IOSG: Cambio de paradigma en la flexibilidad energética: De los macroactivos a la capa de inteligencia distribuida

Título original: "Resumen semanal de IOSG | Cambio de paradigma en la flexibilidad energética: De los recursos de macro a la capa de inteligencia distribuida #317"

Autor original: Benji Siem, IOSG Ventures

Introducción

Esta investigación comenzó con una simple observación: se está pidiendo al sistema de energía que realice una tarea para la que nunca fue diseñado.

Con la penetración acelerada de la energía renovable, el avance integral de la electrificación y el aumento de la demanda de centros de datos impulsados por IA, el modo tradicional de "construir más instalaciones de generación y transmisión para satisfacer las cargas pico" se está erosionando. Los ciclos de construcción de infraestructura son demasiado largos, las colas de la red están muy congestionadas y la intensidad de capital sigue siendo alta.

En este contexto, la flexibilidad, la capacidad de ajustar dinámicamente la oferta y la demanda en tiempo real, ha pasado de ser una función de apoyo a un pilar fundamental de la fiabilidad de la red. Lo que antes dependía principalmente del suministro de flexibilidad de grandes cargas industriales y plantas de punta está transformándose en un mercado complejo de múltiples capas, donde los recursos energéticos distribuidos (DER), las plataformas de software y los consorcios 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 construyen las capas de conectividad y orquestación, desbloqueando la flexibilidad a escala. Los modelos de coordinación nativos de criptomonedas y los mecanismos de incentivos basados en tokens pueden acelerar aún más este cambio al permitir la participación descentralizada, la liquidación transparente y la liquidez global de los servicios de flexibilidad.

Como este artículo profundizará, la flexibilidad ya no es solo una capacidad técnica; se está convirtiendo en una infraestructura económica emergente, creando nuevas fuentes de valor a través de la acumulación de ingresos en mercados de capacidad, servicios auxiliares, respuesta a la demanda y mercados locales, remodelando cómo se transa, gestiona y monetiza la energía.

Puntos clave

El mercado de flexibilidad de energía está en un punto de inflexión. La creciente penetración de la energía renovable, la creciente demanda de centros de datos y el impulso regulatorio están creando un desequilibrio estructural entre la oferta y la demanda de servicios de flexibilidad.

La demanda de energía para el desarrollo de IA y aplicaciones está superando rápidamente la capacidad de suministro disponible de la red, los principales factores impulsores incluyen:

Se proyecta que el consumo de electricidad de los centros de datos globales se duplicará para 2030, alcanzando alrededor de 945 TWh, ligeramente superior al consumo total de electricidad actual de Japón. La IA es el principal impulsor de este crecimiento, mientras que la demanda de otros servicios digitales sigue aumentando. Vale la pena mencionar que la falta de flexibilidad también podría ser un factor limitante en el crecimiento de la IA.

El mercado energético necesita urgentemente eficiencia operativa y flexibilidad para mitigar riesgos. En el contexto del retraso en el desarrollo de la infraestructura, la demanda y la necesidad de servicios de flexibilidad han aumentado significativamente.

· Las redes de muchas regiones ya están bajo una presión significativa: Se estima que, a menos que se aborden los riesgos de capacidad, alrededor del 20 % de los proyectos de centros de datos planificados podrían enfrentar retrasos.

· Estados Unidos tiene actualmente alrededor de 10.300 proyectos de energía en lista de espera para la conexión a la red, con una capacidad total de 2.300 GW, equivalente al doble de la capacidad de generación instalada total existente en el país, debido a la dificultad de los operadores de red para abordar la congestión de la red.

Una capa intermedia que agrupe y conecte la infraestructura emergerá como la mayor beneficiada. Construye un puente crítico entre el lado de la oferta (usuarios con capacidad ociosa) y el lado de la demanda (operadores de red con dificultades).

Una plataforma centrada en el software que agrupa y optimiza los recursos energéticos distribuidos (DER) obtendrá una parte desproporcionada del valor a medida que el mercado se expanda de alrededor de 98.200 millones de dólares en 2025 a alrededor de 293.600 millones de dólares en 2034 (CAGR 2025-2034 del 12,94%).

Descripción general del mercado de la flexibilidad

¿Qué es la flexibilidad en el mercado energético?

En el sistema eléctrico, la flexibilidad = la capacidad de ajustar rápidamente la generación y/o la demanda en respuesta a señales (como los precios de la electricidad, la congestión de la red, la frecuencia, etc.) para mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda y evitar apagones.

Históricamente, la flexibilidad ha provenido casi en su totalidad de unidades de generación flexibles (centrales de gas de punta, hidroeléctricas). A medida que la escala de la energía renovable y la electrificación se expande, los operadores del sistema ahora también obtienen flexibilidad de las siguientes fuentes:

· Respuesta a la demanda: Carga que se puede reducir o desplazar en el tiempo

· Almacenamiento de energía: Baterías, vehículos eléctricos, almacenamiento térmico

· Generación distribuida: Energía solar en techos, cogeneración a pequeña escala, etc.

El "Mercado de Flexibilidad" es un mercado y una agregación de contratos donde se compra y se vende flexibilidad,

incluyendo mercados mayoristas, productos de servicios de balance y auxiliares, mercados de capacidad y plataformas de flexibilidad de los operadores de sistemas de distribución locales (DSO). Los agregadores actúan como intermediarios, proporcionando una plataforma para que los operadores de red adquieran flexibilidad de los usuarios finales, formando una capa de infraestructura crucial (consulte la sección "Comercio y fijación de precios de la flexibilidad" para obtener más detalles). La liquidación es gestionada por el Operador del Sistema de Transmisión (TSO), que paga las tarifas al agregador, quien luego paga a los clientes después de deducir una comisión.

La entrega de flexibilidad ocurre de dos maneras:

· Flexibilidad implícita: Se logra automáticamente a través de una señal de precio estática, como la fijación de precios de la electricidad por hora de uso. Por ejemplo, un cargador inteligente para vehículos eléctricos retrasa automáticamente la carga hasta las horas de menor demanda, con precios más bajos. Las señales de precios impulsan el comportamiento.

· Flexibilidad explícita: Implica una respuesta activa a solicitudes específicas de los operadores de la red. Estas acciones son intencionales y se coordinan a través de una plataforma de mercado para una compensación directa.

Ejemplo detallado

· Paso 1: Inscripción del cliente

Un agregador (por ejemplo, CPower) contrata a una empresa de fabricación, instala equipos de monitoreo (medidores inteligentes, controladores) y los integra en su sistema de gestión de edificios. El cliente acepta reducir una carga de 2 MW cuando se le solicite.

· Paso 2: Inscripción con el Operador de Red

El agregador registra estos 2 MW (junto con miles de otros sitios) como un "recurso de respuesta a la demanda" con la ISO. El agregador debe demostrar que el recurso puede, de hecho, cumplir con lo acordado, incluyendo cálculos de la línea base, acuerdos de medición y, a veces, pruebas de despacho.

· Paso 3: Participación en el mercado

El agregador puja la capacidad agregada en varios mercados:

· Mercado de capacidad (anual/plurianual): "Me comprometo a mantener 500 MW disponibles durante la punta de verano."

· Mercado de energía al día siguiente: "Puedo reducir 200 MW de carga mañana de 16:00 a 20:00."

· Servicio de asistencia en tiempo real: "Puedo responder a la desviación de frecuencia en un plazo de 10 minutos"

· Paso cuatro: Programación

Cuando la red requiere flexibilidad, el GRT envía una señal al agregador. La plataforma de software del agregador actúa entonces: notifica a los clientes registrados (por SMS, correo electrónico, señales de control automatizadas); activa la reducción de carga preprogramada (como aumentar los puntos de ajuste de temperatura, atenuar la iluminación, pausar procesos industriales); monitorea el rendimiento en tiempo real.

· Paso cinco: Liquidación

Después de que el evento concluye, la ISO mide la diferencia entre la entrega real y la capacidad comprometida, y el flujo de fondos es el siguiente: ISO → Agregador → Cliente (menos la comisión del agregador).

Principales actores

Intercambio — Plataforma de mercado

Espacios de negociación flexibles donde estas plataformas emparejan a compradores (DSO/TSO) con vendedores (agregadores, propietarios de DER). Los mercados de reserva de frecuencia rápida también proporcionan otra plataforma de negociación.

· Proyectos representativos

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

· Modelo de negocio

Tarifas de compensación de operaciones (normalmente entre el 0,5 % y el 2 % del importe de la transacción o entre 0,01 y 0,05 €/MWh)

Tarifas de suscripción/asociación de acceso al mercado (tasas anuales de los participantes)

Algunas plataformas funcionan como servicios públicos regulados (el coste se recupera a través de las tarifas de red), mientras que otras funcionan de forma comercial

· Precios

· Las plataformas no fijan precios, sino que facilitan el descubrimiento de precios mediante subastas (pago por oferta o liquidación uniforme)

· Los precios de gestión de la congestión en las plataformas de flexibilidad local (Piclo, NODES) suelen ser de 50-200 €/MWh

· Los precios del mercado mayorista de balance pueden alcanzar los 1.000 €/MWh o más durante los eventos de escasez

· Los precios en los mercados mayoristas clásicos (como EPEX) pueden ser negativos, con el efecto equivalente de adquirir activamente flexibilidad en un mercado de flexibilidad dedicado

Aggregator / Central eléctrica virtual (VPP)

Un controlador de un conjunto de activos flexibles cuya rentabilidad depende de ganar contratos y gestionar correctamente la carga/almacenamiento.

· Empresas representadas

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

· Modelo de negocio

· Participación en los ingresos con los propietarios de los activos: El agregador retiene entre el 20 y el 50 % de los ingresos del mercado, el resto se paga a los clientes

· Tarifa de registro inicial o tarifa mensual de SaaS cobrada a los propietarios de activos

· Es posible obtener una bonificación por rendimiento si se superan los objetivos de despacho de servicios

· Precios

· Pago por capacidad: 30-150 $/kW·año (varía según el mercado y el producto)

· Pago por energía: Transmisión del precio de mercado (menos la ganancia del agregador)

· Beneficios típicos para el cliente: Carga comercial e industrial (C&I) $50-200/kW·año, batería residencial $100-400/año

· Sistema de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS) / Software de optimización

· Software que permite la previsión, el control, la oferta y el cumplimiento, sirviendo como la capa inteligente de todo el sistema. Se puede integrar en plataformas agregadoras.

· Empresas representadas

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

· Modelo de negocio

· Licencia SaaS a nivel empresarial: Contrato anual basado en MW gestionados o cantidad de activos controlados

· Costos de implementación/integración: Tarifa única por proyecto para implementaciones de servicios públicos (500 000 - 5 000 000 USD)

· Servicio gestionado: Optimización continua basada en el rendimiento como servicio

· Precios

· La licencia de software suele oscilar entre 2 y 10 USD/kW·año (varía según la funcionalidad y la escala)

· El valor total del contrato para grandes implementaciones de DERMS en servicios públicos puede alcanzar los 5-20 millones de USD (en más de 5 años)

· Algunos proveedores ofrecen modelos de reparto de ingresos (5-15% del valor incremental)

Propietario de activos

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

Comprador de red

Compradores: Proporcionar flexibilidad para gestionar la congestión, el equilibrio y la carga máxima para servicios públicos y operadores de sistemas, incluidos los GDS, los OTS, los proveedores y los servicios públicos municipales.

· Entidades representativas

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

· Modelos de negocio

· Entidades reguladas, costos recuperados de los usuarios a través de tarifas de red o cargos por capacidad

· Adquisición cuando la flexibilidad es más barata que las soluciones alternativas de infraestructura ("alternativas no cableadas")

· Algunas empresas de servicios públicos verticalmente integradas operan proyectos internos de gestión de la demanda, subcontratando el resto a agregadores

· Fijación de precios de adquisición

· Adquisición de capacidad: $20-330/MW·día (la subasta de PJM 2026-27 alcanzó $329/MW·día)

· Servicios auxiliares: 5-50 $/MW·hora (respuesta de frecuencia, reserva giratoria)

· Flexibilidad local del DSO: 50-300 €/MWh (generalmente subastada en una base de pago según la oferta)

· Regla general: La flexibilidad debe ser más barata que el refuerzo de la red (con el objetivo de lograr un ahorro del 30-40 %)

· Figura 1: Descripción general del mecanismo

1. Operador del sistema de distribución (DSO): Una empresa que gestiona la red eléctrica local (líneas de distribución, subestaciones), responsable de entregar electricidad desde las principales líneas de transmisión a hogares y empresas.

2. Operador del Sistema de Transmisión (TSO): Una entidad clave que gestiona y mantiene la red de alta tensión (red y gasoductos), responsable del transporte de energía desde los productores a largas distancias hasta las empresas de distribución locales o grandes usuarios.

Estimación de la escala de ingresos de los participantes

Estado de la industria

El sistema eléctrico se enfrenta a un desequilibrio estructural entre la oferta y la demanda en la capacidad de generación y la infraestructura de la red. Esta contradicción se refleja en dos problemas interrelacionados: un retraso sin precedentes en las colas de interconexión de la red y un aumento en la demanda de electrificación y centros de datos.

Retraso en la cola de interconexión de la red

Para finales de 2024, más de 2.300 GW de capacidad de generación y almacenamiento en los EE. UU. buscan interconexión de red, el doble de la capacidad de energía instalada existente de 1.280 GW. Este retraso se ha convertido en un importante cuello de botella para el despliegue de energía limpia.

Presiones del lado de la demanda

· Centros de datos: Se espera que la demanda mundial de electricidad se duplique para 2030, alcanzando entre 1.000 y 1.200 TWh (equivalente al consumo total de electricidad de Japón).

· Mercado de capacidad de PJM: Los precios aumentan de 28,92 $/MW·día (2024-25) a 329,17 $/MW·día (2026-27), un aumento de más del 10x, impulsado principalmente por los compromisos de los centros de datos.

Las previsiones de demanda a 5 años de los planificadores de la red de EE. UU. casi se duplican; los centros de datos de IA requieren un tiempo de actividad del 99,999 % y un consumo masivo de energía.

· Costos de actualización de la red: La UE requiere 7,3 billones de euros en inversiones de distribución + 4,77 billones de euros en inversiones de transmisión para 2040; la flexibilidad puede ofrecer un ahorro de costos del 30-40% en comparación con la construcción de infraestructura.

Comercio y fijación de precios de la flexibilidad

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

El comercializador de agregación que analizamos (Enel X, CPower, Voltus) se sitúa entre dos partes:

1. Operador de red/servicio público que necesita capacidad flexible

2. Cliente de uso final con carga o activos flexibles

El agregador agrupa miles de pequeños recursos distribuidos en una única "central eléctrica virtual" para participar en las subastas de los mercados mayoristas como si fuera una central eléctrica tradicional.

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 de base", es decir, la cantidad de electricidad que un cliente habría consumido en ausencia de un evento de respuesta a la demanda. Las metodologías de línea de base comunes incluyen:

· Regla 10 de 10: Tomar el consumo promedio durante los últimos 10 días similares a la misma hora.

· Normalización del clima: Ajustar la línea de base en función de los diferenciales de temperatura.

· Medición ex ante/intraevento: Comparar el consumo antes y durante el evento.

Ejemplo de liquidación:

El agregador compensa al cliente de acuerdo con el contrato (generalmente entre el 50 y el 80 % de los ingresos totales), siendo el saldo los ingresos del agregador.

La flexibilidad se monetiza a través de varios mecanismos de mercado, cada uno con diferentes plazos, tipos de productos y estructuras de precios. Los proveedores pueden participar en la "acumulación de ingresos" en varios mercados para maximizar el rendimiento de los activos.

Además, las Comunidades de Energía — cooperativas de ciudadanos y pequeñas empresas localizadas empoderadas por la política de la UE — están convirtiéndose en una fuerza significativa en la agregación de flexibilidad. Hay aproximadamente 9.000 comunidades en toda la UE, que representan alrededor de 1,5 millones de participantes.

· Al agrupar los activos detrás del medidor (como la energía fotovoltaica, las baterías y las cargas controlables), estas comunidades superan las barreras de escala y coordinación que normalmente impiden que los hogares individuales accedan a múltiples fuentes de ingresos a partir de la flexibilidad.

· Esto se alinea directamente con la investigación: Los proveedores de flexibilidad pueden "apilar" valor en los mercados de capacidad, los servicios auxiliares, el arbitraje energético, la respuesta a la demanda y los mercados locales de GDS. Las comunidades energéticas han creado marcos organizativos y operativos necesarios para una participación fiable en varios mercados, transformando los DER dispersos en una cartera coordinada, democratizando los ingresos por flexibilidad y apoyando una red descarbonizada y resiliente.

¿Por qué importa la flexibilidad?

Los servicios de flexibilidad ofrecen una alternativa más rápida y económica a la construcción de nuevas instalaciones de generación y transmisión. El despliegue La velocidad de una central eléctrica virtual es equivalente a la incorporación del cliente: no es necesario hacer cola para la conexión a la red. The Brattle Group estima que la capacidad de reducción de picos de una VPP es un 40-60% más barata que las centrales de gas de punta o las baterías a escala de servicio público. ENTSO-E estima que solo en la UE, la flexibilidad puede ahorrar 50.000 millones de euros en costos de generación anuales.

Para los gestores de red: Equilibrio en tiempo real entre la oferta y la demanda; reducción de la dependencia de costosas plantas de potencia máxima y mejoras en la transmisión; mejora de la integración de energías renovables; aumento de la resiliencia de la red durante eventos climáticos extremos.

Para los propietarios de activos: Desbloqueo de nuevas fuentes de ingresos a partir de activos existentes (baterías, vehículos eléctricos, HVAC, cargas industriales); la combinación de múltiples servicios puede aumentar los retornos en un 30-50 %; interrupciones operativas mínimas.

Para los consumidores: Reducción de las facturas de electricidad a través de incentivos de respuesta a la demanda; evitación de costos asociados con inversiones en infraestructura mediante la postergación; mejora de la confiabilidad y reducción de interrupciones.

Para la transición energética: Lograr mayores tasas de penetración de energía renovable sin reducción de la energía eólica y solar; proporcionar servicios de red de descarbonización (sustituyendo las plantas de gas de máxima demanda); acelerar el despliegue en comparación con las alternativas con limitaciones de infraestructura.

Vientos favorables estructurales

1. Impulso regulatorio: Órdenes 2222/2223 de la FERC (EE. UU.), Códigos de red de respuesta a la demanda de la UE (2027), BSC P483 del Reino Unido que permiten la participación de 345,000 hogares. Más de 45 países a nivel mundial están introduciendo mercados de flexibilidad.

2. Onda de inversión en la red: Las empresas de servicios públicos de EE. UU. esperan 1,1 billones de dólares en inversiones en la red para 2029. La UE necesita 7,3 billones de euros en distribución + 4,77 billones de euros en mejoras de transmisión para 2040. La flexibilidad presenta una solución más rentable.

3. Demanda de centros de datos: Se prevé que el consumo mundial de electricidad de los centros de datos se duplique para 2030, alcanzando los 1.000-1.200 TWh. Se prevé que los precios de capacidad de PJM aumenten 10 veces (2024→2027), impulsando tanto la demanda de flexibilidad (tensión en la red) como la oferta.

4. DER Stacking: 4M+ sistemas fotovoltaicos residenciales en EE. UU.; 240K+ baterías para el hogar; 1M+ ventas de vehículos eléctricos para 2023. Se alcanzó la masa crítica, lo que empodera a los agregadores y la economía de los DER.

Riesgos clave a tener en cuenta

Sobresuministro después de 2030: La inversión en almacenamiento de baterías a gran escala puede reducir los márgenes del mercado de la flexibilidad. Reanudación de la energía hidroeléctrica por bombeo en algunos mercados.

Ciberseguridad: Millones de activos distribuidos amplían la superficie de ataque. La Ley de IA de la UE clasifica el funcionamiento de la red como de 'alto riesgo'. NFPA 855 agrega un costo del 15-25% al almacenamiento de baterías urbano.

Modelo de negocio de agregador

Flujos de ingresos

1. Pagos por capacidad ($/MW·año o $/MW·día): Flujo de ingresos más grande y predecible. Los clientes reciben compensación por disponibilidad, incluso si nunca se envía. Por ejemplo, los precios de la capacidad de PJM alcanzaron los 329 $/MW·día en las subastas de 2026-2027.

2. Pagos por energía ($/MWh): Pago por reducciones reales de carga durante los eventos. Más volátiles, dependiendo de la frecuencia de envío y los precios de mercado.

3. Servicios auxiliares ($/MW + $/MWh): Regulación de frecuencia, reserva de giro, etc. Mayor valor pero que requiere una respuesta más rápida (segundos a minutos). Voltus fue pionero en el acceso a estos productos de mayor margen de beneficio.

Estructura de costos

Ejemplo de modelo de economía de unidad (cliente C&I)

Acumulación de ingresos: Cómo los agregadores maximizan el valor

Los agregadores más maduros 'apilan' múltiples flujos de ingresos del mismo activo:

Ejemplo: Carga industrial de 10 MW en PJM

Esta es la razón por la que DER.OS de Enel y Autobidder de Tesla hacen hincapié en la "optimización coordinada".su IA determina en cada momento en qué mercados participar para maximizar los rendimientos totales.

Análisis detallado de los principales actores de la capa agregadora

Enel X — Líder del mercado global

· Descripción general de la empresa

Enel X es la unidad de negocio de respuesta a la demanda y energía distribuida del Grupo Enel, una de las compañías de servicios públicos más grandes del mundo (con ingresos anuales superiores a 860.000 millones de euros). La empresa tiene sus orígenes en EnerNOC, un pionero en la respuesta a la demanda fundado en 2001 y adquirido por Enel en 2017. Hoy en día, Enel X opera la planta de energía virtual comercial e industrial más grande del mundo, con más de 9 GW de capacidad de respuesta a la demanda en 18 países y más de 110 proyectos activos.

· Escala y Cobertura

· Capacidad Global: Más de 9 GW bajo gestión (Q1 2025), con el objetivo de alcanzar los 13 GW

· América del Norte: ~5 GW, que cubren más de 10,000 sitios en 31 estados de EE. UU. y 2 provincias canadienses

· Proyectos: Más de 80 proyectos de respuesta a la demanda, más de 30 asociaciones con empresas de servicios públicos (11 acuerdos bilaterales exclusivos)

· Pagos de los clientes: Casi $20 mil millones asignados a los participantes de DR desde 2011

· Inversión en tecnología: Más de 200 millones de dólares invertidos en el desarrollo de la plataforma

· Asociaciones estratégicas

En septiembre de 2024, Enel X se asoció con Google para agregar 1 GW de carga flexible de centros de datos, el VPP empresarial más grande del mundo. Esta colaboración muestra la integración del crecimiento de la demanda de centros de datos con el suministro de flexibilidad: permitiendo a un importante proveedor de servicios en la nube reducir la tensión en la red mientras también actúa como un proveedor clave de flexibilidad en el lado de la demanda a través de sus baterías UPS y capacidades de desplazamiento de carga.

· Plataforma tecnológica: DER.OS

La plataforma DER.OS de Enel X emplea una optimización de la programación impulsada por el aprendizaje automático, que, según las auditorías internas, puede aumentar la rentabilidad en un 12% en comparación con las estrategias basadas en reglas. La plataforma transmite datos de más de 16.000 sitios corporativos y opera un centro de operaciones de red las 24 horas del día, los 7 días de la semana, los 365 días del año para la gestión y supervisión de despachos en tiempo real.

· Cliente principal: Instalaciones comerciales e industriales (C&I)

Estos son grandes consumidores de energía con cargas interruptibles, es decir, procesos que se pueden reducir temporalmente sin una interrupción significativa:

· Perspectivas clave

Estos clientes ya poseen el "activo" (su carga de energía). Enel X simplemente les ayuda a monetizar la flexibilidad que no sabían que tenían. Enel X está claramente posicionada en el lado de la demanda y con pocos activos, no construye ni posee activos de generación. La reducción de la demanda en la red es equivalente a la adición de suministro.

· Profundo significado de la asociación con Google

El acuerdo de Google de septiembre de 2024 es notable ya que altera el modelo tradicional:

· Modelo tradicional: Enel X recluta instalaciones → Agrupa en VPP → Vende a la red

· Modelo de Google: Los centros de datos de Google se convierten en un activo flexible → Enel X opera VPP → El operador de red compra flexibilidad

Los centros de datos de Google tienen grandes baterías de SAI (normalmente utilizadas como respaldo), cargas de refrigeración flexibles y cierta flexibilidad en la programación de la carga de trabajo. Google ya no consume flexibilidad de red, sino que la ofrece: Enel X es la capa de orquestación. Esta es una realización práctica del argumento "Centro de datos como activo de la red".

· Desglose del modelo de ingresos

· Posición competitiva

· Fortalezas: Mayor escala global, relaciones profundas con servicios públicos, ecosistema integrado de energía limpia (11 GW renovables + 1 GW de almacenamiento), plataforma madura, respaldo financiero del Grupo Enel

· Debilidades: Modelo de ventas empresarial tradicional, ciclo de innovación más lento en comparación con las startups puras, mayor sobrecarga corporativa

· Estrategia: Enfoque en el mercado del segmento C&I, integración de energía renovable a gran escala, asociaciones de flexibilidad en centros de datos

Voltus: Desafiante centrado en el software

· Descripción general de la empresa

Voltus fue fundada en 2016 por los ex ejecutivos de EnerNOC Gregg Dixon y Matt Plante, posicionándose como una alternativa tecnológica a los proveedores tradicionales de respuesta a la demanda. El argumento de la empresa es que un software superior y una cobertura de mercado más amplia pueden superar las desventajas de escala. A partir de septiembre de 2025, Voltus ha ocupado el primer lugar en capacidad de GW gestionada por tercer año consecutivo en el informe North America VPP de Wood Mackenzie.

· Escala y Financiamiento

· Capacidad: 7,5+ GW de capacidad gestionada (a septiembre de 2025), un aumento significativo desde los 2 GW en 2021

· Cobertura del mercado: Activo en los 9 mercados mayoristas de electricidad de EE. UU. y Canadá, la cobertura geográfica más amplia entre los agregadores especializados

· Financiación: Financiación total de 121 millones de dólares (entre los inversores se encuentran Equinor Ventures, Activate Capital, Prelude Ventures)

· Intento de SPAC: Se anunció una fusión SPAC de $1.300 millones en diciembre de 2021 (valorada en $1.300 millones), la transacción no se completó

· Estrategia de diferenciación

· Voltus se diferencia en tres dimensiones:

(1) Innovación pionera: la empresa fue pionera en obtener acceso a proyectos de reserva operativa en varios operadores de red;

(2) Cobertura de mercado más amplia: Activos en proyectos que los competidores evitan debido a la complejidad;

(3) Asociaciones DER: No compiten con los fabricantes de equipos, sino que se asocian con OEM como Resideo y Carrier para agregar su base de instalación en un VPP.

· Enfoque en centros de datos

En 2025, Voltus lanzó el producto Bring Your Own Capacity (BYOC), diseñado específicamente para centros de datos y proveedores de nube a gran escala. BYOC permite a los desarrolladores de centros de datos implementar la flexibilidad de la red impulsada por VPP junto con el desarrollo del proyecto, compensando las necesidades de capacidad mediante la adquisición de flexibilidad de la red distribuida de Voltus para acortar los plazos de electrificación. Los socios incluyen Cloverleaf Infrastructure.

· Cliente principal: Instalaciones de C&I (similares a Enel X)

· Asociación con OEM

· ¿Por qué es importante el modelo OEM?

El coste de adquisición de clientes (CAC) es el gasto más importante del agregador. A través de la asociación OEM:

· El OEM gestiona las relaciones con los clientes

· Voltus proporciona software y acceso al mercado

· Los ingresos se comparten entre el OEM, Voltus y los clientes finales

· El CAC es significativamente más bajo que las ventas directas a empresas

Diferentes fuentes de ingresos: Voltus vs Enel X

· Enel X: Principalmente mercado de capacidad

· Predecible (subastas anuales)

· Menor $/kW, pero a gran escala

· Requiere grandes compromisos de MW

· Voltus: Busca activamente proyectos de servicios auxiliares evitados por los competidores

· ¿Por qué elegir servicios auxiliares?

Mayor $/kW (mercado de capacidad 2-3x); menos competidores (la complejidad como barrera); requiere software sofisticado (la fortaleza de Voltus); pero exige una respuesta más rápida de los activos.

· Posición competitiva

· Fortalezas: Sofisticación tecnológica, cobertura de mercado más amplia, influencia regulatoria (el ex presidente de la FERC, Jon Wellinghoff, como director de Asuntos Regulatorios), estrategia de asociación con OEM, posicionamiento en centros de datos

· Debilidades: Menor escala que Enel X, falta de base de activos a escala de utilidad, tasa de consumo respaldada por capital de riesgo, fracaso del SPAC

· Estrategia: Monetización de DER de terceros, ventaja de primer movimiento en servicios auxiliares, asociaciones con centros de datos

Criterios de evaluación de inversión en VPP/agregador

Mercado de la UE frente al de EE. UU.

Con regulaciones sólidas de apoyo y una infraestructura altamente interconectada, la UE ha estado liderando el camino en la expansión de la flexibilidad del sistema completo en comparación con EE. UU. Eurelectric señala que el mercado liberalizado de la UE incentivó efectivamente la participación colaborativa de productores y consumidores, mejorando continuamente la oferta de flexibilidad;

Mientras tanto, la adopción a gran escala de contadores inteligentes ha impulsado la implementación de precios por franja horaria, sentando las bases para la respuesta a la demanda.

· Diseño del mercado: Los mecanismos de mercado liberalizados impulsan la participación activa tanto del lado de la oferta como de la demanda, con medidores inteligentes que permiten la fijación de precios por franja horaria para el desplazamiento de la carga

· Redes interconectadas: Las sólidas interconexiones transfronterizas de la UE han reducido significativamente la frecuencia y duración de los cortes de suministro, proporcionando a los usuarios industriales un suministro de energía estable y fiable

EE. UU. alberga un potencial de flexibilidad del lado del cliente sustancialmente no explotado, con estudios que demuestran la capacidad de lograr reducciones de carga a gran escala (por ejemplo, 100 GW) con un impacto mínimo en los clientes.

· Enfoque en el borde de la red: La rápida proliferación de los Recursos de Energía Distribuida (DER) ha hecho que la gestión flexible en el "borde de la red" sea cada vez más crítica para las empresas de servicios públicos de EE. UU.

“La fragilidad inherente de la red exige que tratemos cada conexión de activos con precaución para garantizar que el suministro fiable coincida con la demanda pronosticada. El rápido crecimiento de las fuentes de energía intermitentes (suministro inestable) sincronizado con la ola de electrificación (demanda pico) está planteando graves desafíos al sistema de energía”. ——a16z

Conclusión

Hasta ahora, la flexibilidad ha sido impulsada predominantemente por las “Macro-Flexibilidades”: grandes activos de grado industrial (>200 kW) conectados al nivel de transmisión o distribución de alto voltaje. Estos activos son atractivos debido a su facilidad de identificación, contratación y despacho. Sin embargo, este modelo está llegando a un cuello de botella estructural.

Las macro-flexibilidades ya no son suficientes, lo que provoca escasez de energía y problemas encadenados como retrasos en la conexión a la red. Esto aumenta la fragilidad del sistema y se está convirtiendo en un cuello de botella crítico para el crecimiento de la carga impulsado por la IA.

Por lo tanto, la próxima frontera inevitable: Micro-Flexibilidades. Esto se refiere a activos pequeños detrás del medidor en el rango de 1-10 kW conectados a la red de media y baja tensión, incluidos los cargadores de vehículos eléctricos, las bombas de calor, los sistemas HVAC, las baterías y los electrodomésticos. Estos activos, cuando se agregan, representan una capacidad varias órdenes de magnitud mayor que las fuentes macro, pero son significativamente más difíciles de acceder.

Los enfoques actuales para acceder a esta flexibilidad en gran medida han dejado un valor significativo sin capturar, creando una oportunidad para que los propietarios de la flexibilidad llenen este vacío y participen en el ecosistema. Un agregador que alcance directamente la masa crítica, independientemente de los proveedores o marcas de equipos, puede crear un poderoso efecto multiplicador. Una vez que los usuarios estén agregados horizontalmente, las empresas energéticas y los OEMs estarán económicamente incentivados para participar activamente, en lugar de tratar de controlar las relaciones con los clientes desde el principio.

En el núcleo de todo esto, creo que DePIN tiene la mayor oportunidad de revolucionar este campo y crear valor a largo plazo a través de una infraestructura nativa cifrada y mecanismos de incentivo. Al aumentar la capacidad y abrir nuevas vías de acceso a la flexibilidad, esta área de nicho innovará el mercado energético actual, permitiendo que la IA redefina continuamente el mundo en condiciones sin restricciones.

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