La asequibilidad de la energía residencial preocupa cada vez más a medida que los precios suben y la demanda eléctrica crece. Sin embargo, la experiencia histórica de Estados Unidos muestra que más carga no se traduce necesariamente en tarifas más altas: entre 1980 y 2000 la demanda se expandió más de 70%, mientras las tarifas minoristas, ajustadas por inflación, descendieron cerca de 26%, con una utilización del sistema de generación que mejoró alrededor de 18% y permitió repartir los costos fijos entre más kilovatios hora vendidos. Bajo esa lógica, las bombas de calor residenciales aparecen como una oportunidad poco explorada, frente a la atención que suelen recibir la flexibilidad de la demanda, los recursos distribuidos y las plantas virtuales de energía. El punto de partida es el margen invernal, es decir, la capacidad de generación disponible tras reservas por encima de la demanda máxima de invierno, que en los estados con pico veraniego permanece subutilizado.

Ese margen varía de forma notable entre regiones. El suroeste, el norte del medio oeste y el noreste cuentan con holgura invernal considerable, mientras que buena parte del sureste y del noroeste del Pacífico presenta márgenes similares en ambas estaciones, en parte por el uso extendido de calefacción de resistencia eléctrica. Illinois dispone de 8,9 gigavatios de holgura invernal, mientras que Georgia casi no tiene. A partir de ello, se modelan dos estrategias: solo bombas de calor totalmente eléctricas, o una mezcla con equipos híbridos que conservan la caldera o el horno de combustibles fósiles para las horas más frías. Con la primera, unas 52 millones de viviendas adicionales podrían instalarlas; con la mezcla, serían 86 millones adicionales (47 millones totalmente eléctricas y 38 millones híbridas), lo que elevaría el parque a unos 109 millones de hogares, alrededor de 92% de las viviendas con refrigeración. En Illinois, la proporción de hogares que pueden adoptar la tecnología pasa de 30% a 100% al incorporar las híbridas.

El efecto sobre las tarifas depende de que el aumento de ventas ocurra en horas subutilizadas, de modo que los costos fijos de generación, transmisión y distribución se diluyan sin requerir nueva capacidad. La estrategia totalmente eléctrica reduciría las tarifas residenciales en promedio 6% en los estados con holgura invernal, equivalente a 6.700 millones de dólares anuales o 86 dólares por cliente, y la mezcla con híbridas lo haría en 13%, es decir, 15.600 millones de dólares o 200 dólares por cliente. Michigan ilustra el potencial: con unos 7,6 gigavatios de holgura, sus tarifas bajarían cerca de 11% o 27% según la estrategia, frente a un alza de 19% en cinco años. Estas cifras son orientativas, porque los costos de distribución varían ampliamente entre empresas de energía. En emisiones, el despliegue evitaría 101 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente al año con equipos totalmente eléctricos y 182 millones con la mezcla, siempre que las híbridas operen la bomba de calor la mayor parte del año. Además, el consumo residencial de gas natural caería cerca de 29% o 59%, lo que obligará a las empresas de gas a revisar sus inversiones y diseños tarifarios.

La holgura identificada refleja la red actual y cambiará con los centros de datos, los vehículos eléctricos, la electrificación comercial, la mezcla de generación y el clima. Una mayor demanda veraniega de centros de datos o medidas como el aislamiento y el almacenamiento podrían ampliarla, mientras que la carga de vehículos, la calefacción comercial o más solar fotovoltaica la reducirían. Frente a ello, se plantean cinco prioridades de política: fijar metas de instalación dentro de los planes de asequibilidad eléctrica, rediseñar incentivos según la holgura de cada estado, ajustar las tarifas a los costos estacionales, aprovechar los códigos de construcción para reemplazar aires acondicionados por bombas de calor y adoptar estándares favorables a la electrificación en obra nueva. Para los profesionales del sector energético colombiano, el análisis ofrece una metodología útil para identificar cuándo una nueva carga eléctrica mejora el factor de utilización del sistema en lugar de presionarlo.

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https://rmi.org/resources/the-opportunity-for-heat-pumps-to-put-downward-pressure-on-electricity-rates/