DSO y su efecto en la generación distribuida

Artículo publicado en Revista Canal Solar – Vol. 6, Núm. 6, Octubre/2025

La transición energética ha planteado diversos desafíos para la operación de los sistemas de transmisión, especialmente el de distribución. En la transmisión, la monitorización de la carga por parte de los agentes de generación se ha vuelto más difícil debido a la intermitencia de las fuentes primarias, en particular la eólica y la solar.

Junto a la dificultad de predecir el despacho de estas fuentes, la generación hidráulica y térmica tradicional tenía otro factor de incertidumbre en la composición del balance carga-generación.

Esta incertidumbre también ha afectado la capacidad de la red de transmisión para gestionar estas fluctuaciones incontrolables de generación, generando fluctuaciones significativas en el flujo y la tensión. Estas variaciones modifican las condiciones del sistema previas a la falla, ampliando el rango de escenarios disponibles para los estudios de estabilidad y confiabilidad de la red.

Retrocediendo en el tiempo, con la desverticalización ocurrida en los años noventa, la gestión de la red de transmisión se dividió entre propietarios de la red (transmisores) y operadores de la red (ISO – Independent System Operator también llamado TSO – Transmission System Operator).

La idea era separar las dos funciones para aportar neutralidad a la operación sistémica de la red y cierta tranquilidad en la construcción del mercado eléctrico donde el ISO sería un organismo neutral, liberando el acceso a los agentes de generación y consumo.

Algunos países mantuvieron la propiedad y la operación sistémica dentro de la misma empresa, como Inglaterra, que fue pionera en el proceso de reestructuración. Sin embargo, el año pasado, el país modificó esta estructura creando el NESO (Operador Nacional del Sistema Energético), y la antigua NGC (Compañía Nacional de Redes), que desempeñaba ambas funciones, acabó conservando la propiedad exclusiva de los activos.

Brasil, desde la Ley 9648 de 1998Ya se había establecido el Sistema Nacional de Electricidad (ONS), que gestiona la operación sistémica de la red de transmisión y define los despachos de las centrales eléctricas predominantes en ese momento: hidroeléctricas y térmicas. Con la importante incorporación de la generación distribuida, las baterías y los vehículos eléctricos al sistema de distribución, esta red comenzó a presentar características similares a las de los sistemas de transmisión, que hasta entonces solo operaban cargas.

Los distribuidores eran los principales colectores de energía durante la transmisión y la distribuían a los consumidores finales. Con esta función, los sistemas radiales, representados por redes primarias y secundarias, simplificaban el sistema en términos de medición, protección y control, ya que el flujo era unidireccional.

La mayoría de los distribuidores y cooperativas de distribución eran propietarios de sus redes y operaban el sistema para suministrar energía. Con la introducción de la inyección de energía en varios puntos de la red, los distribuidores comenzaron a enfrentar desafíos significativos, con flujos que variaban significativamente y en direcciones opuestas.

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