Los sistemas de energía virtual (VPPs) representan una solución flexible y versátil que agrega y coordina diversos recursos energéticos distribuidos (DERs), como la energía solar, el almacenamiento de baterías, los vehículos eléctricos y las cargas flexibles para brindar servicios a la red. Estos VPPs ofrecen a las empresas de servicios públicos una amplia gama de beneficios, incluyendo la adecuación de recursos, la confiabilidad, la resiliencia, el alivio de la infraestructura de transmisión y distribución, la accesibilidad económica para los tarifarios, la descarbonización y el empoderamiento del cliente. Las empresas de servicios públicos pueden desempeñar diferentes roles en los VPPs, como tomadores de recursos, operadores de programas, inscripción de clientes o canal de pago. Los VPPs pueden proporcionar servicios de la red a escala de utilidad como energía, capacidad, servicios auxiliares y resiliencia en diferentes escalas de tiempo y ubicaciones. Muchas empresas de servicios públicos han implementado con éxito programas de VPP, entregando una capacidad significativa y evitando apagones durante eventos climáticos extremos. Con la adopción acelerada de DERs, los VPPs tienen el potencial de escalar a 80-160 GW para 2030, abordando el 10-20% de la carga máxima y ahorrando aproximadamente $10 mil millones anualmente en costos de la red, mientras dirigen el gasto de nuevo a las comunidades y los clientes. En un mismo sentido se menciona que más de 15 VPPs de servicios públicos proporcionan una capacidad de 1,500 MW proveniente de 3.9 millones de clientes inscritos. Por otro lado, las empresas de servicios públicos están adoptando las VPPs como una alternativa para obtener energía, capacidad y servicios auxiliares. Las cifras muestran que las VPPs tienen el potencial de escalar significativamente para el año 2030, abordando un porcentaje importante de la carga pico y generando ahorros sustanciales en los costos de la red. El reporte ofrece una visión general de los VPPs y sus diversos modelos, enfoques de participación de clientes, pasos de desarrollo y características a través de diferentes empresas de servicios públicos. Los VPPs aprovechan los DERs y la respuesta a la demanda para abordar los desafíos de la red mientras compensan a los clientes por su participación. Los modelos incluyen VPPs integrados en la empresa de servicios públicos con acceso abierto o cerrado a terceros, y VPPs de terceros participando directamente en los mercados mayoristas. La participación del cliente varía en la propiedad del dispositivo, incentivos, tiempo de despacho y control. Desarrollar un VPP implica definir objetivos, basar recursos, diseñar el programa, involucrar a las partes interesadas, actualizar el diseño y evaluar e iterar el programa. El folleto muestra características de VPPs de más de 15 empresas de servicios públicos en los Estados Unidos, resaltando sus impulsores principales, tecnologías, modelos de participación, marcos de compensación y roles de terceros. Las características demuestran la versatilidad de los VPPs existentes para abordar las necesidades de la red como la adecuación de recursos, descarbonización, confiabilidad, resiliencia y alivio de infraestructura.

Los programas de VPPs ofrecidos por DTE Energy y Duke Energy, junto con los programas de baterías residenciales de Green Mountain Power (GMP), representan estrategias innovadoras para gestionar la carga de vehículos eléctricos (EV) y mejorar la resiliencia de la red eléctrica. El programa Smart Charge de DTE Energy incentiva a los propietarios de EV a cargar sus vehículos durante las horas valle, reduciendo la tensión en la red y promoviendo la adopción de EV. Por su parte, el EV Complete Home Charging Plan de Duke Energy ofrece una tarifa mensual fija para la carga de EV en el hogar, brindando certeza de costos. Ambos programas demuestran cómo la colaboración entre las empresas de servicios públicos y los clientes puede optimizar la carga de EV, aliviar la carga en la red y garantizar la resiliencia en situaciones críticas. Además, los programas de baterías de GMP permiten la gestión de baterías por parte de la empresa de servicios públicos, ofreciendo beneficios como energía de respaldo durante cortes y reducción de la demanda máxima, lo que contribuye a la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico. Estas iniciativas ejemplifican la importancia de la colaboración y la innovación en la integración de recursos energéticos distribuidos para abordar desafíos crecientes como la electrificación y la resiliencia de la red eléctrica. En un contexto más amplio, programas de VPP implementados por otras empresas de servicios públicos, como Holy Cross Energy y National Grid, muestran diversas estrategias para integrar recursos energéticos distribuidos (DERs), incluyendo baterías residenciales, en la red eléctrica. Holy Cross Energy ofrece un programa de baterías Power+ que permite a los clientes residenciales inscribir sus sistemas de almacenamiento de energía, controlados y optimizados por la empresa de servicios públicos para brindar servicios a la red. Este enfoque facilita la adopción de energía renovable y fortalece la resiliencia de la red mediante el almacenamiento distribuido. Por otro lado, el programa ConnectedSolutions de National Grid es un VPP multiestatal que involucra a múltiples OEMs y agregadores, ofreciendo incentivos basados en el desempeño para controlar dispositivos durante picos de demanda. Ambos programas ilustran cómo las empresas de servicios públicos pueden aprovechar DERs para reducir costos operativos, mejorar la eficiencia del sistema eléctrico y avanzar hacia una red más sostenible y resiliente. De igual forma, se abordan los esfuerzos de otras empresas de servicios públicos como Holy Cross Energy, National Grid, Pacific Gas and Electric (PG&E) y Portland General Electric (PGE) para aprovechar los DERs y las VPPs en la búsqueda de soluciones para desafíos como el rápido crecimiento de la demanda, eventos climáticos extremos y objetivos de descarbonización. Por ejemplo, PG&E implementó con éxito el programa Peak Power Rewards en colaboración con Sunrun, utilizando las baterías existentes de los clientes para proporcionar energía flexible durante picos de demanda. Mientras tanto, PGE se enfoca en una estrategia integrada que depende de asociaciones con clientes y DERs para orquestar parte de la demanda pico a través de la flexibilidad de la demanda para 2030.

Los programas de VPPs implementados por empresas de servicios públicos como Puget Sound Energy, Rocky Mountain Power y Sacramento Municipal Utility District (SMUD) ofrecen diversas estrategias y características clave para la gestión eficaz de la energía. Por ejemplo, los Flex Programs de Puget Sound Energy permiten a las empresas reducir el uso de energía durante eventos programados, con eventos de 2 a 4 horas, programados con un día de anticipación. El programa de baterías WattSmart de Rocky Mountain Power permite que las baterías propiedad del cliente sean gestionadas por la empresa para servicios de la red, integrándose con el sistema de gestión de energía para una distribución en tiempo real. En el caso de SMUD, su programa Partner+ es una VPP solar y de almacenamiento de 20 MWh y 10 MW que apoya su Plan de Cero Carbono 2030, ofreciendo incentivos complementarios a clientes por permitir que la empresa gestione sus sistemas. Estos programas demuestran la importancia de incentivar la participación del cliente, ofrecer opciones de participación, diseñar programas complementarios y colaborar con terceros para operaciones de DERs y gestión de clientes. Asimismo, es fundamental destacar las mejores prácticas para la implementación efectiva de programas de VPP por parte de las empresas de servicios públicos, que incluyen el acceso abierto, asociaciones estratégicas, experiencia del cliente simplificada, programas a largo plazo e incentivos para DERs. La integración de VPPs en la planificación estratégica de las empresas, el compromiso con los responsables de políticas y la transformación de prácticas comerciales a través de equipos multifuncionales y automatización de procesos son aspectos clave resaltados en el texto. Estudios de caso de programas de VPP de SMUD y Xcel Energy ilustran enfoques, roles, responsabilidades, incentivos para clientes y estrategias de distribución. Siendo así, se ofrece orientación para superar desafíos comunes en la implementación de VPPs y aprovechar las mejores prácticas para un diseño y ejecución efectivos del programa. Por otro lado, el texto proporciona una visión general de las mejores prácticas para la implementación efectiva de VPPs por parte de empresas de servicios públicos, enfatizando la importancia de la accesibilidad, las asociaciones, la experiencia del cliente, los programas a largo plazo y los incentivos para DERs. Además, destaca la necesidad de incorporar VPPs en los procesos de planificación, involucrar a los responsables políticos y transformar las prácticas comerciales a través de equipos multifuncionales y la automatización de procesos. Los estudios de caso que se presentan ilustran enfoques, roles, responsabilidades, incentivos para clientes y estrategias de despacho, brindando orientación para superar desafíos comunes en la implementación de VPPs y aprovechar prácticas líderes para el diseño e implementación efectiva de programas.

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El documento aborda la reciente expansión de la regulación basada en el desempeño (PBR) o regulación incentivada para las empresas de distribución y transmisión de electricidad en los Estados Unidos. Antes del año 2000, los mecanismos de PBR comprehensivos tenían una difusión lenta en la industria eléctrica estadounidense, aunque se adoptaron algunas formas parciales o temporales. Sin embargo, desde alrededor de 2015, los mecanismos de PBR se han aplicado cada vez más a las empresas de distribución eléctrica en la mayoría de los estados de EE. UU., con alrededor de una docena de estados introduciendo o evaluando planes de PBR comprehensivos. Esta tendencia está impulsada por la cambiante estructura de la industria eléctrica y las crecientes obligaciones impuestas a las empresas de distribución, principalmente objetivos agresivos de descarbonización y metas para electrificar el transporte y los edificios mediante electricidad limpia. La PBR se ve como un conjunto de «bloques de construcción» que pueden adoptarse en varias combinaciones, complementando en lugar de sustituir la regulación tradicional basada en el costo del servicio (COSR). Las reformas regulatorias en Gran Bretaña, llamadas RIIO, han tenido influencia en los EE. UU., discutiéndose las principales reformas contenidas en RIIO. Sin embargo, ha habido prácticamente ninguna aplicación de PBR por parte de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) a propietarios de activos de transmisión u operadores de transmisión independientes. La FERC ha aplicado incentivos dirigidos para la inversión en transmisión y la membresía en operadores de sistemas independientes, pero la regulación tarifaria de transmisión todavía se basa principalmente en COSR en forma de tarifas fijas, que tienen propiedades de incentivo pobres. Regular a los operadores de sistemas independientes, que son organizaciones sin fines de lucro, es un desafío y se sugieren reformas. Asimismo, se discute la aplicación de la PBR en la regulación de las empresas de distribución eléctrica en los Estados Unidos. Destaca la falta de influencia de la literatura teórica en el diseño de mecanismos de PBR en la práctica. Los informes y la orientación de empresas de asesoramiento y laboratorios nacionales han desempeñado un papel primordial en la educación de los responsables de políticas y la promoción de la PBR, con pocas citas a literatura académica. Los mecanismos de PBR utilizados para regular las empresas de distribución eléctrica en los EE. UU. no son mecanismos simples de límite de precios, sino más bien una combinación de varios componentes, incluyendo ajustes automáticos de inflación y productividad, revisiones regulatorias periódicas, métricas de desempeño, mecanismos de participación en beneficios, reaperturas, desacoplamientos de ingresos y passthrough de costos. Los objetivos son mitigar el poder de mercado, estimular la eficiencia de costos e innovación, permitiendo a las empresas de servicios públicos recuperar costos razonables. El documento, a su vez, señala que la aplicación de conceptos de PBR a la regulación de propietarios de transmisión y operadores de sistemas independientes (ISOs/RTOs) en los EE. UU. es aún más limitada, a pesar de la influencia del marco RIIO en Gran Bretaña. La regulación de la transmisión y operaciones del sistema en los EE. UU. todavía se basa principalmente en la COSR. En general, el documento enfatiza que la PBR en los EE. UU. se ve mejor como un complemento de COSR, en lugar de un substituto completo, y que los mecanismos regulatorios en la práctica a menudo combinan elementos de ambos enfoques.

La regulación eléctrica en Estados Unidos está experimentando cambios significativos impulsados por diversos factores, como la creciente penetración de fuentes de energía renovable, la reestructuración de las empresas de servicios públicos integradas verticalmente y las crecientes responsabilidades de las compañías de distribución eléctrica para apoyar los esfuerzos de descarbonización. La regulación tradicional de costo de servicio ha demostrado ser menos efectiva para abordar estos cambios, lo que ha llevado a los reguladores a explorar mecanismos regulatorios alternativos como la PBR. Sin embargo, la adopción de la PBR ha sido lenta, en parte debido a los recursos humanos y financieros limitados de las agencias regulatorias estatales. Del mismo modo, se resalta la necesidad de reformas regulatorias para alinear los incentivos con las nuevas obligaciones de las empresas de distribución, como la adquisición de energía libre de carbono, la integración de recursos energéticos distribuidos y el apoyo a la electrificación. También señala el potencial aumento en la demanda eléctrica debido a la electrificación, lo que podría poner más presión sobre los procesos regulatorios tradicionales. Siendo así, se subraya la creciente complejidad de la regulación eléctrica y la necesidad de enfoques innovadores para adaptarse al cambiante panorama. Por otro lado, la regulación basada en el desempeño (PBR) para las empresas de distribución eléctrica en Estados Unidos desempeña un papel en este contexto de transformación. Aunque los mecanismos de PBR han sido ampliamente adoptados, a menudo son mal comprendidos e implementados en conjunto con la COSR. Es importante destacar que la PBR y la COSR son complementarias en lugar de sustitutas, siendo la COSR utilizada para establecer los precios o ingresos iniciales y luego ajustarlos periódicamente dentro del marco de la PBR. El autor argumenta que la frase «RPI-X» utilizada en la regulación británica es una representación simplificada de un conjunto más complejo de mecanismos de incentivos. Además, el documento discute los orígenes históricos de las propuestas de PBR en la industria de las telecomunicaciones, señalando que, si bien la competencia ha reducido la necesidad de regulación en ese sector, se espera que la regulación de la distribución eléctrica continúe. En Estados Unidos, los planes integrales de PBR para la distribución eléctrica involucran el uso extensivo de principios COSR para determinar los requisitos y tarifas iniciales, con los mecanismos de PBR ajustando los precios o ingresos con el tiempo en función de índices externos y benchmarks.

La regulación tradicional basada en el costo del servicio ha perdido eficacia para abordar estos cambios, lo que ha llevado a los reguladores a explorar mecanismos regulatorios alternativos como la regulación basada en el desempeño (PBR, por sus siglas en inglés). Sin embargo, la adopción de la PBR ha sido lenta, en parte debido a las limitaciones de recursos humanos y financieros de las agencias regulatorias estatales. Este escenario resalta la necesidad de reformas regulatorias que alineen los incentivos con las nuevas obligaciones de las compañías distribuidoras, como la adquisición de energía libre de carbono, la integración de recursos energéticos distribuidos y el respaldo a la electrificación. Además, se señala el potencial aumento en la demanda de electricidad debido a la electrificación, lo que podría tensionar aún más los procesos regulatorios tradicionales. En resumen, se destaca la creciente complejidad de la regulación eléctrica y la necesidad de enfoques innovadores para adaptarse al cambiante panorama. En otro orden de ideas, se discute el papel de los mecanismos de PBR para las compañías distribuidoras de electricidad en Estados Unidos, estableciendo comparaciones con el marco regulatorio en Gran Bretaña. Aunque los mecanismos de PBR han sido ampliamente adoptados, a menudo son mal comprendidos e implementados en conjunto con la COSR. Se enfatiza que la PBR y la COSR son complementarias en lugar de ser sustitutas, puesto que la COSR se utiliza para establecer los precios o ingresos iniciales y luego se reajustan periódicamente dentro del marco de la PBR. El autor argumenta que la frase «RPI-X» utilizada en la regulación británica es una representación simplificada de un conjunto más complejo de mecanismos de incentivos. A su vez, se discuten los orígenes históricos de las propuestas de PBR en la industria de las telecomunicaciones, señalando que, si bien la competencia ha reducido la necesidad de regulación en ese sector, se espera que la regulación de la distribución eléctrica continúe. Se resalta que los planes integrales de PBR para la distribución eléctrica en Estados Unidos involucran un uso extensivo de los principios COSR para determinar los requisitos de ingresos y tarifas iniciales, con los mecanismos de PBR ajustando los precios o ingresos a lo largo del tiempo en función de índices y referencias externas.

La evolución de los mecanismos de regulación basados en incentivos para compañías distribuidoras de electricidad en Gran Bretaña ha sido significativa, especialmente en la transición de RPI-X al marco RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs). Introducido en 2010, el marco RIIO buscó abordar la creciente complejidad de la regulación y los cambiantes roles de las compañías distribuidoras, especialmente en lo que respecta a políticas de descarbonización y obligaciones sociales. El mecanismo RIIO-ED1 (2015-2023) amplió la gama de resultados incentivados, incluyendo impacto ambiental, obligaciones sociales, satisfacción del cliente, seguridad, confiabilidad y tiempos de conexión. También introdujo un enfoque de gasto total (TOTEX), períodos de control de precios más largos de 8 años y un mayor compromiso de los interesados. Sin embargo, RIIO-ED1 llevó a que las compañías distribuidoras obtuvieran retornos significativamente por encima del benchmark esperado, principalmente debido a que los gastos reales fueron más bajos que los previstos en los planes de negocios. En respuesta, RIIO-ED2 (2023-2028) realizó varios cambios, como reducir el período de control de precios a 5 años nuevamente, ajustar los desafíos de eficiencia de costos, introducir nuevos incentivos para planes de negocios precisos, ajustar los mecanismos de incentivos para diversos resultados e introducir nuevos mecanismos para ajustar las variaciones de carga/salida y reabrir aspectos relacionados con costos de descarbonización. El documento destaca los crecientes desafíos de regular las empresas distribuidoras frente a la incertidumbre y la información asimétrica, con OFGEM respondiendo al recopilar más información e involucrarse más en decisiones comerciales detalladas a través de mecanismos de incentivos. El marco RIIO ha evolucionado significativamente desde los mecanismos más simples de RPI-X, implicando un mayor nivel de microgestión por parte del regulador.

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El informe presenta los hallazgos de una encuesta representativa a nivel nacional de 1801 propietarios e inquilinos en Estados Unidos sobre sus percepciones, intereses y posibles barreras para adoptar tecnologías de electrificación residencial. Los resultados clave muestran que los consumidores que cambian a electrodomésticos eléctricos mencionan principalmente beneficios ambientales, de salud, seguridad, confiabilidad y eficiencia energética percibida como las principales razones, junto con la facilidad de limpieza de las estufas eléctricas. La experiencia infantil con electrodomésticos eléctricos y la creencia en el cambio climático predicen significativamente el deseo de cambiar de sistemas de calefacción, agua caliente y cocina no eléctricos a eléctricos. Las barreras más comúnmente percibidas para la electrificación del hogar son los altos costos de electricidad, la percepción de la ineficiencia de las tecnologías eléctricas en comparación con las equivalentes no eléctricas y la experiencia inferior de cocinar con estufas eléctricas. Poseer equipos de jardinería eléctricos es una puerta de entrada potencial para una mayor electrificación, especialmente para la cocina, posiblemente debido a experiencias positivas que llevan a una mayor aceptación. Las empresas de servicios públicos y los administradores de programas deben aprovechar las técnicas de ciencias del comportamiento y las preferencias del consumidor para optimizar el diseño del programa, el marketing y la adopción, como ofrecer programas de electrificación de equipos de jardinería. El informe recomienda centrar el mensaje en los beneficios de seguridad, sostenibilidad ambiental, eficiencia energética y confiabilidad, superar las barreras percibidas mediante la educación y los incentivos, promover tecnologías de electrificación de puerta de entrada como el equipo de jardinería y proporcionar incentivos al reemplazar electrodomésticos antiguos. 

Por otro lado, se exploran comportamientos y preferencias relacionados con la electrificación residencial. Las percepciones clave incluyen que los consumidores con experiencia infantil con electrodomésticos eléctricos o creencia en el cambio climático son más propensos a cambiar a sistemas de calefacción, agua caliente y cocina eléctricos. Estos consumidores tienden a ser más jóvenes, viven en apartamentos/dúplex y han vivido en sus hogares menos de 10 años. Los beneficios percibidos de la electrificación, como el impacto ambiental, la salud, la seguridad, la confiabilidad y la eficiencia energética, se citan como las principales razones para cambiar a sistemas eléctricos. Para cocinar, la facilidad de limpieza de las estufas eléctricas también es un factor clave. Las barreras percibidas para la electrificación incluyen altos costos operativos, percepción de ineficiencia en comparación con otros combustibles y experiencia de cocina inferior con estufas eléctricas (probablemente debido a la falta de experiencia con estufas de inducción). Ofrecer reembolsos y créditos fiscales («zanahoria» política) cuando los electrodomésticos necesitan ser reemplazados es más efectivo que los mandatos («vara» política) para fomentar la adopción de la electrificación. La propiedad de tecnologías eléctricas de «puerta de entrada» como equipos de jardinería y paneles solares aumenta la probabilidad de elegir electrificar otros sistemas domésticos. Los programas de experiencia directa, como el préstamo de placas de cocina de inducción y la capacitación de contratistas, podrían ayudar a abordar percepciones erróneas y aumentar la adopción. Los encuestados de bajos ingresos mostraron más apoyo a las políticas de electrificación, excepto los créditos fiscales, mientras que los votantes demócratas fueron significativamente más partidarios que los independientes y republicanos. El informe recomienda dirigir los esfuerzos de marketing en función de los beneficios percibidos, abordar percepciones erróneas a través de estrategias basadas en el comportamiento e implementar políticas que incentiven la electrificación cuando los electrodomésticos necesiten ser reemplazados.

De igual forma, ciertos grupos demográficos tenían más probabilidades de estar interesados en cambiar a sistemas eléctricos, incluidos aquellos con experiencia infantil en versiones eléctricas, creencia en el cambio climático, votantes demócratas, habitantes de apartamentos/dúplex, personas más jóvenes, propietarios recientes, inquilinos, participantes de bajos ingresos, participantes no blancos y aquellos que viven en hogares más pequeños o nuevos. El informe sugiere que las campañas de marketing que promueven la electrificación deberían destacar los beneficios percibidos identificados en la encuesta, como seguridad, amigabilidad ambiental, eficiencia energética y confiabilidad. Además, dirigirse a segmentos de mercado específicos más inclinados hacia la electrificación podría ser una estrategia efectiva para fomentar la adopción. Por otra parte, se discuten los resultados de una encuesta que examina los factores que influyen en el interés de los propietarios en electrificar sus sistemas de calefacción, agua caliente y cocina. Los hallazgos clave incluyen: la experiencia infantil con versiones eléctricas y la creencia en el cambio climático fueron los factores de conducción más importantes para elegir la electrificación en los tres usos finales. Para la calefacción y la cocina, ser demócrata también fue un factor clave. El tipo de vivienda (apartamentos/dúplex más interesados que hogares unifamiliares) y la edad (más jóvenes más interesados) fueron importantes para las decisiones de calefacción y agua caliente. La percepción de que «la electricidad cuesta demasiado» fue la razón más común dada por aquellos que optaron por no electrificar los sistemas de calefacción y agua caliente. Para cocinar, «el gas ofrece una mejor distribución del calor» fue la principal razón. La creencia en el cambio climático fue un fuerte predictor del interés en la electrificación, pero la mayoría de los creyentes no estuvieron de acuerdo en que la electrificación sea crítica para mitigar el cambio climático. Para reemplazar el aire acondicionado central con un sistema de bomba de calor, la creencia en el cambio climático y vivir en un hogar más nuevo fueron predictores únicos de interés. Algunos encuestados percibieron la electricidad como menos eficiente que sus sistemas actuales, aunque esto fue menos común que las preocupaciones por el costo. Igualmente, se destacan los factores clave que impulsan el interés en la electrificación, las barreras comunes y las percepciones que la dificultan, y las diferencias entre los subgrupos y regiones.

La discusión sobre las tecnologías de entrada potenciales que podrían fomentar la electrificación completa del hogar revela dos enfoques clave: el equipo de jardinería eléctrico y la energía solar fotovoltaica. Los encuestados que poseían equipo de jardinería eléctrico eran más propensos a cambiar a la cocina, calefacción y calentamiento de agua eléctricos. Asimismo, la propiedad de tecnología solar aumentaba la probabilidad de optar por la cocina eléctrica, calefacción de agua y calefacción de espacios. Experiencias prácticas con medidas de electrificación, como programas de préstamo de cocinas de inducción y capacitaciones para contratistas, también podrían fomentar la electrificación. Las barreras para la electrificación suelen ser conductuales, y estrategias provenientes de expertos en ciencias del comportamiento y comunicación podrían ayudar a superarlas. El documento recomienda enfocar los esfuerzos de marketing en los beneficios de seguridad, sostenibilidad ambiental, eficiencia energética y confiabilidad, debido a que estos fueron citados como razones para elegir la electrificación. La adaptación de mensajes al público objetivo es clave, especialmente considerando que los encuestados interesados en electrificar tendían a tener experiencias infantiles con versiones eléctricas y una creencia en el cambio climático. En otra instancia, la discusión aborda estrategias para promover la electrificación del hogar, destacando su importancia para reducir el uso de energía y mitigar el cambio climático. Las recomendaciones clave incluyen dirigir campañas de marketing hacia aquellos más abiertos a la electrificación, como personas más jóvenes, con inclinaciones demócratas que viven en hogares multifamiliares y creen en el cambio climático. Ofrecer incentivos y recomendar opciones eléctricas cuando los electrodomésticos necesitan reemplazo es más efectivo que promover la electrificación para electrodomésticos en funcionamiento. Los mensajes deben resaltar beneficios relevantes como la sostenibilidad ambiental, la salud, la seguridad y la eficiencia energética, mientras educan a los consumidores sobre la relación entre electrificación y reducción de emisiones. Las barreras percibidas como altos costos eléctricos, ineficiencia y experiencia de cocina inferior deben abordarse mediante políticas, programas y enfoques basados en ciencias del comportamiento. Proporcionar experiencias directas con tecnologías de entrada como equipo de jardinería eléctrico, paneles solares o programas de préstamo de cocinas de inducción puede aumentar la aceptación y adopción de la electrificación. La colaboración entre científicos del comportamiento, defensores, formuladores de políticas y oficinas estatales de energía para acelerar de manera efectiva las iniciativas de electrificación.

En definitiva, el informe ofrece una visión integral de las actitudes, preferencias y barreras que rodean a la electrificación residencial en Estados Unidos. Destaca la importancia de identificar estrategias efectivas para fomentar la adopción de tecnologías y programas de electrificación, especialmente en un contexto donde la conciencia ambiental y la preocupación por el cambio climático están en aumento. Se resalta la relevancia de las tecnologías de entrada, como el equipo de jardinería eléctrico y la energía solar fotovoltaica, como catalizadores clave para la electrificación completa del hogar. Además, se enfatiza la necesidad de abordar las barreras percibidas y las percepciones erróneas a través de políticas, programas y enfoques basados en ciencias del comportamiento, así como de una comunicación efectiva que resalte los beneficios de la electrificación en términos de seguridad, sostenibilidad ambiental, eficiencia energética y confiabilidad. La colaboración entre diversas partes interesadas, incluidos científicos del comportamiento, defensores, formuladores de políticas y organismos estatales de energía, se presenta como clave para impulsar de manera efectiva las iniciativas de electrificación y avanzar hacia un futuro más sostenible y eficiente en términos energéticos.

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La electrificación equitativa de los edificios, especialmente para los hogares de ingresos bajos y moderados (LMI), emerge como una estrategia vital en la transición hacia la descarbonización y la reducción de costos energéticos. Este informe examina detalladamente el valor y la importancia de priorizar esta electrificación equitativa para los hogares LMI, destacando los considerables ahorros económicos y los beneficios sociales que pueden alcanzarse al garantizar que estos hogares reciban el apoyo necesario para reemplazar equipos que utilizan combustibles fósiles y resistencia eléctrica por alternativas eléctricas eficientes, al mismo tiempo que se electrifican los hogares de mayores ingresos. Los hallazgos clave de este análisis incluyen que la priorización de la electrificación equitativa para el 75% de los edificios residenciales genera un ahorro neto de $96 mil millones de dólares entre 2024 y 2050, en comparación con un aumento neto de costos de $88 mil millones sin incluir a los hogares LMI. Los beneficios sociales de la electrificación alcanzan los $2 billones de dólares con la electrificación equitativa, en contraste con $1.8 billones sin ella, maximizando los beneficios globales. Además, la electrificación equitativa reduce la carga energética (porcentaje del ingreso destinado a la energía) para los hogares LMI. Con una electrificación del 50%, la carga promedio para los hogares de ingresos muy bajos disminuye del 9% a poco más del 6%, pero aumenta al 10.5% si se excluyen. A una electrificación del 75%, los hogares LMI ahorran $120 mil millones de dólares en facturas de servicios públicos con electrificación equitativa, pero podrían enfrentar un aumento de $64 mil millones sin ella. Los beneficios de electrificar los hogares LMI son más altos en el Medio Oeste y Noreste, donde muchos utilizan combustibles fósiles para la calefacción. Combinar la electrificación con renovaciones de eficiencia energética mejora aún más la rentabilidad y los beneficios para los hogares LMI. En resumen, el informe enfatiza la importancia de priorizar la electrificación equitativa para garantizar que las comunidades históricamente desatendidas no se queden atrás en la transición energética, al tiempo que se maximizan los ahorros económicos y los beneficios sociales globales.

La metodología propuesta para analizar los costos e impactos de la electrificación equitativa de edificios en diferentes estados y escenarios abarca varios aspectos clave. En primer lugar, se modela la sustitución de equipos que utilizan combustibles fósiles, como hornos, calentadores de agua, secadoras y equipos de cocina, por alternativas eléctricas eficientes como las bombas de calor. Además, se consideran diferentes niveles de electrificación (0%, 25%, 50%, 75%) y sus impactos en los precios de la electricidad y el gas natural debido a factores como el aumento de la demanda máxima invernal y los costos de la red de distribución. Asimismo, se calculan los costos del ciclo de vida desde 2024 hasta 2050, incluyendo equipos, instalación, costos operativos y costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y los impactos en la salud. La comparación se realiza entre la electrificación y la preservación del statu quo para segmentos de LMI, utilizando datos de fuentes como la Encuesta de Consumo de Energía Residencial (RECS), la Agencia de Protección Ambiental (EPA) y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL). Este análisis pretende ofrecer una evaluación integral de los costos y beneficios de la electrificación equitativa de edificios bajo diferentes escenarios, con un énfasis particular en los hogares LMI. Por otro lado, el análisis de los costos y beneficios del ciclo de vida de la electrificación del calentamiento de espacios, calentamiento de agua o ambos en edificios residenciales, revela hallazgos significativos. La electrificación del calentamiento de agua sola reduce los costos en cualquier nivel de electrificación, mientras que la electrificación del calentamiento de espacios como una mejora independiente resulta costosa para los hogares LMI. Sin embargo, a niveles más altos de electrificación (75%), los beneficios del calentamiento de agua eléctrico eficiente y la eliminación de tarifas de servicio de gas superan el costo de la electrificación del espacio con electricidad, haciendo que la electrificación completa sea más rentable que el statu quo. La inclusión de los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y los impactos en la salud a partir de la contaminación del aire, muestra que la electrificación del calentamiento de espacios produce beneficios significativos (de $20,000 a $25,000 por hogar) y la electrificación total es la opción más beneficiosa. Las diferencias regionales se manifiestan en los costos de electrificación, siendo el Medio Oeste más costoso debido a climas más fríos, mientras que el Sur presenta costos más bajos por climas más templados. La eficiencia energética, como la aislación y el sellado de aire, puede reducir el costo del ciclo de vida de la electrificación del calentamiento de espacios en climas más fríos. Siendo así, aunque los costos iniciales pueden ser una barrera, la electrificación combinada con mejoras en eficiencia energética puede proporcionar ahorros a largo plazo y beneficios significativos para la salud y el medio ambiente, especialmente en niveles de adopción más altos.

El informe analiza la economía de la electrificación equitativa de edificios residenciales para hogares de LMI en Estados Unidos. Los hallazgos clave revelan que priorizar la electrificación equitativa para los hogares LMI podría reducir el costo nacional de alcanzar un 75% de electrificación residencial en $183 mil millones, lo que representa una reducción del 200% en comparación con no priorizar estos hogares. Además, la priorización de la electrificación para los hogares LMI generaría beneficios adicionales de $140 mil millones, un aumento del 8% sobre los $1.8 billones en beneficios sin priorizar a estos hogares. Este enfoque podría también disminuir la carga energética (porcentaje del ingreso destinado a la energía) para los hogares LMI, especialmente para aquellos de ingresos muy bajos, donde la carga promedio podría disminuir del 9% al 6% con un 50% de electrificación. Por otro lado, la exclusión de los hogares LMI de los beneficios de la electrificación aumentaría sus cargas energéticas, con una carga promedio para los hogares de ingresos muy bajos que superaría el 10%. Además, se destaca que la electrificación del calentamiento de agua es la más rentable, y los hogares que utilizan combustibles como el aceite, propano y resistencia eléctrica son más económicos de electrificar que los hogares con gas natural. Siendo así, el informe argumenta firmemente a favor de la priorización de la electrificación equitativa para los hogares LMI, dado que los beneficios superan los costos y pueden reducir significativamente las cargas energéticas para las comunidades más afectadas. En otra instancia, el documento profundiza en los beneficios económicos y sociales de electrificar los hogares de LMI, especialmente a través de la adopción de bombas de calor para el calentamiento de espacios y agua. Se resalta la necesidad de programas y diseños de tarifas únicos para compensar los costos iniciales y reducir las cargas energéticas para estos hogares. Aunque los hogares con gas natural suelen ser más costosos de electrificar, se menciona que hay un beneficio económico significativo al desconectarse completamente del gas una vez que el calentamiento de espacios y agua se electrifica. Además, se enfatiza la importancia de considerar factores no energéticos, como la mejora de la resiliencia de los sistemas energéticos y las protecciones para los inquilinos. El informe sugiere la necesidad de inversiones y apoyo para garantizar que los hogares LMI que utilizan gas natural puedan realizar la transición cuando aumenten los precios del gas. En este sentido, se menciona que las inversiones en eficiencia energética pueden reducir los costos del hogar en climas más fríos. En conclusión, se plantea la necesidad de desarrollar aún más el modelo en una herramienta de asistencia técnica y evaluar enfoques exitosos cuando el análisis costo-beneficio no favorece la electrificación para los hogares LMI.

El informe detalla las suposiciones y la metodología utilizada para modelar las remodelaciones de electrificación de calefacción de espacios y calentamiento de agua residencial en diferentes tipos de viviendas, climas y sistemas de calefacción existentes. Esto incluye los sistemas específicos de bombas de calor considerados para reemplazo, basados en factores como los días de calefacción, el tipo de calefacción existente (por ejemplo, horno, caldera, resistencia eléctrica) y el tipo de unidad habitacional. Se abordan tanto escenarios totalmente eléctricos como de doble combustible, y se discuten las suposiciones para la electrificación completa, como la conversión de la cocina y el secado de ropa a alternativas eléctricas. La base del análisis se apoya principalmente en datos de costos y eficiencia de la Administración de Información de Energía de EE. UU., mientras se referencian y comparan suposiciones de otros estudios relevantes. Se proporcionan tablas detalladas que describen los tipos específicos de sistemas, costos, eficiencias y escenarios considerados en el análisis. Adicionalmente, el documento expone los detalles de la metodología utilizada para analizar los costos e impactos de electrificar edificios residenciales en Estados Unidos. Se describen los ajustes realizados para tener en cuenta factores como el clima, el tamaño del hogar y los efectos de temperatura en el desempeño de las bombas de calor. Se presentan las suposiciones para la calefacción de espacios, el calentamiento de agua, la cocina y los secadores de ropa, incluyendo la eficiencia de los equipos, los costos y los ajustes para las mejoras eléctricas. Se explica cómo se ajustaron los días de calefacción para tener en cuenta las proyecciones de cambio climático. Además, se describe el enfoque utilizado para calcular los impactos climáticos al considerar las emisiones de gases de efecto invernadero de combustibles fósiles y las redes eléctricas, así como los costos sociales asociados. Por último, se menciona el uso de la herramienta COBRA de la EPA para cuantificar los impactos en la salud y los impactos monetarios de los cambios en los niveles de contaminación del aire resultantes de la electrificación de edificios.

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Grids for Speed (GfS) representa un análisis integral de las inversiones y habilitadores necesarios para asegurar que las redes de distribución estén preparadas para una sociedad más electrificada. En este sentido, se destaca el papel crítico de la infraestructura de la red de distribución en acelerar el cambio hacia sistemas energéticos sostenibles y de bajo carbono. Según las conclusiones clave, se estima que se requiere una inversión anual de €67 mil millones hasta 2050 para desarrollar una red de distribución que permita la transición energética. Esta inversión deberá duplicarse hasta 2040 desde los niveles actuales, para luego continuar a 1.7 veces el nivel actual hasta 2050. Estrategias emergentes como la inversión anticipada, la excelencia en el desempeño de activos y la flexibilidad amigable con la red pueden reducir la inversión requerida en aproximadamente un 18%, llegando a €55 mil millones anuales. En cuanto a los beneficios sociales, los avances en eficiencia derivados de la electrificación podrían reducir casi a la mitad las facturas energéticas para 2050 en un escenario de cero emisiones netas. Además, la inversión necesaria en GfS podría crear más de dos millones de empleos adicionales. La provisión confiable y resiliente de electricidad tiene un valor social masivo que supera ampliamente el costo de implementación. Para habilitar esto desde el punto de vista regulatorio, es necesario que las regulaciones se transformen para permitir que los operadores de sistemas de distribución (DSOs) y las autoridades regulatorias nacionales (NRAs) ean flexibles, ágiles y capaces de desbloquear inversiones tempranas a una escala mayor que en el pasado. Además, se destaca la necesidad de un soporte político para asegurar una cadena de suministro ágil y resiliente para el desarrollo de la red de distribución. En resumen, el informe explora los beneficios sociales, identifica regulaciones apropiadas, formula un plan de acción para la cadena de suministro y aborda las necesidades de inversión, sirviendo como una valiosa guía hacia la transición energética. Del mismo modo, se resalta el papel de las redes de distribución eléctrica en habilitar la transición energética y aborda los principales cambios sociales que están remodelando los sistemas energéticos. Estos cambios incluyen la electrificación del calor y el transporte, la descarbonización, el aumento de las energías renovables distribuidas, las amenazas cibernéticas, los eventos climáticos severos y las expectativas cambiantes de los clientes. Estas tendencias están generando nuevas prioridades para las redes de distribución, como la resiliencia, la confiabilidad, la capacidad para acomodar el crecimiento y la variabilidad de la demanda, y el empoderamiento de los clientes. Aunque se han logrado avances incrementales en áreas como nuevas conexiones, subestaciones y longitud de líneas, el ritmo actual de desarrollo de la red es insuficiente para satisfacer las demandas de la transición energética. El informe insta a una renovación de las redes de distribución, con requisitos de red mejorados y prioridades de inversión, para habilitar los desafíos transformadores planteados por los roles cambiantes, el aumento de la demanda energética y la búsqueda de cero emisiones netas. Las inversiones deben centrarse en la renovación y reemplazo de la red, la digitalización de sistemas y la gestión de la fuerza laboral para reparaciones y cortes de energía en la red.

El documento ofrece una visión general de la inversión necesaria para actualizar y reforzar la red de distribución eléctrica en la región de la UE27+Noruega para habilitar la transición energética y alcanzar emisiones netas cero para 2050. Se estima que se requiere una inversión anual de €67 mil millones entre 2025 y 2050 para construir una red de distribución que pueda facilitar la transición energética. Esta inversión debe duplicarse desde los niveles actuales de alrededor de €36 mil millones hasta 2040, y luego continuar a 1.7 veces los niveles actuales a partir de 2040 en adelante. Los refuerzos impulsados por la demanda representan el 43% de la inversión para aliviar las restricciones de voltaje y térmicas en las redes de baja, media y alta tensión debido a la electrificación creciente. Las estrategias emergentes de la red, como la inversión anticipada, la excelencia en el desempeño de activos y la flexibilidad amigable con la red, pueden reducir la inversión requerida en alrededor del 18% a €55 mil millones anuales. La inversión anticipada es la estrategia emergente más rentable. La flexibilidad amigable con la red parece atractiva para postergar la inversión en países con electrificación rápida, pero el caso de negocio para los DSOs debe considerar esquemas de compensación para clientes y agregadores. El reemplazo y la renovación representan el 27% de la inversión para modernizar activos de red envejecidos y optimizar la confiabilidad y resiliencia. El refuerzo impulsado por la generación representa el 12% de la inversión para permitir que el exceso de generación renovable en una zona local sea desviado a donde se necesite. La inversión equivale a aproximadamente €150 por persona anualmente o 0.4% del producto interno bruto (PIB) de la UE27 según 2024. Asimismo, el documento ofrece una visión general de la inversión necesaria para la red de distribución en la región de la UE27+Noruega para una transición hacia un futuro de emisiones netas cero para 2050. Se destaca que se necesita una inversión anual de €55 mil millones, que es menos que el gasto actual en importaciones de combustibles fósiles. La inversión se divide en diferentes categorías, con la red de baja tensión (LV) representando el 44%, la de media tensión (MV) el 41% y la de alta tensión (HV) el 15%. Las restricciones térmicas representan el 60% del refuerzo requerido hasta 2030, mientras que las restricciones de voltaje son similares. La red de baja tensión servirá no solo a 250 millones de hogares, sino también a una cantidad similar de bombas de calor y vehículos eléctricos (EVs) para 2050. La inversión varía considerablemente entre países, con Francia, Alemania e Italia representando el 50% de la inversión total. Los caminos de inversión reflejan la singularidad de cada red, con algunos países requiriendo más refuerzos impulsados por la demanda y otros necesitando más reemplazo y renovación de la red. El documento también explora tres estrategias de red que podrían reducir la inversión en un 18%: inversión anticipada, excelencia en el desempeño de activos y flexibilidad amigable con la red. Estas estrategias ofrecen beneficios adicionales como una mayor confiabilidad, resiliencia y menores costos operativos. Finalmente, el documento introduce tecnologías de redes inteligentes como reguladores de tensión, reguladores de línea y bancos de condensadores, que pueden optimizar las inversiones de refuerzo en aplicaciones específicas abordando restricciones de la red sin refuerzo físico.

Por otra parte, el documento aborda los desafíos comunes enfrentados por los Operadores del Sistema de Distribución (DSOs) en la región de la UE27+Noruega al expandir la inversión para ofrecer soluciones amigables con la red (GfS) para la transición energética. Destaca la necesidad de €67 mil millones de inversión anual hasta 2050 para habilitar la transición energética. Los desafíos incluyen restricciones regulatorias y financieras, desincentivos para la inversión y regulaciones o incentivos insuficientes para la flexibilidad amigable con la red. Discute los cambios necesarios en el régimen regulatorio para abordar estos desafíos, como el acceso al capital a una tasa de retorno competitiva, ajustes al gasto operativo (opex) para reflejar un mayor gasto de capital (capex), la capacidad de invertir antes de la necesidad y claridad en las solicitudes de conexión a la red. Además, enfatiza la necesidad de un reconocimiento oportuno de las necesidades de capex, procesos regulatorios simplificados y enmiendas ágiles a los marcos regulatorios. El documento proporciona herramientas regulatorias para abordar desafíos específicos, incluyendo: Reconocimiento oportuno de capex y opex en mecanismos de inversión. Adaptación del costo promedio ponderado de capital (WACC) a condiciones macroeconómicas y actualización de las medidas de costo esperado de la deuda. Aumento de las asignaciones eficientes para la excelencia operativa. Aceleración de aprobaciones y permisos para inversión anticipada. Vinculación de horizontes de inversión a Planes de Desarrollo de Redes (NDPs) de DSOs. Permitir que los Estados miembros prioricen conexiones basadas en beneficios sociales. Incentivar a los usuarios a solicitar solo conexiones necesarias. Acelerar procesos de aprobación para proyectos estratégicos de red. Crear disposiciones ágiles para enmendar planes de inversión. Simplificar permisos para desarrollo de red con un enfoque ‘agrupado’. Incluir asignaciones para flexibilidad amigable con la red y establecer objetivos. Revisar restricciones tarifarias y estandarizar metodologías tarifarias. Introducir acuerdos de conexión flexibles. Siendo así, se delinean los desafíos clave enfrentados por los DSOs y las herramientas regulatorias propuestas para abordar estos desafíos y habilitar la inversión necesaria para la transición energética.

El documento proporciona detalles sobre la metodología utilizada para evaluar los requisitos de inversión para las redes de distribución de electricidad en varias categorías. Se describe el proceso para crear redes representativas utilizando la teoría fractal, mapeándolas a datos a nivel de país y calibrándolas en función de parámetros estadísticos. La metodología cubre evaluaciones de inversión para renovación y reemplazo de activos, digitalización de sistemas, automatización de redes y otras categorías. Incluye el análisis de datos históricos, edad y condición de los activos, tasas de depreciación y vida útil para determinar las necesidades futuras de inversión para el reemplazo y renovación de activos. Para digitalización y automatización, considera los costos de implementar nuevos sistemas, automatizar subestaciones y escalar inversiones según el consumo de energía y la volatilidad de precios. La metodología tiene como objetivo proporcionar un enfoque integral para estimar la inversión requerida para mantener, mejorar y modernizar las redes de distribución de electricidad durante los períodos previstos de 2025-2040 y 2041-2050. Del mismo modo, se proporciona un resumen de la metodología para evaluar los requisitos de inversión en varias categorías para los DSOs para satisfacer la demanda eléctrica futura e integrar fuentes de energía renovable. Se determina la inversión para instalaciones de medidores inteligentes basándose en datos históricos, costos unitarios de informes de la Comisión Europea, número de medidores implementados durante su vida útil, inflación y escalado según la base de clientes de los DSOs. Las inversiones en resiliencia de red como el enterrado de líneas aéreas y la adición de nuevos enlaces de alimentación se evalúan según datos históricos de longitud de red, costos unitarios ajustados por inflación y escalado por cobertura de red de los DSOs. El apéndice proporciona proyecciones a nivel de país para el consumo de electricidad en diferentes sectores, producción de energía renovable de fuentes solares, eólicas y otras, así como cambios en la carga máxima hasta 2050 bajo escenarios de descarbonización. Los impulsores de inversión específicos mencionados para algunos países incluyen objetivos de adopción de vehículos eléctricos, objetivos de energía renovable, reemplazos de activos de red, implementaciones de medidores inteligentes, automatización de subestaciones, ciberseguridad y gestión de la fuerza laboral. El documento tiene como objetivo esbozar un enfoque integral para cuantificar las necesidades de inversión de los DSOs para permitir la transición hacia una energía limpia mientras se mantiene el suministro eléctrico confiable.

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Las plantas de energía virtual (VPPs) son agregaciones de recursos energéticos distribuidos (DERs), como paneles solares en techos con baterías, vehículos eléctricos, termostatos inteligentes y cargas flexibles comerciales e industriales, que pueden equilibrar la demanda y el suministro de electricidad, proporcionando servicios a la red similares a las plantas de energía tradicionales. Con la creciente demanda de electricidad y el retiro de activos fósiles, el despliegue de 80-160 GW de VPPs para 2030 podría apoyar la rápida electrificación y reducir los costos de la red en comparación con la construcción de nuevas plantas pico. Actualmente, existen 30-60 GW de capacidad de VPP, principalmente en programas de respuesta a la demanda. Sin embargo, las VPPs tienen el potencial para aplicaciones más amplias como el arbitraje energético y los servicios auxiliares. Lograr el despegue de las VPPs para 2030 requiere expandir la adopción de DERs con beneficios equitativos, simplificar la inscripción, aumentar la estandarización, integrar las VPPs en la planificación y los incentivos de las empresas de servicios públicos, y permitir la participación en los mercados mayoristas. Abordar estos desafíos mediante acciones coordinadas de los interesados podría desbloquear el potencial de las VPPs para proporcionar flexibilidad a la red de manera rentable y apoyar un sistema eléctrico limpio, confiable y asequible. Del mismo modo, las VPPs son una solución rentable y flexible para satisfacer la demanda máxima de energía, mejorar la confiabilidad y la resiliencia de la red, apoyar los esfuerzos de descarbonización y aliviar las restricciones de la infraestructura de transmisión y distribución. Las VPPs agregan DERs como termostatos inteligentes, cargadores de vehículos eléctricos y baterías detrás del medidor para proporcionar servicios a la red. En comparación con las plantas pico tradicionales y las baterías a escala de utilidad, las VPPs ofrecen menores costos netos y reducen los costos de transmisión y distribución al disminuir la demanda máxima. Estudios en varios estados han demostrado el potencial de las VPPs para reducir significativamente los costos de inversión en la red y proporcionar ahorros a los clientes. Además, las VPPs pueden aumentar la resiliencia a través de su huella geográficamente diversa, múltiples activos de almacenamiento y la capacidad de crear microrredes, y pueden reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación del aire al cambiar la demanda a fuentes más limpias y reducir el recorte de la generación renovable.

Las VPPs representan una innovadora solución en el mercado eléctrico de los EE.UU. al coordinar DERs, como paneles solares, baterías y termostatos inteligentes, para proporcionar servicios a la red. En mercados de electricidad reestructurados, las VPPs pueden participar tanto en mercados mayoristas operados por los Operadores del Sistema Independiente (ISOs) o los Operadores de Transmisión Regional (RTOs), como en mercados minoristas mediante contratos bilaterales con las empresas de servicios públicos. La Orden 2222 de la FERC exige que los ISOs y RTOs permitan la participación de VPPs en los mercados mayoristas, lo que facilita su integración y promueve la adopción de DERs eficientes en términos energéticos. Modelos de participación de mercado muestran que en 2023, aproximadamente el 60% de los ingresos de las empresas de VPP provinieron de empresas de servicios públicos con inversores, el 15% de los mercados mayoristas y el 25% de cooperativas y agregadores comunitarios. Políticas y mecanismos regulatorios favorables en estados como California, Texas y Nueva York, permiten que las VPPs vendan servicios a empresas de servicios públicos o participen en mercados mayoristas.Las plantas de energía virtuales no solo se limitan a reducir la demanda máxima, sino que también pueden disminuir la demanda energética base mediante la eficiencia energética y recursos de demanda flexible que optimizan el uso de energías renovables. Las VPPs tienen la capacidad de gestionar un 10-20% de la demanda máxima para 2030, evitando gastos anuales de más de 10 mil millones de dólares en nuevas infraestructuras eléctricas y plantas de energía, y redirigiendo esos fondos hacia los propietarios y operadores de DERs. No obstante, para que las VPPs despeguen, es necesario avanzar en cinco aspectos clave: expandir la adopción equitativa de DERs, simplificar el proceso de inscripción, incrementar la estandarización en las operaciones, integrar las VPPs en la planificación y los incentivos de las empresas de servicios públicos, y facilitar su participación en mercados mayoristas conforme a la Orden 2222 de la FERC. Las inversiones esperadas en DERs entre 2025 y 2030 ascienden a aproximadamente 290-505 mil millones de dólares anuales en vehículos eléctricos y 50-105 mil millones en otros DERs, subrayando la importancia de apoyar financieramente a las comunidades desfavorecidas para capturar todo el valor de las VPPs. Las VPPs pueden impulsar la justicia energética y ambiental, aumentando la asequibilidad y la fiabilidad del servicio eléctrico, y reduciendo las emisiones de las plantas pico ubicadas cerca de estas comunidades, siempre considerando las limitaciones de infraestructura de la red desde el inicio del desarrollo del proyecto para asegurar una implementación equitativa.

En otro sentido, la adopción y expansión de las VPPs, enfrenta diferentes desafíos que requieren soluciones y acciones coordinadas por múltiples actores, incluyendo empresas de servicios públicos, reguladores, legisladores, y fabricantes de recursos energéticos distribuidos (DER). Uno de los aspectos fundamentales es promover una distribución equitativa de los beneficios de las VPP, tales como ahorros en costos de red, creación de empleo, mejora de la resiliencia y fiabilidad, y mejoras en la calidad del aire, con un enfoque particular en comunidades desfavorecidas. Para lograr esto, es esencial simplificar el proceso de inscripción en las VPP mediante la educación del consumidor, habilitando inscripciones automáticas en el momento de compra de DER con opciones de exclusión, y estableciendo estándares o requisitos para que los fabricantes de DER incluyan características de conectividad de red y APIs de código abierto. Asimismo, aumentar la estandarización en las operaciones de las VPP es decisivo para abordar las preocupaciones de las empresas de servicios públicos sobre la previsibilidad y la medición del desempeño, lo que puede lograrse mediante la estandarización de las operaciones del sistema de distribución, incluyendo la gobernanza, la medición y comunicación de datos, la interconexión y certificación de DER, y los protocolos de ciberseguridad, reduciendo así los costos de transacción y los tiempos de configuración de las VPP en diferentes geografías. Adicionalmente, la integración de las VPP en los mercados minoristas y mayoristas de electricidad enfrenta retos significativos, como la percepción de imprevisibilidad debido a los métodos variables de pronóstico y medición de desempeño, la falta de estándares consistentes para las tecnologías subyacentes y las prácticas inadecuadas de ciberseguridad. Las soluciones propuestas incluyen el desarrollo de herramientas de modelado y pronóstico de desempeño de DER y VPP de código abierto con conjuntos de datos estandarizados, el establecimiento de acuerdos de servicio estándar para VPP con garantías de desempeño, la alineación de estándares de fiabilidad del sistema de distribución y códigos de red, la reducción de los estándares de interconexión de DER y tecnología/datos, y la diseminación de medidas básicas de ciberseguridad para VPP a nivel de distribución. La coordinación y estandarización entre reguladores, empresas de servicios públicos, operadores de red y líderes de la industria de VPP es esencial para superar estos desafíos y facilitar la integración de las VPP, contribuyendo así a un sistema energético más robusto y equitativo.

Por otra parte, las VPPs representan una herramienta clave para optimizar y gestionar los DERs en el sector eléctrico. Estas plantas tienen la capacidad de ofrecer una amplia gama de servicios a la red al aglutinar DERs como generación distribuida, almacenamiento de energía y cargas flexibles. Al agregar estos recursos, las VPP pueden proporcionar diversos servicios a la red eléctrica, incluyendo suministro de energía, soporte de potencia reactiva y voltaje, respuesta de frecuencia, reservas operativas, capacidad de arranque en negro y resiliencia. Los DER dentro de una VPP pueden participar en servicios del sistema de potencia a gran escala, como energía, reservas reguladoras, respuesta de frecuencia (inercial, primaria, secundaria, terciaria), reservas operativas (giratorias, no giratorias, terciarias), soporte de potencia reactiva y voltaje, rampas, desbalance de energía, arranque en negro y capacidad de transmisión. A nivel de distribución, pueden ofrecer control de voltaje-potencia reactiva, calidad de la energía, resiliencia y suministro de energía. Detrás del medidor, los DER pueden brindar servicios de suministro de energía, control de voltaje-potencia reactiva, calidad de la energía y resiliencia. Los flujos de ingresos para los propietarios y operadores de VPP provienen de proporcionar estos servicios a la red, mientras que los costos incluyen la adquisición/instalación de activos DER, operaciones y mantenimiento, adquisición y gestión de clientes, y un factor de sobre- inscripción para compensar los DER no disponibles durante el despacho. Asimismo, las VPPs que controlan recursos energéticos distribuidos como termostatos inteligentes, vehículos eléctricos y calentadores de agua, pueden generar ingresos significativos a través de la venta de energía y capacidad, así como de servicios auxiliares, costos de infraestructura diferidos y costos evitados de carbono. Por ejemplo, una VPP hipotética con 100,000 termostatos inteligentes podría incurrir en costos iniciales de integración de sistemas, costos anuales de software y administración, y costos de adquisición e incentivos para los clientes, totalizando aproximadamente $9.4 millones anuales. Los ingresos potenciales podrían oscilar entre $8.4 y $10.4 millones anuales, con un valor adicional proveniente de servicios auxiliares y ahorro de costos de infraestructura y energía. A nivel nacional, se estima que la demanda flexible rentable podría alcanzar los 180 GW para 2030, proporcionando ahorros anuales en la red de casi $13 mil millones. Estos ahorros derivarían principalmente de la generación evitada, los costos de capacidad de transmisión y distribución, los ahorros en costos de energía y los servicios auxiliares. Herramientas de modelado desarrolladas por laboratorios nacionales como NREL y Lawrence Berkeley National Laboratory son esenciales para apoyar la implementación de VPP, facilitando la planificación de inversiones en DER, la gestión en tiempo real de operaciones de DER y el análisis de los impactos de DER en la red de distribución. En resumen, las VPP no solo mejoran la confiabilidad y resiliencia de la red, sino que también optimizan la operación y despliegue de DER, apoyando la transición hacia un sistema eléctrico más sostenible, resiliente y eficiente.

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