La transición energética basada en la electrificación y la descentralización de la generación redefine la planificación de las redes de distribución. Cada vez más, sistemas fotovoltaicos, bombas de calor, vehículos eléctricos y almacenamiento se conectan a los niveles de media y baja tensión; sin embargo, su crecimiento acelerado puede superar la capacidad de observación y control de las empresas distribuidoras. Como resultado, surgen riesgos como sobrecargas y problemas de tensión que ya se manifiestan en algunas zonas. Para responder a estos cambios, se impulsa la integración de recursos flexibles que permitan anticipar y gestionar estas condiciones variables en la red.

Además, la sincronización del consumo debido a señales de precios puede aumentar los picos de carga, lo cual obliga a adoptar una planificación más dinámica basada en la digitalización, en la mejora de los pronósticos y en un monitoreo en tiempo real. Paralelamente, los marcos regulatorios deben ajustarse al contexto actual, porque la incorporación efectiva de la flexibilidad depende de contar con incentivos y lineamientos adecuados para utilizarla tanto en la operación como en la expansión del sistema. La experiencia en distintos países demuestra que la regulación incide directamente en la rapidez y alcance con que se transforman las redes. Ahora bien, considerar la flexibilidad supone reconocer que ninguna red se comporta igual. Factores como la ubicación geográfica, las metas nacionales para renovables, el estado de la infraestructura y el grado de electrificación generan necesidades diferentes de inversión. Mientras algunas redes mantienen capacidad para varias décadas, otras ya están bajo presión; por tanto, también se sugiere incrementar el nivel de utilización de los activos, asegurando siempre condiciones operativas seguras.

En cuanto al papel de la flexibilidad frente al refuerzo tradicional de la infraestructura, se observa que puede aplazar inversiones o reducir su magnitud; sin embargo, no elimina la necesidad de expansión. Su efectividad depende de la ubicación de los recursos flexibles, del tipo de congestión o problemas de tensión y del volumen gestionable disponible. Asimismo, el aprovechamiento de cargas controlables puede tener resultados variables según el contexto: por ejemplo, su aportación a la gestión de picos fotovoltaicos es limitada, mientras que puede ser más útil en la modulación de recargas de vehículos eléctricos en ciertos horarios. Por otra parte, el almacenamiento mediante baterías contribuye al aplanamiento de picos y a la gestión de energía, aunque su rentabilidad se fortalece cuando se combinan distintos usos y servicios de red. También se valoran iniciativas como las comunidades energéticas, que podrían reducir la inyección hacia la red en el largo plazo, siempre y cuando exista un volumen suficiente de flexibilidad. A esto se suma que la gestión de potencia reactiva y medidas como aceptar cierto nivel de reducción en la generación fotovoltaica pueden complementar la planificación para evitar refuerzos inmediatos.

La planificación de la red debe evolucionar hacia una integración realista y progresiva de la flexibilidad, considerando distintos tipos de recursos y tecnologías disponibles. Así, la red puede volverse más adaptable frente al crecimiento acelerado de la electrificación y la expansión de la generación distribuida, aprovechando nuevas herramientas que favorezcan una transición energética eficiente y sostenible.

Para leer más ingrese a:

https://iea-isgan.org/integrating-flexible-resources-into-distribution-network-planning/

https://iea-isgan.org/wp-content/uploads/2025/10/Integrating-Flexible-Resources-into-Distribution-Network-Planning.pdf