Dentro del sector energético, en rápida transformación, la creciente adopción de tecnologías de generación distribuida -como la energía solar instalada en los tejados y las baterías instaladas detrás del contador en hogares y empresas- tiene el potencial de transformar la forma en que se planifican y operan los sistemas energéticos. Aunque se han realizado numerosos estudios sobre la relación entre la generación distribuida y los cables de distribución, transformadores y otros equipos utilizados para llevar la electricidad a hogares y empresas, el impacto de la generación distribuida en los sistemas de transmisión de alta tensión que conectan las principales ciudades, áreas de planificación y estados ha recibido poca atención. Este estudio explora cómo el creciente despliegue de la generación distribuida -en concreto, la generación solar fotovoltaica (FV ) distribuida, a menudo combinada con almacenamiento- afecta a los flujos de transmisión zonales y a la necesidad de inversión en transmisión. También investiga las posibles sinergias entre la transmisión y la expansión de los recursos en un futuro en el que predominen la generación distribuida y la generación a escala de servicios públicos. Dado que se prevé que la generación distribuida desempeñe un papel importante en la transición energética en curso, este estudio pretende colmar esta laguna de investigación y proporcionar información sobre el uso de la transmisión y las implicaciones de la planificación de la generación distribuida para ayudar a los planificadores de la red a garantizar una red más eficiente y confiable. El estudio compara tres futuros a largo plazo de la interconexión occidental de Estados Unidos simulados con distintos niveles de generación distribuida. El estudio parte de la base de que el sistema occidental sigue una trayectoria común de generación y transmisión desde la actualidad hasta 2030. Este caso de referencia de 2030 se utilizó como punto de partida para tres futuros divergentes. Si bien se ha investigado ampliamente la relación entre la generación distribuida y los cables de distribución, los transformadores y otros equipos utilizados para llevar la electricidad a los hogares y las empresas, el impacto de la generación distribuida en los sistemas de transmisión a granel de alta tensión que conectan las principales ciudades, áreas de planificación y estados ha recibido una atención limitada. o escenarios, que eran centralizado, híbrido y distribuido. Para un horizonte de estudio que abarcaba de 2031 a 2040, cada escenario presentaba un conjunto único de datos, variables y resultados. Dos de los tres escenarios futuros, el centralizado y el híbrido, se simularon con distintos niveles de generación distribuida definida como entrada. Los escenarios centralizado e híbrido incluían tasas de adopción de generación distribuida iguales al 100% y al 200%, respectivamente, de las proyecciones futuras de los Escenarios Estándar de 2022 del Laboratorio Nacional de Energías Renovables. El tercer futuro, el escenario distribuido, representa un caso teórico de «sólo información» en el que se simulan recursos de generación distribuida como método principal para cumplir los objetivos de planificación a largo plazo. Los recursos de generación distribuida representados en el estudio incluían muchas combinaciones de configuraciones de proyectos solares y de baterías con una serie de supuestos tarifarios que afectan a los paradigmas de funcionamiento de la generación distribuida. Cada uno de los tres futuros se modeló en el software PLEXOS utilizando funcionalidades de expansión de la capacidad a largo plazo (LTCE) y de despacho a corto plazo (ST). La base para la topología zonal del estudio y muchos supuestos clave fue el conjunto de datos zonales PLEXOS WECC 2023, publicado por Energy Exemplar en enero de 2023. Este conjunto de datos incluye una base de recursos de generación existentes y planificados, previsiones de carga zonal y límites de línea zonal que representan la capacidad de transferencia entre zonas en la interconexión occidental. 

Se ha ampliado el conjunto de datos para adaptarlo a la metodología del estudio, añadiendo candidatos para la expansión de la transmisión, así como una representación sofisticada de las operaciones de generación distribuida. Para cada uno de los tres escenarios, se utilizó un modelo de expansión de la capacidad a largo plazo para identificar la inversión en generación y transmisión durante el periodo de estudio 2031-2040, partiendo todos los escenarios del caso de referencia común de 2030. El objetivo del modelo era encontrar el plan de expansión de generación y transmisión menos costoso teniendo en cuenta tanto los costos de capital como los costos de producción para el horizonte de estudio de 10 años. La optimización de la expansión de la capacidad a largo plazo resolvió una serie de restricciones, como el equilibrio energético, la adecuación de los recursos y las restricciones de la política de energía limpia, como las normas estatales de cartera de renovables y otros objetivos de energía limpia. Los tres escenarios fueron capaces de seleccionar mejoras de transmisión zonal de una lista de más de 80 candidatos de expansión de transmisión compilados durante el proceso de estudio. En los escenarios centralizado e híbrido, que incorporaban trayectorias de construcción de generación distribuida, el modelo de expansión de la capacidad a largo plazo seleccionó recursos adicionales de entre un conjunto de tecnologías de generación a escala comercial. En el escenario distribuido, el modelo se limitó a seleccionar únicamente generación distribuida durante el horizonte de estudio. Utilizando las selecciones de generación y transmisión del modelo de expansión de capacidad a largo plazo, se utilizó la fase de despacho a corto plazo de PLEXOS para simular las operaciones horarias de cada escenario en una simulación cronológica de año completo para un año de estudio 2035. La funcionalidad a corto plazo incorporó reservas operativas, que no se incluyeron en el modelo de ampliación de capacidad a largo plazo para reducir la complejidad computacional. El modelo de despacho a corto plazo permitió centrarse en los flujos de transmisión interzonales horarios, la utilización y la congestión. Este marco de estudio proporcionó una visión única de las implicaciones de la generación distribuida en el sistema de transporte a granel. Las conclusiones se obtuvieron comparando los resultados de los escenarios de expansión de la capacidad a largo plazo y de las simulaciones a corto plazo. Las comparaciones de los futuros simulados condujeron a las siguientes conclusiones. Los escenarios investigados en este estudio mostraban una serie de patrones de flujo y congestión de la transmisión resultantes de las distintas hipótesis de aumento de la generación distribuida y de las restricciones operativas. El modelo de adopción de energía solar distribuida y baterías en la interconexión occidental modificó el flujo de transporte diurno y los patrones de generación. En concreto, tendió a crear un nadir al mediodía en la carga neta, y una necesidad de flexibilidad por la mañana y por la tarde que debe ser atendida por el almacenamiento y otros generadores del sistema. Estos cambios en el despacho de la generación tuvieron su correspondiente impacto en los flujos de transmisión zonal, dado que la energía se traslada desde donde se genera a donde se necesita en respuesta a esta nueva dinámica del sistema. Las limitaciones operativas de estos generadores y de las líneas zonales provocaron patrones de flujo de transmisión divergentes entre los escenarios. 

Los tres escenarios de estudio difieren significativamente entre sí en términos de capacidades de transmisión, generación y baterías al final del horizonte de estudio en 2040. Los resultados de la modelización de la expansión de la capacidad a largo plazo indicaron que se necesitará una capacidad de transmisión interzonal adicional significativa, además de los proyectos previstos a corto plazo en todos los escenarios futuros. El informe analiza el impacto de la generación distribuida en la inversión en infraestructura de transmisión en sistemas eléctricos. La generación distribuida, caracterizada por pequeñas fuentes de energía dispersas, como paneles solares y turbinas eólicas pequeñas, ha ganado popularidad debido a su capacidad para reducir la dependencia de fuentes de energía centralizadas y reducir las pérdidas de transmisión. El informe destaca que la generación distribuida puede disminuir la necesidad de inversión en infraestructura de transmisión al reducir la carga en las líneas de transmisión existentes. Sin embargo, también plantea desafíos, como la variabilidad de la generación distribuida, que puede aumentar la necesidad de inversión en almacenamiento de energía y tecnologías de gestión de la red. Además, el informe señala que la planificación de la infraestructura de transmisión debe considerar cuidadosamente la ubicación de la generación distribuida para maximizar sus beneficios y minimizar los costos. También destaca la importancia de políticas y regulaciones adecuadas para fomentar la adopción de generación distribuida y garantizar una transición suave hacia sistemas eléctricos más descentralizados y sostenibles. En resumen, el informe resalta que la generación distribuida tiene el potencial de transformar la infraestructura de transmisión eléctrica, pero su implementación exitosa requerirá una planificación cuidadosa, políticas efectivas y tecnologías innovadoras.  

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