La evolución de las colas de interconexión en Estados Unidos refleja una transformación profunda en la forma como se desarrolla nueva capacidad de generación eléctrica. A finales de 2024 existían alrededor de 10.300 proyectos activos solicitando acceso a la red, equivalentes a 1.400 GW de generación y cerca de 890 GW de almacenamiento, magnitudes que evidencian el enorme interés de los inversionistas por participar en la transición energética. Sin embargo, este crecimiento no se ha traducido automáticamente en una expansión equivalente de la infraestructura operativa. Aunque la capacidad solicitada continúa siendo extraordinariamente elevada, durante 2024 se observó una reducción del volumen total de proyectos activos debido al elevado número de retiros registrados. Al mismo tiempo, la composición tecnológica de las solicitudes siguió modificándose. La energía solar y el almacenamiento mantienen una presencia dominante, mientras que la capacidad asociada a gas natural experimentó un crecimiento importante frente al año anterior. Asimismo, la distribución geográfica de los proyectos muestra patrones diferenciados: Texas concentra una fracción considerable de las solicitudes de gas, almacenamiento, solar y eólica, mientras California continúa destacándose por la gran cantidad de proyectos de almacenamiento. A ello se suma una creciente adopción de configuraciones híbridas, especialmente combinaciones de solar y baterías, tendencia que refleja la búsqueda de una mayor flexibilidad operativa y una mejor utilización de la infraestructura eléctrica disponible.

No obstante, el elevado volumen de proyectos en trámite contrasta con los resultados históricos observados en términos de materialización. La mayoría de las iniciativas que ingresan a las colas de interconexión nunca alcanzan la fase operativa. De hecho, para los proyectos que solicitaron interconexión entre 2000 y 2019, únicamente el 13 % de la capacidad propuesta había entrado en operación comercial al finalizar 2024, mientras que el 77 % había sido retirado y una fracción menor permanecía activa. Esta situación evidencia que las colas funcionan no solo como un mecanismo de desarrollo de proyectos, sino también como un espacio donde múltiples iniciativas compiten por recursos, permisos, financiamiento y capacidad de red sin que todas logren superar las etapas requeridas. Además, las tasas de éxito varían según la tecnología. Las centrales hidroeléctricas, nucleares y de gas presentan porcentajes de finalización superiores al promedio, mientras que los proyectos solares, eólicos y de almacenamiento enfrentan mayores niveles de abandono. Incluso la firma de acuerdos de interconexión no garantiza la construcción definitiva de las instalaciones. Una proporción significativa de proyectos con acuerdos ejecutados termina retirándose posteriormente, lo que demuestra que las barreras asociadas al financiamiento, los costos, la contratación de energía, la obtención de permisos y las condiciones del mercado continúan afectando la viabilidad de las inversiones aun después de superar etapas avanzadas del proceso regulatorio.

A medida que aumenta la cantidad de solicitudes, también se prolongan los tiempos necesarios para completar los estudios y alcanzar la operación comercial. Esta tendencia se observa tanto en los proyectos que finalmente se construyen como en aquellos que terminan retirándose. Los tiempos transcurridos entre la solicitud de interconexión y la firma del acuerdo correspondiente han mostrado un incremento sostenido durante los últimos años, aunque en 2024 se percibió una ligera moderación influenciada por la participación de regiones con procesos más ágiles. Aun así, las diferencias regionales siguen siendo marcadas. Los territorios sujetos a jurisdicción de la Comisión Federal Reguladora de Energía suelen presentar plazos más extensos, mientras que ERCOT y diversas áreas no pertenecientes a mercados organizados registran tiempos menores. Del mismo modo, el tamaño de los proyectos influye significativamente sobre la duración de los trámites. Las instalaciones pequeñas suelen completar los estudios en periodos relativamente reducidos, mientras que los proyectos de gran escala pueden permanecer varios años dentro de las colas antes de obtener las autorizaciones requeridas. Las diferencias también se manifiestan entre tecnologías, puesto que los proyectos eólicos y las combinaciones de solar con almacenamiento suelen experimentar procesos más prolongados que las instalaciones de baterías independientes o algunas plantas de gas. Esta acumulación de demoras incrementa la incertidumbre para los desarrolladores y dificulta la sincronización entre inversiones en generación y expansión de la infraestructura de transmisión.

Frente a este panorama, la interconexión se ha convertido en un factor determinante para la velocidad de expansión del sistema eléctrico estadounidense. El tiempo total requerido para avanzar desde la solicitud inicial hasta la entrada en operación continúa aumentando y, para los proyectos más recientes, supera ampliamente los niveles observados durante las primeras décadas del siglo. Además, parte importante de los retrasos ocurre después de la firma de los acuerdos de interconexión debido a factores relacionados con contratación de energía, permisos, construcción de infraestructura complementaria y disponibilidad de transmisión. Mientras tanto, el crecimiento de los proyectos híbridos, el predominio de solicitudes asociadas a recursos renovables y la expansión del almacenamiento indican que la transformación tecnológica del sector mantiene un ritmo acelerado. Sin embargo, la persistencia de elevadas tasas de retiro y de extensos tiempos de procesamiento revela que la capacidad institucional y física de las redes no ha evolucionado al mismo ritmo que el interés de los desarrolladores. Por ello, las reformas regulatorias recientemente adoptadas buscan reducir cuellos de botella, agilizar los estudios y mejorar la confiabilidad del sistema, aunque todavía resulta prematuro determinar la magnitud de sus efectos sobre el desempeño futuro de las colas de interconexión y sobre la capacidad real de convertir propuestas de inversión en proyectos operativos.

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https://emp.lbl.gov/queues

https://emp.lbl.gov/sites/default/files/2025-12/Queued%20Up%202025%20Edition%20-%2012.15.2025.pdf

El desarrollo de parques eólicos marinos híbridos representa una alternativa cada vez más atractiva para acelerar la integración regional de los mercados eléctricos y optimizar el uso de las infraestructuras de transmisión. A diferencia de los proyectos radiales tradicionales, que conectan la generación eólica a un único país mediante enlaces dedicados, los proyectos híbridos combinan la evacuación de energía renovable con intercambios transfronterizos de electricidad a través de interconectores multipropósito. Esta configuración permite aprovechar mejor los activos de red y aumentar la eficiencia del sistema, especialmente cuando la producción eólica disminuye y la capacidad de transmisión puede utilizarse para el comercio internacional de energía. Sin embargo, los beneficios sistémicos asociados a este modelo contrastan con una mayor exposición al riesgo para los inversionistas y operadores de generación ubicados en zonas de oferta marinas especializadas. Bajo esta estructura, la interacción entre flujos comerciales, congestiones de red y reglas de acoplamiento de mercados puede provocar ingresos inferiores a los que recibirían instalaciones equivalentes conectadas directamente al mercado nacional de referencia. Por tal motivo, la discusión regulatoria se ha concentrado en diseñar mecanismos de compensación que permitan reducir estas desventajas sin eliminar las señales económicas que justifican la existencia de dichas zonas de mercado.

Dentro de este contexto, los riesgos identificados se agrupan en dos categorías principales: riesgo de precio y riesgo de volumen. El primero surge cuando el precio de mercado en la zona marina converge hacia los valores más bajos observados entre los mercados vecinos, reduciendo los ingresos obtenidos por los productores. El segundo aparece cuando restricciones físicas o comerciales impiden exportar toda la energía disponible, obligando a reducir producción o aceptar menores cantidades despachadas. Además, la incorporación de metodologías avanzadas de acoplamiento híbrido incrementa la complejidad del fenómeno. Estas metodologías integran de manera más estrecha los flujos de interconexión con los procesos de asignación de capacidad, lo que puede generar comportamientos de precios menos intuitivos y situaciones adicionales de congestión. A medida que las limitaciones de transmisión se trasladan desde las conexiones marinas hacia elementos de la red terrestre, los productores pueden experimentar reducciones tanto en el precio recibido como en el volumen efectivamente comercializado. Debido a ello, la evaluación de los mecanismos de compensación requiere analizar múltiples escenarios capaces de representar diferentes combinaciones de congestión, restricciones operativas y competencia por la capacidad disponible.

Con el propósito de determinar el alcance real de las compensaciones propuestas, se comparan cinco diseños regulatorios mediante escenarios que reproducen distintas manifestaciones de riesgo. Algunos mecanismos buscan compensar únicamente las diferencias de precios observadas entre la zona marina y los mercados vecinos; otros se activan exclusivamente cuando los operadores de red restringen la capacidad disponible para el comercio transfronterizo; asimismo, existen alternativas que intentan reconstruir un escenario de referencia sin restricciones para estimar las pérdidas efectivamente sufridas por los productores. Los resultados muestran diferencias significativas en la cobertura ofrecida. Cuando el problema se origina únicamente en condiciones normales de mercado, varios mecanismos permanecen inactivos porque no existe una reducción explícita de capacidad atribuible a los operadores de red. En cambio, cuando las pérdidas derivan de restricciones impuestas sobre líneas críticas o interconectores, ciertos esquemas logran compensar parte de la disminución de ingresos. No obstante, la cobertura rara vez es completa. Algunos diseños protegen el precio pero no el volumen perdido, mientras otros extienden la compensación al volumen potencial de producción aun cuando la reducción no esté directamente relacionada con las restricciones que justifican el mecanismo. Como resultado, la efectividad depende estrechamente de la naturaleza específica del riesgo que enfrenta el proyecto y de las condiciones que activan cada instrumento.

A partir de esta comparación emerge una conclusión relevante para la política energética europea. La regulación recientemente adoptada mejora de manera apreciable los enfoques previamente propuestos porque dirige la compensación hacia pérdidas asociadas con limitaciones en la capacidad disponible para el comercio transfronterizo. Pese a ello, el riesgo adicional introducido por las zonas de oferta marinas supera el alcance de las situaciones contempladas por la normativa, de modo que persisten diferencias frente a los proyectos radiales convencionales. Asimismo, la implementación práctica plantea desafíos regulatorios y operativos, dado que algunas versiones del mecanismo requieren recalcular el resultado del mercado bajo escenarios contrafactuales para estimar correctamente las compensaciones. Aunque pueden emplearse aproximaciones simplificadas utilizando precios observables, estas alternativas modifican el nivel de protección alcanzado. Al mismo tiempo, la distribución de los costos adquiere importancia porque las compensaciones se financian siguiendo el principio de que quien genera la restricción debe asumir sus consecuencias económicas. Finalmente, aunque instrumentos como los Contratos por Diferencias pueden absorber gran parte de los riesgos de precio y volumen, su financiación recae sobre los países promotores de los proyectos. Por consiguiente, si el objetivo es impulsar un desarrollo más orientado al mercado y respaldado por acuerdos privados de compraventa de energía, podrían requerirse mecanismos complementarios capaces de ofrecer una cobertura más amplia frente a las incertidumbres específicas que enfrentan los proyectos híbridos en entornos marinos.

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https://fsr.eui.eu/publication/compensation-mechanisms-to-mitigate-the-market-risk-in-offshore-bidding-zones/

https://cadmus.eui.eu/server/api/core/bitstreams/f51c9681-62d4-410d-9bbd-4aac75c123ff/content

Desde su lanzamiento en noviembre de 2022, el Southeast Energy Exchange Market (SEEM) ha funcionado como una plataforma de comercio bilateral de energía a intervalos de 15 minutos, utilizando la capacidad de transmisión no firme disponible para incrementar las transacciones energéticas entre sus participantes. Este mercado fue diseñado para complementar los mecanismos bilaterales tradicionales en el sureste de Estados Unidos, prescindiendo de la despachación centralizada, la asignación de unidades o la optimización económica a nivel regional. A pesar de que el volumen de comercio y los beneficios económicos han ido creciendo gradualmente, el desempeño real de SEEM se encuentra significativamente por debajo de las proyecciones iniciales, con volúmenes de compensación equivalentes a solo un 10% de lo previsto y ahorros acumulados de alrededor de 7 millones de dólares anuales frente a una estimación de 40 millones. Esta disparidad se atribuye fundamentalmente a su diseño incremental que limita la optimización regional y, por ende, la magnitud de los ahorros que se podrían generar.

La estructura actual incentiva el comercio en intervalos cortos empleando capacidad de transmisión variable sin que implique una coordinación centralizada ni transparencia completa en los precios, lo que reduce las señales de mercado necesarias para influir en decisiones de inversión o contratación. Esto se refleja en las percepciones de diferentes actores: las utilidades valoran SEEM por su bajo costo operativo y la preservación del control local, mientras que reguladores y desarrolladores critican la opacidad y la escasa visibilidad, además de sentirse insatisfechos con la capacidad de SEEM para promover ahorros sustanciales o facilitar un uso más eficiente de los recursos renovables. Este mercado difiere considerablemente de otros mercados estadounidenses que incorporan despachos optimizados y mecanismos de precios más transparentes, como el mercado WEIM de California o el WEIS de SPP, donde los beneficios alcanzan niveles mucho más altos a costos comparables.

Para incrementar las ventajas para los usuarios y proveer mayores ahorros, se proponen dos grandes áreas de mejora. La primera consiste en ajustes incrementales sobre la plataforma actual, tales como ampliar la transparencia mediante la publicación de datos detallados sobre transacciones y beneficios distribuidos por participante, fomentar la autonomía estatal en la gobernanza mediante la creación de órganos específicos e incrementar la liquidez por medio de la automatización de la participación de las utilidades y la inclusión de la energía renovable curtailada en el mercado. Asimismo, se recomienda ampliar el horizonte temporal de negociación para incluir productos diarios o multihorarios y explorar opciones para operar reservas, todo con el fin de aumentar la eficiencia en el uso de la red y los recursos. La segunda área abarca opciones de mercado regionales optimizadas que, sin alcanzar la integración y centralización de un RTO (Regional Transmission Organization), permitan a los participantes coordinar mejor el despacho, la contratación y la planificación de recursos. Propuestas como la implementación de un mercado de desbalance energético (EIM), un programa regional voluntario de suficiencia de recursos y un mercado diario fortalecerían la cooperación regional y generarían señales de precios transparentes que favorecerían una mejor integración de recursos variables y la reducción de costos para los consumidores.

La evolución de SEEM debe orientarse hacia estructuras que fomenten un comercio más amplio, transparente y eficiente, al tiempo que se respeten las prerrogativas locales y estatales predominantes en la región. La ausencia de voluntad política para la creación de un RTO no impide la adopción de mecanismos voluntarios y de menor costo capaces de aumentar considerablemente los beneficios para los clientes. De esta manera, se puede imaginar una transición paulatina hacia mercados regionales más optimizados que mantengan la autonomía operativa y regulatoria, pero que simultáneamente aprovechen las oportunidades para reducir costos y mejorar la integración de energías renovables, en línea con las experiencias exitosas observadas en otros sectores del país.

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https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/04/Unlocking-the-Value-of-SEEM.pdf

La rápida expansión de grandes cargas eléctricas, como los centros de datos, la electrificación industrial, la producción de hidrógeno y las flotas de vehículos eléctricos, está transformando profundamente el panorama del sistema eléctrico en Estados Unidos. Este crecimiento inusitado en la demanda se produce en un contexto de incertidumbre y limitaciones en la capacidad de generación y transmisión existentes, lo que genera presiones significativas sobre la adecuación de los recursos del sistema. Las cargas de gran tamaño, que pueden superar 1 GW en un solo punto de conexión, introducen complejidades adicionales en la planificación del sistema debido a su carácter discreto y abrupto, con solicitaciones que pueden escalar en cuestión de meses o incluso semanas. Además, existen dificultades para prever con precisión la materialización y comportamiento de estos nuevos consumidores, debido a factores como la multiplicidad de solicitudes de conexión y la incertidumbre en su puesta en marcha definitiva. Esta situación conlleva retos para mantener la confiabilidad y la asequibilidad del suministro eléctrico, dado que la oferta puede no crecer al mismo ritmo que la demanda, y las demoras en las interconexiones pueden afectar la competitividad de industrias estratégicas, como la inteligencia artificial y la manufactura avanzada.

El aprovechamiento de la flexibilidad inherente a estas grandes cargas representa una oportunidad para transformar el desafío en una ventaja para la operación y planificación del sistema eléctrico. Al integrar la flexibilidad que ofrecen, por ejemplo, los centros de datos en términos de gestión inteligente de cargas, ajustes térmicos y uso de generación o almacenamiento local, es posible considerar estos recursos como elementos activos dentro del cálculo de la capacidad requerida. Esto permite suavizar los picos de demanda y mejorar la utilización de la capacidad instalada, lo que a su vez reduce la necesidad de construir infraestructura adicional. Para ello, es necesario contar con modelos de pronóstico detallados que incluyan datos horarios que reflejen la coincidencia entre la demanda de grandes cargas y los momentos de máxima tensión del sistema, así como evaluaciones zonales y análisis probabilísticos que incorporen diferentes escenarios de crecimiento y flexibilidad. De este modo, la planificación puede fundarse en una amplia base de datos operacionales que aporten mayor certeza sobre los aportes y responsabilidades de estos nuevos consumidores en la confiabilidad global.

El éxito en incorporar la flexibilidad de grandes cargas exige una actuación coordinada y dirigida entre múltiples agentes del sistema, incluyendo modeladores de adecuación, planificadores, operadores de mercado, grandes consumidores y reguladores. De forma concreta, se recomienda que los modelos consideren diversas proyecciones de crecimiento y cuenten con estrecha coordinación con áreas de pronóstico para reflejar escenarios realistas. Además, los planificadores deben incluir explícitamente esta flexibilidad en los procesos integrados de planificación de recursos, negociando tarifas que incentiven la flexibilidad y permitan acortar procesos de interconexión. Los operadores de mercado, por su parte, tienen la tarea de clarificar y definir reglas para la incorporación y remuneración de estos recursos flexibles, mientras que los grandes consumidores deben involucrarse tempranamente en el diseño de sus operaciones para garantizar un control efectivo y proveer datos que apoyen las modelaciones. La función regulatoria apunta a asegurar que los costos derivados por la incorporación de estas cargas se asignen justamente y que las estructuras tarifarias estén alineadas con los objetivos de flexibilidad y eficiencia.

En última instancia, la evaluación del valor agregado que trae la flexibilidad de grandes cargas debe trasladarse a mecanismos regulatorios y de mercado que permitan capitalizar estas ventajas en términos de costos, tiempos de interconexión y emisiones. Cuando esta flexibilidad se traduce en la reducción o el diferimiento de inversiones en nueva capacidad, puede favorecer tarifas más justas para cargas flexibles y evitar sobrecargas a otros usuarios del sistema. Así mismo, este enfoque contribuye a avanzar en el cumplimiento de metas ambientales, al facilitar la aceleración de la integración de recursos limpios mediante una planificación más eficiente. Incorporar la flexibilidad de grandes demandas desde las etapas iniciales de la planificación proporciona un marco más resiliente, equitativo y rentable para enfrentar el crecimiento acelerado y complejo del consumo eléctrico, y se constituye en una herramienta decisiva para garantizar un sistema energético confiable y sostenible en el futuro inmediato.

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https://www.esig.energy/reports-briefs/large-loads-resource-adequacy/

https://www.esig.energy/wp-content/uploads/2026/04/ESIG-Large-Loads-Resource-Adequacy-report-2026.pdf

La inversión en energía dentro de la región ASEAN se mantiene predominantemente enfocada en los combustibles fósiles, a pesar de un aumento gradual en el financiamiento hacia energías limpias. Este desequilibrio refleja la urgencia de redirigir los flujos de capital hacia tecnologías y proyectos que respalden la transición energética. El crecimiento significativo en la demanda de electricidad impulsa la necesidad de incrementar las inversiones en el sector eléctrico, especialmente en energías renovables, cuyo financiamiento anual podría alcanzar entre 11.5 y 79.5 mil millones de dólares para 2030. Sin embargo, existe un notable déficit que fluctúa entre 68 y 170 mil millones de dólares, espacio que requiere políticas y estrategias orientadas a cerrar la brecha de inversión para alcanzar las metas establecidas, tales como la integración de un 30 % de energías renovables en la matriz energética.

A medida que los países miembros de ASEAN actualizan sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y consolidan un marco de cooperación regional a través del Plan de Acción para la Cooperación Energética (APAEC) 2026–2030, se fortalecen los compromisos para movilizar recursos financieros hacia la transición energética. La creación de plataformas como la ASEAN Power Grid Financing (APGF), con apoyo financiero de organismos multilaterales, busca fomentar la inversión en infraestructuras transfronterizas que estabilicen y amplíen la integración de energías renovables. La diversificación de mecanismos financieros, incluyendo garantías, seguros contra riesgos políticos, bonos verdes y otros vehículos de inversión, permite mejorar la bancabilidad de los proyectos y reducir las barreras asociadas con incertidumbres regulatorias, riesgos cambiarios y limitaciones en la preparación de proyectos.

No obstante, la persistencia de desafíos regulatorios y económicos afecta la percepción del riesgo y limita la capacidad de atraer capital privado de largo plazo. La falta de claridad en normativas, la indebida sistematización de incentivos financieros, y la insuficiente madurez del mercado contribuyen a restringir el flujo de inversión hacia tecnologías limpias. Frente a estas condiciones, la ampliación del uso de instrumentos de mitigación, tales como mecanismos de crédito, financiamiento en moneda local y plataformas de financiamiento combinado, se considera esencial para estimular proyectos viables y viabilizar la transición de forma efectiva. La sinergia entre políticas nacionales y cooperación regional dota a las naciones de ASEAN de una base más sólida para afrontar estos obstáculos y acelerar el proceso de descarbonización de sus matrices energéticas.

La región se encuentra en una etapa de crecimiento donde la movilización de inversiones hacia energías limpias debe intensificarse dramáticamente para responder al incremento del consumo energético y a los compromisos climáticos definidos. El establecimiento de instrumentos financieros innovadores que reduzcan la percepción de riesgo representa una estrategia necesaria para incrementar la participación del sector privado. Los avances en planes y plataformas regionales evidencian un esfuerzo sostenido para mejorar la integración energética, promover la sostenibilidad ambiental y cumplir con objetivos de reducción de emisiones, aunque el cierre de la brecha financiera y regulatoria sigue siendo un desafío que exige colaboración multisectorial y multilateral continua.

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https://aseanenergy.org/publications/asean-energy-investment-insights-progress-and-potential-de-risking-instruments-of-asean-energy-investment

https://storage.googleapis.com/aceweb-bucket-261225/pdf/publication/AEI%20Thematic%20Insight_compressed_790JwDZyzlBShUKIBBbYcs9h2OnSNLLgMpCPJnlj.pdf

La transformación que atraviesan las redes de distribución eléctrica en Europa responde a la necesidad de avanzar hacia los objetivos de descarbonización fijados para 2050, lo que implica una aceleración significativa en la electrificación y la integración de fuentes renovables de generación. Este proceso demanda un incremento sustancial en las inversiones en infraestructura, enfatizando la importancia de que los operadores del sistema de distribución (DSOs) evolucionen en sus roles y capacidades para responder a los nuevos retos. Las inversiones en redes de distribución han crecido notablemente y se proyecta que continúen duplicándose en pocos años, llegando a cifras cercanas a los 47 mil millones de euros para 2027. Frente a este escenario, la modernización a través de la digitalización y la incorporación de mecanismos de flexibilidad, como la gestión avanzada de la demanda y tarifas variables, resultan esenciales para optimizar el uso de la infraestructura existente y evitar un crecimiento desmedido de costos. Tales desarrollos permiten no solo mejorar la resiliencia y eficiencia del sistema, sino también facilitar una mayor penetración de energías renovables y responder a la volatilidad en precios que estas pueden generar.

La diversificación y complejidad creciente de los servicios que proveen los DSOs requieren un marco regulador que incentive una planificación robusta y transparente, adaptada a las necesidades actuales y futuras sin restringir la capacidad de inversión. Resulta imprescindible impedir sesgos hacia inversiones excesivas en capital (CAPEX), para fomentar soluciones que maximicen el valor económico y social, incluyendo alternativas no basadas en la construcción de nueva infraestructura. La consolidación y coordinación en la planificación, especialmente en contextos con múltiples operadores pequeños, emerge como una solución idónea para reducir ineficiencias administrativas, potenciar sinergias y simplificar la supervisión regulatoria. Ejemplos como el de Eslovenia, donde un único operador planifica tanto la red de transporte como de distribución, o la región de Flandes en Bélgica, con un operador único para varias redes, ilustran modelos que buscan equilibrar escala y eficiencia sin necesidad de modificar la propiedad de los activos.

Además, el seguimiento continuo del grado de utilización de la red y la publicación de información sobre su capacidad disponible constituyen instrumentos que permiten anticipar necesidades, facilitar la conexión de nuevos usuarios y optimizar la asignación de recursos. A pesar de que en muchos países se emplean estudios que evalúan el flujo de cargas y las limitaciones de capacidad, la transparencia y la obligatoriedad regulatoria para compartir estos datos aún presentan variaciones importantes, lo que limita que los actores del mercado y usuarios puedan tomar decisiones informadas para contribuir a un uso más eficiente de la infraestructura existente. En paralelo, la existencia de restricciones como topes estrictos de inversión y limitaciones de liquidez para los DSOs puede dificultar la realización de proyectos necesarios para la transición energética, conduciendo a una posible subinversión con impacto en la calidad y sostenibilidad del suministro eléctrico.

Para promover un despliegue efectivo y equitativo de las redes de distribución, las autoridades reguladoras deben equilibrar la necesidad de contener costos con la flexibilidad para responder a circunstancias imprevistas y cambios en el entorno tecnológico y económico. La fijación de ingresos y gastos permitidos debe reflejar los riesgos asumidos por los operadores y evitar prácticas que incentiven inversiones ineficientes o la acumulación innecesaria de activos. Asimismo, la innovación y la participación temprana de las partes interesadas en la formulación de nuevos mecanismos regulatorios facilitan la aceptación y efectividad de las reformas. La armonización de la planificación entre los niveles de transmisión y distribución, así como la cooperación entre diferentes sectores energéticos, amplía la perspectiva hacia soluciones integradas que optimicen el sistema energético nacional y regional.

Durante el proceso de transición energética, la adaptación regulatoria y organizativa de los DSOs, el fomento a la colaboración y la transparencia en la gestión de la red, junto con la mitigación de barreras económicas y financieras, son factores determinantes para garantizar que las inversiones necesarias se realicen con eficiencia y aporten beneficios duraderos a los usuarios finales y la sociedad en general.

Para leer más ingrese a:

https://www.acer.europa.eu/news/visible-rise-electricity-distribution-grid-investment-acer-recommends-actions-optimise-ramp

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER-2026-DSO-revenue-setting-report.pdf

La integración energética en la región de la ASEAN se enfrenta a retos significativos debido a su geografía dispersa, que incluye numerosas islas y penínsulas. Para superar las limitaciones físicas y aprovechar los recursos energéticos de manera más eficiente, es necesario establecer interconexiones submarinas que permitan la transferencia eléctrica entre países, especialmente aquellos con sistemas eléctricos insulares como Indonesia y Filipinas. Estas conexiones no solo facilitarían el intercambio de energía renovable, como la hidráulica y solar, sino que también permitirían balancear la demanda y oferta de electricidad en diferentes zonas, reduciendo la dependencia en reservas costosas de energía de respaldo. De esta manera, la creación de una red regional más integrada fomentaría un mercado eléctrico unificado, capaz de atraer inversiones a gran escala y generar importantes beneficios económicos para los países implicados.

La planificación y desarrollo de estos enlaces submarinos demandan una atención detallada a varios aspectos técnicos, regulatorios y financieros. La experiencia actual de la ASEAN en tecnología submarina proviene principalmente de proyectos nacionales interinsulares, como las conexiones en Filipinas e Indonesia; sin embargo, la ejecución de interconexiones internacionales introduce complejidades adicionales relacionadas con la coordinación política y el establecimiento de marcos legales armonizados. La regulación debe abordar permisos, estándares técnicos, y acuerdos sobre códigos de red, además de respetar las normativas internacionales como la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, que protege los derechos de los estados costeros y el medio ambiente. Asimismo, es necesario diseñar estrategias para mitigar riesgos operativos, desde daños accidentales hasta la ciberseguridad, garantizando la confiabilidad y estabilidad del sistema interconectado.

Adicionalmente, la financiación representa un reto considerable dado el alto costo de estos proyectos y los prolongados plazos de ejecución. Por ello, se requieren modelos innovadores que permitan compartir riesgos y atraer inversiones tanto públicas como privadas. Las iniciativas de cooperación regional y los fondos multilaterales pueden desempeñar un papel en la reducción de incertidumbres y la facilitación de estudios de factibilidad, mientras que la localización de la cadena de suministro y el desarrollo de capacidades técnicas contribuyen a fortalecer la sostenibilidad y autonomía regional. Finalmente, la cooperación política sostenida y la implementación de acuerdos bilaterales o multilaterales garantizarán un avance efectivo en la construcción y operación de la red submarina, impulsando así el camino hacia un sistema energético renovable, seguro y conectado en la ASEAN.

El avance hacia una red eléctrica regional en la ASEAN mediante interconexiones submarinas responde a la necesidad de superar barreras naturales y aprovechar los recursos renovables dispersos en el territorio. Estos enlaces propician un sistema más equilibrado que distribuye la electricidad eficazmente, mejorando la seguridad del suministro y contribuyendo a las metas de sostenibilidad. Sin embargo, para materializar estos beneficios, se debe enfrentar un conjunto complejo de retos relacionados con la coordinación entre países, la armonización regulatoria y los altos costos financieros. Además de abordar aspectos técnicos y ambientales, es fundamental establecer acuerdos políticos claros y fomentar capacidades locales y cadenas de suministro regionales que permitan reducir riesgos y aumentar la viabilidad de los proyectos. En suma, mediante una colaboración estratégica y un compromiso continuo entre las naciones, la región podrá transformar su panorama energético, facilitando un desarrollo económico integrado y sostenible.

La colaboración intergubernamental es indispensable para alinear las diferentes normativas y políticas nacionales, asegurando que los proyectos de cables submarinos no queden detenidos en etapas iniciales de negociación. La creación de un marco regional unificado facilitará los procesos de permisos y reducirá la incertidumbre para inversores y desarrolladores. Asimismo, la transferencia de conocimiento y experiencias internacionales sobre planificación, construcción y operación de estas infraestructuras fortalecerá el capital humano y técnico en la región, con el objetivo de que los propios países puedan gestionar y mantener estos sistemas con menor dependencia externa. Asimismo, estrategias innovadoras de financiación y la participación del sector privado resultan esenciales para atender la magnitud de las inversiones necesarias. Por último, garantizar que estos proyectos respeten el medio ambiente y beneficien a las comunidades locales contribuirá a la aceptación y sostenibilidad de las interconexiones submarinas dentro del marco del desarrollo regional.

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https://aseanenergy.org/publications/bridging-connectivity-the-importance-of-submarine-interconnectors-to-the-apg

https://storage.googleapis.com/aceweb-bucket-261225/pdf/publication/Bridging%20Connectivity_The%20Importance%20of%20Submarine%20Interconnectors%20to%20the%20APG_y9gMWUy8Pxf4oL6MaIGlZqwBhLRWAfTdKf934HfA.pdf