Hosting Capacity Assessment of Flexible Connection Types for Storage Installations in Electricity Distribution Networks

Abstract

El sistema eléctrico español está experimentando una rápida transformación impulsada por la generación renovable, la electrificación de la demanda y el creciente despliegue de sistemas de almacenamiento mediante baterías. Esta transición está ejerciendo una presión cada vez mayor sobre las redes de distribución, que fueron diseñadas originalmente para una operación pasiva y principalmente unidireccional. A medida que nuevas demandas, generación distribuida, infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos y activos de almacenamiento solicitan conexión a la red, los esquemas tradicionales de acceso firme resultan cada vez más restrictivos. En este contexto, el acceso flexible surge como una solución regulatoria y técnica para desbloquear capacidad adicional de conexión sin depender exclusivamente de refuerzos de red costosos y prolongados. Este Trabajo Fin de Máster se centra en los permisos de acceso flexible de Tipo 2 de la propuesta del regulador español para instalaciones de almacenamiento conectadas a redes de distribución. Bajo este esquema, se puede conceder al usuario capacidad de acceso adicional siempre que el gestor de la red de distribución pueda limitar o restringir su operación durante un número reducido de horas congestionadas. El objetivo central del trabajo es desarrollar una metodología y una herramienta basada en Python capaz de traducir la definición regulatoria del acceso flexible de Tipo 2 en resultados técnicos medibles: cuánta capacidad puede conectarse, en qué condiciones operativas y con qué impacto esperado en términos de curtailment. El trabajo aborda una clara brecha metodológica. Aunque el marco regulatorio español ha introducido recientemente el acceso flexible para instalaciones de demanda y almacenamiento, todavía existe una falta de herramientas estandarizadas y reproducibles para cuantificar la hosting capacity efectiva asociada a estos permisos. Por ello, esta tésis propone un marco analítico para evaluar la hosting capacity flexible desde la perspectiva de la demanda, con especial atención a los sistemas de almacenamiento energético mediante baterías, que son tratados como agentes de demanda flexible cuando cargan desde la red. La metodología se implementa utilizando la librería PandaPower de Python, aplicando cálculos sucesivos de flujo de cargas no lineales sobre una red de distribución de media tensión. En cada iteración, la herramienta comprueba si se respetan los límites operativos: la carga de las líneas debe mantenerse por debajo del 100% de su capacidad nominal, la carga del transformador debe permanecer dentro de su valor nominal y las tensiones en los nudos deben situarse dentro del rango de 0,93–1,07 p.u. Cualquier violación de estos límites, así como la no convergencia del flujo de cargas, se interpreta como que la red ha alcanzado su frontera operativa. El enfoque propuesto construye primero un perfil temporal de demanda para las 8.760 horas del año y posteriormente lo reduce a grupos representativos de duración de carga. Para cada nudo, la hosting capacity se calcula tanto bajo operación normal de la red como bajo condiciones de contingencia N-1. A cada estado de red se le asigna una probabilidad, lo que permite agregar los resultados en una tabla de consolidación. La hosting capacity firme corresponde al valor del peor caso que puede garantizarse en todo momento, mientras que la hosting capacity flexible de Tipo 2 se identifica como la capacidad máxima compatible con un margen de limitación de hasta el 10% de las horas anuales, equivalente a 876 horas. La metodología se prueba sobre la red de referencia de media tensión CIGRE, utilizando un perfil de demanda basado en la provincia de Burgos para el año 2025. Se desarrollan tres casos de estudio. El primero compara la hosting capacity firme y flexible en el caso de solo demanda. El segundo evalúa el impacto de conectar un sistema de almacenamiento energético de 1 MW/4 MWh en el nudo 6, con una operación optimizada según los precios del mercado diario español. El tercero analiza si la hosting capacity perdida debido a la carga de la batería puede recuperarse si la propia batería opera bajo un permiso de Tipo 2 y acepta ser limitada durante las horas más congestionadas. Los resultados muestran que el acceso flexible de Tipo 2 incrementa significativamente la capacidad de conexión disponible en comparación con el acceso firme. En el caso de solo demanda, la hosting capacity firme es cero en los catorce nudos, ya que al menos una combinación de grupo de carga y contingencia impide conectar cualquier demanda adicional. En cambio, la hosting capacity flexible varía entre 1,4 MW en los nudos más restringidos y 10,1 MW en la cabecera del alimentador 2. Esto confirma que permitir limitaciones durante solo el 10% del año puede desbloquear una capacidad latente considerable en la red existente. Cuando la batería se conecta en el nudo 6 y opera según una optimización basada en precios de mercado, la hosting capacity flexible disponible disminuye, pero menos que la potencia nominal de la batería. En el caso analizado, la batería de 1 MW reduce la hosting capacity flexible en los nudos 3 a 11 en 0,6 MW, en lugar del 1 MW completo que cabría esperar si la batería estuviera siempre cargando durante las condiciones restrictivas de la red. Esto ocurre porque, durante parte de las horas más congestionadas, la batería está en reposo o descargando y, por tanto, no añade demanda a la red. El tercer caso de estudio proporciona la conclusión más relevante para la integración del almacenamiento. Cuando la batería se limita durante el 10% de condiciones operativas más restrictivas, la hosting capacity en el nudo 6 aumenta hasta 1,5 MW. Este valor supera tanto los 0,8 MW obtenidos cuando la batería opera únicamente según precios de mercado como los 1,4 MW obtenidos en el caso de solo demanda sin batería. El resultado muestra que una batería puede pasar de ser una carga adicional pasiva a convertirse en un recurso activo para mejorar la capacidad de la red cuando su operación se coordina con las reglas de acceso flexible de Tipo 2. En conjunto, la Tesis demuestra que el acceso flexible puede ser una herramienta práctica para aumentar la utilización de las redes de distribución existentes y facilitar la integración de instalaciones de almacenamiento. También muestra que el valor del almacenamiento no debe evaluarse únicamente desde la perspectiva del arbitraje de mercado, sino también desde su capacidad para adaptar su operación a las restricciones de la red. Las futuras líneas de investigación deberían extender la metodología a redes de distribución reales de mayor tamaño, incluir contingencias adicionales como fallos de transformadores y evaluar el impacto económico de la limitación de operación sobre el modelo de negocio de la batería, incluyendo mecanismos de compensación por la flexibilidad proporcionada a la red.The Spanish electricity system is undergoing a rapid transformation driven by renewable generation, demand electrification, and the growing deployment of battery energy-storage systems. This transition is placing increasing pressure on distribution networks, which were originally designed for passive and mostly unidirectional operation. As new demand, distributed generation, electric-vehicle charging infrastructure and storage assets seek connection to the grid, traditional firm access schemes are becoming increasingly restrictive. In this context, flexible access emerges as a regulatory and technical solution to unlock additional connection capacity without relying exclusively on costly and time-consuming network reinforcements. This Master’s Thesis focuses on Type 2 flexible access permits for storage installations connected to distribution networks. Under this scheme, a user may be granted additional access capacity provided that the distribution system operator can curtail or limit its operation during a restricted number of congested hours. The central objective of the work is to develop a methodology and Python-based tool capable of translating the regulatory definition of Type 2 flexible access into measurable technical results: how much capacity can be connected, under which operating conditions, and with what expected curtailment impact. The work addresses a clear methodological gap. Although the Spanish regulatory framework has recently introduced flexible access for demand and storage installations, there is still a lack of standardized and reproducible tools to quantify the effective hosting capacity associated with these permits. The Thesis therefore proposes an analytical framework to evaluate flexible hosting capacity from the demand perspective, with a specific focus on battery energy-storage systems, which are treated as flexible demand agents when charging from the grid. The methodology is implemented using the library PandaPower from Python, applying successive non-linear power-flow calculations to a medium-voltage distribution network. At each iteration, the tool checks whether operational limits are respected: line loading must remain below 100% of rated capacity, transformer loading must remain within its rated value, and bus voltages must stay within the range of 0.93–1.07 p.u. Any violation of these limits, or non-convergence of the power flow, is interpreted as the network reaching its operational boundary. The proposed approach first builds a temporal demand profile for the 8760 hours of the year and then reduces it into representative load-duration groups. For each bus, hosting capacity is calculated under normal network operation and under N-1 contingency conditions. Each network state is assigned a probability, allowing the results to be aggregated into a consolidation table. The firm hosting capacity corresponds to the worst-case value that can be guaranteed at all times, while the Type 2 flexible hosting capacity is identified as the maximum capacity compatible with a curtailment margin of up to 10% of the yearly hours, equivalent to 876 hours. The methodology is tested on the CIGRE medium-voltage benchmark network, using a demand profile based on the province of Burgos for 2025. Three case studies are developed. The first compares firm and flexible hosting capacity in the demand-only case. The second assesses the impact of connecting a 1 MW/4 MWh battery energy-storage system at bus 6, with its operation optimized according to Spanish day-ahead market prices. The third evaluates whether the hosting capacity lost due to battery charging can be recovered if the battery itself operates under a Type 2 permit and accepts curtailment during the most congested hours. The results show that Type 2 flexible access significantly increases available connection capacity compared with firm access. In the demand-only case, firm hosting capacity is zero at all fourteen buses, because at least one combination of load group and contingency prevents any additional demand from being connected. By contrast, flexible hosting capacity ranges from 1.4 MW at the most constrained buses to 10.1 MW at the head of Feeder 2. This confirms that allowing curtailment during only 10% of the year can unlock substantial latent capacity in the existing network. When the battery is connected at bus 6 and operated according to market-price optimization, the available flexible hosting capacity decreases, but by less than the battery’s rated power. In the analyzed case, the 1 MW battery reduces flexible hosting capacity at buses 3 to 11 by 0.6 MW, rather than the full 1 MW that would be expected if the battery were always charging during restrictive network conditions. This occurs because, during part of the most congested hours, the battery is either idle or discharging and therefore does not add demand to the network. The third case study provides the most relevant insight for storage integration. When the battery is curtailed during the most restrictive 10% of operating conditions, the hosting capacity at bus 6 increases to 1.5 MW. This exceeds both the 0.8 MW obtained when the battery operates only according to market prices and the 1.4 MW obtained in the demand-only case without a battery. The result shows that a battery can move from being a passive additional load to becoming an active resource for network capacity enhancement when its operation is coordinated with Type 2 flexible access rules. Overall, the Thesis demonstrates that flexible access can be a practical tool to increase the utilization of existing distribution networks and facilitate the integration of storage installations. It also shows that the value of storage should not be assessed only from the perspective of market arbitrage, but also from its ability to adapt operation to network constraints. Future research should extend the methodology to larger real distribution networks, include additional contingencies such as transformer failures, and assess the economic impact of curtailment on the battery business model, including compensation mechanisms for the flexibility provided to the network.