Análisis de Iniciativas ‘Grid 2.0’ y la introducción de Generación Distribuída. Esquemas de precios

Comunicación presentada al II Congreso Ciudades Inteligentes:

Autor

• Alberto Quintanilla Cabañero, CTO, Smart & City

Resumen

Esta comunicación analiza cómo la mayoría de las fuentes de energía alternativas y renovables se están introduciendo a nivel de Distribución, y por qué esto tiene sentido en términos de LCOE de las diferentes tecnologías. Esta introducción está motivando un cambio en el paradigma de la Energía Eléctrica, modificando los modelos de negocio. Hay varias administraciones estadounidenses que están liderando este cambio con sus iniciativas. Desarrollamos varias de ellas, enfocándonos especialmente en las estrategias de precios, cómo son actualmente (por ejemplo ‘net metering’) y a qué deberían tender (‘net value’, precio marginal locacional). Se estudia el caso de la operadora texana ERCOT y sus propuestas en este sentido.

Introducción: Grid Edge y Generación Distribuida

Hace pocos años, la Generación Tradicional basada en combustibles fósiles dominaba el mercado y atraía enormes inversiones. Actualmente, el mix energético en la mayoría de países está evolucionando hacia un incremento de las energías renovables en una carrera por declararse libre de emisiones.

Inicialmente, esta tendencia estaba motivada por la concienciación sobre el medio ambiente. Ahora, con tecnologías más maduras, las razones son también económicas. Se está alcanzando la paridad de red, el punto en el que estas tecnologías limpias se convierten en más baratas que las convencionales (Lazard, 2014).

El hecho de que las fuentes de Energía Renovable puedan conectarse cerca de las cargas y en forma de pequeñas instalaciones cambia completamente la perspectiva. Por ejemplo, en Estados Unidos aproximadamente el 50% de las instalaciones fotovoltaicas construidas a principio de 2015 eran residenciales y comerciales (GTM Research, SEIA, 2015). El escenario de generación centralizada, transmisión y distribución eléctrica se está transformando en un mundo distribuido y descentralizado donde todo el mundo puede ser productor: Generación Distribuida, Grid Edge o Grid 2.0.

La Generación Distribuida (Distributed Generation, DG) se refiere a tecnologías de generación o almacenamiento de energía a pequeña escala conectada cerca de los consumidores. Estas tecnologías incluyen la Energía Solar (típicamente fotovoltaica en tejados), pequeños sistemas eólicos, microturbinas y baterías. Pero también hay prácticas como la Eficiencia Energética en edificios, la Gestión de la Demanda y el despliegue del Vehículo Eléctrico dentro de este nuevo paradigma.

Las ciudades suponen la mayoría del consumo eléctrico, y por tanto muchos clientes de las compañías eléctricas introducen DG. Las estrategias de Smart Cities normalmente incluyen programas de eficiencia energética o introducción de renovables. Por tanto, las ciudades están llamadas a ser actores de primer orden en la modernización del mercado. Universidades, Institutos de Investigación o Data Centers, todos ellos paisajes urbanos son escenarios típicos de la DG, pero también los barrios residenciales.

En este contexto se crean multitud de nuevas oportunidades, pero también hay que enfrentar algunos desafíos: pueden comprometerse la Estabilidad y Disponibilidad del suministro de energía en presencia de multitud de puntos de generación distribuidos; nuevos modelos de negocio variarán la posición relativa en el mercado de los agentes actuales, mientras se abren oportunidades para la innovación o la agregación de servicios por parte de nuevas compañías; sin embargo, la preocupación principal será la adopción de nuevas estrategias de precios.

Facturación de la energía en la Generación Distribuida: más allá del Balance Neto

La mayoría de sistemas de tarificación de la energía fueron diseñados antes de la introducción de la DG. El negocio de la energía se basaba en que el flujo de la energía era siempre en la misma dirección, desde las plantas de Generación a través de las redes hasta llegar finalmente a los clientes. Sin embargo, en el nuevo paradigma la energía fluye en ambas direcciones. El desarrollo de nuevas tecnologías y prácticas energéticas habilita además unas tarifas más granulares y cercanas a los verdaderos costes energéticos.

Objetivos de un nuevo esquema de precios

Se prevé que las tecnologías de DG prácticamente no tengan competencia en el plazo de unos pocos años (Bronski, y otros, 2015), haciendo urgente el desarrollo de tarifas más exactas. Los objetivos a cumplir deberían ser:

• Actualmente, los costes de red incluyen la amortización de las inversiones requeridas para la construcción de las líneas y las subestaciones de distribución, los recursos de generación dimensionados para asegurar un 100% de disponibilidad, estabilidad y calidad de servicio, y los costes de operación y mantenimiento (por ejemplo el combustible). En principio, si estamos incluyendo nuevos usuarios en la red con capacidad para inyectar o consumir menos energía, nuestra estrategia de precios debería ser capaz de cubrir el coste incremental de ampliar la infraestructura necesaria para mantener la calidad del servicio.
• Evitar el abandono de la red por parte de los clientes, para asegurar la viabilidad y equidad del sistema. Los early adopters de la DG pueden encontrar más ventajoso desconectarse de la red con generadores autónomos y almacenamiento, así que los gastos fijos se repartirían entre menos usuarios, incrementando sus facturas y eliminando los rendimientos crecientes. Con el tiempo, los más desfavorecidos no podrán soportar los costes, realimentando una espiral de la muerte con precios incrementándose y el número de usuarios reduciéndose hasta llegar a la inviabilidad del sistema (Beato, 2000).
• Al mismo tiempo, es conveniente fomentar tecnologías limpias y procedimientos respetuosos con el Medio Ambiente, y modelos económicos más sostenibles.

Herramientas actuales

• Incentivos y subsidios: Consisten en forzar a las compañías a comprar la energía de un tipo específico a unos precios normalmente incentivados por la Administración pública. Se corre el riesgo de integrar recursos en la red sin atender a las consecuencias para su estabilidad (Smith, 2013). En algunos casos esto ha llevado a desequilibrios en los mercados, y situaciones de cancelación a posteriori han causado daños aún mayores a los inversores (Trabish, 2014).
• Impuestos y tasas: los cargan algunos países a la DG, para compensar las infraestructuras que disfrutan los propietarios y que sin embargo no contribuyen a sufragar, al no pagar las tasas asociadas al consumo. Si no se aplican con cautela, pueden empujar a los usuarios fuera del sistema al resultarles más económico añadir almacenamiento y cierta potencia extra.
• Balance neto: la energía consumida se añade a la medida del contador y la producida se extrae, de forma que la cifra final es el balance de ambas. Este es el enfoque más frecuente para las compañías que actualmente admiten DG, y la modalidad más solicitada donde no es así. El gran inconveniente es que ignora la diferencia de costes de producción entre distintas horas.

Hacia otros esquemas

Como mencionábamos más arriba, la visión actual de la Industria requiere altas inversiones para adecuar la red a nuevos usuarios. Sin embargo, acorde a experiencias previas (Tweed, 2014) es posible minimizar el coste incremental de las infraestructuras, o incluso transferir este coste a los propietarios de la DG con políticas adecuadas. Esto también mejora aún más la percepción de los usuarios hacia este tipo de tecnologías.

Por otro lado, hemos visto en el apartado anterior como las políticas de Balance Neto son atractivas para los promotores de DG, pero no para las Compañías Eléctricas. Esquemas más sofisticados podrían satisfacer simultáneamente a ambas partes. El e-Lab (Glick, Lehrman, & Smith) aconseja cómo incrementar esa sofisticación de las tarifas a lo largo de tres ejes:

• Separación por servicios: cambiar de un precio monolítico a una estructura que distinga entre energía, servicios auxiliares y otros componentes.
• Granularidad temporal: cambiar de precios fijos a tarifas que tengan en cuenta los aspectos temporales de la generación y el consumo de energía.
• Granularidad espacial: cambiar de un precio que trata igual a todos los clientes independientemente de su posición en la red a otro que reconozca que su situación impacta el coste de suministrarles energía (y por tanto, el beneficio potencial de la DG)

Nuevos Paradigmas en la Distribución

Nueva York ‘Reforming the Energy Vision’

El Estado de Nueva York ha comenzado un proceso para darle forma a la futura red de distribución a nivel de mercado y redefinir el papel de sus participantes, llamado ‘Reforming the Energy Vision’ (REV), que aboga por emprender las siguientes acciones:

• La creación de una (o varias) Plataformas de Sistema Distribuido (DSP) responsables de integrar la DG. La DSP además proporcionaría el interface entre el sistema convencional de venta al por mayor de energía y los mercados de usuarios finales que incluyen consumidores pero ahora también generación y servicios energéticos. Una DSP sería una plataforma flexible y competitiva en la que puedan florecer múltiples tecnologías y servicios, que fomenten un mercado para monetizar el valor del sistema y habiliten el compromiso activo de los clientes.
• Transparencia y Open Data
• Un sistema nuevo para retribuir las inversiones. Los mercados en una DSP necesitarán para funcionar enviar señales claras en el precio sobre los beneficios y los costes que no se monetizan actualmente. La REV aconseja que se contabilicen los beneficios y costes de todo tipo para las inversiones en la red, las operaciones diarias y en general todos los programas de las compañías eléctricas. La generación de estas señales empujará a las empresas desde su modelo actual de beneficios basados en las tarifas hacia otro de beneficios basados en el mercado. Inicialmente, estos beneficios podrían estar en parte basados en nuevos incentivos orientados al buen desempeño (earnings impact mechanisms, EIMs) para alcanzar objetivos como reducción de la demanda pico, eficiencia energética, compromiso de los clientes, facilidad de acceso a la información, acceso universal o interconexión de los sistemas.

Como resultado de la implementación de una DSP, el Estado de Nueva York espera la aparición de nuevos modelos de negocio que intenten cubrir sus objetivos.

California

California es uno de los Estados más avanzados en cuanto a la regulación y la creación de estructuras de mercado orientadas a la integración de DG en la red.

• El Operador del Sistema (California Independent System Operator, CAISO) está creando la figura del Proveedor de Recursos Distribuidos de Energía (DERPs) (John, California’s Plan to Turn Distributed Energy Resources Into Grid Market Players, 2015), y un conjunto de normas para que estos puedan agregar y despachar recursos de DG para servir a los mercados que hasta ahora solo estaban abiertos a instalaciones de gran escala. En particular, CAISO ha presentado un esquema de precios basado en nodos.
• La Comisión de Empresas de Servicios Públicos (California Public Utilities Commission, CPUC) a su vez ha hecho público un código donde hace obligatorio a las compañías eléctricas bajo su jurisdicción crear Planes de Recursos Distribuidos (DRP), cuya parte clave son los Análisis de Capacidad de Integración. En la práctica, estos son mapas donde cada compañía muestra la capacidad de su red para asumir generación y consumo, de forma que puedan evaluarse los beneficios de los recursos distribuidos, y que su despliegue siempre sea equilibrado.

Integración de Generación Distribuida en Texas

La distribuidora texana ERCOT está considerando tres tipos de integración para los recursos de DG (John, Texas Mulls New Grid Markets for Aggregated Distributed Energy Resources, 2015). Todas ellas incluyen la posibilidad de agregarlos en bloques más grandes de producción. Algo muy interesante de ERCOT, que posibilita esta integración, es la implementación de un esquema de Precio Marginal Locacional (LMP) en tiempo real y accesible. El precio de entregar la energía en cada uno de los cientos de puntos donde ERCOT calcula el LMP se actualiza continuamente y puede consultarse por el público.

• DER Minimal es básicamente un Balance Neto con algunas mejoras. El precio está basado en el Punto de Acuerdo de la Zona de Carga, un valor medio en la zona del Estado donde estén situados los recursos, de las 4 zonas en que ERCOT lo divide.
• DER Light da el paso de pagar a la DG agregada el LMP por la energía que exporta. Este precio puede ser mayor o menor del precio medio de la Zona de Carga, pero tiene la virtud de estar más íntimamente relacionado con el valor de esa energía para la red en el momento en que es generada.
• DER Heavy supone otra capa adicional de beneficios potenciales, al permitir a los operadores de DG agregada participar en los mercados de servicios auxiliares, no disponibles para las versiones anteriores.

El precio en DER Light

El precio en los Puntos de Precio Marginal Locacional para los comercializadores se determina en tiempo real basándose en el coste marginal de suministrar un kWh de energía en ese punto, en lo que se denomina un esquema nodal de precios.

Para cualquier punto, el coste de la energía suministrada será:

Coste = Costes Fijos de Generación (Inversión) +

+ Costes Fijos de Distribución (Inversión en Red, Estabilidad y Disponibilidad) +

+ Costes Variables de Generación ($/kWh) * kWh * (1 + Pérdidas (kWh/km) * km)

Para un escenario convencional, podemos simplificar infiriendo que los costes se incrementan con la distancia entre el Generador que suministra la potencia y el punto de LMP. En realidad es un poco más complicado, ya que la solución a una red nodal es compleja y depende de otros factores como la congestión en la red. La DG típicamente suministra la potencia localmente y evita las pérdidas y la congestión, por lo que 1 kWh generado en la localización del consumidor evita la generación de más de 1 kWh para el operador del sistema.

El coste de la DG en el caso general, por ejemplo para el propietario de una instalación fotovoltaica en el tejado de casa, no tiene componente variable. Por simplicidad, podemos suponer que dicho coste fijo es el Coste Nivelado de la Energía (LCOE) determinado para esa instalación al construirla.

Coste = Costes Fijos de Generación = LCOE

En un escenario simple, con una fuente de energía centralizada y una única línea de distribución con varios LMPs.

El coste marginal de la generación convencional se incrementa con la distancia, alcanzando un punto donde se sitúa por encima del LCOE de una instalación fotovoltaica doméstica. El precio ofrecido a los usuarios acogidos a DER Light más allá de este punto por tanto estará por encima de su LCOE (por tanto, reduciéndolo en la práctica) y les resultará atractivo participar, y a ERCOT más barato que comprar de la planta convencional. Por supuesto, esta situación es variable con el tiempo, resultando en horas del día en las que algunas tecnologías de DG tendrán ventaja evacuando a la red y otras no.

Teóricamente, se alcanzaría un punto donde el coste marginal es tan alto que a ERCOT le resultaría mejor invertir en nueva infraestructura (otra planta de generación más cercana). Veremos en el siguiente apartado si este es realmente el punto de decisión para nuevas inversiones, o si estas pueden retrasarse aún más.

Discusión y Conclusión

¿Tiene sentido invertir en pagos a la DG más allá del punto donde los costes marginales podrían reducirse con nuevas infraestructuras?

• Como hemos visto, estos pagos incrementan el compromiso de los propietarios de DG con la red al recibir las señales de precio adecuadas.
• Además, favorece el bienestar común, al intercambiar capital invertido por los costes variables de comprar energía.
• Se minimiza el riesgo en inversiones gigantescas realizadas de una sola vez, se transfiere parte a los propietarios de la DG y se comparte entre pequeñas ampliaciones paulatinas de la capacidad de la red.

El diseño de precios basado en el LMP está en línea con las recomendaciones del e-Lab sobre la granularidad en tiempo y localización. La separación entre los diferentes productos disponibles para los agregadores y propietarios de DG también supone una limitada separación de servicios. Sin embargo, en DER Light la granularidad reside solamente en el lado de la compra de la energía, al valorar el precio que la Compañía paga, pero su beneficio para los clientes finales se diluye. Esto significa que el Balance Neto se ha perfeccionado, pero no llega a ser un esquema completo de Valor Neto, al estar el precio de la energía importada solo ligeramente conectado todavía con su coste real.

Además, el mecanismo para hallar el precio, aunque es transparente, no implica un mercado abierto y el distribuidor tiene una posición dominante. Los precios no tienen conexión con cambios en el lado del suministro de Generación Distribuida, y solo de forma indirecta con la demanda. Aunque esto no es intrínsecamente negativo, tiene algunas desventajas para los usuarios y los agregadores de DG:

• En principio, los precios solo los controla una parte del suministro, los generadores convencionales. Los clientes no se benefician de la reducción de precio que provoca el aumento de oferta.
• La demanda puede subir los precios por la congestión de líneas y generadores, pero esto no afectaría la capacidad de la DG local para suministrar energía, de forma que ese incremento de precio es artificial. Esto ocurre porque los precios en DER Light no se fijan en un proceso de oferta y demanda, sino que es la distribuidora quien los determina.

Agradecimientos;

Mi más profundo agradecimiento a Paulina Beato y Óscar García Suárez por su inestimable ayuda.

Referencias

• Beato, P. (2000). Cross Subsidies in Public Services: Some Issues. Inter-American Development Bank. IFM Publications.
• Bronski, P., Creyts, J., Crowdis, M., Doig, S., Glassmire, J., Guccione, L., Touati, H. (2015). THE ECONOMICS OF LOAD DEFECTION. Rocky Mountain Institute, Homer Energy.
• Glick, D., Lehrman, M., & Smith, O. (s.f.). RATE DESIGN FOR THE DISTRIBUTION EDGE. Electricity Innovation Lab. Rocky Mountain Institute.
• GTM Research, SEIA. (2015). US Solar Market Insight Report, Q1 2015.
• John, J. S. (12 de June de 2015). California’s Plan to Turn Distributed Energy Resources Into Grid Market Players. Recuperado August de 2015, de Greentechmedia.com.
• John, J. S. (5 de June de 2015). Texas Mulls New Grid Markets for Aggregated Distributed Energy Resources. Recuperado August de 2015, de Greentechmedia.com.
• Lazard. (2014). Levelized Cost of Energy Analysis, version 8.0.
• Smith, R. (2013, February 26). California Girds for Electricity Woes. Retrieved August 2015, from  The Wall Street Journal.
• Trabish, H. K. (2014, January 13). Solar’s Faceoff: Feed In Tariff Versus Net Energy Metering. Retrieved August 2015, de Theenergycollective.com
• Tweed, K. (17 de July de 2014). Con Ed Looks to Batteries, Microgrids and Efficiency to Delay $1B Substation Build. Recuperado August de 2015, Greentechmedia.com.