Un reciente análisis de Kevala, firma especializada en datos energéticos, ha revelado que las instalaciones de energía solar y almacenamiento ubicadas frente al medidor (front-of-meter) podrían satisfacer hasta el 32% de la carga máxima proyectada para California en el verano de 2032. El estudio, que evaluó la capacidad de las subestaciones de distribución propiedad de las principales empresas de servicios públicos del estado, sugiere que esta tecnología distribuida podría aliviar significativamente la presión sobre la red de transmisión.
Potencial por empresa de servicios públicos
Kevala examinó las subestaciones de distribución de Pacific Gas & Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE) y San Diego Gas & Electric (SDG&E). Los hallazgos indican que estas infraestructuras podrían soportar cómodamente 3,112 instalaciones de 5 MW de solar y almacenamiento, lo que suministraría 15,560 MW de carga local. Además, sistemas de menor tamaño podrían añadir otros 1,976 MW.
Impacto en SCE
El sistema de SCE mostró el mayor impacto numérico: 1,657 instalaciones de 5 MW podrían atender 9,188 MW de carga máxima de verano no coincidente, equivalentes al 37% del pronóstico de caso medio de la Comisión de Energía de California (CEC) para 2032.
Impacto en SDG&E
En proporción, SDG&E tuvo el mayor efecto: 326 instalaciones de 5 MW cubrirían 1,788 MW, un 39% del pronóstico de la CEC para 2032.
Impacto en PG&E
Para PG&E, la utility más grande del estado, 1,129 instalaciones de 5 MW podrían satisfacer 6,560 MW de carga máxima no coincidente, o el 26% de la proyección de la CEC para 2032.
Reacciones y contexto
Paul Doherty, portavoz de PG&E, señaló que los hallazgos de Kevala son consistentes con la visión de la empresa sobre el papel de los recursos energéticos distribuidos en el futuro mix energético de California. Mencionó iniciativas como su planta virtual de energía (VPP) SAVE y el reciente SHARE VPP financiado por Google.
Stephanie Doyle, directora de asuntos estatales de la Asociación de Industrias de Energía Solar (SEIA), calificó el análisis como una hoja de ruta para reducir la tensión en la red de transmisión. “Este informe muestra que la solar y el almacenamiento distribuidos frente al medidor pueden entregar energía donde y cuando California más lo necesita”, afirmó.
Desafíos y advertencias
Kevala aclaró que su análisis no es un pronóstico de desarrollo, sino una estimación del potencial técnico. Factores como la disponibilidad de terreno y otras restricciones no fueron considerados. Además, las tres principales empresas de servicios públicos de California planean invertir más de 110 mil millones de dólares en los próximos cinco años para fortalecer sus redes contra incendios forestales e integrar más energía limpia. Sin embargo, la incertidumbre en torno al riesgo de incendios podría encarecer estos planes si las calificaciones crediticias se degradan, costos que repercutirían en los contribuyentes.
Recientemente, PG&E anunció que diferirá 2 mil millones de dólares en gastos previstos para el próximo año después de que la legislatura estatal no cumpliera un plazo clave para avanzar en un proyecto de ley de reparto de costos por responsabilidad de incendios.
Beneficios de los recursos distribuidos
Según Kevala, las empresas pueden satisfacer la creciente carga máxima proveniente del transporte electrificado, la manufactura avanzada, los centros de datos y otras fuentes aumentando la disponibilidad de recursos energéticos distribuidos despachables durante las tardes de verano. Estos recursos, como los arreglos solares comunitarios con almacenamiento, reducen la necesidad de generación incremental en la red masiva.
El análisis asumió que las baterías frente al medidor podrían cargarse completamente con una mezcla de solar y red en horas valle, y que las subestaciones anfitrionas redirigirían el flujo inverso a otros alimentadores en lugar de a líneas de mayor voltaje.
Pete Skala, vicepresidente de servicios profesionales y asesoría de Kevala, destacó que una parte sustancial de la demanda energética de California durante las horas más costosas del año podría cubrirse directamente con recursos distribuidos locales.
Estudios previos y perspectivas
El trabajo de Kevala se basa en un estudio de Aurora Energy Research del año pasado, que encontró que 5.4 GW de solar y almacenamiento a escala comunitaria podrían reducir los costos del sistema eléctrico de California en un 0.6%, unos 6,500 millones de dólares, en 20 años. La Asociación de Energía Solar Comunitaria de California (CCSA) aboga por que la CEC y la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) estudien los impactos de estos recursos y revisen los programas de planificación y adquisición para reconocer sus beneficios.
Ambas cámaras de la legislatura de California aprobaron un proyecto de ley que requeriría a la CPUC desarrollar un programa de solar y almacenamiento comunitario que compense los activos al costo evitado de generación. El proyecto espera la firma del gobernador saliente Gavin Newsom.
“Los responsables de políticas estatales tienen la oportunidad de cerrar la brecha entre el valor de red que los recursos distribuidos pueden proporcionar y cómo se valoran actualmente en los marcos de planificación y adquisición”, concluyó McGarry.
