IOSG｜Paradigma de flexibilidad energética: de activos macro a capa inteligente distribuida

La capa intermedia que agrupa y conecta infraestructuras será la gran ganadora.

Autor: Benji Siem, IOSG

1. Introducción

Este estudio surge de una observación sencilla: el sistema eléctrico está siendo solicitado para realizar una tarea para la cual nunca fue diseñado.

Con la aceleración en la penetración de energías renovables, el avance en la electrificación y el aumento en la demanda de centros de datos impulsados por IA, el modelo tradicional de “construir más plantas de generación y transmisión para satisfacer picos de demanda” se está desmoronando. Los ciclos de construcción de infraestructura son largos, las colas de conexión en la red son severas y la inversión de capital es elevada.

En este contexto, la flexibilidad —es decir, la capacidad de ajustar en tiempo real la oferta y la demanda— ha pasado de ser una función auxiliar a convertirse en un pilar central de la fiabilidad de la red. La flexibilidad, que antes dependía principalmente de cargas industriales grandes y centrales de regulación de carga, evoluciona ahora hacia un mercado complejo de múltiples niveles, donde recursos energéticos distribuidos (DER), plataformas de software y agregadores coordinan millones de activos para mantener el equilibrio del sistema.

Estamos en un punto de inflexión estructural. Los ganadores de esta transformación no serán los actores que controlan los activos de generación, sino aquellos que construyan capas de conexión y orquestación, y que liberen flexibilidad a gran escala. Los modelos emergentes de coordinación nativos en criptomonedas y los mecanismos de incentivos basados en tokens podrían acelerar aún más este cambio, permitiendo la participación descentralizada, la liquidación transparente y la movilidad global de servicios de flexibilidad.

Como se analizará en profundidad, la flexibilidad ya no es solo una capacidad técnica; está emergiendo como una infraestructura económica que, mediante la acumulación de ingresos en mercados de capacidad, servicios auxiliares, respuesta a la demanda y mercados locales, crea nuevos pools de valor y redefine la forma en que se negocian, gestionan y monetizan la energía.

Argumentos clave

El mercado de flexibilidad en electricidad está en un punto de inflexión. La mayor penetración de energías renovables, el crecimiento en la demanda de centros de datos y las regulaciones están generando un desequilibrio estructural entre oferta y demanda de servicios de flexibilidad.

• La demanda de energía para alimentar IA y aplicaciones está superando rápidamente la capacidad disponible de la red, impulsada principalmente por:
• Se espera que el consumo global de centros de datos se duplique para 2030, alcanzando aproximadamente 945 TWh, ligeramente por encima del consumo total actual de Japón. La IA es el principal motor de este crecimiento, junto con la demanda de otros servicios digitales. Es importante notar que la falta de flexibilidad también puede limitar el crecimiento de IA.

El mercado eléctrico requiere mayor eficiencia operativa y flexibilidad para mitigar riesgos. En un escenario de infraestructura retrasada, la demanda y la necesidad de servicios de flexibilidad aumentan significativamente.

• Muchas redes ya soportan una presión enorme: se estima que, a menos que se aborden los riesgos de capacidad, aproximadamente el 20% de los proyectos planificados de centros de datos podrían retrasarse.
• En EE. UU., debido a las dificultades de los operadores de red para gestionar la congestión en la interconexión, hay aproximadamente 10,300 proyectos en cola con una capacidad total de 2,3 TW, el doble de la capacidad instalada actual del país.

La capa intermedia que agrupa y conecta infraestructuras será la gran ganadora. Actúa como puente clave entre el lado de la oferta (usuarios con capacidad ociosa) y el lado de la demanda (operadores de red presionados).

• Plataformas basadas en software que agrupan y optimizan recursos energéticos distribuidos (DER) podrán captar una proporción desproporcionada del valor en un mercado que crecerá de aproximadamente 98.2 mil millones de dólares en 2025 a unos 293.6 mil millones en 2034 (CAGR del 12.94%).

2. Visión general del mercado de flexibilidad

¿Qué es la flexibilidad en el mercado energético?

En sistemas eléctricos, la flexibilidad = capacidad del sistema para ajustar rápidamente la generación y/o demanda en respuesta a señales (precios, congestión, frecuencia, etc.), manteniendo el equilibrio y evitando apagones.

Históricamente, la flexibilidad provenía casi exclusivamente de generadores flexibles (gas, hidroeléctrica). Con la expansión de energías renovables y la electrificación, los operadores ahora también adquieren flexibilidad a través de:

• Respuesta a la demanda: cargas que pueden reducirse o desplazarse en el tiempo
• Almacenamiento: baterías, vehículos eléctricos, almacenamiento térmico
• Generación distribuida: paneles solares en techos, microcogeneración, etc.

El “mercado de flexibilidad” es el conjunto de mercados y contratos donde se compra y vende esta flexibilidad, incluyendo mercados mayoristas, productos de servicios de balance y auxiliares, mercados de capacidad y plataformas de flexibilidad de los distribuidores (DSO). Los agregadores actúan como intermediarios, proporcionando plataformas que permiten a los operadores de red adquirir flexibilidad de los usuarios finales, formando una capa infraestructura clave (ver capítulo “Transacciones y precios de la flexibilidad”). La liquidación la realiza el operador del sistema de transmisión (TSO), que paga a los agregadores, quienes tras deducir comisiones, pagan a los clientes.

La entrega de flexibilidad puede hacerse de dos formas:

• Flexibilidad implícita (Implicit Flexibility): mediante señales de precios estáticos, como tarifas horarias. Ejemplo: cargadores inteligentes de vehículos eléctricos que retrasan automáticamente la carga en horarios de menor precio. La conducta se impulsa por el precio.
• Flexibilidad explícita (Explicit Flexibility): mediante respuestas activas a solicitudes específicas del operador de red. Estas acciones son conscientes y se coordinan a través de plataformas de mercado, con compensación directa.

Ejemplo detallado

#Paso 1: Registro del cliente

Un agregador (como CPower) firma con una empresa manufacturera, instala medidores inteligentes y controladores, y conecta su sistema de gestión de edificios. El cliente acepta reducir 2 MW cuando se le solicite.

#Paso 2: Registro ante el operador de red

El agregador registra estos 2 MW (junto con otros miles de sitios) como “recurso de respuesta a la demanda” en ISO. Debe demostrar que puede entregar, incluyendo cálculo de línea base, protocolos de medición y, a veces, pruebas de despacho.

#Paso 3: Participación en mercado

El agregador presenta ofertas de capacidad en diferentes mercados:

• Mercado de capacidad (anual/multianual): “Me comprometo a mantener 500 MW disponibles en picos de verano”
• Mercado de energía en día anticipado: “Puedo reducir 200 MW entre las 16:00 y las 20:00 de mañana”
• Servicios auxiliares en tiempo real: “Puedo responder en 10 minutos a desviaciones de frecuencia”

#Paso 4: Despacho

Cuando la red necesita flexibilidad, el TSO envía señales. La plataforma del agregador ejecuta: envía notificaciones a los clientes (SMS, email, señales automáticas); activa cargas programadas (subir termostatos, atenuar iluminación, pausar procesos industriales); monitorea en tiempo real el desempeño.

#Paso 5: Liquidación

Tras el evento, el ISO mide la cantidad entregada real frente a la comprometida. El flujo de fondos es: ISO → agregador → cliente (después de deducir comisiones).

3. Participantes clave

Bolsa de mercado — plataforma de mercado

Lugar donde se negocia la flexibilidad, que conecta compradores (DSO/TSO) y vendedores (agregadores, propietarios de DER). También existen mercados de reserva rápida de frecuencia.

#Ejemplos de plataformas

EPEX SPOT, Nord Pool, Piclo Flex, NODES, GOPACS, Enera

#Modelos de negocio

• Comisiones por transacciones liquidadas (usualmente 0.5-2% del monto o €0.01-0.05/MWh)
• Cuotas de suscripción/membresía para acceso a mercado
• Algunas plataformas operan como servicios públicos regulados (recuperando costos vía tarifas), otras como negocio comercial

#Formación de precios

• La plataforma no fija precios, sino que facilita la formación mediante subastas (pago por oferta o liquidación uniforme)
• Los precios en plataformas locales (Piclo, NODES) por congestión suelen estar entre €50-200/MWh
• En mercados mayoristas en eventos de escasez, los precios pueden superar €1,000+/MWh
• Los precios en mercados tradicionales (como EPEX) pueden ser negativos, lo que equivale a comprar flexibilidad activamente en mercados especializados

Agregadores / VPP (Plantas Virtuales)

Controlan grupos de activos flexibles, cuyos ingresos dependen de ganar contratos y despachar correctamente cargas/almacenamiento.

#Ejemplos de empresas

Enel X, CPower, Voltus, Next Kraftwerke, Flexitricity, Limejump

#Modelos de negocio

• Participación en ingresos con propietarios: el agregador retiene entre 20-50% de los ingresos del mercado, el resto va a los clientes
• Cargos iniciales o suscripciones mensuales a los propietarios
• Incentivos por desempeño, si superan objetivos de despacho

#Formación de precios

• Pago por capacidad: $30-150/kW·año (según mercado y producto)
• Pago por energía: según precios de mercado (menos margen del agregador)
• Clientes típicos: cargas C&I $50-200/kW·año, baterías residenciales $100-400/año

Sistemas de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS) / software de optimización

Software que realiza predicciones, control, ofertas y cumplimiento, formando la capa inteligente del sistema. Puede integrarse en plataformas de agregadores.

#Ejemplos de empresas

AutoGrid (Uplight), Enbala (Generac), Opus One, Smarter Grid Solutions, GE GridOS, Siemens EnergyIP

#Modelos de negocio

• Licencias SaaS empresariales: contratos anuales basados en MW gestionados o activos controlados
• Costos de implementación/integración: proyectos únicos para utilities ($50K - $5M+)
• Servicios gestionados: optimización continua basada en rendimiento

#Formación de precios

• Licencias de software: típicamente $2-10/kW·año (según funciones y escala)
• Implementaciones a gran escala en utilities: contratos de $5-20 millones o más por proyecto (más de 5 años)
• Algunos proveedores ofrecen modelos de participación en ingresos (5-15% del valor incremental)

Lado de activos

Proveedores físicos: vehículos eléctricos, baterías, termostatos, bombas de calor, cargas industriales, etc.

Compradores en la red

Demandantes: utilities y operadores que adquieren flexibilidad para gestionar congestión, balance y picos, incluyendo DSO, TSO, proveedores y municipalidades.

#Ejemplos de instituciones

PJM, CAISO, National Grid ESO, TenneT, UK Power Networks, E.ON, Con Edison

#Modelos de negocio

• Entidades reguladas, recuperan costos vía tarifas o cargos de capacidad
• Compran flexibilidad cuando es más barato que infraestructura (“alternativa a líneas”)
• Algunas utilities integradas internalizan proyectos de respuesta a la demanda, otras externalizan a agregadores

#Precios de compra

• Compra de capacidad: $20-330/MW·día (PJM subasta 2026-27 llega a $329/MW·día)
• Servicios auxiliares: $5-50/MW·hora (respuestas de frecuencia, reserva rotatoria)
• Flexibilidad local DSO: €50-300/MWh (usualmente en subastas por oferta)
• Regla general: la flexibilidad debe ser más económica que reforzar la red, ahorrando un 30-40%

#Figura 1: esquema del mecanismo

• Operador del sistema de distribución (DSO): gestiona la red local (líneas de distribución, subestaciones), responsable de llevar energía desde la transmisión principal a hogares y empresas.
• Operador del sistema de transmisión (TSO): gestiona y mantiene la red de alta tensión (y gas natural), responsable de transportar energía desde productores a distribuidores o grandes consumidores.

Estimación de ingresos de los participantes

4. Estado actual del sector

El sistema eléctrico enfrenta un desequilibrio estructural entre capacidad de generación y infraestructura de red. Este conflicto se refleja en dos problemas interrelacionados: una acumulación sin precedentes en las colas de conexión y un aumento en la demanda por electrificación y centros de datos.

Colas de conexión

Hasta finales de 2024, en EE. UU. hay más de 2,3 TW en capacidad de generación y almacenamiento en cola para conectarse, más del doble de la capacidad instalada total (1,28 TW). Esta acumulación se ha convertido en un cuello de botella principal para el despliegue de energías limpias.

Presión en la demanda

• Centros de datos: se estima que su demanda eléctrica se duplique para 2030, alcanzando entre 1,000 y 1,200 TWh (equivalente al consumo total de Japón)
• Mercado de capacidad PJM: precios suben de $28.92/MW·día (2024-25) a $329.17/MW·día (2026-27), más de 10 veces, impulsados principalmente por compromisos de centros de datos
• Las previsiones de demanda a 5 años de los planificadores de la red en EE. UU. casi se duplican; los centros de datos de IA requieren 99.999% de disponibilidad y un consumo eléctrico enorme
• Costos de actualización de la red: la UE necesita invertir €730 mil millones en distribución y €477 mil millones en transmisión para 2040; la flexibilidad puede ahorrar entre un 30-40% en comparación con la infraestructura

Transacciones y precios de flexibilidad

Los operadores de red (como PJM, ERCOT, CAISO) necesitan equilibrar en tiempo real la oferta y la demanda, pero no pueden comunicarse directamente con millones de activos distribuidos (termómetros, baterías, cargas industriales). Por ello, los agregadores actúan como intermediarios.

Los agregadores analizados (Enel X, CPower, Voltus) se sitúan entre dos actores:

1. Operadores de red/utility que necesitan capacidad flexible
2. Clientes finales con cargas o activos flexibles

Agrupan miles de recursos distribuidos en “plantas virtuales” para participar en mercados mayoristas como si fueran centrales tradicionales.

Mecanismo de liquidación

A diferencia de la generación (medida en MWh producidos), la respuesta a la demanda se mide en MWh no consumidos. Esto requiere establecer una “línea base”: la cantidad que el cliente habría consumido sin evento DR. Métodos comunes:

• Método 10 de 10: promedio del consumo en 10 días similares en el pasado
• Ajuste por clima: ajustando la línea base según la temperatura
• Medición pre y durante el evento: comparando consumos antes y durante

Ejemplo de liquidación:

El agregador paga al cliente en función del contrato (generalmente entre 50-80% del ingreso total), el resto es ingreso del agregador.

La monetización de la flexibilidad se realiza mediante diversos mecanismos de mercado, cada uno con diferentes marcos temporales, productos y estructuras de precios. Los proveedores pueden hacer “revenue stacking” en múltiples mercados para maximizar el retorno de sus activos.

Además, las Comunidades Energéticas —organizaciones locales de ciudadanos y pequeñas empresas habilitadas por políticas de la UE— están emergiendo como actores clave en la agregación de flexibilidad. En la UE hay unas 9,000 comunidades, con aproximadamente 1.5 millones de participantes.

• Al agrupar activos en techos solares, baterías y cargas controlables, estas comunidades superan obstáculos de escala y coordinación que suelen impedir a hogares individuales acceder a múltiples flujos de ingreso de flexibilidad.
• Esto coincide con hallazgos que muestran que los proveedores de flexibilidad pueden “superponer” valor en mercados de capacidad, servicios auxiliares, arbitraje energético, respuesta a la demanda y mercados locales DSO. Las comunidades energéticas crean marcos organizativos y operativos para participación confiable en múltiples mercados, democratizando los ingresos de flexibilidad y apoyando la descarbonización y resiliencia de la red.

¿Por qué es importante la flexibilidad?

La flexibilidad ofrece una alternativa más rápida y económica que construir nuevas plantas o líneas de transmisión. La velocidad de “construcción” de las plantas virtuales equivale a la velocidad de registro de clientes — sin colas de conexión. Brattle Group estima que la regulación de regulación de picos con VPP cuesta un 40-60% menos que una planta de gas o una batería pública. ENTSO-E calcula que en la UE, la flexibilidad puede ahorrar unos €50 mil millones anuales en costos de generación.

Para los operadores de red: balance en tiempo real; reducir dependencia de plantas de regulación costosas y mejoras en la integración de renovables; aumentar la resiliencia ante eventos extremos.

Para los propietarios de activos: nuevos flujos de ingreso con baterías, EV, HVAC, cargas industriales; la acumulación de múltiples servicios puede incrementar retornos en un 30-50%; participación con mínima interferencia operacional.

Para los consumidores: incentivos en respuesta a la demanda para reducir tarifas; evitar costos por retrasos en infraestructura; mejorar la fiabilidad y reducir apagones.

Para la transición energética: mayor penetración de renovables sin abandonar viento y sol; servicios de descarbonización (reemplazo de plantas de gas); despliegue acelerado frente a limitaciones de infraestructura.

Viento de cola estructural

1. Impulso regulatorio: FERC Orders 2222/2023 (EE. UU.), regulación de redes de respuesta a la demanda en UE (2027), BSC P483 en Reino Unido, con 345,000 hogares participando. Más de 45 países en proceso de introducir mercados de flexibilidad.
2. Onda de inversión en redes: utilities en EE. UU. planean invertir $1.1 billones hasta 2029. La UE requiere €730 mil millones en distribución y €477 mil millones en transmisión para 2040. La flexibilidad es una alternativa más económica.
3. Demanda de centros de datos: consumo en la UE se duplicará a 1,000-1,200 TWh para 2030. Los precios en PJM suben 10 veces (2024→2027). Genera simultáneamente demanda y oferta de flexibilidad.
4. Crecimiento de DER: más de 4 millones de sistemas fotovoltaicos residenciales en EE. UU., 240,000 baterías domésticas, más de 1 millón de EV vendidos en 2023. La escala crítica se alcanza, habilitando a agregadores y la economía de DER.

Riesgos clave a vigilar

1. Exceso de oferta post-2030: inversiones masivas en baterías pueden reducir márgenes en mercados de flexibilidad. Algunas tecnologías de almacenamiento en agua en auge.

2. Ciberseguridad: millones de activos distribuidos amplían la superficie de ataque. La legislación de la UE sobre IA clasifica la gestión de redes como “alto riesgo”. NFPA 855 aumenta costos de almacenamiento en baterías urbanas en un 15-25%.

3. Modelo de negocio de los agregadores

Fuentes de ingreso

1. Pago por capacidad ($/MW·año o $/MW·día): la fuente de ingreso más grande y predecible. Se paga por disponibilidad, incluso si no se despacha. Ejemplo: en la subasta de PJM 2026-27, el precio de capacidad alcanzó $329/MW·día.
2. Pago por energía ($/MWh): por reducción real durante eventos. Más volátil, depende de la frecuencia de despacho y precios de mercado.
3. Servicios auxiliares ($/MW + $/MWh): regulación de frecuencia, reserva rotatoria, etc. de mayor valor y respuesta más rápida (segundos a minutos). Voltus fue pionero en estos productos de mayor margen.

Estructura de costos

Ejemplo de economía unitaria (clientes C&I)

Cómo maximizar valor con revenue stacking

Los agregadores más maduros “superponen” múltiples flujos de ingreso en un mismo activo:

Ejemplo: 10 MW de carga industrial en PJM

Por eso, plataformas como DER.OS de Enel y Autobidder de Tesla enfatizan la “optimización colaborativa”: sus IA deciden en cada momento en qué mercado participar para maximizar el retorno total.

6. Análisis profundo de actores clave en la capa de agregadores

Enel X — Líder global

#Resumen

Enel X es la unidad de respuesta a la demanda y energía distribuida del grupo Enel, uno de los mayores utilities del mundo (€860+ mil millones en ingresos). Tiene raíces en EnerNOC, pionero en respuesta a la demanda fundado en 2001 y adquirido por Enel en 2017. Actualmente, opera la mayor planta virtual de clientes industriales y comerciales a nivel global, con más de 9 GW de capacidad de respuesta y más de 110 proyectos activos en 18 países.

#Escala y cobertura

• Capacidad gestionada: más de 9 GW en Q1 2025, con objetivo de 13 GW
• Norteamérica: ~5 GW, en 31 estados de EE. UU. y 2 provincias de Canadá, con más de 10,000 sitios
• Proyectos: 80+ de respuesta a la demanda, 30+ alianzas con utilities (11 exclusivas)
• Pagos a clientes: casi $2,000 millones distribuidos desde 2011
• Inversión en tecnología: más de $200 millones en desarrollo de plataformas

#Alianzas estratégicas

En septiembre de 2024, Enel X anunció colaboración con Google para agrupar 1 GW de carga flexible de centros de datos —el mayor VPP corporativo del mundo. La alianza refleja la convergencia entre crecimiento de demanda de datos y oferta de flexibilidad: los gigantes del cloud, que impulsan la presión en la red, también pueden convertirse en proveedores clave de flexibilidad mediante sus UPS y capacidad de desplazamiento de cargas.

#Plataforma tecnológica: DER.OS

DER.OS usa aprendizaje automático para optimizar la programación. Según auditorías internas, mejora en un 12% la rentabilidad respecto a estrategias basadas en reglas. La plataforma recibe datos en tiempo real de más de 16,000 sitios y opera un centro de control 24/7 para gestión y monitoreo.

#Clientes principales: instalaciones C&I

Son grandes consumidores con cargas que pueden interrumpirse temporalmente sin afectar procesos críticos:

Insights clave

Estos clientes ya poseen “activos” (sus cargas). Enel X simplemente ayuda a monetizar la flexibilidad que ni siquiera sabían que tenían. La empresa se enfoca en la demanda y en activos ligeros, sin construir ni poseer generación. La reducción de demanda equivale a aumentar oferta en la red.

Implicaciones de la colaboración con Google

La colaboración con Google en 2024 revela un cambio disruptivo:

• Modelo tradicional: Enel X recluta instalaciones → agrupa en VPP → vende a la red
• Modelo Google: centros de datos de Google se convierten en activos flexibles → Enel X opera VPP → operadores compran flexibilidad

Google cuenta con grandes baterías UPS (usadas como respaldo), cargas de refrigeración flexibles y cierta capacidad de programación de cargas. No solo consume flexibilidad de la red, sino que la ofrece — Enel X actúa como capa de orquestación. Esto ejemplifica la tesis “centros de datos como activos de red”.

#Desglose del modelo de ingresos

#Posición competitiva

• Ventajas: escala global, relaciones con utilities, ecosistema de energías limpias (11 GW renovables + 1 GW almacenamiento), plataformas maduras, respaldo financiero del grupo Enel
• Desventajas: modelo de ventas tradicional, menor innovación que startups, mayores costos administrativos
• Estrategia: centrarse en C&I, integración de renovables a nivel utility, alianzas con centros de datos

Voltus — Desafiante con enfoque en software

#Resumen

Fundada en 2016 por ex ejecutivos de EnerNOC, Gregg Dixon y Matt Plante, Voltus se presenta como una alternativa tecnológica a los proveedores tradicionales de respuesta a la demanda. Su argumento: software superior y mayor cobertura de mercado pueden superar la desventaja de escala. Para septiembre de 2025, por tercer año consecutivo, lidera en GW gestionados en el informe de VPP de Wood Mackenzie en Norteamérica.

#Escala y financiamiento

• Capacidad: más de 7.5 GW en 2025, crecimiento desde 2 GW en 2021
• Cobertura: en todos los 9 mercados mayoristas de EE. UU. y en Canadá, con la mayor presencia entre startups
• Financiamiento: más de $121 millones, con inversores como Equinor Ventures, Activate Capital, Prelude Ventures
• SPAC: anunció en diciembre de 2021 una fusión por $1,3 mil millones (valoración), que no se concretó

#Estrategia diferenciadora

Voltus se diferencia en tres aspectos: (1) innovación temprana — lidera en acceso a reservas operativas en múltiples operadores; (2) mayor cobertura de mercado — participa en proyectos que otros evitan por complejidad; (3) alianzas con OEM — no compite con fabricantes, sino que colabora con Resideo y Carrier, agregando sus instalaciones a VPP.

#Enfoque en centros de datos

Para 2025, Voltus lanzará “Bring Your Own Capacity” (BYOC), dirigido a centros de datos y grandes cloud providers. BYOC permite a estos desarrolladores desplegar VPP en paralelo a la construcción, comprando flexibilidad en la red a través de Voltus, acortando tiempos de conexión. Socios: Cloverleaf Infrastructure.

#Clientes principales: C&I (como Enel X)

#Alianzas OEM

#Importancia del modelo OEM

El CAC (costo de adquisición) es el mayor gasto de los agregadores. La colaboración OEM permite:

• OEM gestiona relación con clientes
• Voltus provee software y acceso a mercado
• Ingresos se reparten entre OEM, Voltus y clientes finales
• CAC mucho menor que venta directa

#Diferencias en modelos de ingreso: Enel X vs Voltus

#Enel X: centrado en mercado de capacidad

• Predecible (subastas anuales)
• $/kW bajos pero volumen alto
• Requiere grandes compromisos en MW

#Voltus: enfocado en servicios auxiliares, evitados por otros

#¿Por qué servicios auxiliares?

• $/kW más alto (2-3 veces el mercado de capacidad); menos competencia (barrera por complejidad); software avanzado (ventaja de Voltus); pero requiere respuesta muy rápida
• Posición competitiva: ventajas en tecnología, cobertura, influencia regulatoria, alianzas OEM, enfoque en centros de datos
• Desventajas: menor escala que Enel X, sin activos a nivel utility, mayor gasto en VC, SPAC no concretado
• Estrategia: monetización de DER de terceros, liderazgo en servicios auxiliares, alianzas con centros de datos

7. Evaluación de inversión en VPP/ agregadores

Mercados de la UE vs EE. UU.

Con regulación favorable y redes altamente interconectadas, la UE lidera en expansión de flexibilidad en todo el sistema. Eurelectric señala que la liberalización ha incentivado la participación conjunta de productores y consumidores, aumentando la oferta de flexibilidad; además, la masificación de medidores inteligentes y tarifas horarias ha facilitado la transferencia de demanda.

• Diseño de mercado: mecanismos liberalizados que incentivan la participación activa en ambos lados, con tarifas horarias que favorecen desplazamientos
• Redes interconectadas: la robusta interconexión transfronteriza en la UE reduce fallos y tiempos de interrupción, garantizando suministro estable para la industria

En EE. UU., aún hay potencial no explotado en la demanda del lado del cliente, con estudios que indican que se puede reducir carga a gran escala (100 GW) con impacto mínimo en usuarios.

• Enfoque en el borde de la red: la proliferación de DER hace que la gestión de flexibilidad en “el borde” sea cada vez más crucial para utilities estadounidenses

“Las vulnerabilidades inherentes a la red exigen que gestionemos cuidadosamente cada activo conectado, asegurando una oferta confiable y una demanda prevista. La rápida expansión de fuentes intermitentes (inestables) y la ola de electrificación (picos de demanda) plantean desafíos severos para el sistema eléctrico.” — a16z

8. Conclusión

Hasta ahora, la flexibilidad ha sido dominada por las “macro-flexibilidades” — activos industriales de gran escala (>200 kW) conectados en niveles de transmisión o distribución de alta tensión. Son atractivos por su fácil identificación, firma y despacho. Pero este modelo está alcanzando límites estructurales. La macro-flexibilidad ya no basta, generando insuficiencia en la oferta y problemas en cadena, como retrasos en la conexión. Esto aumenta la vulnerabilidad del sistema y se vuelve un cuello de botella clave para el crecimiento impulsado por IA.

Por ello, la próxima frontera será la micro-flexibilidad. Se refiere a activos pequeños en redes de media y baja tensión, en rangos de 1-10 kW, como cargadores EV, bombas de calor, HVAC, baterías y electrodomésticos. Aunque en conjunto representan una capacidad varias veces superior a la macro, su acceso es mucho más difícil.

La mayoría de los métodos actuales para acceder a esta flexibilidad dejan valor sin capturar, abriendo oportunidades para que los propietarios de estos activos participen en el ecosistema. Un agregador que llegue a escala crítica, independiente de marcas o proveedores, puede generar un efecto de arrastre potente. Una vez que los usuarios se agrupan horizontalmente, las energéticas y OEMs tendrán incentivos económicos para participar activamente, en lugar de intentar controlar la relación con el cliente desde el inicio.

En el núcleo de todo esto, creo que DePIN (Infraestructura Descentralizada basada en criptomonedas) tiene la mayor oportunidad de revolucionar el sector, creando valor a largo plazo mediante infraestructura nativa en criptomonedas y mecanismos de incentivos. Al ampliar la capacidad y abrir nuevas vías para obtener flexibilidad, este segmento transformará los mercados energéticos actuales, permitiendo que IA siga remodelando el mundo sin restricciones.