La evolución hacia sistemas energéticos más sostenibles y eficientes está marcando el camino hacia el futuro de la generación y consumo de electricidad hasta 2050. Con una proyección de duplicar la demanda global de electricidad para ese año, se espera ver transformaciones significativas en la infraestructura energética mundial, representando el 37% del uso final de energía, en comparación con el 20% de 2022. Este aumento será impulsado principalmente por la electrificación creciente en sectores clave como el transporte y la producción de hidrógeno verde. Las fuentes de energía renovable, especialmente la eólica y solar, dominarán la generación eléctrica global, alcanzando el 70% para 2050, con una participación del 82% de fuentes renovables, incluyendo hidroeléctrica, geotérmica y biomasa. A medida que estos cambios se implementen a nivel regional, se espera que la capacidad de las redes eléctricas globales crezca considerablemente, con inversiones anuales proyectadas que superan los 970 mil millones de dólares para 2050. Esto incluirá tecnologías que mejoren la capacidad de las redes existentes, permitiendo aumentos de hasta un 50% en el corto y mediano plazo. Además, la flexibilidad en los sistemas de energía se duplicará para 2050, con las baterías de ion litio dominando como soluciones de almacenamiento, facilitando mercados de flexibilidad y respuestas a la demanda que son esenciales para la descarbonización del sector eléctrico. A pesar de las mayores inversiones en redes, se espera que las tarifas eléctricas para los consumidores se mantengan estables o disminuyan en la mayoría de las regiones, gracias a la eficiencia energética mejorada en aplicaciones finales electrificadas. En Europa, la expansión y descarbonización rápidas del sector eléctrico están impulsadas por políticas agresivas y reducciones de costos en generación eólica y solar. Se prevé que para 2050 solo el 12% de la electricidad provenga de fuentes fósiles, con una dominancia esperada de eólica y solar a nivel global. Con una demanda eléctrica mundial proyectada para más del doble hacia 2050, alcanzando los 68 PWh, este crecimiento se atribuye a la electrificación del transporte, la producción de hidrógeno verde, las crecientes necesidades de refrigeración y la electrificación industrial. La respuesta a la demanda se convierte en un elemento relevante para equilibrar las fuentes de energía renovable variable, mientras emerge un nuevo mercado de flexibilidad y almacenamiento. Las baterías de ion litio se anticipan como la principal fuente de flexibilidad, con una capacidad proyectada de 27 TWh para 2050. Los vehículos eléctricos también jugarán un papel significativo en proporcionar flexibilidad a la red. Se espera que la red eléctrica global se duplique en longitud y aumente 2,5 veces en capacidad para 2050, con un crecimiento especialmente rápido en las redes offshore. La digitalización y la inteligencia artificial (IA) serán fundamentales para gestionar sistemas de energía cada vez más complejos, lo que subraya la necesidad de invertir en tecnología de la información y operativa, así como en medidas de ciberseguridad. En resumen, la expansión hacia sistemas eléctricos nuevos ofrece beneficios económicos y ambientales significativos, apoyando una transición energética más rápida y profunda a nivel global. 

El futuro de la demanda y oferta eléctrica mundial hasta 2050 está marcado por cambios significativos y regionales diversos. China, líder actual en consumo eléctrico, verá disminuir su participación para 2050, mientras que se espera que el Subcontinente Indio supere a Europa y América del Norte en demanda eléctrica para esa misma fecha. El Sudeste Asiático y el Subcontinente Indio mostrarán el crecimiento más rápido en demanda eléctrica hasta 2035, mientras que África Subsahariana proyecta la tasa de crecimiento más alta entre 2035 y 2050. El crecimiento del suministro eléctrico de bajo carbono supera el crecimiento de la demanda en la mayoría de las regiones, indicando un cambio hacia fuentes más limpias. La electrificación se percibe como un factor clave para mejorar la calidad de vida, especialmente en regiones en desarrollo. Se debe abordar no solo los promedios anuales, sino también la demanda pico para garantizar la estabilidad de las redes eléctricas. Se espera que el factor de carga global disminuya ligeramente para 2050, reflejando una mayor variabilidad en la demanda, influenciada por la integración de energías renovables, la electrificación del transporte y la calefacción, así como eventos climáticos extremos inducidos por el cambio climático. La adopción de medidores inteligentes y modelos basados en datos proporcionará mejores perspectivas sobre los patrones de consumo, siendo la respuesta y flexibilidad de la demanda para equilibrar las redes dominadas por generación de energía variable. Introduciendo el concepto de «demanda de oportunidad», que se refiere a la demanda que puede alternar entre portadores de energía según el precio y la disponibilidad, se enfatiza la mejora en eficiencia energética que se espera lleve a un uso más estable de la electricidad en algunas regiones. Este panorama subraya la compleja interacción de factores que configuran el futuro de la demanda y oferta eléctrica, incluyendo avances tecnológicos, cambios políticos y desarrollo económico regional. Para abordar el futuro de los proyectos de energía renovable y los desafíos que enfrentan, se debe considerar varios factores clave que delinean el panorama actual y futuro del sector. Según una encuesta reciente, el 64% de los encuestados en el ámbito de las energías renovables anticipan la aprobación de más proyectos de gran envergadura en el próximo año, lo que indica un crecimiento continuo en este sector estratégico. Sin embargo, este crecimiento se ve obstaculizado por barreras significativas, como problemas con los permisos y licencias, así como la infraestructura inadecuada. De hecho, el 70% de los participantes señala que las redes eléctricas no pueden conectar adecuadamente las fuentes renovables con áreas de alta demanda, revelando una brecha crítica en la capacidad de transmisión disponible. 

En otra instancia, los retrasos en la planificación y permisos son cuellos de botella importantes, con proyectos eólicos que pueden tardar hasta 10 años en completarse y la infraestructura de red hasta 15 años. Estos retrasos se deben a problemas de ubicación, desafíos de interconexión, procesos de permisos prolongados, falta de planificación coordinada y colaboración insuficiente entre fronteras. La desconexión entre los proyectos de generación renovable en desarrollo y la capacidad de transmisión disponible es evidente, con casi 1,000 GW de proyectos solares y 500 GW de proyectos eólicos esperando conexión a la red en EE. UU. y Europa. A nivel global, los formuladores de políticas están tomando medidas para agilizar estos procesos, como el «Paquete de Energía Eólica» de la UE y el Sistema Nacional de Ventanilla Única de India. A largo plazo, la canibalización de precios representa un desafío para las renovables variables, especialmente para la energía solar fotovoltaica, a medida que aumenta la penetración de las renovables. La flexibilidad en los sistemas de energía se vuelve decisiva debido a los patrones fluctuantes de demanda y la creciente integración de fuentes renovables, subrayando la necesidad de soluciones de almacenamiento y tecnología vehículo-a-red para abordar las preocupaciones futuras de la adecuación del sistema eléctrico. Siendo así, destaca el potencial de crecimiento de la energía renovable mientras reconoce desafíos significativos en infraestructura, permisos y dinámicas de mercado que deben abordarse para una expansión continua y sostenida del sector. En cuanto a los desafíos de mantener la adecuación eléctrica frente a la creciente integración de energías renovables y los cambios en los patrones de consumo, el escenario proyectado para 2050 presenta una serie de consideraciones críticas. Se espera que los mayores desafíos de adecuación ocurran durante períodos de baja generación solar y eólica, más que durante las horas de demanda pico, según las simulaciones de distribuciones de oferta y demanda de electricidad para Europa. Estas simulaciones subrayan la necesidad de flexibilidad en los sistemas de energía, dado que los sistemas del mundo real enfrentan desafíos adicionales no contemplados en los modelos, como limitaciones de la red y cortes no planificados, que requieren márgenes de seguridad adicionales. A medida que aumenta la penetración solar y eólica, se plantean desafíos adicionales para la generación convencional, lo que podría poner en tela de juicio la existencia de generadores constantes de «base», como la energía nuclear. Por otra parte, se exploran las oportunidades para los proveedores de energía flexibles y la importancia del arbitraje de precios en el futuro mercado energético. Se describe un modelo detallado de despacho de potencia por hora para Europa en 2050, ilustrando la interacción de diferentes fuentes de energía y sistemas de almacenamiento a lo largo del año y dentro de semanas específicas. Además, se presenta un escenario de sequía eólica prolongada en el Reino Unido para probar la resiliencia del sistema. En este escenario, se simula un período de dos semanas con capacidad eólica drásticamente reducida, lo que resulta en una mayor dependencia de tecnologías de generación convencionales e importaciones. El modelo muestra cómo esto impacta la rentabilidad de diversas tecnologías y afecta las decisiones de inversión, llevando a una mezcla eléctrica diferente para 2050. Asimismo, se compara este escenario extremo con escenarios más moderados y probables de otros estudios, sugiriendo que, si bien los eventos de baja velocidad del viento afectan significativamente la producción de energía, generalmente no son tan severos ni prolongados como en el escenario del modelo. También se destaca la importancia de considerar eventos compuestos de baja velocidad del viento y solar para una comprensión más integral de los futuros desafíos energéticos. 

La expansión y modernización global de las redes eléctricas para integrar crecientemente fuentes de energía renovable enfrenta desafíos y requiere soluciones innovadoras. Se proyecta que la longitud de las redes eléctricas mundiales se duplique de 100 millones de km de circuito en 2022 a 205 millones de km de circuito para 2050, acompañada de un incremento en capacidad del 2,5 veces. Este crecimiento incluye líneas de corriente continua de alto voltaje (HVDC), que se espera aumenten cinco veces para 2050, debido a su eficiencia en la transmisión de larga distancia y control superior. Además, se anticipa un significativo aumento en la capacidad de redes offshore, pasando de 1 TW-km en 2023 a 100 TW-km para 2050, principalmente para conectar parques eólicos offshore. No obstante, la expansión enfrenta retos como demoras en permisos, restricciones en la cadena de suministro y necesidades de cambios regulatorios para acelerar su desarrollo. Los interconectores transfronterizos, como demostrado en el estudio de caso del Sudeste Asiático, ofrecen beneficios económicos y reducen los requisitos de recursos. Se están desarrollando innovaciones como interconectores multipropósito y cables HVDC más largos para mejorar la eficiencia del sistema y aprovechar recursos renovables remotos. Es imperativo un aceleramiento significativo en el desarrollo de las redes comparado con tendencias históricas, lo que demanda un cambio en el enfoque y la mentalidad regulatoria. En el contexto de la transición energética, los desafíos y soluciones relacionados con la infraestructura de las redes eléctricas apoyan a integración de energías renovables y la electrificación. Se estima que se necesitarán inversiones de USD 32 billones para 2050 en la expansión y actualización de las redes. Las demoras en permisos llevan a desarrolladores a solicitar más proyectos de los factiblemente realizables. La congestión de redes se convierte en un problema significativo, ralentizando el crecimiento económico y obstaculizando la transición energética. Las soluciones de modernización de redes podrían aumentar la capacidad existente en 20-100 GW, abordando así el crecimiento esperado de la demanda pico de 91 GW en la próxima década. Las Tecnologías de Mejora de Redes (GETs) pueden incrementar la capacidad de la red en un 10-50% sin necesidad de nueva infraestructura, aunque enfrentan barreras financieras. El Departamento de Energía de EE.UU. promueve mecanismos de incentivos de desempeño para fomentar la implementación de GETs. Se destacan cuatro enfoques principales para abordar la congestión, desde el uso más efectivo de la infraestructura actual hasta la actualización de infraestructura existente y el cambio en el comportamiento de oferta y demanda. Si bien mejorar las redes existentes es clave, aún son necesarios planes integrales para nuevas infraestructuras para satisfacer las necesidades de electrificación a escala global. 

Para abordar el impacto de la creciente duración de almacenamiento en baterías de ion litio en los sistemas eléctricos y mercados de energía, es fundamental considerar múltiples aspectos interrelacionados. A medida que aumenta la duración de almacenamiento, se observa un incremento significativo en la utilización de baterías de ion litio independientes en los sistemas eléctricos, especialmente en América del Norte y la región del Pacífico de la OCDE. Esta expansión conlleva a una capacidad instalada mayor de almacenamiento energético, fortaleciendo la flexibilidad y estabilidad de las redes eléctricas. El análisis de sensibilidad presentado, que contrasta un caso base con un escenario «Agresivo» de comportamiento más enérgico de carga y descarga para las baterías, revela efectos diversos. Aunque el caso agresivo reduce los precios recibidos por los operadores de baterías, incrementa notablemente las horas de operación en la mayoría de las regiones. Este impacto en el arbitraje de precios varía según la penetración de fuentes de energía renovables variables (VRES) y las características de los sistemas eléctricos locales. Además, se subraya la importancia del reciclaje de baterías para mitigar la pérdida de minerales críticos y complementar la minería, proyectándose un significativo aumento en la recuperación de litio para 2040. Este proceso de reciclaje, que abarca la recolección, descarga, desmontaje y extracción de metales, se posiciona como un eslabón clave para la sostenibilidad del ciclo de vida de las baterías, en un contexto de creciente demanda variable generada por la energía eólica y solar y la fluctuación en la demanda electrificada de otros sectores. En paralelo, se discuten los desafíos y ajustes necesarios en los mercados eléctricos para albergar la transición hacia sistemas energéticos de bajo carbono. Se destaca la urgencia de diseñar nuevos modelos de mercado, productos y servicios que respalden la flexibilidad e integración de fuentes de energía renovable. La creación de servicios auxiliares nuevos para la flexibilidad, como la respuesta rápida a la frecuencia, requiere que los operadores del sistema y reguladores definan requisitos técnicos y ajusten estándares existentes. La preservación de señales de precios adecuadas mediante el modelo de mérito y la fijación marginal es esencial, al igual que la introducción de mercados intradiarios e intervalos de negociación más cortos para gestionar eficazmente errores de pronóstico y generar flujos adicionales de ingresos por flexibilidad. Se enfatiza el papel creciente de los agregadores para facilitar la participación de recursos de flexibilidad a pequeña escala «detrás del medidor». Asimismo, se plantea la necesidad de estructuras de precios dinámicas y proveedores minoristas innovadores para incentivar la flexibilidad del lado de la demanda. La transición masiva hacia tecnologías e infraestructuras bajas en carbono, como eólicas, solares, almacenamiento y redes de transmisión, presenta desafíos significativos para atraer inversiones, subrayando la importancia de acuerdos a largo plazo para mitigar riesgos y mantener bajos los costos financieros, como los acuerdos de compra de energía (PPAs), contratos por diferencias (CfDs) y mecanismos de remuneración de capacidad. En conclusión, la complejidad inherente a la transformación de los mercados eléctricos hacia la sostenibilidad y la fiabilidad del sistema requiere acciones políticas y regulatorias oportunas y adaptadas a las características específicas de cada región y sistema de energía.  

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