Ontario proyecta una expansión eléctrica importante durante las próximas décadas, impulsada por crecimiento económico, electrificación y nuevas tecnologías. La demanda neta anual del sistema subiría desde 157 TWh en 2026 hasta 250 TWh en 2050, con una tasa compuesta de crecimiento cercana a 2%. En paralelo, el pico de verano crecería desde 24 GW hasta 35 GW y el de invierno desde 23 GW hasta 35 GW. Para responder a esta trayectoria, el IESO prevé nueva infraestructura de generación y suministro y una inversión de CAD 10,9 mil millones en programas de gestión del lado de la demanda durante la próxima década. Dentro de esos programas se incluyen eficiencia energética, respuesta de la demanda, solar detrás del medidor, almacenamiento y electrificación beneficiosa orientada, todos con capacidad para reducir picos del sistema mayorista y facilitar integración renovable. El punto desarrollado aquí es que, si estos recursos se optimizan también para mitigar restricciones de transmisión y distribución, podrían generar un valor adicional como soluciones no alámbricas al diferir inversiones convencionales de red.

Las proyecciones de Brattle indican que los DER pueden convertirse en un recurso material y escalable dentro de la provincia. Hacia 2035 podrían cubrir aproximadamente 5% de la demanda pico, equivalente a unos 1.500 MW, y hacia 2045 cerca de 9%, unos 3.000 MW. El crecimiento de corto plazo vendría principalmente del programa Peak Perks basado en termostatos inteligentes y de oportunidades de respuesta de la demanda en HVAC comercial, mientras la carga gestionada de vehículos eléctricos crecería con mayor fuerza en la década de 2030. El almacenamiento con baterías representa una participación menor dentro del potencial estimado, en buena medida por el tamaño limitado de la base de clientes considerada al inicio de las proyecciones. También se señala que la adopción de DER en Ontario ha venido creciendo, pero su caso de uso predominante ha sido la provisión de servicios del sistema mayorista, especialmente energía y capacidad, mientras la remuneración por servicios de distribución todavía es escasa y su valor no ha sido suficientemente cuantificado.

Para ilustrar este valor, se modelaron 11 alimentadores del sistema de Essex Powerlines mediante la herramienta DEFER de Brattle, con el fin de identificar la combinación y despacho costo-óptimo de DER capaz de diferir ampliaciones de alimentadores bajo distintos escenarios de crecimiento y capacidad de alojamiento. Essex Powerlines es una LDC del sur de Ontario que atiende alrededor de 32.000 clientes y cuya base es predominantemente residencial. El ejercicio compara el costo de una solución DER frente al de una solución convencional de red, suponiendo en todos los casos que la alternativa alámbrica sería un nuevo alimentador de 18 MVA con un costo de CAD 2 millones, puesto en servicio en el primer año en que la carga pico superara el límite del activo. El modelo minimiza el valor presente neto del costo neto de DER más el costo de la ampliación de red, considerando límites operativos de los activos, restricciones técnicas de cada tecnología, costos netos para la utility y el valor que estos recursos ya aportan al sistema mayorista.

Las cinco tecnologías residenciales consideradas fueron termostatos inteligentes, carga gestionada de vehículos eléctricos, calentadores de agua interactivos con red, baterías detrás del medidor y solar detrás del medidor. La lógica económica aplicada es la de “missing money”, es decir, el costo que todavía tendría que cubrir la utility después de descontar el valor mayorista que cada DER ya puede capturar. En el caso de las baterías detrás del medidor, se asume además que los clientes están dispuestos a cubrir 40% del costo por el valor asociado al respaldo local. A partir de esta configuración, el análisis busca no solo determinar si existe una solución no alámbrica costo-efectiva, sino también cuántos años puede diferirse la ampliación, qué combinación de recursos conviene desplegar y cómo deben despacharse hora a hora para respetar límites de carga y restricciones operativas.

El marco general sugiere que, para capturar este valor de distribución a mayor escala en Ontario, no basta con el crecimiento natural de los DER. Harán falta inversiones de las LDC en sistemas DERMS o acuerdos con agregadores terceros, junto con modelos regulatorios habilitantes que permitan controlar, despachar y compensar estos recursos por servicios de red de distribución. También se advierte que el caso ilustrativo tiene límites deliberados: supone un costo uniforme para la solución alámbrica, se enfoca solo en alimentadores, considera únicamente DER residenciales y no incorpora el potencial adicional de clientes comerciales e industriales, que podrían ofrecer reducciones mayores por cliente y abrir más oportunidades de diferimiento costo-efectivo. Bajo ese enfoque, el valor de los DER en Ontario no se restringe al alivio del sistema mayorista, sino que empieza a perfilarse como una herramienta concreta para moderar el crecimiento de costos de distribución en un escenario de mayor electrificación.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-report-finds-that-ontario-could-cut-grid-upgrade-costs-by-up-to-11-with-non-wires-solutions/

https://cleanenergycanada.org/wp-content/uploads/2026/04/Distribution-Value-of-DERs-in-Ontario-Final-1.pdf