Eversource avanza más allá de los programas amplios de respuesta de demanda
Eversource ha puesto en marcha dos programas piloto dirigidos en Massachusetts que reflejan un cambio más amplio en la forma en que las empresas de servicios públicos se preparan para una red moldeada por la electrificación, la congestión localizada y el creciente volumen de energía solar distribuida. En lugar de depender solo de la respuesta de demanda a escala de sistema, la compañía está probando programas con enfoque geográfico diseñados para resolver problemas en subestaciones concretas y en momentos específicos del día.
Los pilotos, anunciados el 25 de junio y ya en funcionamiento, son extensiones del enfoque ConnectedSolutions de Eversource. Un programa en el área metropolitana de Boston busca reducir la presión durante las olas de calor del verano en lugares donde la empresa espera una carga superior a la media. El otro, en el sureste de Massachusetts, está diseñado para incentivar la carga durante las horas del mediodía, cuando hay disponible un exceso de generación solar.
La distinción importa. No se trata de campañas genéricas de eficiencia. Son experimentos operativos para alinear dispositivos flexibles de los clientes con condiciones de red muy locales.
Dos pilotos, dos problemas distintos de la red
El piloto del área metropolitana de Boston utiliza la etiqueta ConnectedSolutions+ y se centra en la presión de capacidad. Eversource dice que reclutará baterías estacionarias elegibles, vehículos eléctricos, sistemas de gestión de edificios y termostatos inteligentes de hogares y empresas en las zonas objetivo. El propósito es reducir la tensión en lugares donde los picos de verano pueden generar congestión durante periodos de calor extremo.
El piloto está abierto a los clientes atendidos por las subestaciones de Alewife, Hyde Park y Dewar, y cubre partes de Cambridge, Milton y el sur de Boston. Los eventos pueden convocarse de junio a septiembre, lo que coincide con el periodo en el que la demanda impulsada por el clima cálido tiene más probabilidades de empujar al equipo local hacia un uso intensivo.
El piloto del sureste de Massachusetts, Managed Charging+, aborda un desafío distinto: qué hacer con los periodos de alta generación solar detrás del contador. En lugar de pedir a los clientes que reduzcan el consumo durante los picos, el programa los anima a cargar baterías estacionarias y vehículos eléctricos durante las ventanas del mediodía, cuando la producción solar es abundante.
En conjunto, los pilotos ilustran el acto de equilibrio de dos caras al que se enfrentan cada vez más las empresas eléctricas. En algunos momentos, el problema es un exceso de demanda en el lugar equivocado. En otros, es cómo absorber una abundante generación distribuida sin desaprovechar la flexibilidad.
Por qué esto importa ahora
El momento no es casual. Utility Dive informó que los pilotos entraron en funcionamiento mientras el sur de Nueva Inglaterra estaba bajo una intensa cúpula de calor, e ISO New England pronosticó 478.450 MWh de carga neta para el 2 de julio, una de las lecturas diarias más altas de la década. Eso da a los programas una relevancia inmediata en el mundo real, en lugar de dejarlos como ejercicios sobre el papel.
La lógica a más largo plazo es estructural. Eversource se está preparando, en la práctica, para dos tendencias que los planificadores esperan que se intensifiquen en los próximos años:
- Se espera que la demanda de electricidad aumente a medida que se electrifiquen los edificios y el transporte.
- Se espera que la energía solar distribuida siga expandiéndose, creando mayores oscilaciones en la carga neta y más desafíos operativos localizados.
ISO New England ha dicho que la producción solar detrás del contador en invierno de la región podría alcanzar los 6,5 GW hacia finales de la década de 2030. Esa cifra ayuda a explicar por qué una empresa de servicios públicos querría un control más preciso sobre cuándo los dispositivos flexibles cargan, descargan o reducen su consumo. Una red con más energía solar en azoteas y a pequeña escala necesita algo más que planificación de generación a gran escala. Necesita coordinación en el borde.
De dispositivos de consumo a activos de red
Una de las señales más claras de estos pilotos es que dispositivos antes considerados sobre todo comodidades para el cliente están siendo replanteados como recursos de red. Los termostatos inteligentes, los vehículos eléctricos, las baterías domésticas y los sistemas de automatización de edificios ya no son herramientas periféricas en la planificación de las empresas de servicios públicos. Se están convirtiendo en activos despachables que pueden activarse para aliviar subestaciones con restricciones o absorber el exceso de generación local.
Eversource espera incorporar unos 2.800 dispositivos en los dos pilotos, la mayoría dentro del programa ConnectedSolutions+ del área metropolitana de Boston. No es una flota enorme, pero la idea de un piloto no es la escala por sí misma. Es comprobar si una focalización más granular produce mejores resultados operativos que los programas amplios de talla única.
Si la respuesta es sí, la implicación es importante. Es posible que las empresas de servicios públicos segmenten cada vez más la flexibilidad de la demanda no solo por tipo de dispositivo, sino por alimentador, subestación, vecindario y condiciones horarias. Eso marcaría una etapa más sofisticada de la gestión de la energía distribuida, en la que las señales locales serían tan importantes como las regionales.
Un adelanto de una gestión de red más localizada
Se espera que los pilotos generen datos este año, y Eversource prevé continuarlos y posiblemente ampliarlos hasta 2029. Eso sugiere que la empresa los considera parte de una trayectoria de desarrollo y no una prueba de una sola temporada.
Lo que las empresas de servicios públicos aprendan de programas así podría dar forma al diseño futuro de los programas de varias maneras:
- Los modelos de compensación podrían volverse más específicos por ubicación, premiando la flexibilidad donde tenga mayor valor para la red.
- La gestión de la carga de vehículos eléctricos podría pasar de incentivos simples fuera de horas punta a calendarios alineados con la energía solar y sensibles a la distribución.
- La planificación de la red podría depender más de los recursos ubicados en las instalaciones de los clientes como alternativas no relacionadas con la infraestructura frente a las actualizaciones tradicionales.
- Las empresas de servicios públicos podrían crear sistemas de control más automatizados y basados en eventos en hogares y empresas.
Aún quedan preguntas abiertas. La participación de los clientes puede ser irregular, la interoperabilidad de los dispositivos sigue siendo un desafío y los programas dirigidos son más complejos de explicar y administrar que los incentivos estacionales amplios. Además, los pilotos deben demostrar que pueden ofrecer un alivio medible allí donde las restricciones son más agudas, en lugar de añadir simplemente otra capa de administración de programas.
Pero la dirección es clara. Las empresas eléctricas están bajo presión para gestionar el aumento de la carga por electrificación sin sobredimensionar la infraestructura, al tiempo que integran volúmenes crecientes de energía solar distribuida. Esa combinación favorece la demanda flexible y el almacenamiento, especialmente cuando pueden desplegarse de forma precisa.
Los pilotos de Eversource son destacables no porque resuelvan todas las partes de ese problema, sino porque muestran cómo las empresas de servicios públicos están empezando a operativizar la flexibilidad distribuida con un nivel de precisión mayor. En un vecindario, la medida adecuada puede ser frenar la demanda en una tarde sofocante. En otro, puede ser incentivar la carga cuando la energía solar en los tejados está inundando el sistema alrededor del mediodía.
Ese es un modelo de gestión de la red más dinámico que aquel al que están acostumbrados muchos clientes. También es probable que se vuelva más común. A medida que el sistema eléctrico se descentraliza, las empresas de servicios públicos necesitarán herramientas que puedan responder no solo a cuánta electricidad se está usando, sino también a dónde, cuándo y bajo qué condiciones locales. Estos pilotos de Massachusetts ofrecen una mirada concreta a esa transición en curso.
Este artículo se basa en información publicada por Utility Dive. Leer el artículo original.
Originally published on utilitydive.com
