La transición energética exige pasar a inversiones en redes de sistema integral, señalan analistas

El 1 de septiembre de 2026, los analistas de transición energética Diego Hernandez Diaz y Humayun Tai publicaron una evaluación estratégica en la que abogan por un cambio de paradigma fundamental en la forma en que se evalúan y despliegan las inversiones del sector energético a nivel mundial. Los analistas sostienen que, a medida que el sistema energético global se expande, la siguiente fase de la descarbonización no puede depender únicamente del aumento de la capacidad de generación baja en carbono, como la energía eólica y solar. En su lugar, las instituciones financieras, las empresas de servicios públicos de electricidad y los reguladores de políticas deben priorizar las inversiones integrales en flexibilidad, infraestructura de red y resiliencia operativa. A medida que las fuentes de energía renovable variable asumen una mayor cuota en la matriz eléctrica, los cuellos de botella estructurales —que van desde la congestión de la red de transmisión y el aumento de las tasas de vertido (curtailment) hasta los riesgos meteorológicos extremos— están imponiendo nuevos desafíos a las redes eléctricas de todo el mundo. Abordar estos puntos de fricción operativa exige ir más allá de las simples métricas de costos de generación hacia una evaluación exhaustiva del valor del sistema integral.

## Datos clave - Los analistas de energía Diego Hernandez Diaz y Humayun Tai publicaron un marco sectorial el 1 de septiembre de 2026, pidiendo un cambio hacia el valor del sistema integral en las inversiones de la transición energética global. - El análisis enfatiza que la expansión de la capacidad de generación baja en carbono debe combinarse con flexibilidad en todo el sistema, almacenamiento de energía y resiliencia de la red para garantizar la estabilidad de la red. - El rápido despliegue de renovables variables sin una expansión paralela de la red ha provocado graves cuellos de botella, canibalización localizada de los precios de la electricidad y un aumento de los vertidos de energía en los principales mercados energéticos. - Los objetivos climáticos globales, incluidas las metas alineadas con el Acuerdo de París de 2015 y los compromisos asumidos en la COP28 en 2023, dependen cada vez más de resolver las colas de interconexión a la red y las limitaciones de infraestructura. - Las métricas financieras como el costo nivelado de la energía están resultando insuficientes por sí solas para evaluar activos de infraestructura a largo plazo en redes eléctricas complejas y con alta penetración de renovables.

## Qué ocurrió En su análisis del 1 de septiembre de 2026, Diego Hernandez Diaz y Humayun Tai explican cómo la creciente transición energética mundial ha llegado a una encrucijada estructural crítica. Durante la última década, el objetivo primordial de las inversiones en energía renovable fue reducir el costo nivelado de la energía para activos de generación individuales, especialmente la energía solar fotovoltaica a gran escala y los parques eólicos terrestres y marinos. Aunque esta estrategia logró llevar a las tecnologías renovables a la paridad de costos con los combustibles fósiles tradicionales en muchas jurisdicciones, generó un desequilibrio en el desarrollo general del sistema eléctrico.

Los autores detallan que, a medida que las redes eléctricas absorben mayores porcentajes de energía intermitente y no asíncrona, los límites físicos y financieros de las redes de transmisión y distribución existentes se hacen evidentes. En regiones con un denso desarrollo de energía limpia, los generadores se enfrentan cada vez más a vertidos de energía (curtailment), una situación en la que los operadores de la red ordenan a las plantas renovables reducir su producción debido a que las líneas de transmisión de alto voltaje carecen de capacidad para llevar la electricidad a los centros de demanda. Además, la alta generación simultánea de energía solar y eólica suele provocar una fuerte caída de los precios en el mercado mayorista de electricidad durante las horas de máxima producción, lo que crea un fenómeno conocido como canibalización de precios que debilita los ingresos de los proyectos.

Para hacer frente a estas vulnerabilidades, Hernandez Diaz y Tai proponen evaluar las inversiones en la transición energética a través de un marco de "valor del sistema integral". Bajo este modelo, los promotores de proyectos, los inversores institucionales y las juntas de planificación de las empresas de servicios públicos deben evaluar las decisiones de gasto de capital en función de cómo contribuye un activo a la estabilidad y eficiencia generales de la red eléctrica. Este enfoque exige tomar en cuenta los costos y beneficios totales del sistema, incluida la necesidad de almacenamiento en baterías a escala de red, interconectores de alto voltaje, condensadores síncronos para la estabilización de frecuencia, capacidad de respuesta a la demanda y generación de respaldo para proporcionar capacidad limpia y firme.

## Por qué es importante La transición hacia un modelo de valor del sistema integral conlleva implicaciones significativas para los mercados de capitales, las políticas energéticas y los consumidores de electricidad a nivel global. Para los inversores institucionales y los fondos de capital privado en infraestructura, los modelos de análisis tradicionales basados exclusivamente en acuerdos de compra de energía a precio fijo se enfrentan a una mayor exposición a los riesgos de congestión de la red y a precios mayoristas negativos. Las valoraciones de los proyectos deben considerar cada vez más la capacidad de transmisión local y los costos de integración en la red para evitar la devaluación de los activos.

Para los operadores de redes de transmisión y los reguladores de servicios públicos, la planificación del sistema integral es esencial para evitar apagones generales y cortes parciales del suministro a medida que se retiran los activos de generación de base a partir de combustibles fósiles, como las plantas de carbón y gas natural. Las fuentes de generación variable requieren activos de reserva de acción rápida para equilibrar las variaciones abruptas en el suministro causadas por cambios meteorológicos. Sin una inversión proporcional en almacenamiento de energía de larga duración, redes de distribución inteligentes y mercados de capacidad flexible, las redes eléctricas enfrentan una mayor vulnerabilidad a los déficits de suministro durante los períodos de baja generación renovable.

Para los consumidores finales y los usuarios industriales de energía, las estrategias de inversión a nivel de sistema influyen directamente en la asequibilidad y confiabilidad a largo plazo de la electricidad. Sobreponderar los activos de generación mientras se invierte de manera insuficiente en la infraestructura de red aumenta los costos totales del sistema mediante elevados cargos de transmisión, tarifas por congestión y pagos de despacho de emergencia; gastos que en última instancia se trasladan a los consumidores. Por el contrario, las inversiones estratégicas en flexibilidad de la red y resiliencia localizada, como las microrredes y los sistemas de almacenamiento de energía con baterías, ayudan a proteger a las economías regionales de fallas catastróficas en la red provocadas por fenómenos meteorológicos extremos.

## Contexto Los desafíos estructurales destacados en el análisis reflejan tendencias históricas más amplias en los mercados energéticos mundiales desde la adopción del Acuerdo de París en 2015. En virtud del histórico tratado climático internacional, 195 partes participantes se comprometieron a limitar el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de los 2,0 grados Celsius con respecto a los niveles preindustriales, fijando como objetivo el límite de 1,5 grados. Para cumplir con estos objetivos de descarbonización, los gobiernos de todo el mundo aplicaron ambiciosos incentivos políticos, incluidos créditos fiscales en virtud de la Inflation Reduction Act de 2022 de Estados Unidos, tarifas reguladas (feed-in tariffs) en Europa Occidental y subastas de renovables con respaldo estatal en Asia y América Latina.

En la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28) celebrada en Dubái en diciembre de 2023, los países participantes se comprometieron a triplicar la capacidad mundial de energía renovable para 2030. Esta aceleración de las políticas impulsó con éxito despliegues récord de activos eólicos y solares. Sin embargo, las inversiones en infraestructura física en líneas de transmisión, transformadores de distribución y tecnología de almacenamiento de energía no siguieron el ritmo de la expansión de la generación.

Los obstáculos regulatorios y los prolongados procesos de concesión de permisos contribuyeron significativamente a esta brecha. En Estados Unidos, datos de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) y de los operadores regionales de la red mostraron cientos de gigavatios de proyectos de energía limpia propuestos atascados en colas de interconexión de varios años. En Europa, los proyectos de transmisión transfronteriza sufrieron con frecuencia retrasos de varios años debido a la complejidad de los permisos multijurisdiccionales y a la oposición municipal. Mientras tanto, el avance del cambio climático intensificó la frecuencia de fenómenos meteorológicos extremos —como olas de calor, heladas invernales y tormentas severas—, dejando al descubierto la vulnerabilidad física de las envejecidas redes eléctricas en mercados energéticos como los de Texas, California y el sur de Australia.

## Reacciones Tras la publicación del análisis de Hernandez Diaz y Tai, los participantes del mercado energético y especialistas en políticas públicas destacaron que las estrategias de capital institucional ya están empezando a adaptarse a las realidades del sistema. Los gestores de activos y los productores independientes de energía estructuran cada vez más los proyectos de energía limpia como desarrollos híbridos, ubicando sistemas de almacenamiento de energía con baterías junto a instalaciones solares y eólicas para mitigar los riesgos de vertido y aprovechar el arbitraje de precios durante los períodos de máxima demanda.

Las autoridades reguladoras y los operadores del mercado se enfrentan a una presión creciente para reformar las normas del mercado eléctrico con el fin de incentivar los servicios de red. Los economistas de la energía señalan que las estructuras tradicionales del mercado eléctrico, que compensan a los generadores principalmente en función de la producción volumétrica en megavatios-hora, no recompensan adecuadamente los servicios clave de flexibilidad como el soporte de voltaje, la energía reactiva, la respuesta rápida de frecuencia y las capacidades de arranque en negro (black-start). En respuesta, organizaciones como FERC en Estados Unidos y la European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) en Europa están promoviendo reformas regulatorias destinadas a acelerar los procesos de conexión a la red y mejorar los marcos de planificación de la transmisión a largo plazo. Los grupos de defensa de políticas ambientales también se han sumado al llamado para la modernización de la red, subrayando que la electrificación masiva del transporte y la calefacción no puede llevarse a cabo sin una base sólida y resiliente en la red eléctrica.

## Lo que aún no se sabe A pesar del creciente consenso sobre la necesidad de una planificación energética integral, persisten varias incertidumbres clave sobre cómo se implementará este modelo a escala. En primer lugar, aún no se han establecido métricas financieras y regulatorias estandarizadas para definir y cuantificar el "valor del sistema integral" en los distintos mercados eléctricos geográficos. Los inversores carecen de referencias unificadas para evaluar el beneficio neto comparativo de los activos de infraestructura híbridos complejos frente a las instalaciones tradicionales de un solo activo.

En segundo lugar, la combinación tecnológica óptima a largo plazo para proporcionar almacenamiento de energía de varios días sigue siendo incierta. Aunque las baterías de iones de litio de corta duración se despliegan ampliamente para el equilibrio a corto plazo, las tecnologías rentables para el almacenamiento de energía de varios días o estacional —como el hidrógeno verde, las baterías de hierro-aire o la energía hidroeléctrica de bombeo ampliada— aún no han alcanzado una escalabilidad comercial generalizada bajo los diseños de mercado actuales.

En tercer lugar, persisten las dudas regulatorias y políticas sobre los marcos de asignación de costos para los proyectos de transmisión multijurisdiccionales. Determinar cómo deben distribuirse los costos de capital para las grandes líneas transfronterizas de alto voltaje entre los usuarios de servicios públicos regionales, las autoridades municipales y los gobiernos federales sigue siendo un punto de fricción regulatoria, lo que deja abierta la duda de si las inversiones en la red podrán ejecutarse lo suficientemente rápido como para evitar nuevos cuellos de botella en el sistema.

## A qué estar atentos En los próximos meses y años, varios acontecimientos específicos indicarán si los mercados energéticos están adoptando con éxito un enfoque de inversión basado en el valor del sistema integral.

En primer lugar, las aplicaciones regulatorias de las reformas de planificación de la red —como la FERC Order 2023 en Estados Unidos y los planes maestros de transmisión regional actualizados en la Unión Europea— ofrecerán una métrica clara de si los retrasos en las interconexiones a la red se están reduciendo eficazmente.

En segundo lugar, los informes anuales sobre el gasto de capital de organismos internacionales, incluida la International Energy Agency (IEA), pondrán de manifiesto si la inversión mundial en infraestructura de red se está expandiendo para equipararse a los flujos de capital hacia la generación de energía renovable.

En tercer lugar, el desarrollo de mecanismos de mercado especializados —incluidos los mandatos estatales de almacenamiento de energía de larga duración, las revisiones de las normas del mercado de capacidad y la expansión de los mercados de servicios auxiliares— pondrá a prueba si se ofrece a los promotores de proyectos vías de ingresos adecuadas para financiar activos de flexibilidad.

Por último, las estrategias corporativas de compra de energía limpia requerirán un estrecho seguimiento, a medida que las grandes empresas tecnológicas y los consumidores industriales pasen del balance anual de renovables a marcos de adquisición de energía libre de carbono las 24 horas del día, los 7 días de la semana, impulsando la inversión privada directa en tecnologías de energía limpia firmes y despachables.

Este informe se basa en el análisis estratégico y los datos publicados por Diego Hernandez Diaz y Humayun Tai el 1 de septiembre de 2026.