El aumento reciente de las tarifas eléctricas en la mayoría de los estados de Estados Unidos ha colocado la asequibilidad en el centro de la agenda de modernización de la red. Los precios al por menor han crecido cerca de un tercio desde 2019, superando la inflación general, y una proporción creciente de hogares destina más del 5 % de sus ingresos al servicio. Una de cada seis familias presenta atrasos en el pago y la deuda agregada se acerca a los 25 mil millones de dólares. En este contexto, la expansión de grandes cargas, especialmente centros de datos, y las inversiones en infraestructura generan presiones adicionales sobre las tarifas residenciales e industriales, al tiempo que las colas de interconexión y los retrasos en la cadena de suministro elevan los costos de capital de forma sostenida.

La asignación correcta de costos aparece como el primer mecanismo de contención. Cuando las grandes cargas asumen los refuerzos de red que requieren antes de la interconexión, los usuarios existentes no absorben esos gastos. Utah ya incorporó este principio en su marco legal para cargas grandes. Al mismo tiempo, contratos bien diseñados pueden devolver beneficios a la base tarifaria general: en tres estados, los acuerdos de Entergy con centros de datos generaron más de 7 mil millones de dólares en alivio de costos para el resto de los clientes. Planificar a partir de un libro de órdenes respaldado por compromisos financieros, en lugar de meras proyecciones, reduce la sobreinversión derivada de solicitudes especulativas y alinea de manera más precisa la expansión de capacidad con la demanda real que efectivamente se materializa.

La utilización de la red ya construida constituye la segunda vía de acción. La infraestructura se dimensiona para picos que ocurren solo entre 50 y 100 horas al año, por lo que permanece subutilizada la mayor parte del tiempo. El empleo de datos en tiempo real de medidores y subestaciones permite identificar holgura operativa: en el territorio de E.ON se estima que este enfoque libera 350 MW de capacidad de distribución. Planes de eficiencia orientados a la demanda, como el de BC Hydro, proyectan ahorros de 800 MW y 2.200 GWh hacia 2030, evitando cerca de 2 mil millones de dólares en nueva infraestructura. Las tarifas por tiempo de uso como opción por defecto, con tasas de exclusión inferiores al 2 % en el caso de Xcel Colorado, también ayudan a desplazar carga sin construir nuevos activos, aunque su diseño debe considerar cuidadosamente el impacto sobre hogares de bajos ingresos.

El tercer eje consiste en juzgar cada dólar invertido por el beneficio que entrega al usuario final. Un dólar de gasto operativo impacta las tarifas entre siete y ocho veces más que un dólar de inversión de capital, lo que orienta la atención hacia la reducción de costos de inspección y gestión de vegetación. Herramientas de análisis satelital con inteligencia artificial ya generan ahorros de decenas de millones de dólares en presupuestos de mantenimiento. El cribado selectivo de activos, en lugar del reemplazo masivo por edad, redujo en PG&E el número de torres a intervenir de más de 2.000 a 291. En mitigación de incendios, el criterio de reducción de riesgo por dólar favorece soluciones de menor costo cuando logran resultados comparables. Completan el conjunto la modificación de los incentivos de retorno para que las soluciones digitales y de flexibilidad generen márgenes competitivos frente al hardware tradicional, junto con programas que efectivamente lleguen a los clientes elegibles. En Connecticut, solo el 17 % de los hogares que cumplen los requisitos está inscrito en esquemas de alivio, a pesar de que el 31% es elegible. La combinación de estas cinco vías permite avanzar en la modernización de la red mientras se contiene la presión sobre las tarifas y se protege a los usuarios más vulnerables. 

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