Desde Asoenergía observamos que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en los últimos meses ha venido desarrollando análisis, estudios y propuestas de medidas regulatorias encaminadas a la Transición Energética y el despliegue de tecnologías como la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI por sus siglas en inglés), Respuesta de la Demanda (RD) y el desarrollo de Tarifas Dinámicas, para en conjunto brindar mejoras técnicas, operacionales, comerciales y la posibilidad de una participación activa del usuario final en los mercados de electricidad. Estas medidas han surtido procesos de benchmarking reflejados en los estudios paralelos contratados por la CREG, donde se evidencia cómo ha sido el despliegue y desarrollo de estas medidas en otros países.
Al respecto, queremos aportar nuestro análisis, en una síntesis propia, comenzando con la anotación de que en el mes de diciembre de 2020 la Federal Energy Regulatory Comission (FERC) publicó un informe que evaluaba la implementación de Respuesta de la Demanda y la Medición Avanzada en el sector eléctrico americano. Allí se expusieron algunos avances en el despliegue y penetración de estas medidas, los desarrollos y retos que ha presentado, las normativas e incentivos que los han acompañado y la importancia de establecer tarifas dinámicas para aprovechar el potencial de la demanda en los mercados mayorista y minorista de las regiones. Los últimos datos disponibles en el estudio del mercado minorista corresponden al año 2018, mientras que los últimos datos del mercado mayorista mas recientes datan del 2019.
Despliegue de AMI en Estados Unidos
El informe expone que en el año 2018 fueron instalados 7.9 millones de medidores avanzados en los Estados Unidos, alcanzando así un total de 86.8 millones de este tipo, que representan el 56.4% de la totalidad de medidores con los que cuenta el país de acuerdo con el Institute for Electric Innovation (IEI). La Figura 1 muestra la evolución que han tenido los medidores avanzados en el sector eléctrico americano en un periodo de 11 años, desde el año 2007 y hasta el año 2018.
Si bien la tasa de penetración de estos medidores varía de acuerdo con los diferentes tipos de usuarios, la tasa es superior al 50% para cada uno de los sectores. Los últimos datos de 2018 evidencian que un total de 50.8% de usuarios industriales ya cuentan con estos medidores avanzados, los usuarios comerciales tienen una tasa de penetración de 54.0%, mientras que el sector residencial – que es el que más cuenta con estos medidores – tiene una de 56.7%. Estos medidores avanzados incluyen desde los medidores básicos de intervalo por hora, hasta aquellos medidores de tiempo real con comunicación bidireccional incorporada capaces de grabar y transmitir datos de manera instantánea.
La Figura 2 desagrega la expansión de estos medidores por usuario y por región, donde se destaca Texas Reliability Entity (Texas RE) como el que más ha avanzado en el despliegue de AMI con una tasa de penetración total de 92.8%.
Importancia de tarifas dinámicas en la implementación de AMI
El despliegue de los medidores avanzados en Estados Unidos inicialmente planteaba entre sus beneficios los potenciales ahorros con respecto a costos derivados de la lectura manual de medidores que requería mano de obra en los medidores convencionales, junto a los costos de reemplazar la infraestructura de medidores antiguos que había llegado al final de su vida útil. Sin embargo, a medida que las redes y los sistemas de distribución han evolucionado – por ejemplo, la implementación de Generación Distribuida, Redes Inteligentes y Recursos Energéticos Distribuidos (DER) en general – se evidencian otros beneficios relacionados con la mejora en las capacidades de detección de fallas u otros eventos, y la solución oportuna de éstos; así mismo, las posibilidades del consumidor de comportarse como una demanda activa en respuesta a señales de precios dinámicos ha jugado un papel fundamental en el desarrollo de estas nuevas tecnologías.
Si bien la implementación de AMI ha traído beneficios técnicos y operativos, las experiencias en diferentes regiones del país norteamericano han evidenciado que el despliegue de medidores avanzados, sin el acompañamiento de esquemas de tarifas dinámicas y programas de Respuesta de la Demanda que permitan al consumidor ser un agente activo en la operación de los mercados mayoristas y minoristas, resulta un trabajo incompleto al no canalizar los mayores beneficios para los mercados. Normalmente los reguladores estatales exigen a las empresas que desarrollan el despliegue de estos medidores, entre otras solicitudes, propuestas que maximicen la participación del usuario final en el mercado por medio de esquemas de Respuesta de la Demanda y señales de precios dinámicos.
El documento en mención muestra cómo en Virginia en el año 2019, Dominion Energy presentó un plan para la modernización de la red que incluía un despliegue de AMI en la zona en que opera, pero el regulador rechazó la propuesta argumentando que ésta no maximizaba el potencial de la tecnología y no justificaba el costo sustancial para los consumidores ya que la empresa no presentó un plan integral para implementar tarifas dinámicas. De la misma manera muestra casos como California donde Riverside Public Utilities desplegó 320,000 medidores implementando tarfias Time of Use, o Missouri donde Ameren Missouri presentó un plan de inversión de cinco años que incluía equipos de red automatizados y autorreparables para reducir frecuencia y duración de interrupciones, e implementando tarifas alternativas para los usuarios, o Carolina del Norte donde la Comisión de Servicios Públicos aprobó en 2019 un rediseño de las estructuras de tarifas de Duke Energy Carolinas que permitiera capturar todos los beneficios de AMI disponiendo de un portafolio de tarifas dinámicas disponibles para la libre elección del consumidor.
Otro caso particular es el de Massachusetts, donde en 2018 se había dado una negativa al reemplazo de medidores existentes por avanzados debido a que el retiro prematuro de éstos requería un costo significativo y beneficios inciertos; sin embargo, en julio de 2020 el Massachusetts DPU inició un proceso de investigación para evaluar los beneficios de la modernización de los medidores, especialmente como apoyo a una demanda de vehículos eléctricos y estaciones de carga que crecía rápidamente. Los beneficios siguieron siendo inciertos y por tanto dicha entidad declaró que investigaría el diseño de tarifas dinámicas que permitieran lograr beneficios para los usuarios de Vehículos Eléctricos en la región.
La cantidad de ejemplos que reflejan la importancia de las tarifas dinámicas en la implementación de AMI son cada vez mayores, a lo mencionado se unen Maryland, New Hampshire, Arizona, California, Washington, Hawai, y Colorado, donde tras algunas pruebas piloto realizadas en 2019 por la Comisión de Servicios Públicos de Colorado , se presentó una propuesta para agregar tarifas dinámicas, las cuales se aplicarían para los meses de verano a partir de 2021, utilizando un esquema de precios en horas pico y no pico.
La importancia de las tarifas dinámicas en el despliegue de AMI lo corroboró el informe publicado en mayo de 2020 por el National Renewable Energy Laboratory (NREL) y el Rocky Mountain Institute, donde analizaron los posibles enfoques de gestión de la energía para las Connected Communities 1, los servicios públicos y los operadores de sistemas. El informe de NREL encontró que los programas de tarifas dinámicas y los medidores avanzados son fundamentales para alinear los beneficios del cliente y de los servicios públicos al operar Connected Communities, brindando a éstas la posibilidad de conseguir ahorros en la factura a través de reducciones de consumo y la agregación de cargas más grandes para participar en programas de Respuesta de la demanda.
Estos acontecimientos que impactan el mercado mayorista y el minorista se encuentran en línea con lo expresado por NERC, quien señala en un estudio aparte que la diversificación de la matriz eléctrica y la inclusión de generación variable creó una creciente necesidad de recursos flexibles como la Respuesta de la Demanda para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y garantizar la mejor gestión de los recursos de oferta disponibles.
Finalmente, el American Council for an Energy-Efficient Economy (ACEEE) ha afirmado que los medidores avanzados se están subutilizando, argumentando que a pesar de que muchas empresas han aprobado el despliegue de AMI en sus sistemas (algunas también lo han rechazado exponiendo que no se aprovechan todas las capacidades y características que brindan los medidores avanzados) los potenciales usos de esta tecnología no se están materializando por completo. Esta es una de las mayores preocupaciones d ela demanda en Colombia, que la tecnología sea subutilizada por no estar acompañada con un plan de innovación consecuente.
ACEEE sostiene que el acceso del cliente a los datos en tiempo real y la comprensión de éstos es importante para realizar una gestión de sus consumos y buscar ahorros, pero señala que el acceso del cliente a los datos por sí solo no genera ahorros de energía, y expone que deben combinarse estas posibilidades con estrategias de precios y programas basados en incentivos como las tarifas dinámicas y la Respuesta de la Demanda.
ACEEE insta a los reguladores a que permitan programas piloto de AMI, pero también a que se creen incentivos para la demanda, exigiendo que las empresas de servicios públicos demuestren las formas en que proponen utilizar medidores avanzados para lograr ahorros y eficiencia energética del cliente, y exigiendo que la recuperación de los costos del despliegue dependa de los beneficios reales para el cliente.
Respuesta de la Demanda en el Mercado Minorista
En el Mercado Minorista la adhesión de usuarios a los mecanismos de Respuesta de la Demanda (RD) y programas de precios o tarifas dinámicas se incrementó 3.3% en el 2018, los datos muestran que 311,300 nuevos usuarios se sumaron a programas de RD, mientras que 722,149 se suscribieron a programas de tarifas dinámicas. La suma de los usuarios inscritos en ambos programas alcanzó un valor superior a nueve millones de usuarios en 2018.
En la Figura 3 se ilustran los usuarios que se han inscrito a programas de Respuesta de la Demanda, donde el total de usuarios llega a 9.7 millones y donde se observa que, a nivel regional, Western Electricity Coordinating Council (WECC) y ReliabilityFirst reportan la mayor cantidad de usuarios inscritos.
De la misma manera, la siguiente figura presenta los usuarios inscritos hasta el año 2018 en programas de tarifas dinámicas por región. En este escenario el país norteamericano cuenta con un total de 9.2 millones de inscritos, donde WECC y ReliabilityFirst informaron cada uno de un total de más de 3 millones de clientes inscritos, representando aproximadamente el 75% de todos los clientes inscritos en programas de precios dinámicos minoristas en 2018.
Como consecuencia de los planes incorporados por diferentes Estados se ha logrado un margen de penetración de AMI en conjunto y articulado con estrategias de tarifas dinámicas, usualmente por medio de la modalidad Time of Use.
En la Figura 5 se observan los potenciales ahorros de demanda pico utilizando los programas de Respuesta de la Demanda en el Mercado Minorista. A nivel nacional el potencial de ahorro por demanda pico alcanzó un valor de 30.9 GW en 2018.
De manera paralela se presenta en la siguiente Figura el potencial de ahorro de demanda pico para los sectores residencial, industrial y comercial, donde se observa que el sector de la industria aporta casi la mitad del potencial de ahorro total con poco más de 15 GW.
Respuesta de la Demanda en el Mercado Mayorista
En 2019 la participación de la demanda en el Mercados Mayorista aumentó en aproximadamente 2.734 MW, es decir, un 9% con respecto a 2018 alcanzando 32.408 MW. En la Figura 6 se observa la participación de la demanda en los programas de RD en el mercado mayorista y la participación como porcentaje de la demanda pico en los años 2018 y 2019 por cada región.
Se observa que entre el Midcontinent Independent System Operator (MISO) y PJM Interconnection (PJM) tienen un alcance superior al 70% de la participación de la demanda, mientras que el mayor incremento en 2019 en la demanda pico lo evidenció California ISO (CAISO) con un incremento del 33.3%.
Respuesta de la Demanda en el año 2020
En el año 2020 todas las regiones de Estados Unidos presentaron cambios en sus patrones de consumo; sin embargo, la implementación de RD no se detuvo. En el mes de agosto el país americano enfrentó una ola de calor, en California se experimentaron cuatro de los cinco días más calurosos desde 1985, por esto el operador de dicho Estado, CAISO, declaró que los generadores y transportadores debían posponer el mantenimiento de sus equipos. Durante este período algunos usuarios suscritos a programas de RD como el Cuerpo de Marines de Estados Unidos redujo su carga en 23.5 MW a través de la desconexión de los barcos de la energía en tierra, la generación de respaldo y las microrredes. Por otro lado, el Departamento de Agua y Energía de California y la Oficina de Recuperación cambiaron 72 MW de carga de bombeo en pico, algunos usuarios industriales cambiaron sus cargas en horas pico y contribuyeron con reducciones de 162,3 MW, entre otros. En promedio, desde el 14 de agosto hasta el 19 de agosto, los recursos de Respuesta de la Demanda en CAISO proporcionaron el 67% del total de MWh de RD que se despacharon.
Desarrollos y retos en Respuesta de la Demanda en Estados Unidos
Las empresas que ofrecen el servicio de electricidad en los diferentes Estados continúan implementando tarifas principalmente Time of Use, además de ofertas de precios más dinámicas, en parte, como respuesta a comentarios y solicitudes de los clientes que buscan lograr un comportamiento activo en los mercados, y a una expansión de los Recursos Energéticos Distribuidos. Las tecnologías de redes inteligentes y los DER pueden mejorar la confiabilidad, la eficiencia, la flexibilidad, y los formuladores de políticas estatales están considerando diseños de tarifas actualizados para proporcionar una valoración justa para estas nuevas tecnologías mientras se equilibran los intereses de los servicios públicos y de los clientes. Además, los reguladores estatales y las empresas eléctricas han prestado especial atención al diseño de tarifas para los clientes minoristas con Vehículos Eléctricos en un esfuerzo por limitar el crecimiento de la carga máxima y mitigar los desafíos operativos a nivel de distribución de estos vehículos eléctricos.
El informe expone que las empresas de servicios públicos también se encuentran evaluando cómo los DER pueden influir en los diseños de las tarifas y así incentivar a los usuarios a participar en programas donde las cargas flexibles pueden obtener beneficios. Por ejemplo, Portland General Electric (PGE) consideró los pronósticos de Recursos Energéticos Distribuidos y cargas flexibles para informar su Plan Integrado de Recursos de 2019. El plan evaluó las interacciones potenciales entre los programas de RD existentes de PGE que incluyen varias tarifas basadas en el tiempo, junto a otros programas de control directo de carga, y los efectos de combinar estos programas con DER. El análisis incluyó interacciones entre energía solar y almacenamiento participación de Vehículos Eléctricos en un programa de control de carga directo y la influencia de tarifas Time of Use en éstos. PGE también utilizó pronósticos de flexibilidad distribuida para evaluar cómo las cargas flexibles afectarían las evaluaciones futuras de adecuación de la capacidad de la empresa de servicios públicos.
La implementación de tarifas dinámicas además ha presentado importantes retos, por ejemplo, en términos de comunicación. En 2017 en Arizona la compañía de servicios públicos recibió autorización para realizar una transición a un nuevo conjunto de planes de tarifas dinámicas variables en el tiempo y con cargos por demanda. Sin embargo, lo que parecía un cambio exitoso recibió quejas por parte de los usuarios quienes expresaban aumentos en las tarifas. Estudios realizados demostraron que la falla se debía a errores de comunicación por parte de la compañía con los usuarios, quienes no habían recibido información clara sobre cómo los cambios en el consumo podrían reflejar beneficios económicos en diferentes horas del día. Ante la posibilidad de que algo así ocurriera, en California, quien continúa en una transición de que todos sus clientes residenciales cuenten con tarifas Time of Use, la California Public Utilities Commission (CPUC) autorizó a diferentes compañías a iniciar la transición a estas tarifas, y en abril de 2020 autorizó un gasto de USD 13.3 millones para un programa de promoción, educación y divulgación para informar a los clientes residenciales de Pacific Gas and Electric Company (PG&E) y Southern California Edison (SCE) sobre cómo los afectaría la transición a dichas tarifas.
Como lo ha anotado Asoenergía, se evidencia que la implementación de tarifas dinámicas se viene promoviendo con mayor regularidad en Estados Unidos, y en este contexto, estudios al respecto han generado una alerta para los operadores estatales, específicamente sobre los inconvenientes técnicos en la red que puedan generar en el mediano plazo debido a la creciente demanda de Vehículos Eléctricos en el país, y por consiguiente un constante incremento en los consumos de los usuarios residenciales.
A medida que el despliegue de los VE se continúa acelerando, las empresas de servicios públicos se están enfocando más en tarifas dinámicas basadas en el tiempo y otros medios para administrar la carga de estos vehículos. En un informe reciente, la Smart Electric Power Alliance (SEPA) explicó que las tarifas básicas basadas en el tiempo pueden no ser suficientes para abordar los desafíos operativos a nivel de distribución, pues si varios usuarios residenciales en la misma área programan sus Vehículos Eléctricos para que comiencen su carga en un mismo período de tiempo – por ejemplo todos los días en las noches – el resultado puede crear involuntariamente una carga coincidente y sobrecargar el sistema. El informe señala que en cuanto siga aumentando el despliegue de este tipo de vehículos, las compañías tendrán que considerar el desarrollo de tarifas variables en el tiempo más sofisticadas y programas para administrar activamente la carga de estos vehículos reduciendo su impacto en los sistemas de distribución por medio de alinear las cargas con los períodos del día donde el costo de la energía es menor. En el Distrito de Columbia se han presentado avances al respecto, pues a inicios de 2020 la Comisión de Servicios Públicos aprobó unas tarifas diseñadas para propietarios de Vehículos Eléctricos incentivándolos a cambiar su carga a horas en que pueden encontrar una menor actividad y por tanto una menor tarifa ofrecida.
Tras lo expuesto se observa una extendida necesidad a que, si bien los desarrollos de AMI pueden traer beneficios operativos y comerciales, el usuario final no se verá fuertemente beneficiado si el despliegue de estas tecnologías no viene acompañado de medidas regulatorias encaminadas a una posibilidad de reacción del usuario a programas de precios, tarifas dinámicas y proyectos de Respuesta de la Demanda, trátese de usuarios residenciales, usuarios con Vehículos Eléctricos o agregaciones de demanda.
Adicionalmente, el diseño de estos programas de tarifas basadas en el tiempo no será suficiente si no se informa claramente al usuario de los beneficios que podría obtener al modificar sus consumos en función de incentivos y cómo hacerlo; así mismo, estos programas necesitarán acompañarse de una gestión óptima de las cargas de Vehículos Eléctricos y gestión de los inconvenientes que podrían presentar a los sistemas de distribución.
El despliegue de AMI en Colombia será crucial para la evolución del sector en los próximos años, pero el el plan debe venir acompañado de incentivos que materialicen potenciales beneficios para los usuarios y la remuneración de dicha implementación debe estar sujeto a éstos.