La creciente variabilidad de la demanda y la generación distribuida, sumada a la mayor frecuencia de contingencias como eventos climáticos extremos y ciberataques, ha convertido la flexibilidad operativa en una capacidad indispensable para mantener la confiabilidad de los sistemas de distribución eléctrica. Este documento técnico de EPRI ofrece una definición rigurosa del concepto: la capacidad de responder en tiempo real o casi real a condiciones operativas cambiantes mediante activos controlables y acciones operativas, con el propósito de evitar sobrecargas de equipos, violaciones de voltaje e interrupciones de servicio antes de que se materialicen.

El aporte central del documento radica en distinguir con claridad dos fuentes de flexibilidad que con frecuencia se mencionan de forma indistinta. La primera es la flexibilidad de red, que surge de activos propiedad del operador de distribución, como cambiadores de tomas bajo carga, reguladores de voltaje, capacitores e interruptores, y que se activa ajustando parámetros de equipo o la topología del circuito. La segunda es la flexibilidad de los recursos energéticos distribuidos, que proviene de cargas controlables, sistemas de almacenamiento en baterías y generación distribuida, frecuentemente en manos de terceros y no del operador de la red. Esta distinción resulta relevante porque, aunque ambas fuentes persiguen el mismo objetivo operativo, exigen mecanismos de acceso y gobernanza sustancialmente distintos.

Precisamente en torno a esa distinción se estructura buena parte del documento. Cuando los recursos energéticos distribuidos pertenecen a terceros, el operador de distribución no puede controlarlos directamente y requiere arreglos comerciales o regulatorios específicos. El texto identifica dos grandes categorías de estos arreglos: requisitos de flexibilidad obligatorios, establecidos mediante códigos, normas técnicas o acuerdos de interconexión, y mecanismos voluntarios de acceso, entre los que se incluyen los acuerdos de conexión flexible (donde el propietario acepta límites de importación o exportación más restrictivos a cambio de una conexión más rápida o económica), los servicios de red remunerados por desempeño, y los esquemas de precios dinámicos con diferenciación según ubicación. El documento subraya que estos mecanismos implican compensaciones entre el valor de flexibilidad obtenido, el costo de implementación y la complejidad operativa, ya que los enfoques más sofisticados suelen requerir mayor observabilidad, infraestructura de comunicaciones y capacidades de control similares a SCADA.

Un punto conceptual que el documento desarrolla con especial cuidado es que la flexibilidad de los recursos energéticos distribuidos carece de valor universal o intrínseco: solo genera valor cuando responde a una necesidad operativa concreta que de otro modo exigiría otra acción, y ese valor se determina comparando un escenario sin flexibilidad disponible frente a uno con ella. El informe distingue además esta valoración del proceso de materialización del valor, que depende de los mecanismos de acceso que efectivamente activan y remuneran esa flexibilidad. Sobre esa base conceptual, el documento cierra con una agenda de investigación para la industria que incluye caracterizar la flexibilidad disponible según tecnología y modelo de propiedad, desarrollar métodos estandarizados para medir, pronosticar y verificar su entrega, comprender mejor los incentivos y decisiones de participación de los propietarios de estos recursos, perfeccionar el diseño de los mecanismos de acceso y compensación, definir las condiciones habilitantes para su despliegue a gran escala, y desarrollar marcos comunes que permitan comparar de manera consistente la flexibilidad de red con la flexibilidad de recursos distribuidos dentro de la planeación de las empresas de energía. 

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https://www.epri.com/research/products/000000003002036679

La transformación acelerada de los sistemas eléctricos europeos, marcada por la incorporación masiva de renovables, la electrificación del transporte y la calefacción, y la creciente digitalización de la operación de red, está redefiniendo tanto las causas como las consecuencias de los incidentes en las redes de distribución. Mientras que las investigaciones tradicionales de interrupciones se concentraban en fallas de equipos o en daños asociados al clima, los incidentes actuales suelen combinar activos físicos, sistemas de control operativo, infraestructura de comunicaciones, plataformas de flexibilidad, recursos energéticos distribuidos y eventos de ciberseguridad. Bajo esa constatación, E.DSO organizó una sesión de intercambio de conocimiento en junio de 2026, apoyada en una encuesta entre sus miembros y en estudios de caso de Fluvius, Enedis y Stedin, cuyo propósito fue examinar si los esquemas de gobernanza actuales siguen siendo adecuados y sentar las bases para recomendaciones al directorio de la asociación.

El documento parte de una constatación de contexto que resulta reveladora: tras el incidente de la península ibérica de abril de 2025, los debates dentro del comité de tecnología de E.DSO evidenciaron esfuerzos en curso, tanto de sus miembros como de la entidad europea de operadores de distribución, para formalizar la participación de estos operadores en investigaciones de incidentes a gran escala. Este antecedente conecta con una tendencia regulatoria más amplia en Europa, donde la integración de recursos distribuidos, mercados de flexibilidad y procesos operativos interconectados va difuminando la frontera tradicional entre las responsabilidades de transmisión y distribución, al tiempo que las iniciativas regulatorias sobre resiliencia y ciberseguridad empiezan a exigir un manejo de incidentes más coordinado.

Entre los hallazgos más relevantes, el estudio destaca que la congestión de red está dejando de ser un asunto exclusivamente de planeación operativa para convertirse en un factor que puede generar condiciones asimilables a un incidente, con una frontera cada vez más difusa entre la gestión programada de la congestión y los procedimientos de protección y restauración de emergencia. También documenta cómo la digitalización, si bien mejora la visibilidad de la red, la velocidad de restauración y el aprovechamiento de la capacidad instalada, incrementa a la vez la dependencia de sistemas SCADA, plataformas en la nube y proveedores externos, ampliando la superficie de exposición a riesgos cibernéticos. Este último punto adquiere particular relevancia porque los incidentes de ciberseguridad, aunque menos frecuentes que los eventos climáticos, pueden afectar de manera simultánea sistemas de control, monitoreo, comunicaciones y plataformas de mercado, involucrando a un ecosistema cada vez más amplio de actores como agregadores, operadores de estaciones de carga y fabricantes de inversores.

Frente a este panorama, el informe recopila prácticas concretas ya aplicadas por operadores europeos: la creación de unidades especializadas en análisis de incidentes con revisión diaria de casos, como en Fluvius; la preparación ante crisis basada en pronósticos meteorológicos y planificación de personal, como en Enedis; la evaluación continua de inversiones en resiliencia comparando el desempeño ante eventos climáticos similares a lo largo del tiempo; y el fortalecimiento de capacidades de monitoreo de tecnología operativa junto con planes de contingencia cibernética, incluso en ausencia de incidentes significativos reportados. A partir de estas experiencias, el documento propone cinco líneas de acción dirigidas a los operadores de distribución: integrar los análisis eléctricos, operativos y cibernéticos en un marco único; fortalecer la cooperación con los operadores de transmisión en la investigación conjunta de eventos; clarificar la gobernanza aplicable a emergencias derivadas de la congestión; extender el enfoque de ciberseguridad hacia toda la cadena de suministro y el ecosistema digital; y consolidar mecanismos sistemáticos de intercambio de lecciones aprendidas entre operadores. El mensaje que atraviesa todo el documento es que la resiliencia de las redes eléctricas ya no depende únicamente de la inversión en infraestructura física, sino de una gobernanza integrada capaz de anticipar, gestionar e investigar incidentes cada vez más complejos.

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https://www.edsoforsmartgrids.eu/content/uploads/2026/08/tks-2026_technology-report-on-incident-management_final.pdf

La energía sostiene el funcionamiento de las sociedades modernas, y este documento de posición de DNV parte de una advertencia directa: el entorno de amenazas que rodea a la infraestructura energética crítica está cambiando más rápido de lo que muchas organizaciones logran adaptarse. La combinación de riesgos híbridos (geopolítica volátil, impactos físicos del cambio climático, complejidad creciente de las redes, digitalización acelerada, auge de la inteligencia artificial y cadenas de suministro frágiles) ya no puede analizarse de forma aislada, sino como un conjunto de vulnerabilidades que se acumulan y refuerzan entre sí. Esta urgencia se documenta con datos concretos: en una encuesta de DNV a más de mil profesionales senior del sector energético, más de la mitad reconoció que su organización no cuenta con una estrategia de resiliencia empresarial claramente definida y actualizada con regularidad.

El texto recorre una serie de episodios recientes que ilustran esta acumulación de riesgos. Las redes eléctricas han sido blanco de sabotajes físicos, como el que dejó a Berlín cinco días sin electricidad, y de ciberataques documentados en India y Polonia. Los cables submarinos de gas y electricidad han sufrido daños deliberados en el mar Báltico, mientras que terminales y buques de gas natural licuado enfrentan amenazas que van desde misiles y drones hasta piratería. A esto se suman fenómenos no intencionales, como el envejecimiento de los activos, la capacidad insuficiente de las redes y el clima extremo: solo en Estados Unidos se han registrado 431 desastres climáticos con pérdidas superiores a mil millones de dólares desde 1980, y casi la mitad de ese costo total se concentró en la última década. El apagón de abril de 2025 en la península ibérica, que interrumpió el transporte, las telecomunicaciones móviles y afectó hospitales en España y Portugal, aparece como ejemplo central de cómo una falla técnica puede escalar en cascada hacia consecuencias sociales de gran escala.

Frente a esta complejidad, el documento sostiene que la gestión de riesgo tradicional, centrada en accidentes no intencionales con probabilidades relativamente estables, resulta insuficiente. Propone en cambio el DNV Resilience Framework, un ciclo cerrado de cuatro pasos. El primero consiste en analizar los riesgos y construir un perfil de amenazas moderno, incorporando cinco dimensiones que suelen emplear los analistas de inteligencia y seguridad militar: organización, personas, infraestructura física, tecnología de la información y ciberseguridad, y cadena de suministro. El segundo paso prioriza las inversiones aplicando una calificación de riesgo basada en probabilidad e impacto, conectando la resiliencia con la estrategia central de la empresa en lugar de tratarla como un proyecto aislado. El tercer paso traduce ese plan en medidas concretas, integradas en los procesos existentes de gestión de activos. El cuarto paso establece un ciclo permanente de comprobación y validación mediante ejercicios de simulación de crisis, dado que las conmociones del sistema son por naturaleza impredecibles.

El documento cierra insistiendo en que ninguna organización puede lograr un control total sobre cada amenaza posible, pero sí puede pasar de un estado de preocupación difusa a uno de control informado, con visibilidad sobre sus dependencias críticas y capacidad probada de respuesta bajo presión. Para lograrlo, DNV plantea que se requiere una colaboración mucho más estrecha entre el sector público y privado, cerrando tres brechas persistentes: la asimetría en el intercambio de inteligencia sobre amenazas, la falta de visibilidad profunda sobre los proveedores en niveles inferiores de la cadena de suministro, y el desajuste entre el riesgo operativo que enfrentan las empresas de energía y la autoridad legal que realmente poseen para actuar frente a él. El mensaje final es que la resiliencia energética ya no puede tratarse como una casilla de cumplimiento normativo, sino como una necesidad estratégica y social que debe integrarse desde el diseño mismo de los sistemas energéticos.

Para leer más ingrese a:

https://www.dnv.com/news/2026/from-concern-to-control-dnv-presents-resilience-framework-to-strengthen-critical-energy-infrastructure-as-threats-intensify/

https://brandcentral.dnv.com/original/gallery/10651/files/original/ca9650b4-763f-4c10-a77d-83a7516ab198.pdf

África Occidental concentra una de las mayores brechas de acceso eléctrico del planeta: cerca de 184 millones de personas carecen de electricidad, la mayoría en zonas rurales donde extender la red centralizada resulta poco viable desde el punto de vista económico. Frente a este panorama, el programa de Apoyo Estratégico a la Planeación de Acceso Energético impulsado por IRENA busca dotar a los gobiernos de herramientas geoespaciales para planificar la electrificación al menor costo posible, combinando expansión de red, microrredes y sistemas aislados. El análisis se concentra en cuatro países -Burkina Faso, Malí, Nigeria y Senegal- que enfrentan retos distintos según su cobertura de red existente, densidad poblacional y nivel de acceso actual, que va desde 21,7% en Burkina Faso hasta 74,2% en Senegal.

El estudio introduce el concepto de valor del almacenamiento, calculado como la diferencia de costo entre una microrred híbrida solar-diésel con baterías y una configuración equivalente sin ellas, donde la flexibilidad depende únicamente de los generadores diésel. Los costos de ciclo de vida incluyen la inversión inicial, el mantenimiento y el combustible, descontados a valor presente. Aplicado a través de un modelo geoespacial acoplado con una herramienta de optimización horaria, el ejercicio identifica un mercado potencial cercano a 568 MW en unos 42.700 asentamientos, suficiente para atender a 21 millones de personas en el corto plazo. La energía solar domina de forma abrumadora la combinación tecnológica de las microrredes, con una participación superior al 98%, mientras la hidroeléctrica y la eólica quedan relegadas a aplicaciones puntuales.

Los resultados varían de forma significativa según el nivel de demanda y la capacidad de expansión de la red central. Cuando esta expansión enfrenta restricciones técnicas o financieras -una realidad frecuente en la región-, las microrredes con baterías se convierten en la alternativa más competitiva, llegando a cubrir más de la mitad de las nuevas conexiones y a servir entre 47 y 110 millones de personas de un total de 171 millones. En estos escenarios, el valor del almacenamiento puede llegar a USD 25.000 millones, con una capacidad de baterías de hasta 130 GWh, y por cada dólar adicional invertido en baterías se evitan en promedio dos dólares en costos de combustible diésel, una relación que puede ascender a cuatro dólares en los escenarios de menor costo. Nigeria concentra la mayor parte de esta oportunidad, seguida de Burkina Faso, Malí y Senegal.

El almacenamiento también funciona como cobertura frente a la volatilidad de precios del diésel, un hallazgo particularmente relevante en un contexto de tensiones geopolíticas recientes que han encarecido los combustibles fósiles a nivel global. Un incremento del 10% en el precio del diésel eleva el valor del almacenamiento en proporciones de dos a tres veces superiores al aumento del costo de la inversión requerida, mientras que las tarifas de las microrredes híbridas apenas se mueven entre 10% y 15% ante una duplicación del precio del combustible. A partir de estos hallazgos, se recomienda integrar las soluciones fuera de red en las estrategias nacionales de electrificación, fortalecer la planeación geoespacial y la capacidad institucional, crear condiciones habilitantes para el despliegue de microrredes solares con baterías, y movilizar mecanismos de financiamiento innovador que reduzcan el riesgo de estos proyectos. Para el sector eléctrico colombiano, estas conclusiones ofrecen referentes de utilidad directa para la electrificación de zonas no interconectadas y comunidades aisladas, donde la combinación de energía solar y almacenamiento puede representar una alternativa costo-efectiva frente a la generación diésel.

Para leer más ingrese a:

https://www.irena.org/Publications/2026/Aug/Unlocking-battery-storage-potential-for-sustainable-mini-grid-electrification-in-West-Africa

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2026/Aug/IRENA_TEC_Battery_storage_minigrids_W_Africa_2026.pdf