Cabo Verde sitúa al sector eléctrico en el centro de su ruta hacia cero emisiones netas de gases de efecto invernadero en 2040. La transformación requiere reducir la dependencia de combustibles fósiles importados y avanzar hacia un sistema alimentado principalmente por fuentes renovables. La condición geográfica determina buena parte de la complejidad técnica: el país está compuesto por nueve islas habitadas, cada una con su propio sistema eléctrico aislado, sin interconexiones entre islas. Esta configuración limita el intercambio de excedentes, la compensación entre perfiles de generación y demanda, la agregación de recursos y la operación coordinada del archipiélago, aumentando el costo y la dificultad de integrar solar y eólica. El acceso eléctrico es elevado, con alrededor de 95 % de la población conectada a la red, pero la matriz sigue dominada por combustibles fósiles importados, que representan aproximadamente 80 % del suministro eléctrico total. Las renovables, principalmente solar y eólica, aportan menos de 20 %, aunque la capacidad instalada renovable creció de 36 MW en 2024 a casi 50 MW en 2025, con la entrada de un parque eólico de 13,5 MW en la isla de Santiago. La meta nacional es alcanzar 50 % de penetración renovable en la mezcla eléctrica para 2030, con una trayectoria que exige elevar la capacidad renovable instalada hasta 251 MW.

Las restricciones operativas y económicas son significativas. Las tarifas eléctricas promedian EUR 0,30/kWh, entre las más altas de África subsahariana, frente a un ingreso mensual promedio cercano a EUR 500. El suministro de agua también está estrechamente ligado a la electricidad, debido a que la desalación representa más de 85 % del agua entregada a la población y las tarifas hídricas promedian EUR 3,2/m³. Las interrupciones eléctricas son frecuentes, con un evento mensual promedio y una duración media de una hora. Las pérdidas eléctricas alcanzan cerca de 21 % en promedio y llegan a 31 % en Santiago, principalmente por causas no técnicas como acceso no autorizado, medición imprecisa y hurto de energía.

El despliegue renovable presenta un retraso aproximado de tres a cuatro años frente a los hitos del Power Sector Master Plan 2018-2040. Las causas identificadas incluyen demoras de contratación, limitaciones de capacidad de acogida en red, restricciones de financiación y el tiempo requerido para la transición hacia una nueva estructura de mercado con separación de actividades. En julio de 2024, ELECTRA se dividió en tres entidades: EPEC para generación, EDEC para distribución y ONSEC para transmisión y operación del sistema. Esta reorganización busca clarificar responsabilidades, reducir conflictos de interés y facilitar inversión.

La primera línea de solución se basa en flexibilidad y seguridad del sistema mediante orquestación centralizada. Incluye mejores pronósticos de generación renovable, reducción de pérdidas y almacenamiento estratégico. La variabilidad solar y eólica genera incertidumbre operativa más severa en redes pequeñas y aisladas, por lo que se requieren datos meteorológicos de alta resolución, modelos predictivos desde tiempo real hasta varios días, infraestructura de medición avanzada, unidades fasoriales, mejor integración de datos y actualización del SCADA. Electra e INESC P&D Brasil desarrollan un sistema de pronóstico solar que combina datos de medidores inteligentes e insumos meteorológicos para mejorar el despacho y la programación de reservas. La reducción de pérdidas se articula con auditorías de red, identificación de transformadores sobrecargados, detección de líneas deterioradas, medidores inteligentes, monitoreo de flujos y perfiles de tensión, esquemas prepago, campañas públicas, ajuste de cargos de conexión y participación comunitaria. Cabo Verde aspira a disminuir las pérdidas del sistema a 10 % en 2030; dentro del Renewable Energy and Improved Utility Performance programme, las pérdidas bajaron de 24 % en 2023 a 21 % en 2024. El almacenamiento complementa esta estrategia: se prevén 20 MW de bombeo hidroeléctrico en Santiago, una capacidad total proyectada de 615 MWh y baterías en varias islas, con servicios de regulación de frecuencia, soporte de tensión y operación como activos virtuales de transmisión.

La segunda línea promueve confiabilidad y flexibilidad mediante usos finales inteligentes. La electrificación de movilidad, salud y agua puede apoyar la descarbonización y aportar capacidad flexible, siempre que se gestione con coordinación digital y señales tarifarias adecuadas. El país busca reemplazar todos los vehículos de combustión interna por eléctricos en 2050; a finales de 2025 ya contaba con más de 95 cargadores. La carga inteligente, V1G, V2G, precios dinámicos y flotas públicas con estacionamiento centralizado pueden aportar regulación, respaldo y desplazamiento de consumo. En agua, la desalación representa cerca de 7 % del consumo eléctrico total y puede funcionar como carga controlable mediante tanques de almacenamiento. También se plantean baterías pequeñas, fotovoltaica en cubiertas, equipos inteligentes de climatización, agregadores, comercio entre pares, comunidades energéticas, estándares de eficiencia y códigos de construcción para reducir demanda y aumentar flexibilidad.

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