorista promedio aumentó apenas 0,4% anual en términos nominales, mientras que en los cinco años siguientes el incremento promedio fue de 5,6% anual, e incluso en algunos estados, como California, superó el 12% por año. Esta presión se asocia a mayores costos de transmisión y distribución, envejecimiento de infraestructura, requerimientos de resiliencia y expansión de la demanda. El argumento central es que el sistema está diseñado para atender picos infrecuentes, por lo que menos de la mitad de su capacidad se utiliza a lo largo del año; en consecuencia, si la nueva demanda se incorpora en momentos y ubicaciones con capacidad disponible, los costos fijos pueden repartirse entre un mayor volumen de consumo y ejercer presión a la baja sobre las tarifas.
La evaluación se construye sobre una utility ilustrativa de tamaño medio con demanda pico de 3.000 MW y crecimiento adicional de 1.000 MW, equivalente a un aumento de 33%. De esa expansión, 500 MW corresponden a carga conectada a transmisión, asociada por ejemplo a centros de datos, y los otros 500 MW a carga conectada a distribución, como vehículos eléctricos y bombas de calor. En el escenario tendencial se asume que deben construirse nuevos activos de generación, transmisión y distribución para atender esa expansión, y que la recaudación proveniente de la nueva carga no cubre completamente los costos incrementales. El resultado es un incremento promedio de tarifas de 1,4% para todos los clientes. Bajo un enfoque orientado a mejorar la utilización, se incorporan reducciones de demanda en horas críticas tanto de la nueva carga como de clientes existentes, lo que disminuye la infraestructura adicional requerida y alivia la recuperación de costos. Con un aumento de 10% en la utilización anual del sistema, las tarifas pueden bajar 3,4% respecto a las condiciones actuales y 4,8% frente al escenario de crecimiento sin mejoras de utilización; al mismo tiempo, las utilidades de la empresa aumentan y la conexión de la nueva carga puede acelerarse en varios años.
El documento vincula esta oportunidad con la disponibilidad creciente de recursos energéticos distribuidos y tecnologías flexibles. Se destaca el papel de baterías, vehículos eléctricos, termostatos inteligentes y otros dispositivos capaces de reducir demanda cuando el sistema está restringido. La lógica no es evitar toda inversión en infraestructura, sino reducir parte de las ampliaciones y focalizar el capital en proyectos realmente críticos. A escala nacional, el documento señala que las ventas anuales de electricidad en Estados Unidos podrían crecer entre 20% y 30% en los próximos cinco años. Si los resultados del caso ilustrativo se extrapolaran a esa trayectoria de crecimiento, los consumidores podrían ahorrar entre 110 y 170 mil millones de dólares en diez años en sus facturas eléctricas. Para las utilities, la mejora en utilización se presenta como una estrategia de crecimiento eficiente: las inversiones en nueva capacidad siguen siendo necesarias, pero en menor magnitud, permitiendo que las utilidades crezcan frente a los niveles actuales y que incluso los márgenes aumenten si se introducen incentivos regulatorios adecuados. Para las nuevas cargas, el beneficio radica en acelerar el acceso a la red sin trasladar costos al resto de usuarios y en reducir el riesgo de sobreconstrucción si la demanda proyectada no se materializa al ritmo esperado.
A su vez, se enfatiza que la mejora en utilización debe medirse con criterios técnicos consistentes y con atención a las diferencias entre generación, transmisión y distribución. En generación, la capacidad debe reflejar disponibilidad esperada durante el pico, utilizando conceptos como capacidad firme o capacidad no forzada. En transmisión, la utilización puede representarse mediante la capacidad firme de transferencia de una zona, reconociendo que su nivel de utilización será naturalmente menor por restricciones de confiabilidad más estrictas. En distribución, la capacidad puede calcularse a partir de los límites de carga de los distintos componentes de red, como alimentadores, y complementarse con métricas que indiquen qué proporción del sistema está realmente congestionada. El documento advierte que la utilización no es un fin en sí mismo, sino un mecanismo para reducir tarifas, por lo que las medidas adoptadas deben ser más costo-efectivas que las inversiones convencionales. También señala la necesidad de considerar retornos decrecientes, efectos sobre el enfriamiento de equipos y posibles restricciones de seguridad de la información al momento de reportar métricas de utilización.
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https://www.brattle.com/insights-events/publications/the-untapped-grid-how-a-better-utilized-power-system-can-improve-energy-affordability/
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