Los parques industriales aparecen como una de las mayores palancas de descarbonización productiva en China por su peso económico, energético y territorial. El contenido señala que el país cuenta con más de 15.000 parques industriales, que aportan más de 30% del PIB, mientras 2.543 parques de nivel nacional y provincial concentran más de 50% de la producción industrial del país. La magnitud climática también es muy alta. Las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a estos complejos representaron más de 30% del total nacional en 2015. A partir de esa escala, se cuantifica el potencial de mitigación: una reducción de 50% en la intensidad promedio de emisiones evitaría aproximadamente 1,95 mil millones de toneladas de CO2, y si todos los parques alcanzaran los objetivos de cero carbono (0,2 a 0,3 toneladas de CO2 por tonelada de carbón estándar equivalente), la reducción llegaría a entre 3,3 y 3,5 mil millones de toneladas. El planteamiento no se limita a mitigación. También ubica a estos parques como plataforma para aumentar consumo local de energías renovables, acelerar innovación tecnológica y articular desarrollo industrial verde a escala regional.

La política pública ya está avanzando desde enfoques ecológicos y de bajo carbono hacia una etapa explícitamente orientada a cero carbono. Ese tránsito se divide en tres fases: exploración ecológica entre 2007 y 2010, pilotaje bajo en carbono entre 2010 y 2024, y profundización de objetivos cero carbono desde 2024. El punto de inflexión llegó en 2025 con el lanzamiento nacional del proceso de aplicación para parques cero carbono y con la publicación de un sistema de indicadores de evaluación. Allí se definieron los umbrales centrales de intensidad de carbono. Los parques con consumo anual entre 200.000 y 1 millón de toneladas estándar de carbón deben mantenerse en 0,2 toneladas de CO2 por tonelada equivalente, y aquellos por encima de 1 millón en 0,3. Frente al promedio actual de aproximadamente 2,1, esto representa una reducción cercana a 90%. La expansión del marco también avanza en estandarización: a agosto de 2025 ya existían cuatro estándares locales y cerca de 30 estándares grupales, mientras el primer estándar nacional seguía en desarrollo. En la práctica, los proyectos planeados se concentran en parques industriales vinculados con manufactura de equipos de nueva energía, principalmente baterías, componentes fotovoltaicos y turbinas eólicas, localizados sobre todo en provincias costeras del sureste y en el noroeste con abundantes recursos solar y eólico.

La estrategia técnica se organiza en tres rutas integradas. La primera es construir sistemas energéticos verdes mediante autoconsumo, integración de renovables cercanas en redes de distribución, suministro directo de electricidad verde, uso de certificados y comercio de electricidad verde, además de soluciones térmicas basadas en bombas de calor, biomasa, calor residual e hidrógeno verde. La segunda es actualizar la estructura industrial y acelerar innovación, promoviendo electrificación, eficiencia energética, tecnologías de hidrógeno, almacenamiento y captura de carbono, además de nuevas industrias como materiales avanzados y manufactura de alto valor. La tercera es fortalecer gestión de carbono e innovar en modelos de negocio y operación mediante plataformas de gestión energética y de carbono, respuesta de demanda, complementariedad multienergética y participación en mercados eléctricos a través de plantas virtuales. El contenido también distingue trayectorias por tipo de parque. En logística el énfasis está en edificios y transporte; en ciencia y oficinas, en el sistema edificatorio; en centros de datos, en eficiencia eléctrica y suministro limpio; y en parques industriales pesados, en calor de proceso, energía, circularidad e integración material.

Los mayores cuellos de botella aparecen en energía verde local, materiales y financiamiento. Para la electricidad renovable, el contenido identifica tres retos: desalineación territorial entre recursos renovables y concentración industrial, necesidad de almacenamiento y control digital para lograr autoconsumo y balance local, y necesidad de definir con claridad las responsabilidades y mecanismos de reparto de costos en proyectos de consumo local. Se cita que el costo de proyectos fotovoltaicos en Qinghai puede ser tan bajo como RMB 0,28/kWh, más de RMB 0,3 por debajo de regiones orientales, mientras las tarifas ganadoras de sistemas de almacenamiento con baterías de litio y de flujo de vanadio cayeron aproximadamente 44% y 20% en 2024 frente a 2023. En el frente financiero, se subraya que las inversiones requeridas suelen ir de cientos de millones a miles de millones de renminbi y que los retornos dependen de ahorro energético, ventas de energía, servicios energéticos y mercados de carbono todavía inmaduros. Por eso se proponen proveedores integrados de energía, modelos Energy-as-a-Service, bonos y préstamos verdes específicos para parques, agregación de recursos distribuidos mediante VPP y mecanismos book and claim para atributos de sostenibilidad. A la vez, se insiste en que sin trazabilidad y transparencia de emisiones los parques no podrán responder a exigencias del mercado ni sostener gobernanza interna creíble, lo que vuelve indispensables plataformas unificadas de contabilidad, verificación y divulgación de carbono.

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Accelerating China’s Green Transition Through Zero-Carbon Industrial Parks

La propuesta parte de una distinción técnica importante: Seguridad de suministro y contención de precios están conectadas en la práctica, pero no son exactamente el mismo objetivo analítico. Durante la crisis europea de 2021-2023 se evitó en gran medida el racionamiento administrativo, pero ese resultado tuvo un costo alto en precios mayoristas, destrucción de demanda industrial, presión fiscal y medidas de emergencia para sostener el funcionamiento del sistema. Bajo esa experiencia, se plantea que la resiliencia frente a choques de precios debe tratarse como una dimensión propia dentro de mercados acoplados de gas y electricidad. El interés no está en suprimir la señal de escasez, sino en entender qué condiciones hacen que esa escasez se vuelva extrema, prolongada y económicamente más dañina. La base conceptual se construye sobre la interacción entre shocks exógenos, como clima severo o interrupciones de suministro, y rasgos estructurales del sistema energético europeo, especialmente el papel del gas en la formación marginal del precio eléctrico cuando cae la generación renovable o sube la demanda.

Los resultados del modelado de estrés muestran que los episodios más severos no provienen de una sola perturbación, sino de combinaciones correlacionadas. El frío simultáneamente eleva la demanda de calefacción y la carga residual eléctrica, en particular cuando la producción eólica y solar es débil. Bajo esas condiciones, aumenta la quema de gas en el sector eléctrico y se intensifica el traslado del precio del gas hacia la electricidad. El GNL aparece como el principal amortiguador marginal en años de estrés, mientras la flexibilidad incremental de los gasoductos es limitada. También se concluye que las respuestas de precio son no lineales y asimétricas: cuando el sistema está ajustado, pequeños deterioros provocan aumentos mucho mayores que las reducciones observadas cuando la situación mejora. Esto vuelve insuficiente el uso de precios promedio como indicador de resiliencia. Además, las restricciones de flexibilidad y de entregabilidad no se distribuyen homogéneamente, por lo que pueden mantenerse regiones en escasez incluso cuando la capacidad agregada a escala europea parece suficiente.

A partir de ese diagnóstico, se plantea que la resiliencia del precio debe abordarse como un problema de portafolio. Las herramientas relevantes son las que reducen la probabilidad de que se activen restricciones conjuntas, aportan colchones y flexibilidad cuando esas restricciones aparecen, acortan la persistencia del episodio y disminuyen la exposición estructural en el tiempo. En esa lógica se agrupan preparación y entregabilidad, gobernanza del almacenamiento, flexibilidad del sector eléctrico, respuesta de la demanda, marcos de emergencia creíbles y coordinados, contratación que redistribuya riesgos, diversificación e inversión en flexibilidad compatible con descarbonización. También se aclara que la protección fiscal o minorista ex post puede ser necesaria para bienestar y estabilización macroeconómica, pero no corrige por sí sola la exposición mayorista ni los canales estructurales que amplifican los precios extremos. La resiliencia, por tanto, depende menos de subsidios posteriores y más de cómo se diseña la exposición del sistema antes del shock.

La principal propuesta operativa es la métrica Energy Price Resilience (EPR), concebida para complementar los marcos existentes de adecuación en gas y electricidad. Su función es extender las evaluaciones actuales en tres direcciones. Primero, refina la medición de demanda pico de gas incorporando explícitamente la carga residual eléctrica en condiciones de estrés, en lugar de tratar los riesgos de gas y electricidad por separado. Segundo, ajusta la suficiencia física por exposición económica, incluyendo el peso de contratos a precio fijo o acotado, la concentración de proveedores marginales de GNL y el nivel de estrechez del mercado global de GNL. Tercero, integra la adecuación eléctrica de forma condicional, reconociendo que la escasez eléctrica puede convertirse en un impulsor independiente del riesgo de precios extremos cuando la entregabilidad de gas no alcanza para cubrir la demanda residual compuesta. Bajo esta estructura, la métrica puede operar en dos dimensiones cuando el gas cubre adecuadamente esa demanda, o en tres cuando la escasez eléctrica amplifica el estrés. La propuesta también contempla extensiones para episodios prolongados de baja producción renovable tipo Dunkelflaute y se presenta como una herramienta aplicable a revisiones metodológicas de seguridad energética, planeación de red y priorización de infraestructura en la Unión Europea.

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https://cerre.eu/publications/resilience-to-price-shocks-in-coupled-gas-electricity-markets/

https://cerre.eu/wp-content/uploads/2026/03/CERRE_Resilience-to-Price-Shocks-in-Coupled-Gas-Electricity-Markets.pdf

La estrategia parte de un diagnóstico claro sobre el entorno energético europeo. Los próximos años estarán marcados por una descarbonización más rápida, preocupaciones persistentes de asequibilidad, digitalización creciente y una gobernanza de mercado cada vez más compleja. A esto se suma el aprendizaje dejado por la crisis energética de 2022-2023, que mostró la necesidad de respuestas regulatorias ágiles, coordinadas y proporcionadas, pero también la importancia de contar con preparación previa, mecanismos de coordinación y capacidad de actuación en periodos no críticos. En esta base conceptual, CEER sitúa dos condiciones como indispensables: independencia regulatoria y cooperación estrecha entre autoridades nacionales. La primera se presenta como requisito para una evaluación imparcial de las necesidades del sector; la segunda, como vehículo para reforzar consistencia regulatoria, supervisión de mercado e intercambio de buenas prácticas dentro del mercado interior europeo de la energía.

La primera prioridad estratégica se concentra en optimizar soluciones orientadas al mercado para entregar mejores resultados a consumidores y sistema energético. Aquí el énfasis está en preservar la utilidad de los mecanismos de mercado, aprovechar mejor la infraestructura existente e incentivar inversiones eficientes en expansión de red. La lógica es que la transición no puede traducirse en sobrecostos evitables ni en señales regulatorias que distorsionen la asignación de recursos. Asimismo, la estrategia insiste en que los costos eficientes deben distribuirse de forma justa entre participantes, incluida la generación descentralizada, para sostener competitividad y asequibilidad. También se remarca que el sistema energético debe diseñarse para servir de manera eficiente a consumidores y empresas, equilibrando accesibilidad, seguridad de suministro y necesidad de inversión en red. Este enfoque combina visión económica y visión operativa, evitando que la descarbonización se trate de forma separada del funcionamiento real del sistema.

La segunda prioridad se orienta a empoderar y proteger a los consumidores, al tiempo que promueve asequibilidad y accesibilidad. El contenido coloca al consumidor en el centro de la regulación y reconoce que el éxito de la transición energética depende de consumidores activos y comprometidos. Esa participación ya no se limita al rol tradicional de usuario final, sino que se amplía hacia autoconsumo, respuesta de la demanda, servicios individualizados e iniciativas energéticas comunitarias. Bajo este cambio, la regulación debe garantizar derechos, protección y condiciones equitativas de acceso mientras monitorea la aparición de nuevos actores y servicios. También se advierte sobre el riesgo de pérdida de aceptación pública frente a determinadas medidas de descarbonización, por ejemplo, por resistencia a nueva infraestructura o por altos costos iniciales. Por eso, la estrategia concede un peso explícito a la comunicación transparente y a la interacción con ciudadanía y actores del mercado, como condición para sostener confianza y legitimidad regulatoria.

La tercera prioridad busca profundizar la integración de un sistema energético descarbonizado. En esta dimensión se destacan seguridad de suministro, resiliencia del mercado, integración entre electricidad y gas, uso eficiente de infraestructura y claridad regulatoria para innovación. La estrategia sostiene que una mayor participación de renovables intermitentes exige medidas adecuadas para asegurar estabilidad del sistema, mientras que el avance de la descarbonización obliga a pensar el sistema energético de forma integrada y no por segmentos aislados. También subraya que la transición debe compatibilizar competitividad, sostenibilidad y seguridad de suministro como tres pilares inseparables. Esa visión se refuerza con una lectura de las megatendencias que moldearán la agenda regulatoria: agravamiento de la situación energética y de recursos, reconfiguración geopolítica, acción climática, digitalización e inteligencia artificial, mayor protagonismo del individuo, disparidades globales de precios y presión sobre competitividad. Dentro de ese marco, la energía aparece además como parte de la agenda económica europea más amplia, vinculada a competitividad industrial y prosperidad de largo plazo.

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https://www.ceer.eu/publication/ceer-strategy-2026-2029-ensuring-regulatory-stability-and-citizen-engagement-amidst-change-to-reach-the-decarbonisation-goals-efficiently/

https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2026/01/CEER.Strategy2026-29.A4.v4-Final.pdf

El calor extremo aparece como una de las amenazas climáticas más extendidas y letales en Estados Unidos, con más de 21.500 muertes relacionadas con calor entre 1999 y 2023. El riesgo no se limita al espacio exterior. También se concentra dentro de las viviendas, donde la falta de enfriamiento puede elevar la temperatura interior por encima de la exterior y mantenerla alta durante días. En Nueva York, la mayoría de las muertes por estrés térmico ocurrió en casa y, en los casos donde se conocía el acceso a aire acondicionado, ninguna de las personas fallecidas tenía o estaba usando ese sistema. A esto se suma una presión creciente sobre la red eléctrica. Para el verano de 2025 se proyectó un aumento cercano a 10 GW en la demanda pico en las 23 áreas evaluadas por NERC, más del doble del incremento observado el año anterior. El reto se amplifica cuando las olas de calor coinciden con apagones, incendios o tormentas. Frente a ese escenario, la inversión preventiva muestra una ventaja económica contundente: cada dólar invertido en mitigación de amenazas evita entre 4 y 6 dólares de costos futuros por desastres, y las edificaciones construidas con códigos resilientes modernos evitan en promedio 11 dólares en pérdidas por cada dólar invertido.

La respuesta se organiza en tres rutas complementarias. La primera corresponde a inversiones lideradas por empresas de energía, enfocadas en códigos de construcción, recursos energéticos distribuidos y flexibilidad de demanda. La segunda reúne iniciativas locales dirigidas a hogares y barrios vulnerables, donde el impacto depende tanto de la tecnología como de su focalización territorial. La tercera combina soporte técnico, financiero o de infraestructura por parte de empresas de energía con operación comunitaria y control local de beneficios. Esta arquitectura busca que la resiliencia no dependa de una sola escala de intervención. También reconoce que el calor crece más rápido de lo que un solo sector puede resolver. La propuesta está dirigida a formuladores de política, empresas de energía y administradores de programas que necesiten emparejar necesidades locales con intervenciones de alto impacto. El propósito práctico es fortalecer confiabilidad, reducir demanda pico, mejorar passive survivability durante apagones y proteger a los grupos con mayor vulnerabilidad térmica.

Dentro de la ruta utility-led, uno de los énfasis más fuertes está en la preparación de códigos y en la modernización de edificios para soportar calor extremo con menor consumo energético. Las medidas de envolvente térmica, HVAC eficiente y tecnologías flexibles pueden reducir carga pico y mantener condiciones interiores habitables durante interrupciones. Un ejercicio de modelación de PNNL encontró que, durante un apagón extendido, viviendas típicas en Atlanta permanecían habitables 1,4 días, viviendas construidas con IECC 2021 lo hacían durante 2,3 días y viviendas Passive House durante los 7 días completos. Esa mejora representa hasta 409% frente al parque habitacional de referencia. En eventos de calor, ese mismo tipo de diseño puede reducir hasta 93% las muertes en exceso. La experiencia de Pacific Gas and Electric muestra cómo llevar este principio a la práctica. Su programa de preparación de códigos, con un presupuesto de 35 a 40 millones de dólares a cinco años, financia investigación y demostraciones de HVAC eléctrico eficiente, prácticas constructivas solar-ready y tecnologías grid-interactive. En una evaluación de sistemas DOAS y VRF con recuperación de calor en cuatro edificios comerciales, la recuperación de ventilación redujo la demanda pico de verano hasta 0,5 W por pie cuadrado, resultado que sirvió para proponer ajustes a Title 24 en California.

La dimensión local se concentra en llegar a quienes los programas convencionales suelen dejar por fuera. Los hogares de menores ingresos, personas mayores y población médicamente vulnerable enfrentan más barreras para adquirir equipos de enfriamiento o acceder a mejoras energéticas. Por eso se resalta la importancia de redes comunitarias confiables, equipamiento adaptado a las condiciones reales de la vivienda y articulación con servicios sociales existentes. En Portland, un programa lanzado en 2022 tras la ola de calor de 2021 se enfocó en hogares dentro de la ciudad con ingresos iguales o inferiores al 60% del ingreso medio del área, priorizando personas de 60 años o más, quienes viven solas o presentan condiciones médicas que elevan el riesgo térmico. La meta inicial era distribuir 15.000 unidades de enfriamiento eficiente. Tras su desempeño, en diciembre de 2024 se añadieron 10,3 millones de dólares para ampliar la meta a 25.000 unidades hacia 2026. En King County, Washington, la estrategia de mitigación de calor extremo respondió a proyecciones de aumento de 3,7 °F en las temperaturas máximas estivales para la década de 2030 y a diferencias locales de hasta 20 °F por efecto de isla de calor. Las acciones priorizadas incluyen expansión de arbolado, más espacios públicos sombreados y enfriamiento pasivo en edificios, especialmente en zonas con baja cobertura arbórea y alta vulnerabilidad.

La ruta híbrida muestra cómo combinar infraestructura energética y operación comunitaria para sostener servicios esenciales durante eventos de calor y apagones. En Minneapolis, tres resilience hubs fueron equipados con generación solar en cubierta, almacenamiento en baterías y controladores de micrrored para mantener enfriamiento, respaldo eléctrico, refrigeración y comunicaciones durante contingencias térmicas. A la vez, el papel de los recursos distribuidos y la flexibilidad de carga también se evidencia en Vermont. Durante una ola de calor en junio de 2025, con demanda regional de aproximadamente 28,5 GW y más de 1 GW de generación indisponible por salidas inesperadas, Green Mountain Power utilizó una red coordinada de paneles solares, baterías residenciales y comunitarias y almacenamiento en buses escolares para cubrir el faltante sin depender exclusivamente de reservas o importaciones. Esa red ya aporta 72 MW de capacidad despachable a partir de más de 5.000 participantes.

Para leer más ingrese a:

https://www.aceee.org/topic-brief/2026/04/strategies-enhancing-resilience-and-minimizing-vulnerabilities-extreme-heat

https://www.aceee.org/sites/default/files/pdfs/strategies_for_enhancing_resilience_and_minimizing_vulnerabilities_to_extreme_heat_events_.pdf

La actualización de REMIT se sitúa como un refuerzo operativo del marco europeo para detectar y disuadir manipulación e insider trading en los mercados energéticos mayoristas. La revisión del reglamento realizada en 2024 se complementa ahora con una regulación de ejecución refundida y una nueva regulación delegada, ambas con entrada en vigor el 29 de abril de 2026. ACER explica que este ajuste busca mejorar transparencia y confianza en la integridad del mercado, al mismo tiempo que ofrece mayor estandarización del reporte de datos y una supervisión más fuerte sobre las entidades que participan en ese flujo de información. La actualización no se plantea solo como un cambio jurídico, sino como una adaptación a dinámicas de mercado más complejas y a nuevas obligaciones de monitoreo y divulgación. Además, ACER anunció una consulta pública entre el 16 de abril y el 12 de junio de 2026 para desarrollar una nueva guía de transaction reporting y acompañar la implementación gradual de los nuevos formatos y exigencias.

La carta abierta sobre la regulación de ejecución concreta ese cambio en obligaciones prácticas. Fue publicada el 9 de abril de 2026 y se dirige a todos los actores involucrados en reporte o notificación bajo REMIT, incluidos los participantes del mercado, RRMs, IIPs, organised marketplaces, trade-matching systems, PPAETs y autoridades regulatorias nacionales. El texto aclara que su objetivo es ofrecer orientaciones inmediatas antes de la publicación de guías adicionales más detalladas. El anexo organiza las preguntas y respuestas por bloques temporales, distinguiendo disposiciones que se aplican desde el 29 de abril de 2026, otras desde el 29 de octubre de 2027 y otras desde el 29 de abril de 2028, además de apartados específicos sobre exposure reporting e hidrógeno. Ese diseño escalonado es importante porque reduce incertidumbre operativa y permite a las entidades ajustar procesos, sistemas y gobernanza de datos con anticipación.

Uno de los cambios más relevantes está en la lógica de reporte. ACER resume tres focos inmediatos del reglamento refundido: nuevo exposure reporting, nuevos plazos de reporte y nuevas obligaciones para organised marketplaces. En la carta abierta se precisa además que el concepto de transacción incorpora cualquier trade, order to trade o bilateral contract relacionado con wholesale energy products, incluyendo lifecycle events como modificación, cancelación, corrección, terminación anticipada o ejecución cuando corresponda. También se redefinen los plazos: los contratos estándar deberán reportarse en dos días hábiles (T+2) y los no estándar en diez días hábiles (T+10), con el mismo T+2 para lifecycle events de contratos estándar. Este ajuste incrementa exigencia de trazabilidad y consistencia temporal del dato reportado, con efectos directos sobre sistemas internos de registro, validación y archivo.

La carta también aclara responsabilidades de calidad y conservación de datos. ACER recuerda que los OMPs deben conservar por al menos cinco años los datos reportados y que, cuando existan datos exógenos entregados por participantes de mercado para construir ese reporte, esos datos también deben mantenerse porque forman parte de la información reportada a la Agencia. Aunque no existe una obligación legal equivalente para que los market participants conserven esos datos exógenos, ACER señala que sigue siendo de su interés hacerlo, debido a que mantienen responsabilidad sobre integridad, exactitud y completitud de la información. Paralelamente, se subraya que el registro puede ser necesario incluso antes de que apliquen ciertas obligaciones de reporte, porque la obligación de divulgar inside information ya está vigente y es independiente del calendario de reporting. Esa aclaración cobra más relevancia con la ampliación del ámbito REMIT a productos como hidrógeno y almacenamiento.

La combinación entre la noticia principal y la carta abierta muestra una actualización orientada menos a introducir una sola obligación nueva y más a elevar la capacidad de supervisión continua del mercado mediante datos más estructurados, comparables y oportunos. En el plano institucional, ACER también destaca que la nueva regulación delegada establecerá procesos de autorización y supervisión para RRMs e IIPs, incluyendo periodos transitorios, requisitos de establecimiento en la Unión Europea y nuevas condiciones para sus clientes. En el plano operativo, la implementación futura incorpora reporting de exposición, previsiones de generación y consumo bajo requerimiento de ACER, y reporting de hidrógeno, cuyo registro debería iniciarse antes del 1 de julio de 2028 para quienes operen en ese mercado. Lo que emerge es una arquitectura de supervisión más densa, donde la confianza en los mercados energéticos europeos dependerá cada vez más de la calidad del dato, del cumplimiento oportuno y de la capacidad de cada actor para adaptarse a un régimen de reporte y divulgación mucho más exigente.

Para leer más ingrese a:

https://www.acer.europa.eu/news/updated-remit-framework-strengthens-trust-eu-energy-markets

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/REMIT/Guidance%20on%20REMIT%20Application/Open%20Letters%20on%20REMIT%20Policy/ACER-Open-Letter-REMIT-Implementing-Regulation-2026.pdf