Las redes de distribución pasaron al centro de la transición energética: deben acomodar una electrificación acelerada y una proporción creciente de recursos energéticos distribuidos, de los cuales se estima que entre 70% y 80% se conectará a este nivel. La Agencia Internacional de Energía advierte que en la próxima década habrá que construir o actualizar tanta infraestructura de red como la que existe hoy. En ese contexto, el compendio, producto del proyecto Lighthouse de ISGAN sobre planeación de largo plazo de redes de distribución inteligentes, recoge trece casos de diez países y los ordena con un marco de cinco fases: prospectiva, dirección estratégica, opciones de desarrollo, evaluación y decisión, e implementación. Tres condiciones habilitantes atraviesan esas fases: el marco legal y de gobernanza, la colaboración entre actores y la infraestructura de información y conocimiento. Los datos provienen de un cuestionario estructurado, diseñado en un taller con actores del sector y completado en reuniones nacionales o con el conocimiento de los autores.

Los casos de herramientas de planeación y de gestión de recursos distribuidos muestran la transición hacia una operación activa. En Australia, el perfil común de inversores inteligentes CSIP-AUS habilita envolventes operativas dinámicas, límites variables de importación y exportación calculados según tensión, carga térmica y capacidad de acogida del alimentador, en lugar del límite fijo de 5 kW; un ensayo con más de 400 clientes residenciales permitió exportar hasta el límite del inversor durante 99,4% del tiempo en promedio y duplicar la capacidad de acogida sin refuerzos físicos. En Austria, un operador usa los valores de tensión de todos los medidores inteligentes para calcular un índice de impacto en la red (Grid Impact Score) de 1 a 10 que prioriza refuerzos, y un método desarrollado con tres operadores simula escenarios de movilidad eléctrica, bombas de calor y fotovoltaica en toda el área de suministro y compara medidas de ampliación de capacidad; los directivos lo usaron para negociar presupuestos con sus accionistas. En Suiza, un marco regionaliza los escenarios nacionales hasta cada edificio y optimiza el desarrollo de la red aplicando medidas como la limitación fotovoltaica, la operación inteligente de bombas de calor y la carga inteligente de vehículos.

En gestión de activos, un conjunto de herramientas danés (PAMSEN) estima el riesgo de falla de cada cable subterráneo con modelos de riesgo proporcional con redes neuronales y optimiza planes de renovación con presupuesto limitado; en el caso piloto, la estrategia basada en riesgo redujo hasta 6,16 millones de coronas daneses los costos acumulados de interrupciones y cerca de cuatro minutos el SAIDI medio. En Italia, la planeación probabilística de flexibilidad mostró que el enfoque determinista sobrestima las ampliaciones necesarias y que gran parte de la red ya puede acoger la primera ola de la transición; la flexibilidad no elimina las inversiones, pero gana tiempo. Un portal del operador de transmisión (TE.R.R.A.) ordena 349 GW de solicitudes de conexión mediante 76 microzonas. En Japón, el sistema Connect and Manage permite conexiones no firmes con reducción de producción en congestión y sus solicitudes alcanzaban cerca de 70 GW, mientras una plataforma de flexibilidad permitirá a los operadores contratar baterías y otros recursos para diferir refuerzos, y estudios de microrredes comunitarias validaron soluciones de arranque en negro y de protección. En España, la plataforma SIORD y un banco de pruebas regulatorio con unos 28 demostradores probarán conexiones flexibles y mercados locales de flexibilidad, frente a un 83,4% de nodos saturados administrativamente.

La colaboración entre actores es otro eje. En Alemania, los operadores elaboraron seis escenarios regionales conjuntos con transmisores y municipios como referencia común para los planes de ampliación; en Suecia, plataformas regionales de colaboración, como la de Skåne, activa desde 2021, coordinan a regiones, municipios, operadores y productores; y en Canadá, un desarrollo de energía neta cero con microrred de corriente continua exigió una regulación de medición neta comunitaria. Los hallazgos señalan que la calidad de los datos sigue condicionando las herramientas, que falta demostrar tecnologías a escala y que a menudo debe adaptarse el marco legal. Para el sector eléctrico colombiano y la alianza de redes inteligentes, el compendio ofrece prácticas replicables en planeación con escenarios, interoperabilidad, datos de medición avanzada y mercados de flexibilidad.

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