La resiliencia de las redes de distribución de Norteamérica se enfrenta a un entorno operativo cada vez más exigente: 75% de los profesionales consultados considera que el riesgo operativo es mayor que hace cinco años, 25% lo califica de mucho mayor y solo 6% cree que disminuyó. La presión de costos y asequibilidad encabeza los desafíos de los sistemas de distribución (76%), por delante del clima extremo (69%), la ciberseguridad (60%) y el envejecimiento de la infraestructura (59%). Además, 54% espera un crecimiento de carga muy o extremadamente significativo en la próxima década, impulsado sobre todo por centros de datos e inteligencia artificial (82%), seguidos por la electrificación del transporte (36%), el crecimiento poblacional (30%) y la electrificación de edificaciones (28%). Las principales preocupaciones son las restricciones de capacidad de distribución (28%) y los requerimientos de capital (27%). Los resultados provienen de una encuesta de Zpryme por encargo de S&C Electric Company, aplicada entre junio y agosto de 2026 a 141 profesionales, con un margen de error cercano a diez puntos porcentuales.

La primera brecha es de medición. Casi la mitad (48%) define la confiabilidad como desempeño operativo diario y la resiliencia como desempeño bajo disrupción, pero las decisiones de inversión siguen guiadas por indicadores de confiabilidad: el índice SAIDI (38%), la frecuencia de interrupciones por cliente (35%) y el índice CAIDI (25%), mientras que las medidas específicas de resiliencia solo influyen en 17%. La norma IEEE 1366 permite separar los días de evento mayor para no distorsionar las tendencias diarias, lo que resulta adecuado para seguir la confiabilidad pero deja fuera los días en que la resiliencia más importa. Solo 48% está de acuerdo en que las métricas actuales capturan el desempeño durante eventos mayores, 38% es neutral y 14% no está de acuerdo. Para los encuestados, una red resiliente se demuestra limitando el número de clientes afectados (57%) y recuperando rápidamente la operación normal (51%), y en una tormenta el objetivo principal es restablecer el servicio lo antes posible (53%).

La segunda brecha es de asequibilidad: 78% espera que la inversión en resiliencia aumente en los próximos cinco años y 87% la justifica por mejor servicio y confiabilidad, pero 61% señala la presión tarifaria como la principal barrera, más de tres veces la siguiente, que son las prioridades de capital en competencia (19%). La tercera es de inversión. Los encuestados ubican en la distribución tanto el problema como la oportunidad: 58% afirma que la mayoría de las interrupciones se origina allí, 53% la considera la mayor oportunidad de mejora y 43% cree que el endurecimiento de la distribución tendría el mayor impacto durante eventos mayores. La localización de fallas, aislamiento y restablecimiento automático del servicio (FLISR) (36%), los dispositivos de protección y seccionamiento (35%) y la automatización de distribución (35%) encabezan el retorno en resiliencia, pero solo 18% ha desplegado FLISR por completo y 12% la automatización autorreparable, y apenas 19% describe su sistema como altamente automatizado. El costo de capital es la principal barrera para automatizar (52%). Además, la evaluación de daños es el mayor reto de restauración tras eventos mayores (54%), por encima del acceso de cuadrillas (37%).

Las conclusiones apuntan a cinco prioridades: medir lo que los clientes experimentan durante las disrupciones, defender el caso de asequibilidad con esa misma experiencia, limitar el número de clientes afectados por cada interrupción, endurecer y automatizar para acortar las interrupciones, y planear de forma conjunta el crecimiento de la carga y la resiliencia. Un hallazgo del Departamento de Energía de Estados Unidos, citado en el documento, indica que FLISRpuede reducir a la mitad tanto los clientes afectados como los minutos de interrupción en una falla de alimentador. Como limitación, se trata de una encuesta a profesionales de Norteamérica con alrededor de cien respuestas por pregunta, de modo que refleja percepciones del sector. Para el sector eléctrico colombiano y la alianza de redes inteligentes, el estudio aporta evidencia comparada para definir métricas de resiliencia complementarias a SAIDI y SAIFI, construir el caso económico de la automatización de distribución ante reguladores y usuarios, y planear la expansión de redes frente a la llegada de centros de datos y otras cargas de gran escala.

Para leer más ingrese a:

https://oemlac.olade.org/publicaciones/madurez_de_reporte_corporativo_sobre_metano/

https://oemlac.olade.org/wp-content/uploads/2026/09/Madurez-Documental-del-Reporte-Corporativo-OEMLAC-OLACDE-SEP2026.pdf