IOSG: Cambio de paradigma en la flexibilidad energética: Desde activos macro hasta capa de inteligencia distribuida

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

Autor original: Benji Siem, IOSG Ventures

Introducción

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

Con la creciente penetración de las energías renovables, el avance integral de la electrificación y el aumento de la demanda de centros de datos impulsados ​​por la IA, el modelo tradicional de "construir más instalaciones de generación y transmisión para satisfacer las cargas máximas" se está erosionando. Los ciclos de construcción de infraestructuras son demasiado largos, las colas para la conexión a la red eléctrica están muy saturadas 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 evolucionado de una función de apoyo a un pilar fundamental de la fiabilidad de la red eléctrica. Lo que antes dependía principalmente del suministro flexible de grandes cargas industriales y centrales de generación de pico se está transformando en un mercado complejo de múltiples capas, donde los recursos energéticos distribuidos (RED), las plataformas de software y los consorcios agregadores coordinan millones de activos para mantener el equilibrio del sistema.

Nos encontramos 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 así la flexibilidad a gran escala. Los modelos de coordinación nativos de criptomonedas y los mecanismos de incentivos basados ​​en tokens que están surgiendo pueden acelerar aún más este cambio al permitir la participación descentralizada, la liquidación transparente y la liquidez global de los servicios de flexibilidad.

Como se verá en este artículo, la flexibilidad ya no es solo una capacidad técnica; se está convirtiendo en una infraestructura económica emergente, que crea nuevas fuentes de valor mediante la acumulación de ingresos en los mercados de capacidad, los servicios auxiliares, la respuesta a la demanda y los mercados locales, transformando la forma en que se negocia, gestiona y monetiza la energía.

Puntos clave

El mercado de la flexibilidad energética se encuentra en un punto de inflexión. La creciente penetración de las energías renovables, 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 la IA y el desarrollo de aplicaciones está superando rápidamente la capacidad de suministro disponible de la red eléctrica; entre los factores clave que impulsan este crecimiento se incluyen:

Se prevé que el consumo mundial de electricidad de los centros de datos se duplique para 2030, hasta alcanzar los 945 TWh, una cifra ligeramente superior al consumo total de electricidad actual de Japón. La inteligencia artificial es el principal motor de este crecimiento, mientras que la demanda de otros servicios digitales sigue aumentando. Cabe destacar que la falta de flexibilidad también podría ser un factor limitante para el crecimiento de la IA.

El mercado energético necesita urgentemente eficiencia operativa y flexibilidad para mitigar los riesgos. En un contexto de desarrollo de infraestructuras rezagado, la demanda y la necesidad de servicios flexibles han aumentado significativamente.

• Las redes eléctricas de muchas regiones ya están sometidas a una presión significativa: Se estima que, a menos que se aborden los riesgos relacionados con la capacidad, alrededor del 20% de los proyectos de centros de datos planificados podrían sufrir retrasos.

Actualmente, Estados Unidos tiene cerca de 10.300 proyectos energéticos en lista de espera para su conexión a la red, con una capacidad total de 2.300 GW, equivalente al doble de la capacidad total de generación instalada del país, debido a la dificultad que tienen los operadores de la red para solucionar la congestión de la misma.

La capa intermedia que agrega y conecta la infraestructura se convertirá en la gran ganadora. Crea un vínculo fundamental entre la oferta (usuarios con capacidad ociosa) y la demanda (operadores de la red eléctrica sobrecargados).

Una plataforma centrada en el software, que agrega y optimiza los recursos energéticos distribuidos (RED), obtendrá una cuota de mercado desproporcionada 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 (tasa de crecimiento anual compuesta del 12,94% entre 2025 y 2034).

Panorama general del mercado de la flexibilidad

¿Qué es la flexibilidad en el mercado energético?

En el sistema eléctrico, la flexibilidad es 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 exclusivamente de unidades de generación flexibles (centrales de gas de respaldo, centrales hidroeléctricas). A medida que se expande la escala de las energías renovables y la electrificación, los operadores de sistemas ahora también obtienen flexibilidad de las siguientes fuentes:

· Respuesta a la demanda: Carga que puede ser reducida o desplazada en el tiempo

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

· Generación distribuida: Paneles solares en tejados, 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 auxiliares/de equilibrio, mercados de capacidad y plataformas de flexibilidad de operadores de sistemas de distribución locales (DSO). Los agregadores actúan como intermediarios, proporcionando una plataforma para que los operadores de la red obtengan flexibilidad de los usuarios finales, formando una capa de infraestructura crucial (consulte la sección "Comercio y precios de la flexibilidad" para obtener más detalles). La liquidación la gestiona el Operador del Sistema de Transmisión (TSO, por sus siglas en inglés), quien paga las tarifas al agregador, que luego paga a los clientes tras deducir una comisión.

La flexibilidad en la entrega se produce de dos maneras:

· Flexibilidad implícita: Se logra automáticamente mediante una señal de precio estática, como por ejemplo la tarificación eléctrica por franjas horarias. Por ejemplo, un cargador inteligente para vehículos eléctricos retrasa automáticamente la carga a las horas de menor demanda, cuando los precios son más bajos. Las señales de precios determinan el comportamiento.

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

Ejemplo detallado

· Paso 1: Inscripción de clientes

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

· Paso 2: Inscripción con el operador de la red

El agregador registra estos 2 MW (junto con miles de otros emplazamientos) como un "recurso de respuesta a la demanda" ante el ISO. El agregador debe demostrar que el recurso puede cumplir con lo prometido, lo que incluye cálculos de referencia, acuerdos de medición y, en ocasiones, pruebas de despacho.

· Paso 3: Participación en el mercado

El agregador ofrece la capacidad agregada en varios mercados:

· Mercado de capacidad (anual/plurianual): "Me comprometo a mantener 500 MW disponibles durante el período de máxima demanda de verano."

· Mercado energético del día siguiente: "Mañana puedo reducir la carga en 200 MW desde las 16:00 hasta las 20:00."

· Servicio de soporte en tiempo real: "Puedo responder a las desviaciones de frecuencia en 10 minutos".

· Paso cuatro: Programación

Cuando la red eléctrica requiere flexibilidad, el operador del sistema de transmisión (TSO) envía una señal al agregador. La plataforma de software del agregador toma entonces medidas: notifica a los clientes registrados (mediante SMS, correo electrónico y señales de control automatizadas); activa la reducción de carga preprogramada (como aumentar los puntos de ajuste de temperatura, atenuar la iluminación o pausar los procesos industriales); y supervisa el rendimiento en tiempo real.

· Paso cinco: Asentamiento

Una vez concluido el evento, 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).

Actores clave

Plataforma de intercambio

Plataformas de negociación flexibles donde se ponen en contacto a compradores (DSO/TSO) con vendedores (agregadores, propietarios de DER). Los mercados de reserva de alta frecuencia también ofrecen otra plataforma de negociación.

• Proyectos representativos

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

· Modelo de negocio

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

Cuotas de suscripción/membresía para el acceso al mercado (cuotas anuales de los participantes)

Algunas plataformas operan como servicios públicos regulados (con recuperación de costos a través de tarifas de red), mientras que otras son operadas comercialmente.

· Precios

• Las plataformas no fijan los precios, sino que facilitan su determinación mediante subastas (pago por oferta o compensación uniforme).

• Los precios de gestión de la congestión en las plataformas de flexibilidad locales (Piclo, NODES) suelen ser de 50 a 200 €/MWh.

• Los precios del mercado mayorista de equilibrio pueden dispararse hasta más de 1000 €/MWh durante eventos de escasez.

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

Agregador / Central Eléctrica Virtual (VPP)

Un gestor de un conjunto de activos flexibles cuyos ingresos dependen de la obtención de contratos y de la correcta asignación de carga y almacenamiento.

· Empresas representadas

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

· Modelo de negocio

• Reparto de ingresos con los propietarios de los activos: El agregador retiene entre el 20% y el 50% de los ingresos del mercado, que se pagan a los clientes.

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

• Posibilidad de bonificación por rendimiento al superar los objetivos de despacho de servicios públicos.

· Precios

• Pago por capacidad: entre 30 y 150 dólares/kW al año (varía según el mercado y el producto).

• Pago de energía: Transferencia del precio de mercado (menos el beneficio 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 licitación y el cumplimiento normativo, actuando como la capa inteligente de todo el sistema. Puede integrarse en plataformas agregadoras.

· Empresas representadas

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

· Modelo de negocio

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

• Costos de implementación/integración: Tarifa única por proyecto para despliegues de servicios públicos (entre 500.000 y más de 5 millones de dólares)

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

· Precios

• El coste de las licencias de software suele oscilar entre 2 y 10 dólares por kW al año (varía según la funcionalidad y la escala).

• El valor total de los contratos para grandes despliegues de sistemas de gestión de recursos energéticos derivados de la contaminación (DERMS) puede alcanzar entre 5 y 20 millones de dólares o más (en un plazo de 5 años).

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

Propietario del activo

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 las empresas de servicios públicos y los operadores de sistemas, incluidos los operadores de sistemas de distribución (DSO), los operadores de sistemas de transmisión (TSO), los proveedores y las empresas de servicios públicos municipales.

· Entidades representativas

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

· Modelos de negocio

• Entidades reguladas, costes 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 sin cableado").

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

· Precios de adquisición

· Adquisición de capacidad: entre 20 y 330 dólares/MW·día (la subasta de PJM 2026-27 alcanzó los 329 dólares/MW·día).

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

· Flexibilidad local del DSO: 50-300 €/MWh (normalmente se subasta según la oferta realizada).

· Regla general: La flexibilidad debe ser más barata que el refuerzo de la red (con el objetivo de lograr un ahorro de entre el 30% y el 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 suministrar electricidad desde las líneas de transmisión principales a hogares y empresas.

2. Operador del Sistema de Transmisión (TSO): Entidad clave que gestiona y mantiene la red de alta tensión (red eléctrica y gasoductos), responsable de transportar energía desde los productores a largas distancias hasta las empresas distribuidoras locales o los grandes consumidores.

Estimación de la escala de ingresos de los participantes

Situación de la industria

El sistema eléctrico se enfrenta a un desequilibrio estructural entre la oferta y la demanda en lo que respecta a la capacidad de generación y la infraestructura de la red. Esta contradicción se refleja en dos cuestiones interrelacionadas: una acumulación sin precedentes de solicitudes de interconexión a la red eléctrica y un aumento repentino de la demanda derivada de la electrificación y los centros de datos.

Acumulación de solicitudes de interconexión de la red

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

Presiones del lado de la demanda

· Centros de datos: Se prevé 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 se disparan de 28,92 $/MW·día (2024-25) a 329,17 $/MW·día (2026-27), un aumento de más de 10 veces, impulsado principalmente por los compromisos de los centros de datos.

La previsión de demanda a 5 años realizada por los planificadores de la red eléctrica estadounidense casi se duplica; los centros de datos de IA requieren un tiempo de actividad del 99,999 % y un consumo energético masivo.

• Costes de actualización de la red: La UE exige inversiones por valor de 7,3 billones de euros en distribución y 4,77 billones de euros en transmisión para 2040; la flexibilidad puede ofrecer un ahorro de costes del 30-40% en comparación con la construcción de infraestructuras.

Flexibilidad en la negociación y la fijación de precios

Los operadores de la red eléctrica (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 comerciante agregador que analizamos (Enel X, CPower, Voltus) se sitúa entre dos partes:

1. Operador de red/empresa de servicios públicos que necesita capacidad flexible

2. Cliente 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 se tratara de una central eléctrica tradicional.

Mecanismo de liquidación

A diferencia de la generación (medida en MWh de producción), la respuesta a la demanda se mide en MWh no consumidos. Esto requiere establecer una "línea de base": la cantidad de electricidad que un cliente habría consumido en ausencia de un evento de respuesta a la demanda. Las metodologías de referencia comunes incluyen:

· Regla 10 de 10: Tomando como referencia el consumo promedio de los últimos 10 días similares a la misma hora.

· Normalización del clima: Ajustar la línea base en función de las diferencias de temperatura.

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

Ejemplo de acuerdo:

El agregador compensa entonces al cliente según lo estipulado en el contrato (normalmente entre el 50% y el 80% de los ingresos totales), y el resto constituye los ingresos del agregador.

La flexibilidad se monetiza a través de diversos mecanismos de mercado, cada uno con diferentes plazos, tipos de productos y estructuras de precios. Los proveedores pueden recurrir a la "acumulación de ingresos" en múltiples mercados para maximizar la rentabilidad de sus activos.

Además, las Comunidades Energéticas —cooperativas locales de ciudadanos y pequeñas empresas impulsadas por las políticas de la UE— se están convirtiendo en una fuerza importante en la agregación de flexibilidad. En la UE existen aproximadamente 9.000 comunidades, que representan a alrededor de 1,5 millones de participantes.

Al agrupar los activos instalados detrás del contador (como paneles fotovoltaicos, baterías y cargas controlables) , estas comunidades superan las barreras de escala y coordinación que normalmente impiden que los hogares individuales accedan a múltiples fuentes de ingresos derivadas de la flexibilidad.

· Esto coincide directamente con la investigación: Los proveedores de flexibilidad pueden "acumular" valor en los mercados de capacidad, los servicios auxiliares, el arbitraje de energía, la respuesta a la demanda y los mercados locales de operadores de sistemas de distribución (DSO). Las comunidades energéticas han creado los marcos organizativos y operativos necesarios para una participación fiable en el mercado, transformando los recursos energéticos distribuidos (RED) dispersos en una cartera coordinada, democratizando los ingresos por flexibilidad y, al mismo tiempo, apoyando una red descarbonizada y resiliente.

Por qué la flexibilidad es importante

Los servicios de flexibilidad ofrecen una alternativa más rápida y económica a la construcción de nuevas instalaciones de generación y transmisión. La velocidad de despliegue de una central eléctrica virtual es equivalente a la de la incorporación de clientes: no es necesario hacer cola para la conexión a la red. El Grupo Brattle estima que la capacidad de reducción de picos de demanda de las centrales eléctricas virtuales (VPP) es entre un 40 % y un 60 % más barata que las centrales de gas de respaldo o las baterías a gran escala. ENTSO-E estima que, solo en la UE, la flexibilidad puede ahorrar 50.000 millones de euros en costes anuales de generación.

Para operadores de red: Equilibrio en tiempo real entre la oferta y la demanda; reducción de la dependencia de costosas centrales eléctricas de punta y mejoras en la transmisión; mejora de la integración de energías renovables; aumento de la resiliencia de la red durante fenómenos meteorológicos extremos.

Para los propietarios de activos: Permite generar nuevas fuentes de ingresos a partir de activos existentes (baterías, vehículos eléctricos, sistemas de climatización, cargas industriales); la combinación de múltiples servicios puede aumentar la rentabilidad entre un 30 % y un 50 %; y minimiza las interrupciones operativas.

Para los consumidores: Reducir las facturas de electricidad mediante incentivos de respuesta a la demanda; evitar los costes asociados a las inversiones en infraestructuras mediante su aplazamiento; mejorar la fiabilidad y reducir las interrupciones del suministro.

Para la transición energética: Lograr mayores tasas de penetración de energías renovables sin limitar la producción eólica y solar; proporcionar servicios de red para la descarbonización (sustituyendo las centrales de gas de respaldo); acelerar el despliegue en comparación con alternativas con infraestructuras limitadas.

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 permite la participación de 345.000 hogares. Más de 45 países en todo el mundo están introduciendo mercados de flexibilidad.

2. Ola de inversión en la red eléctrica: Las empresas de servicios públicos de EE. UU. prevén inversiones en la red eléctrica por valor de 1,1 billones de dólares para 2029. La UE necesita 7,3 billones de euros en mejoras de distribución y 4,77 billones de euros en mejoras de transmisión para 2040. La flexibilidad ofrece 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 entre 1.000 y 1.200 TWh. Se prevé que los precios de la capacidad de PJM aumenten diez veces (de 2024 a 2027), lo que impulsará tanto la demanda de flexibilidad (tensión en la red) como la oferta.

4. Apilamiento de DER: Más de 4 millones de sistemas fotovoltaicos residenciales en EE. UU.; más de 240 000 baterías domésticas; más de 1 millón de ventas de vehículos eléctricos para 2023. Se ha alcanzado una masa crítica que impulsa a los agregadores y la economía de los recursos energéticos distribuidos (RED).

Riesgos clave a tener en cuenta

Exceso de oferta después de 2030: Las inversiones a gran escala en sistemas de almacenamiento de baterías podrían reducir los márgenes del mercado de la flexibilidad. Resurgimiento de la energía hidroeléctrica de 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 eléctrica como de "alto riesgo". La norma NFPA 855 incrementa el coste del almacenamiento de baterías en entornos urbanos entre un 15 % y un 25 %.

Modelo de negocio de agregador

Fuentes de ingresos

1. Pagos por capacidad (USD/MW·año o USD/MW·día): La fuente de ingresos más grande y predecible. Los clientes recibían una compensación por la disponibilidad, incluso si el producto nunca se enviaba. Por ejemplo, los precios de capacidad de PJM alcanzaron los 329 dólares/MW·día en las subastas de 2026-27.

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

3. Servicios auxiliares ($/MW + $/MWh): Regulación de frecuencia, reserva de potencia, etc. Mayor valor, pero requiere una respuesta más rápida (de segundos a minutos). Voltus fue pionera en el acceso a estos productos con mayores márgenes de beneficio.

Estructura de costos

Ejemplo de modelo económico unitario (cliente comercial e industrial)

Apilamiento de ingresos: Cómo los agregadores maximizan el valor

Los agregadores más maduros "apilan" múltiples fuentes de ingresos provenientes del mismo activo:

Ejemplo: Carga industrial de 10 MW en PJM

Por eso, 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 la rentabilidad total.

Análisis en profundidad de los principales actores de la capa de agregación

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 mayores empresas de servicios públicos del mundo (con ingresos anuales que superan los 860.000 millones de euros). La empresa remonta sus orígenes a EnerNOC, una empresa pionera en la gestión de la demanda fundada en 2001 y adquirida por Enel en 2017. En la actualidad, Enel X opera la mayor central eléctrica virtual comercial e industrial 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 (primer trimestre de 2025), con el objetivo de alcanzar los 13 GW.

• América del Norte: ~5 GW, que abarcan más de 10.000 emplazamientos en 31 estados de EE. UU. y 2 provincias canadienses.

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

• Pagos de clientes: Se han destinado casi 20 mil millones de dólares a los participantes del programa DR desde 2011.

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

• Alianzas estratégicas

En septiembre de 2024, Enel X se asoció con Google para agregar 1 GW de carga flexible de centros de datos, la mayor central eléctrica virtual (VPP) empresarial del mundo. Esta colaboración pone de manifiesto la integración del crecimiento de la demanda de centros de datos con la flexibilidad del suministro: lo que permite a un importante proveedor de servicios en la nube impulsar la tensión en la red eléctrica, al tiempo que actúa como proveedor clave de flexibilidad en el lado de la demanda a través de sus baterías UPS y sus capacidades de desplazamiento de carga.

· Plataforma tecnológica: DER.OS

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

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

Se trata de grandes consumidores de energía con cargas interrumpibles: procesos que pueden reducirse temporalmente sin interrupciones significativas:

• Información clave

Estos clientes ya son propietarios del "activo" (su carga eléctrica). Enel X simplemente les ayuda a monetizar la flexibilidad que desconocían tener. Enel X se posiciona claramente en el lado de la demanda y tiene una estructura de activos reducida, sin construir ni poseer activos de generación. La reducción de la demanda en la red eléctrica equivale a un aumento de la oferta.

· El significado profundo de la asociación con Google

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

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

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

Los centros de datos de Google cuentan con grandes sistemas de baterías UPS (que se utilizan normalmente para copias de seguridad), sistemas de refrigeración flexibles y cierta flexibilidad en la programación de las cargas de trabajo. Google ya no consume flexibilidad de la red, sino que la ofrece: Enel X es la capa de orquestación. Esta es una materialización práctica del argumento de que el "centro de datos es un activo de la red eléctrica".

Desglose del modelo de ingresos

· Posición competitiva

· Puntos fuertes: Gran alcance global, sólidas relaciones con empresas de servicios públicos, ecosistema integrado de energía limpia (11 GW renovables + 1 GW de almacenamiento), plataforma consolidada, respaldo financiero del Grupo Enel.

· Debilidades: Modelo de ventas empresariales tradicional, ciclo de innovación más lento en comparación con las startups puras, mayores gastos generales corporativos.

· Estrategia: Enfoque en el mercado del segmento comercial e industrial, integración de energías renovables a gran escala y alianzas para la flexibilidad de los centros de datos.

Voltus: un competidor que prioriza 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 mayor cobertura de mercado pueden compensar las desventajas de la falta de escala. En septiembre de 2025, Voltus ocupó el primer puesto en capacidad de GW gestionada por tercer año consecutivo en el informe VPP de Norteamérica de Wood Mackenzie.

• Escala y financiación

· Capacidad: Más de 7,5 GW de capacidad gestionada (a septiembre de 2025), un aumento significativo con respecto a los 2 GW de 2021.

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

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

· Intento de SPAC: Anunció una fusión con una SPAC por valor de 1.300 millones de dólares en diciembre de 2021 (valorada en 1.300 millones de dólares), transacción no completada.

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 múltiples operadores de red;

(2) Mayor cobertura de mercado: participa activamente en proyectos que los competidores evitan debido a su complejidad;

(3) Asociaciones DER: no competir con los fabricantes de equipos, sino asociarse con OEM como Resideo y Carrier para agrupar su base de instalaciones en una VPP.

· Enfoque en el centro de datos

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

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

· Asociación con el fabricante de equipos originales (OEM)

• Por qué es importante el modelo OEM

El coste de adquisición de clientes (CAC, por sus siglas en inglés) es el mayor gasto del agregador. Mediante la colaboración con fabricantes de equipos originales (OEM):

• El fabricante de equipos originales (OEM) gestiona las relaciones con los clientes.

Voltus proporciona software y acceso al mercado.

• Los ingresos se reparten entre el fabricante de equipos originales (OEM), Voltus y los clientes finales.

• El CAC es significativamente menor que las ventas directas de la empresa.

Diferentes fuentes de ingresos: Voltus contra Enel X

· Enel X: Principalmente mercado de capacidad

· Predecibles (subastas anuales)

• Menor precio/kW, pero a gran escala.

• Requiere grandes compromisos de MW.

· Voltus: Buscar activamente proyectos de servicios auxiliares que la competencia haya evitado.

¿Por qué elegir servicios auxiliares?

Mayor precio por kW (2-3 veces la capacidad del mercado); menos competidores (la complejidad como barrera); requiere software sofisticado (el punto fuerte de Voltus); pero exige una respuesta más rápida de los activos.

· Posición competitiva

· Puntos fuertes: Sofisticación tecnológica, amplia cobertura de mercado, influencia regulatoria (el ex presidente de la FERC, Jon Wellinghoff, se desempeña como Director de Asuntos Regulatorios), estrategia de asociación con fabricantes de equipos originales (OEM), posicionamiento de centros de datos.

· Debilidades: Menor escala que Enel X, falta de una base de activos a escala de servicios públicos, tasa de consumo de capital respaldada por capital de riesgo, fracaso de la SPAC.

· Estrategia: Monetización de DER de terceros, Ventaja del pionero en servicios auxiliares, Alianzas para centros de datos

Criterios de evaluación de inversiones para VPP/agregadores

Mercado de la UE frente al de EE. UU.

Gracias a unas regulaciones sólidas y favorables y a una infraestructura altamente interconectada, la UE ha estado a la vanguardia en la expansión de la flexibilidad de todo el sistema en comparación con Estados Unidos. Eurelectric señala que el mercado liberalizado de la UE incentivó eficazmente la participación colaborativa de productores y consumidores, mejorando continuamente la flexibilidad de la oferta;

Mientras tanto, la adopción a gran escala de contadores inteligentes ha impulsado la implementación de tarifas por franjas horarias, sentando las bases para la gestión de la demanda.

· Diseño de mercado: Los mecanismos de mercado liberalizados impulsan la participación activa tanto de la oferta como de la demanda, y los contadores inteligentes permiten la tarificación por franjas horarias para la gestión de la carga.

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

Estados Unidos cuenta con un considerable potencial de flexibilidad sin explotar en lo que respecta al cliente, y algunos estudios demuestran la capacidad de lograr reducciones de carga a gran escala (por ejemplo, 100 GW) con un impacto mínimo en el cliente.

· Enfoque en el borde de la cuadrícula: La rápida proliferación de recursos energéticos distribuidos (RED) ha hecho que la gestión flexible en el "borde de la red" sea cada vez más crucial 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 se ajuste a la demanda prevista. El rápido crecimiento de las fuentes de energía intermitentes (suministro inestable), sincronizado con la ola de electrificación (picos de demanda), está planteando serios desafíos al sistema eléctrico. —a16z

Conclusión

Hasta ahora, la flexibilidad ha estado impulsada principalmente por las "macroflexibilidades": grandes activos de grado industrial (>200 kW) conectados a nivel de transmisión o distribución de alta tensión. Estos activos resultan atractivos por su facilidad de identificación, contratación y envío. Sin embargo, este modelo está llegando a un punto crítico estructural.

La macroflexibilidad ya no es suficiente, lo que provoca escasez de energía y problemas en cascada, como retrasos en la conexión a la red eléctrica. 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: Microflexibilidades . Esto se refiere a pequeños dispositivos instalados detrás del contador, con una potencia de entre 1 y 10 kW, conectados a la red de media y baja tensión, incluidos cargadores de vehículos eléctricos, bombas de calor, sistemas de climatización, baterías y electrodomésticos. Estos activos, cuando se agregan, representan una capacidad varios órdenes de magnitud mayor que las fuentes macro, pero son significativamente más difíciles de acceder.

Los enfoques actuales para acceder a esta flexibilidad han dejado sin aprovechar un valor significativo, lo que crea una oportunidad para que los propietarios de flexibilidad llenen este vacío y participen en el ecosistema. Un agregador que alcanza directamente una masa crítica, independientemente de los proveedores o las marcas de equipos, puede crear un poderoso efecto multiplicador. Una vez que los usuarios estén agrupados horizontalmente, las compañías energéticas y los fabricantes de equipos originales tendrán incentivos económicos para participar activamente, en lugar de intentar controlar las relaciones con los clientes desde el principio.

En esencia, creo que DePIN tiene la mayor oportunidad de revolucionar este sector y crear valor a largo plazo mediante una infraestructura nativa cifrada y mecanismos de incentivos. Al aumentar la capacidad y abrir nuevas vías para acceder a la flexibilidad, este nicho de mercado innovará el mercado energético actual, permitiendo que la IA transforme continuamente el mundo en condiciones sin restricciones.

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