La planeación eléctrica en Estados Unidos ha operado durante décadas bajo una separación funcional entre la planeación de recursos para el sistema de generación y transmisión, conocida como IRP, y la planeación del sistema de distribución, denominada DSP (Distribution System Planning). Esta división responde a diferencias técnicas legítimas: la IRP evalúa necesidades sistémicas con horizontes de 10 a 20 años, mientras que la DSP atiende requerimientos operativos localizados en ventanas de 5 a 10 años, con mayor granularidad espacial y temporal. Sin embargo, el crecimiento acelerado de cargas residenciales, comerciales e industriales, sumado a la proliferación de recursos energéticos distribuidos como almacenamiento, generación solar y vehículos eléctricos, ha transformado una red diseñada para flujos unidireccionales en un sistema dinámico y bidireccional que exige mayor coordinación entre ambos niveles de planeación. 

El estudio documenta los beneficios de esta articulación con base en entrevistas a representantes de empresas de energía, comisiones reguladoras y organizaciones del sector. Entre los hallazgos más relevantes destaca que más de la mitad de los actores consultados identifican la optimización de inversiones en red como el principal aporte de vincular ambos procesos, permitiendo aprovechar mejor la infraestructura existente y evitando el llamado enfoque «peanut butter«, en el que los pronósticos de carga se distribuyen de manera uniforme sobre zonas geográficas amplias sin capturar concentraciones puntuales de demanda. Asimismo, se resalta cómo la visibilidad conjunta mejora la credibilidad de los planes ante reguladores y partes interesadas, reduce conflictos entre resultados de distintos ejercicios de planeación y disminuye los silos funcionales al interior de las organizaciones. 

El documento profundiza en herramientas analíticas concretas para lograr esta integración. Entre ellas, el análisis de capacidad de alojamiento (hosting capacity analysis) permite identificar los puntos de la red donde pueden conectarse nuevos recursos sin requerir refuerzos costosos, mientras que las conexiones flexibles ajustan los límites de importación y exportación de energía según las condiciones horarias del sistema. También se examina el factor de carga de los alimentadores, que en promedio ronda entre el 30% y el 35% de utilización en Estados Unidos, revelando un margen considerable para optimizar activos existentes antes de acometer nuevas inversiones. El caso de Xcel Energy, que instalará hasta 200 MW de almacenamiento en baterías en ubicaciones estratégicas para servir simultáneamente necesidades del sistema masivo y de la red local, ilustra de forma tangible cómo la coincidencia entre picos de demanda locales y sistémicos determina el valor real de estos recursos. 

Los casos de California, Nevada, Maryland y Washington muestran distintos grados de avance regulatorio, desde requisitos formales de alineación de pronósticos hasta metodologías detalladas de desagregación de proyecciones estatales a nivel de circuito. El informe cierra con una lista de verificación de prácticas líderes organizadas en seis frentes: alineación regulatoria e institucional, sincronización de horizontes temporales, participación de partes interesadas, datos y supuestos comunes, pronósticos desagregados de distribución, y co-optimización de recursos entre ambos niveles del sistema. Para los profesionales del sector energético colombiano, este material resulta útil como referencia comparativa frente a los desafíos locales de planeación integrada, particularmente en un contexto donde la incorporación de recursos distribuidos y la necesidad de optimizar inversiones en redes cobran cada vez mayor relevancia. 

Para leer más ingrese a:

https://emp.lbl.gov/publications/effectively-considering-distribution 
https://eta-publications.lbl.gov/sites/default/files/2026-08/incorporating_dsp_in_irp_report_8.18.26.pdf