{"id":70193,"date":"2026-05-05T11:44:16","date_gmt":"2026-05-05T16:44:16","guid":{"rendered":"https:\/\/colombiainteligente.org\/?p=70193"},"modified":"2026-05-05T11:46:29","modified_gmt":"2026-05-05T16:46:29","slug":"the-value-of-using-ders-for-distribution-system-services-in-ontario","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/colombiainteligente.org\/es_co\/tendencias\/the-value-of-using-ders-for-distribution-system-services-in-ontario\/","title":{"rendered":"The value of using DERs for distribution system services in Ontario"},"content":{"rendered":"<div data-elementor-type=\"wp-post\" data-elementor-id=\"70193\" class=\"elementor elementor-70193\" data-elementor-post-type=\"post\">\n\t\t\t\t\t\t\t\t\t<section class=\"elementor-section elementor-top-section elementor-element elementor-element-87c6aa2 elementor-section-boxed elementor-section-height-default elementor-section-height-default\" data-id=\"87c6aa2\" data-element_type=\"section\">\n\t\t\t\t\t\t<div class=\"elementor-container elementor-column-gap-default\">\n\t\t\t\t\t<div class=\"elementor-column elementor-col-100 elementor-top-column elementor-element elementor-element-558bb819\" data-id=\"558bb819\" data-element_type=\"column\">\n\t\t\t<div class=\"elementor-widget-wrap elementor-element-populated\">\n\t\t\t\t\t\t\t\t<div class=\"elementor-element elementor-element-3067325c elementor-widget elementor-widget-text-editor\" data-id=\"3067325c\" data-element_type=\"widget\" data-widget_type=\"text-editor.default\">\n\t\t\t\t<div class=\"elementor-widget-container\">\n\t\t\t<style>\/*! elementor - v3.14.0 - 26-06-2023 *\/\n.elementor-widget-text-editor.elementor-drop-cap-view-stacked .elementor-drop-cap{background-color:#69727d;color:#fff}.elementor-widget-text-editor.elementor-drop-cap-view-framed .elementor-drop-cap{color:#69727d;border:3px solid;background-color:transparent}.elementor-widget-text-editor:not(.elementor-drop-cap-view-default) .elementor-drop-cap{margin-top:8px}.elementor-widget-text-editor:not(.elementor-drop-cap-view-default) .elementor-drop-cap-letter{width:1em;height:1em}.elementor-widget-text-editor .elementor-drop-cap{float:left;text-align:center;line-height:1;font-size:50px}.elementor-widget-text-editor .elementor-drop-cap-letter{display:inline-block}<\/style>\t\t\t\t<p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">Ontario proyecta una expansi\u00f3n el\u00e9ctrica importante durante las pr\u00f3ximas d\u00e9cadas, impulsada por crecimiento econ\u00f3mico, electrificaci\u00f3n y nuevas tecnolog\u00edas. La demanda neta anual del sistema subir\u00eda 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 crecer\u00eda desde 24 GW hasta 35 GW y el de invierno desde 23 GW hasta 35 GW. Para responder a esta trayectoria, el IESO prev\u00e9 nueva infraestructura de generaci\u00f3n y suministro y una inversi\u00f3n de CAD 10,9 mil millones en programas de gesti\u00f3n del lado de la demanda durante la pr\u00f3xima d\u00e9cada. Dentro de esos programas se incluyen eficiencia energ\u00e9tica, respuesta de la demanda, solar detr\u00e1s del medidor, almacenamiento y electrificaci\u00f3n beneficiosa orientada, todos con capacidad para reducir picos del sistema mayorista y facilitar integraci\u00f3n renovable. El punto desarrollado aqu\u00ed es que, si estos recursos se optimizan tambi\u00e9n para mitigar restricciones de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n, podr\u00edan generar un valor adicional como soluciones no al\u00e1mbricas al diferir inversiones convencionales de red.<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">Las proyecciones de Brattle indican que los DER pueden convertirse en un recurso material y escalable dentro de la provincia. Hacia 2035 podr\u00edan 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 vendr\u00eda 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 veh\u00edculos el\u00e9ctricos crecer\u00eda con mayor fuerza en la d\u00e9cada de 2030. El almacenamiento con bater\u00edas representa una participaci\u00f3n menor dentro del potencial estimado, en buena medida por el tama\u00f1o limitado de la base de clientes considerada al inicio de las proyecciones. Tambi\u00e9n se se\u00f1ala que la adopci\u00f3n de DER en Ontario ha venido creciendo, pero su caso de uso predominante ha sido la provisi\u00f3n de servicios del sistema mayorista, especialmente energ\u00eda y capacidad, mientras la remuneraci\u00f3n por servicios de distribuci\u00f3n todav\u00eda es escasa y su valor no ha sido suficientemente cuantificado.<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">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 combinaci\u00f3n y despacho costo-\u00f3ptimo 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 soluci\u00f3n DER frente al de una soluci\u00f3n convencional de red, suponiendo en todos los casos que la alternativa al\u00e1mbrica ser\u00eda un nuevo alimentador de 18 MVA con un costo de CAD 2 millones, puesto en servicio en el primer a\u00f1o en que la carga pico superara el l\u00edmite del activo. El modelo minimiza el valor presente neto del costo neto de DER m\u00e1s el costo de la ampliaci\u00f3n de red, considerando l\u00edmites operativos de los activos, restricciones t\u00e9cnicas de cada tecnolog\u00eda, costos netos para la utility y el valor que estos recursos ya aportan al sistema mayorista.<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">Las cinco tecnolog\u00edas residenciales consideradas fueron termostatos inteligentes, carga gestionada de veh\u00edculos el\u00e9ctricos, calentadores de agua interactivos con red, bater\u00edas detr\u00e1s del medidor y solar detr\u00e1s del medidor. La l\u00f3gica econ\u00f3mica aplicada es la de \u201cmissing money\u201d, es decir, el costo que todav\u00eda tendr\u00eda que cubrir la utility despu\u00e9s de descontar el valor mayorista que cada DER ya puede capturar. En el caso de las bater\u00edas detr\u00e1s del medidor, se asume adem\u00e1s que los clientes est\u00e1n dispuestos a cubrir 40% del costo por el valor asociado al respaldo local. A partir de esta configuraci\u00f3n, el an\u00e1lisis busca no solo determinar si existe una soluci\u00f3n no al\u00e1mbrica costo-efectiva, sino tambi\u00e9n cu\u00e1ntos a\u00f1os puede diferirse la ampliaci\u00f3n, qu\u00e9 combinaci\u00f3n de recursos conviene desplegar y c\u00f3mo deben despacharse hora a hora para respetar l\u00edmites de carga y restricciones operativas.<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">\u00a0<\/p><p style=\"margin: 0in; font-family: Calibri; font-size: 11.0pt;\">El marco general sugiere que, para capturar este valor de distribuci\u00f3n a mayor escala en Ontario, no basta con el crecimiento natural de los DER. Har\u00e1n 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 distribuci\u00f3n. Tambi\u00e9n se advierte que el caso ilustrativo tiene l\u00edmites deliberados: supone un costo uniforme para la soluci\u00f3n al\u00e1mbrica, se enfoca solo en alimentadores, considera \u00fanicamente DER residenciales y no incorpora el potencial adicional de clientes comerciales e industriales, que podr\u00edan ofrecer reducciones mayores por cliente y abrir m\u00e1s 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 distribuci\u00f3n en un escenario de mayor electrificaci\u00f3n.<\/p><p align=\"justify\"><span style=\"color: #800000;\"><b>Para leer m\u00e1s ingrese a:<\/b><\/span><\/p><p style=\"margin: 0in; line-height: 13pt; font-family: Calibri;\"><a href=\"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\/\"><span lang=\"es-CO\" style=\"font-size: 10.0pt;\">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\/<\/span><\/a><\/p><p style=\"margin: 0in; line-height: 13pt; font-family: Calibri;\"><a href=\"https:\/\/cleanenergycanada.org\/wp-content\/uploads\/2026\/04\/Distribution-Value-of-DERs-in-Ontario-Final-1.pdf\"><span lang=\"es-CO\" style=\"font-size: 10.0pt;\">https:\/\/cleanenergycanada.org\/wp-content\/uploads\/2026\/04\/Distribution-Value-of-DERs-in-Ontario-Final-1.pdf <\/span><\/a><\/p>\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/section>\n\t\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<div style=\"text-align:center\" class=\"yasr-auto-insert-visitor\"><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>Ontario enfrenta un crecimiento el\u00e9ctrico sostenido que est\u00e1 elevando la presi\u00f3n sobre redes, inversiones de suministro y costos del sistema, y en ese contexto los recursos energ\u00e9ticos distribuidos empiezan a perfilarse no solo como herramientas para servicios del sistema mayorista, sino tambi\u00e9n como alternativas para diferir inversiones de distribuci\u00f3n. La demanda neta anual del sistema se proyecta en aumento desde 157 TWh en 2026 hasta 250 TWh en 2050, mientras los picos de verano e invierno llegar\u00edan a 35 GW. Frente a ese escenario, se estima que los DER podr\u00edan representar aproximadamente 5% de la demanda pico hacia 2035 (alrededor de 1.500 MW) y cerca de 9% hacia 2045 (unos 3.000 MW). El an\u00e1lisis se concentra en cuantificar cu\u00e1nto valor adicional podr\u00edan aportar estos recursos si se despachan para aliviar restricciones de distribuci\u00f3n y aplazar refuerzos de red, usando como caso ilustrativo el sistema de Essex Powerlines. Asimismo, se resalta que Ontario ya cuenta con mecanismos para que los DER participen en servicios mayoristas, pero todav\u00eda existen pocos programas o esquemas de compensaci\u00f3n orientados espec\u00edficamente a servicios de red de distribuci\u00f3n.<\/p>","protected":false},"author":23,"featured_media":70194,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"yasr_overall_rating":0,"yasr_post_is_review":"","yasr_auto_insert_disabled":"","yasr_review_type":"","footnotes":""},"categories":[54,53],"tags":[],"class_list":["post-70193","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-energia-que-transforma","category-tendencias"],"yasr_visitor_votes":{"number_of_votes":0,"sum_votes":0,"stars_attributes":{"read_only":false,"span_bottom":false}},"yoast_head":"<!-- This site is optimized with the Yoast SEO plugin v27.3 - https:\/\/yoast.com\/product\/yoast-seo-wordpress\/ -->\n<title>The value of using DERs for distribution system services in Ontario - Colombia Inteligente<\/title>\n<meta name=\"robots\" content=\"index, follow, max-snippet:-1, max-image-preview:large, max-video-preview:-1\" \/>\n<link rel=\"canonical\" href=\"https:\/\/colombiainteligente.org\/es_co\/tendencias\/the-value-of-using-ders-for-distribution-system-services-in-ontario\/\" \/>\n<meta property=\"og:locale\" content=\"es_ES\" \/>\n<meta property=\"og:type\" content=\"article\" \/>\n<meta property=\"og:title\" content=\"The value of using DERs for distribution system services in Ontario - Colombia Inteligente\" \/>\n<meta property=\"og:description\" content=\"Ontario enfrenta un crecimiento el\u00e9ctrico sostenido que est\u00e1 elevando la presi\u00f3n sobre redes, inversiones de suministro y costos del sistema, y en ese contexto los recursos energ\u00e9ticos distribuidos empiezan a perfilarse no solo como herramientas para servicios del sistema mayorista, sino tambi\u00e9n como alternativas para diferir inversiones de distribuci\u00f3n. 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La demanda neta anual del sistema se proyecta en aumento desde 157 TWh en 2026 hasta 250 TWh en 2050, mientras los picos de verano e invierno llegar\u00edan a 35 GW. Frente a ese escenario, se estima que los DER podr\u00edan representar aproximadamente 5% de la demanda pico hacia 2035 (alrededor de 1.500 MW) y cerca de 9% hacia 2045 (unos 3.000 MW). El an\u00e1lisis se concentra en cuantificar cu\u00e1nto valor adicional podr\u00edan aportar estos recursos si se despachan para aliviar restricciones de distribuci\u00f3n y aplazar refuerzos de red, usando como caso ilustrativo el sistema de Essex Powerlines. 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