Redes inteligentes o apagones. El año decisivo para México y Estados Unidos

La red eléctrica dejó de ser un sistema pasivo de cables y subestaciones: en 2024 se volvió una plataforma de datos y decisiones en tiempo real. El cambio no fue teórico. En México, la ola de calor de mayo detonó apagones rotativos en la mayor parte del país y expuso la urgencia de digitalizar la distribución y gestionar la demanda con precisión quirúrgica. En Estados Unidos, el regulador federal reformó la planeación de transmisión para preparar la red ante picos de consumo de centros de datos, vehículos eléctricos y clima extremo. La lección para ambos lados de la frontera es clara: sin redes inteligentes, la economía paga la factura.

El marcador de 2024 ofrece señales mixtas pero alentadoras. En Estados Unidos, la penetración de medidores inteligentes alcanzó 82% de los puntos de suministro, consolidando la base de datos y telemetría sobre la que corren programas de respuesta a la demanda y tarificación dinámica; dos años antes, la cifra era 72% (119.3 millones de AMI), según datos de EIA citados por FERC. Esta masificación permitió ampliar programas que desplazan carga en horas críticas y abaratan el costo marginal del sistema.

El empuje regulatorio acompañó la inversión. En mayo de 2024, FERC emitió la Orden 1920 que obliga a planear a 20 años, evaluar beneficios estandarizados y repartir costos de grandes refuerzos de red; el objetivo es una malla más robusta que integre renovables y nueva demanda de forma costo-efectiva. Paralelamente, el Departamento de Energía desplegó el programa GRIP por 10,500 millones de dólares para resiliencia y flexibilidad, con una segunda ronda que comprometió alrededor de 4,200 millones a finales de 2024 para automatización de circuitos, reconectadores inteligentes y sensores en alimentadores de distribución.

En México, 2024 también dejó avances concretos en el eslabón de distribución. CFE modernizó 1.39 millones de medidores y realizó 3.9 millones de revisiones de equipos, recuperando energía y ventas que antes se perdían por fallas o conexiones irregulares; el indicador nacional de pérdidas totales se ubicó en torno a 12% del consumo del SEN, con ligera mejora frente a 2022. Al mismo tiempo, la programación oficial (PRODESEN) prevé hasta 135 proyectos de distribución y 194 de transmisión a 2030, con foco en corredores industriales del norte y centro, donde el nearshoring acelera la demanda. La prioridad para 2025 es transformar esa cartera en controladores, medición avanzada y automatización de campo que reduzcan interrupciones y pérdidas no técnicas.

La academia refuerza el rumbo tecnológico. NREL subrayó en 2024 que la modernización de redes de media y baja tensión es condición para electrificar usos finales y absorber generación distribuida; su investigación documenta cómo la flexibilidad de la demanda y los recursos energéticos distribuidos (DER) aportan soporte de voltaje y respuesta rápida, servicios típicos de una distribución “inteligente”. En México, la UNAM opera un laboratorio vivo de redes inteligentes en Ciudad Universitaria que explora control avanzado, microrredes y digital twins, insumos clave para que CFE y gobiernos locales implementen pilotos con valor público y replicabilidad.

El ángulo binacional importa porque los choques de 2024 no respetan fronteras: calor extremo, cuellos de botella de transmisión y picos de carga de la economía digital. La coordinación México–EE.UU. puede acelerar estándares de interoperabilidad (AMI 2.0), ciberseguridad en subestaciones, intercambio de datos anónimos para pronósticos de demanda y reglas comunes para que el usuario participe como “prosumidor” con baterías, techos solares y cargadores bidireccionales. En Estados Unidos, la Orden 1920 crea un marco para que los beneficios de proyectos se calculen con rigor; en México, el PRODESEN y los programas de modernización de CFE ofrecen la plataforma para que estados y municipios exijan medición avanzada, reconectadores y esquemas de respuesta a la demanda en parques industriales y barrios residenciales. El punto de encuentro es la distribución: ahí se ganan o se pierden los próximos diez años.

Mi balance para 2025: el riesgo no es tecnológico, sino político-institucional. En México, hace falta blindar presupuestos multianuales para distribución, acelerar adquisiciones con requisitos de ciberseguridad y exigir métricas trimestrales de pérdidas, SAIDI/SAIFI y adopción de AMI por zona, de cara a la ciudadanía. En Estados Unidos, los litigios contra la Orden 1920 y la resistencia local a nuevas infraestructuras pueden retrasar beneficios si no se socializan costos y se paga por flexibilidad distribuida donde sea más barata que el cobre. En ambos países, el sector privado debe comprometerse con interoperabilidad abierta y participación activa en programas de demanda: cada punto porcentual de carga flexible activable en horas pico vale más que un megavatio promedio. Y los gobiernos locales tienen una tarea inmediata: convertir los apagones de 2024 en políticas de 2025 que multipliquen medidores inteligentes, automatización de alimentadores y mercados de flexibilidad a nivel vecinal. Es una elección binaria: o construimos redes inteligentes, o seguiremos administrando apagones.

Escrito por: Editorial

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