Un software promete liberar hasta 300 GW de capacidad en la red de EE. UU. sin construir nuevas infraestructuras

La digitalización de la red eléctrica podría convertirse en uno de los principales catalizadores para acelerar el despliegue de energías renovables en Estados Unidos. Según explicó Amit Narayan, fundador y director ejecutivo de GridCARE, en el pódcast Energy Empire, el uso de software avanzado para el análisis de la red permitiría liberar hasta 300 GW de capacidad de transporte en un plazo de tres a cinco años sin necesidad de construir nuevas líneas eléctricas o centrales de generación.

El planteamiento parte de que la red de transporte opera con amplios márgenes de seguridad diseñados bajo criterios muy conservadores. Tradicionalmente, los operadores planifican el sistema considerando escenarios en los que fallan simultáneamente dos elementos de la red: el denominado criterio N-2, una metodología que, aplicada a redes con miles de activos, genera cientos de millones de combinaciones posibles. Ante la imposibilidad de analizarlas todas con las herramientas tradicionales, la planificación se ha basado históricamente en hipótesis de máxima precaución, lo que ha llevado a infrautilizar buena parte de la capacidad disponible.

Según Narayan, esta situación hace que la red estadounidense funcione la mayor parte del tiempo muy por debajo de su capacidad real, limitando la incorporación de nuevos proyectos renovables pese a que la infraestructura física podría admitir una mayor utilización.

El desarrollo de plataformas basadas en simulación masiva e inteligencia artificial permite ahora analizar billones de escenarios operativos e identificar con precisión cuándo y dónde aparecen realmente las restricciones de la red. De este modo, es posible determinar la capacidad disponible para nuevas conexiones sin comprometer la seguridad del sistema.

Para los desarrolladores de plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento, esta aproximación puede resultar especialmente relevante en un contexto marcado por largas colas de acceso y elevados costes asociados a las ampliaciones de red. En lugar de esperar durante años a la construcción de nuevas subestaciones o líneas de evacuación, el software identifica las pocas horas del año en las que podrían producirse congestiones y facilita la conexión mediante mecanismos de gestión flexible, como tarifas interrumpibles o el despacho coordinado de sistemas de almacenamiento.

Diversas compañías eléctricas estadounidenses ya han comenzado a aplicar este enfoque. En National Grid, en el estado de Nueva York, GridCARE identificó más de 650 MW de capacidad previamente no detectada. En Portland General Electric, en Oregón, la herramienta permitió liberar más de 400 MW, posibilitando la conexión anticipada de seis centros de datos. Por su parte, el operador PJM Interconnection empleó inteligencia artificial para revisar 811 solicitudes de conexión, equivalentes a 220 GW, en menos de una hora, un proceso que normalmente requiere varias semanas.

El potencial de estas herramientas también ha sido respaldado por investigaciones académicas. Un estudio de la Universidad de Duke, dirigido por Tyler Norris, concluye que si determinados grandes consumidores aceptaran reducir temporalmente su demanda durante apenas el 0,25 % del año (aproximadamente dos horas en los momentos de mayor estrés del sistema), la red existente podría absorber cerca de 100 GW de nueva demanda sin necesidad de ampliar la infraestructura.

Los especialistas coinciden, no obstante, en que este tipo de soluciones no elimina la necesidad de nuevas inversiones en transporte eléctrico. La integración de grandes centros de datos, nuevos polos industriales o macroproyectos renovables seguirá requiriendo la construcción de subestaciones y líneas de alta tensión. Sin embargo, maximizar el aprovechamiento de la infraestructura existente permitiría reducir costes, acelerar las conexiones y optimizar el rendimiento de unos activos cuya utilización sigue siendo muy inferior a su capacidad potencial.

El principal reto pasa ahora por generar confianza entre operadores, reguladores y promotores para incorporar estas herramientas a la planificación de la red. Según Narayan, una mejor integración entre los departamentos de planificación y los equipos de operación, que ya gestionan diariamente recursos como baterías, respuesta de la demanda o centrales eléctricas virtuales, será clave para transformar esta capacidad latente en nueva capacidad efectiva de conexión para proyectos de energías renovables y almacenamiento.