Innovación en la distribución y la comercialización minorista
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Modernización del sector eléctrico peruano Eje 3: Innovación en la distribución y la comercialización minorista Primer Entregable Análisis preliminar de las mejoras practicas basadas en las experiencias internacionales Autores: Tomás Gómez, Pablo Rodilla, Rafael Cossent y Paolo Mastropietro Borrador 0.9 Febrero 2021
Transcript of Innovación en la distribución y la comercialización minorista
Modernización del sector eléctrico peruano
Eje 3:
Innovación en la distribución y la comercialización minorista
Primer Entregable
Análisis preliminar de las mejoras practicas basadas en las experiencias internacionales
Autores:
Tomás Gómez, Pablo Rodilla, Rafael Cossent y Paolo Mastropietro
Borrador 0.9
Febrero 2021
Índice de Contenidos
Resumen Ejecutivo .......................................................................................................................... 2
1. Reestructuración de las actividades de distribución ...................................................... 8
Reestructuración de modelos para las actividades de distribución................................... 9
Propiedad de recursos energéticos distribuidos y / o almacenamiento ........................ 11
Coordinación con el operador del sistema ............................................................................ 13
El papel de los distribuidores en los mercados locales de flexibilidad........................... 14
Aumento en la transparencia de DSO y publicación de mapas de capacidad de alojamiento ......................................................................................................................................................... 14
1.5.1 Experiencia internacional ................................................................................................ 15
Servicio de datos ......................................................................................................................... 20
1.6.1 Gestión de datos ................................................................................................................ 20
1.6.2 Experiencias internacionales .......................................................................................... 21
Referencias ................................................................................................................................... 21
2. Infraestructura de Medición Avanzada ............................................................................. 24
Factores que estimulan el mercado para la implementación de AMI ........................... 25
Análisis coste-beneficio ............................................................................................................. 26
Funcionalidades .......................................................................................................................... 28
Recomendaciones ........................................................................................................................ 29
Referencias ................................................................................................................................... 30
Anexo 1: análisis de costes-beneficios en Alemania, Reino Unido y Victoria
(Australia)................................................................................................................................................... 31
3. Establecimiento de ingresos de la actividad de distribución ....................................... 35
Tratamiento por separado de CAPEX y OPEX o TOTEX ............................................ 36
La fórmula de remuneración y los ingresos permitidos anuales para el DSO ............. 38
3.2.1 Determinación del RAB de apertura............................................................................. 39
3.2.2 Incorporación de nuevas inversiones en las asignaciones por ingresos ............... 42
3.2.3 Otros elementos de diseño que afectan los ingresos permitidos ............................ 45
Incentivos adicionales ................................................................................................................ 46
3.3.1 Esquemas bonificación/penalización por calidad de servicio ................................. 46
3.3.2 Evaluación de la financiación .......................................................................................... 49
3.3.3 Incentivos para entradas por innovación .................................................................... 49
Referencias ................................................................................................................................... 50
Anexo 1- Regulación de la red de distribución en Gran Bretaña ................................... 52
3.5.1 Antecedente ........................................................................................................................ 52
3.5.2 Flujo de trabajo de establecimiento de ingresos DISCO y decisiones clave ....... 53
4. Diseño de tarifas .................................................................................................................... 63
Principios del diseño de tarifas ................................................................................................ 63
Los elementos del precio de la electricidad .......................................................................... 64
Metodologías de asignación eficientes .................................................................................. 65
4.3.1 El precio de la energía eléctrica ..................................................................................... 65
4.3.2 El precio de los servicios relacionados con la energía .............................................. 67
4.3.3 Recargos por concepto de la red .................................................................................... 68
4.3.4 Costos por política ............................................................................................................. 70
Costos residuales y deserción de la red ................................................................................. 71
4.4.1 Elasticidad a largo plazo y deserción de la red .......................................................... 72
4.4.2 Cómo recuperar costos residuales no asignables ....................................................... 73
Remuneración de la producción de DER detrás del medidor .......................................... 74
Impactos distributivos ............................................................................................................... 75
Una hoja de ruta potencial para la transición ...................................................................... 75
i
Experiencias internacionales ................................................................................................... 76
Referencias ................................................................................................................................... 77
5. Mercados locales de flexibilidad ........................................................................................ 79
La necesidad de señales de largo plazo a nivel de distribución. ...................................... 79
El desafío de diseñar las subastas distribuidas .................................................................... 81
Experiencias internacionales ................................................................................................... 84
5.3.1 Contratos en estas experiencias pioneras .................................................................... 85
Referencias ................................................................................................................................... 87
6. Eficiencia de los procesos minoristas ................................................................................ 89
Eliminación de barreras: mejores prácticas .......................................................................... 90
La experiencia europea: el estado actual del mercado minorista .................................... 92
Tarifas reguladas ........................................................................................................................ 96
6.3.1 Diseño de tarifas por defecto .......................................................................................... 97
6.3.2 Una tarifa por defecto que refleja los costes: la tarifa por defecto en España ..... 98
6.3.3 Tarifas por defecto basadas en subastas de energía de mediano a largo plazo: el
caso de South America.....................................................................................................................100
6.3.4 ¿Cuál es el nivel recomendado de cobertura en la fijación de tarifas por defecto?101
Costos heredados, arbitraje ineficiente e inequitativo y tarifas de salida102
Referencias ................................................................................................................................ 106
1
Este documento es el primer entregable correspondiente al “Eje 3: Innovación en distribución y
comercialización minorista”, en el contexto del proyecto “Modernización del sistema eléctrico peruano”.
El presente informe analiza las principales discusiones y mejores prácticas derivadas de la experiencia
internacional. Esto sienta las bases para las alternativas detalladas que se presentarán para el contexto
peruano en el informe final.
El documento ha sido elaborado por los autores del Instituto de Investigaciones Tecnológicas de la
Universidad Pontificia Comillas para el Grupo del Banco Mundial.
Propiedad y responsabilidad
Los derechos de autor de este trabajo corresponden a los miembros del equipo de investigación, los cuales deben ser
referenciados en cualquier uso de sus resultados.
Las conclusiones y opiniones expresadas en este informe pertenecen exclusivamente a los autores, y no comprometen
en ningún grado a la Universidad Pontificia Comillas ni a ninguno de sus Centros, Institutos, Profesores o
Investigadores.
Por tanto, cualquier cita o remisión a este documento deberá siempre mencionar explícitamente los nombres de los
autores y en ningún caso mencionará únicamente a la Universidad.
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Resumen Ejecutivo
El objetivo de este primer entregable no es brindar recomendaciones específicas y detalladas para
la reforma peruana, que será el objetivo del próximo y último informe, sino resumir tanto los
principales debates regulatorios como las mejores prácticas que ahondan en el nuevo rol de y los
procesos de innovación en las empresas de distribución y comercialización minorista, todo ello
basado en experiencias internacionales recientes.
Reestructuración de las actividades de distribución
La descentralización del sector eléctrico es un elemento central de la transición energética y
conlleva tanto desafíos como oportunidades para el sector de la distribución. Es necesario reformar
la regulación de la actividad de distribución para que adapte a esta nueva realidad y permitir un
desarrollo eficiente de los nuevos modelos de negocio que surgen al final de la red eléctrica.
Entre todas las diferencias que se pueden encontrar en la regulación de la actividad de distribución,
probablemente la más relevante sea la relación con el comercio minorista. Mientras que, en la
Unión Europea y alguna jurisdicción en Estados Unidos, la distribución y la comercialización
están desagregadas y la actividad de la red regulada se ha separado de alguna manera por la
actividad competitiva a realizar en el mercado minorista, en otras regiones, como en la mayor
parte de América Latina, las empresas de distribución también actúan como comercializadores
minoristas regulados para ciertas categorías de consumidores conectados a su red. Esta es la
situación también en el Perú, aunque este aspecto puede ser reformado en el futuro.
En este contexto, las empresas de distribución deben convertirse en operadores activos que
coordinen los recursos energéticos distribuidos (DER, por sus siglas en inglés) y faciliten
soluciones de mercado para los servicios que pueden ofrecer.
El nuevo paradigma da lugar a nuevos y potenciales conflictos de intereses entre la distribución y
otras actividades. Se requiere un nuevo debate sobre la separación de negocios regulados y
competitivos. Según algunos expertos, solo la separación de la propiedad entre las actividades de
distribución y generación/comercialización minorista garantizaría un marco eficiente para la
integración de los DER. Si no se puede implementar la separación de la propiedad, el distribuidor
debe estar sujeto a una regulación estricta (incluidas las reglas de transparencia) y al monitoreo.
Varios reguladores prohibieron directamente la propiedad de DER por parte de empresas de
distribución, por ejemplo en la Unión Europea, instalaciones de almacenamiento o recarga de
vehículos eléctricos. Sin embargo, generalmente se aplican varias exenciones a esta regla.
Los DER podrán proporcionar servicios locales a la red de distribución, pero también pueden
vender servicios de flexibilidad al operador del sistema. Esto requerirá una mayor coordinación
entre los operadores de red. Dicho comercio puede tener lugar en mercados locales de flexibilidad
específicos, lo que puede fomentar una gestión de la congestión de la red de distribución más
eficiente y una planificación a largo plazo. Si estos mercados locales son implementados por
empresas de distribución sin una evidente separación de la propiedad, es aconsejable cierta
supervisión para evitar la creación de barreras de entrada.
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Más allá de las señales que brindan los mercados locales, también es relevante establecer
metodologías para la divulgación de información, por parte de las empresas distribuidoras,
asociadas al estado de la red eléctrica. Los mapas de capacidad de alojamiento, una herramienta
muy extendida en los Estados Unidos, representan la información mínima que debe estar
disponible para los agentes para que puedan tomar decisiones de inversión informadas a nivel de
distribución.
Los datos producidos por medidores inteligentes pueden fomentar servicios innovadores,
especialmente en el negocio minorista, pero para aprovechar este potencial, es necesario establecer
un marco regulatorio sólido para la gestión de datos. Independientemente de la estrategia de
gestión (centralizada o descentralizada), los datos deben proporcionarse a los actores competitivo
del mercado en un formato estandarizado y garantizar que los clientes mantengan la propiedad y
el control total sobre sus datos.
Infraestructura avanzada de medidores inteligentes
Las empresas de distribución en Perú se encuentran en una etapa incipiente de despliegue de
medidores inteligentes. Las experiencias de la Unión Europea y los Estados Unidos presentan un
conjunto rico y diversificado de soluciones para extraer lecciones que desarrollen nuevas políticas
sobre este tema.
En 2018, los medidores inteligentes representaron, respectivamente, el 34% y el 56% de los puntos
de medición en la Unión Europea y los Estados Unidos. Varias jurisdicciones han elaborado o están
desarrollando planes de implementación para infraestructura avanzada de medición. Los
impulsores más extendidos para el despliegue de medidores inteligentes son la digitalización de la
red de distribución, la posibilidad de aplicar tarifas dinámicas, la mejora del mercado minorista y
una integración más eficiente de los recursos energéticos distribuidos. Sin embargo, una gran parte
de los beneficios potenciales de la infraestructura avanzada de medición (AMI, por sus siglas en
inglés) solo se puede obtener si los diseños de mercado y tarifas se modifican de acuerdo a lo
establecido. Por lo tanto, el despliegue de medidores inteligentes debería ser parte de un conjunto
más amplio de reformas que vayan en esta dirección. Además, los reguladores deben orientar el
despliegue de medidores inteligentes, anticipándose a las iniciativas privadas y asegurándose de
que el despliegue de medidores inteligentes siempre esté alineado con los objetivos del sistema.
Como se mencionó anteriormente, las AMIs pueden generar grandes ganancias de eficiencia y el
surgimiento de nuevos modelos comerciales, pero también implican costos significativos, que en
última instancia son asumidos por los consumidores. Es esencial que el equilibrio entre costos y
beneficios se evalúe adecuadamente en un análisis específico antes de cualquier fase de
implementación, posiblemente para diferentes categorías de consumidores. En la Unión Europea,
por ejemplo, los Estados Miembros están obligados legalmente a realizar análisis de costes y
beneficios (CBA, por sus siglas en inglés) de los sistemas de medición inteligente de forma
periódica y proceder con el despliegue si el resultado es positivo. Los convenios colectivos también
se utilizan en otros contextos regionales, como en los Estados Unidos o Australia.
En el mercado se pueden encontrar varios modelos de medidores inteligentes y cada uno de ellos
puede ofrecer diferentes servicios. Es importante que el regulador defina un conjunto mínimo de
funcionalidades requeridas antes de que comience el despliegue, para evitar la obsolescencia
temprana del equipo. Otros detalles de la implementación del despliegue son el nivel de
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centralización del proceso de instalación, la gestión de los datos producidos por los medidores
inteligentes y la resiliencia del sistema de medición a los ciberataques.
Establecimiento de los ingresos de las actividades de distribución
El actual establecimiento de los ingresos de las empresas de distribución en el Perú se basa en
algunos elementos de diseño que no promueven la innovación y nuevas inversiones en tecnologías
para la integración de DER y la mejora de la calidad del servicio. Más específicamente, los
elementos más importantes del establecimiento de los ingresos por distribución que deben
revisarse están relacionados con el cálculo y el tratamiento de la base de activos y los gastos de
capital, así como con los incentivos basados en la producción (como la calidad del servicio).
Las metodologías de tope de ingresos, que representan el punto de partida del análisis1, pueden
estar sujetas a muchas formas diferentes de implementación. Se analizan los elementos de diseño
más relevantes y las decisiones de diseño recomendadas en el contexto actual de creciente
penetración de DER. Estas mejores prácticas son las siguientes.
Remuneración con enfoque en TOTEX
En cuanto a la retribución, se recomienda avanzar en la dirección de igualar los incentivos
percibidos por los operadores de sistemas de distribución (DSO, por sus siglas en inglés) para
reducir costes independientemente de su naturaleza (CAPEX u OPEX). Esto se logra mediante la
introducción de algún tipo de regulación de topes de ingresos con enfoque en TOTEX. Vale la
pena enfatizar que existe una amplia gama de enfoques entre separar completamente CAPEX y
TOTEX y evaluar ambos en su conjunto. Una solución intermedia parece ser la alternativa más
razonable.
Cualquier metodología de elementos constitutivos implica calcular y actualizar la base de activos regulados (RAB, por sus siglas en inglés)
Cualquier metodología de remuneración debe basarse en el cálculo (o estimación) de los
denominados “elementos constitutivos” del negocio de distribución, y esto implica determinar el RAB
(real, eficiente o estimado). El valor RAB es una parte fundamental para la determinación de los
ingresos permitidos porque tanto la depreciación como el rendimiento del capital se calculan a
partir de él.
Al implementar la metodología, el enfoque más adecuado para determinar el RAB inicial (o
heredado) depende en general del caso, pero una combinación que considere las inversiones reales
(siempre que sea posible) y los costos estándar parece ser un punto medio razonable.
1 Hoy en día existe un consenso total sobre la necesidad de desvincular la retribución de la actividad de distribución del volumen de energía distribuida, que puede ser reducido por inversiones en DER sin la correspondiente reducción de costos (MITEI, 2016; IRENA, 2017). Es por eso que la regulación de los topes de precios ni siquiera se considera en este análisis. Dicho esto, vale la pena mencionar que la regulación de los topes de precios con una corrección de ingresos después de los hechos puede parecerse en gran medida a una regulación de los topes de ingresos.
7
Posteriormente, al comienzo de cada período regulatorio subsiguiente, el regulador debe incluir
en el RAB las inversiones no depreciadas ya permitidas en períodos regulatorios anteriores (por
lo tanto, no sería necesario reevaluar esa parte). Esto se conoce como consolidación del RAB. Se
recomienda consolidar el RAB para mitigar la inestabilidad regulatoria y reducir la carga
regulatoria. La reapertura del RAB, como lo hace hoy la metodología VNR, no representa un
mecanismo probado en el futuro.
En lo que respecta al RAB, también es necesario señalar que en la regulación con enfoque en
TOTEX, es necesario disociar, al menos en cierta medida, las nuevas incorporaciones del RAB de
las inversiones reales. Esta disociación puede ser parcial y, por lo tanto, el RAB puede contabilizar
en parte las inversiones reales.
Incorporación de nuevas inversiones en las asignaciones por ingresos
Las fórmulas de remuneración a priori de los DSO deben incorporar mecanismos de participación
en los beneficios para mitigar el impacto de los errores de previsión regulatoria en un contexto de
creciente incertidumbre. El menú de contratos es una herramienta sofisticada que presenta
propiedades muy convenientes. La revisión a posteriori asociada con el menú de contratos se puede
calibrar para situar los incentivos y los riesgos entre una regulación basada únicamente en
incentivos y basada únicamente en el costo del servicio.
Para obtener la remuneración a priori, un modelo de red de referencia prospectivo basado en
ingeniería (RNM, por sus siglas en inglés) representa un enfoque adecuado.
Periodos de regulación
Periodos regulatorios prolongados (5 años o más) y permiso para reaperturas representan
prácticas recomendadas en la actualidad. Aquellas son compatibles con revisiones intermedias para
algunos elementos específicos (por ejemplo, planes de inversión).
Otros incentivos
Los mecanismos de incentivos / penalizaciones basados en producción, junto con una
remuneración con enfoque en TOTEX, son las mejores herramientas para mejorar la confiabilidad
de la red en la actualidad. Las salidas producidas a monitorear deben incorporar tanto el número
como la duración de las interrupciones.
Finalmente, es relevante señalar que a pesar de que la regulación de la producción es generalmente
preferible a la regulación de los insumos, la innovación puede ser difícil de lograr a través de la
regulación de la producción únicamente.
Diseño de tarifas
Las tarifas jugarán un papel crucial durante la transición energética, ya que serán llamadas para
definir el equilibrio entre recursos y servicios energéticos centralizados y distribuidos. Más allá
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de cumplir con los principios clásicos de fijación de tarifas de eficiencia en la asignación y
suficiencia de costos, los precios y cargos por los servicios de electricidad deberán ser no
discriminatorios (y simétricos para la generación y el consumo) y tecnológicamente neutrales.
Debe mejorarse la granularidad de los precios de la energía. Los precios de la electricidad deben
calcularse para intervalos de tiempo más cortos para revelar el valor real de los recursos
distribuidos. Sin embargo, esto requiere un despliegue previo de AMI entre los clientes que pueden
responder a tales señales. La granularidad espacial, por otro lado, tiene un costo (en términos de
cálculo y mayor complejidad) y se debe buscar una compensación. Los precios distribuidos de la
energía local no parecen ser una solución viable por el momento. Cuando existen mecanismos de
adecuación, los cargos para recuperar los costos de estos esquemas deben ser proporcionales al
consumo esperado durante las condiciones de escasez.
Los costos de la red, por otro lado, deben recuperarse mediante cargos pico coincidentes. Los
costos residuales, tanto los costos residuales de la red que no se pueden asignar de manera eficiente
como la mayoría de los costos de la póliza, se recuperarían mejor mediante un cargo fijo, expresado
como una suma global que podría calcularse anualmente y facturarse en cuotas mensuales. Se
supone que esta carga fija no transmite ninguna señal que pueda desencadenar una respuesta
ineficaz por parte del consumidor.
Deben evitarse las políticas de medición neta para el despliegue de generación distribuida. Los
DER deben recibir una compensación que refleje el valor de mercado de esa electricidad y pagar
los cargos que reflejen los costos asociados con el uso de la red. También es importante señalar
que el despliegue de DER, y el rediseño de las tarifas eléctricas necesarias para garantizar su
integración eficiente, pueden generar un impacto distributivo que aumentará la carga para los
consumidores de bajos ingresos. Este efecto puede corregirse dentro del diseño arancelario o
mediante medidas de protección específicas.
A pesar de este marco teórico, cabe señalar que muchas jurisdicciones aún aplican un diseño
tarifario simplista. Por ejemplo, tanto en Europa como en los Estados Unidos, la mayoría de los
sistemas continúan asignando la mayoría de los costos de la red (y otros costos regulados) a través
de cargos volumétricos y solo algunos de ellos aplican algún nivel de discriminación horaria.
Mercados locales de flexibilidad
Como ya se mencionó, los DER pueden mejorar la eficiencia tanto en la operación como en la
planificación a largo plazo de la red de distribución. Sin embargo, se requieren mercados locales
específicos para aprovechar plenamente estos beneficios potenciales.
Incluso las tarifas diseñadas de manera eficiente no pueden proporcionar la señal a largo plazo y
los compromisos que los usuarios finales pueden requerir para invertir en DER y DSO para
planificar la red. Esta situación de ineficiencia puede resolverse mediante subastas de contratos de
flexibilidad local de largo plazo.
Estas nuevas subastas distribuidas deben diseñarse cuidadosamente, especialmente en términos
del tipo de disponibilidad requerida para DER, el tiempo de notificación para la entrega, las
sanciones por bajo rendimiento, la posibilidad de incorporar un contrato financiero y las posibles
limitaciones en la cantidad de producto que cada recurso puede oferta (como ocurre en los
mercados de capacidad). Si el producto no se define de manera unívoca, es posible que en la subasta
haya que comparar recursos muy diferentes, que brindan diferentes servicios (caso en algunos
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sistemas en los EE. UU.). Esta es una tarea muy compleja sin una solución obvia.
Aunque este tema ha sido ampliamente abordado en la literatura, muy pocos ejemplos de
plataformas de mercado para el comercio de servicios distribuidos se pueden encontrar en
experiencias internacionales, algunos de ellos solo como proyectos piloto. Los mercados locales
más relevantes para los servicios de distribución en Europa son NODES, Cornwall LEM, Piclo
Flex, GOPACS y Enera. La principal diferencia entre estas experiencias radica en el producto que
permiten comercializar.
Sector minorista
En Perú, los consumidores residenciales por debajo de 20 kW y los consumidores comerciales o
industriales por debajo de 20-200 kW todavía son abastecidos por empresas de distribución bajo
una tarifa regulada.
La creación de un mercado minorista es el paso final de la liberalización del sector eléctrico, que
solo se ha dado en algunas jurisdicciones que reestructuraron su sistema eléctrico. En teoría, un
mercado minorista eficiente puede resultar en tarifas más bajas para los consumidores y aumentar
la competencia en el mercado mayorista. Para lograr estos beneficios, la regulación de la venta al
por menor debería perseguir barreras de entrada bajas para proveedores y barreras de cambio
bajas para usuarios finales. Sin embargo, el debate sobre la realización real de estos beneficios aún
está en curso. Las barreras que se mencionan con más frecuencia para la venta minorista eficiente
son la presencia de tarifas predeterminadas, la separación ineficaz (con generación o distribución),
procesos complejos de cambio de proveedor y la falta de herramientas adecuadas de comparación
de precios.
La experiencia más avanzada con la liberalización minorista es probablemente la europea, donde
la creación de un mercado minorista se incluyó en el modelo objetivo para la regulación del sector
eléctrico. Además, en esta región, sin embargo, el mercado minorista aún no ha podido cumplir
sus promesas en términos de beneficios esperados. La diferencia entre los precios del mercado
mayorista y minorista es alta en varias jurisdicciones, mientras que muchos mercados aún
presentan un nivel de concentración indeseable.
Incluso en algunos de los mercados más maduros (como, por ejemplo, el Reino Unido o España),
los reguladores han decidido mantener una especie de protección predeterminada para los clientes
nacionales. Las tarifas por defecto pueden obstaculizar el desarrollo del mercado minorista; deben
reflejar los costos e introducir la menor intervención reguladora posible. Una tarifa subsidiada y
por debajo de los precios de mercado representa una competencia desleal y eventualmente
terminaría con el mercado minorista. En cuanto a los costes energéticos en el diseño de la tarifa
por defecto, contratar un cierto porcentaje por adelantado y tratar al mismo tiempo de transmitir
la señal del mercado a corto plazo en la mayor medida posible parece ser el enfoque más eficiente.
Por otro lado, los costos heredados representan un desafío en ciertos contextos. Los costos
marginales a largo plazo están disminuyendo por debajo de los niveles actuales de precios del
mercado y, lo que es más importante, por debajo de los precios firmados en contratos a largo plazo.
Además de eso, los usuarios finales tienen que asumir los costos de diferentes tipos de los llamados
costos de política. La consecuencia inmediata es que, si las tarifas y los cargos no se diseñan
adecuadamente, existe un cierto riesgo de que aquellos usuarios finales que han estado bajo la
protección de tarifas reguladas puedan optar por salirse de ellas para beneficiarse de un arbitraje
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gratuito que dejaría la carga de los costos heredados en aquellos otros usuarios finales que por
cualquier motivo no pudieron hacerlo
La asignación de costos heredados debe diseñarse de manera que no haya lugar para un cambio
oportunista ineficiente al mercado libre. Hay varias alternativas posibles. Uno de ellos consiste en
quitar estos costos potencialmente varados de las tarifas eléctricas que pagan todos los
consumidores de electricidad, incluyéndolos como un rubro extra en el presupuesto nacional,
finalmente cubierto por los contribuyentes. Alternativamente, estos nuevos costos varados
podrían recibir la categoría de costos residuales y podrían asignarse entre todos los usuarios finales
a través del componente de acceso a la red regulado en la tarifa. Finalmente, una alternativa cada
vez más considerada es diseñar una tarifa de salida que se cobrará a aquellos usuarios finales que
decidan migrar de las tarifas reguladas al mercado libre.
10
1. Reestructuración de las actividades de distribución
Una de las principales tendencias que caracteriza la transición energética es la descentralización
del sector energético. Este proceso de descentralización consiste en la aparición de nuevos actores
y modelos de negocio en la red de distribución, desencadenado por la instalación de generación y
almacenamiento distribuidos, el despliegue de una infraestructura de medición avanzada y la gran
cantidad de datos que esta última produce. Esta descentralización conlleva tanto desafíos como
oportunidades para el sector de la distribución. Por un lado, la operación de la red de distribución
se vuelve más compleja y requiere tecnologías y estrategias innovadoras que permitan una
operación inteligente de la red. Por otro lado, los servicios de energía distribuida que ofrecen los
nuevos actores y modelos de negocio pueden ser altamente beneficiosos para un funcionamiento
eficiente de la red a corto plazo, pero también para su planificación más eficiente a largo plazo.
Este cambio de paradigma obliga a redefinir el papel de las empresas distribuidoras, que deben
convertirse en Operadoras activas del Sistema de Distribución (o DSOs, por utilizar un concepto
ampliamente utilizado en el contexto europeo), que gestionan activamente la red y la interacción
con los recursos energéticos distribuidos (DERs, por sus siglas en inglés). ) y actúa como un
facilitador neutral de soluciones basadas en el mercado.
La descentralización del sector eléctrico es un elemento central de la transición
energética y conlleva tanto desafíos como oportunidades para el sector de la
distribución; La regulación de la actividad de distribución debe reformarse acorde a
esta nueva realidad.
Este nuevo rol debe lograrse partiendo de una condición regulatoria que dista mucho de ser
uniforme entre los sectores energéticos liberalizados. Entre todas las diferencias que se pueden
encontrar en la regulación de la actividad de distribución, la más relevante para esta discusión es
probablemente la relación con el negocio minorista. Mientras que en la Unión Europea y en alguna
jurisdicción de Estados Unidos, la distribución y la venta al por menor están desagregadas y la
actividad de la red regulada se ha separado de alguna manera por la actividad competitiva a realizar
en el mercado minorista, en otras regiones, como en la mayor parte de América Latina. En Estados
Unidos, las empresas de distribución también actúan como minoristas regulados para ciertas
categorías de consumidores conectados a su red. Esta es la situación también en el Perú, aunque
este aspecto puede ser reformado en el futuro. El objetivo de este entregable no es brindar
recomendaciones específicas y detalladas para el contexto peruano, que es el objetivo de las
próximas fases de este proyecto, sino resumir tanto las principales discusiones regulatorias como
las mejores prácticas que ahondan en torno al nuevo rol de la distribución y empresas minoristas,
todas basadas en experiencias internacionales recientes. Para lograr este objetivo, esta sección
introductoria presenta seis discusiones regulatorias generales que brindan los antecedentes de los
temas cubiertos en el resto del entregable:
• la necesidad de reestructurar o supervisar de cerca las actividades de distribución
(subsección 1.1);
• la compatibilidad o incompatibilidad de las funciones de DSO con la propiedad de los
recursos distribuidos, como la generación o el almacenamiento (subsección 1.2);
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• la necesidad de reforzar significativamente la coordinación entre el operador de la red de
distribución y el operador del sistema (subsección 1.3);
• el papel del distribuidor como facilitador del mercado en los mercados locales de
flexibilidad (subsección 1.4);
• la necesidad de aumentar la transparencia y publicar, entre otros, información sobre la
capacidad de hospedaje (subsección 1.5);
• la gestión de los datos de consumo que pueden producir los sistemas de medición
inteligente (subsección 1.6).
Aunque las experiencias internacionales cubiertas en esta sección provienen de jurisdicciones con
desagregación vertical entre distribución y venta minorista, la mayoría de estas discusiones son
relevantes también para las empresas de distribución que actúan como minoristas regulados, como
en el caso de la propiedad de recursos distribuidos, la publicación de mapas de capacidad, o la
gestión de datos producidos por medidores inteligentes. El resto de las discusiones se
perfeccionarán y adaptarán al contexto peruano en el próximo entregable.
Modelos de reestructuración para la actividad de distribución
Burger y col. (2019) discuten el rol y las funciones del distribuidor en el nuevo contexto, con
especial atención a los nuevos conflictos de interés que puedan afectar la eficiencia del sistema en
su conjunto. Se proponen tres opciones para (re) estructurar los roles y responsabilidades de los
distribuidores en mayor o menor medida:
(i) El primer modelo es un modelo de libro de texto ideal con muy pocas implementaciones en el
mundo real, todavía en una etapa inicial (como en Eslovenia, EURELECTRIC, 2020), lo que
implicaría la separación entre el propietario y el operador de la red de distribución, estando ambos
también separados verticalmente de las actividades de generación y venta al por menor. Este
modelo buscaría replicar el modelo ISO (Operador Independiente del Sistema) que se aplica en los
sistemas liberalizados (a nivel de alto voltaje) en los EE. UU. El operador de la red de distribución
estaría a cargo de gestionar la compra de servicios locales para una operación eficiente y expansión
de la red de distribución.
(ii) El modelo DSO (Operador del Sistema de Distribución), donde el DSO combina la propiedad
de la red de distribución y su operación y planificación (y por tanto también la gestión de los
posibles mecanismos de compra). Este DSO tendría que estar separado verticalmente de las
actividades de generación y venta al por menor.
(iii) El modelo en el que el distribuidor se integra verticalmente con generación, minorista o con
ambas actividades. En este caso, la distribuidora es propietaria de la red, es responsable de su
operación y planificación, y forma parte de la misma empresa (o holding) que tiene actividad de
generación y/o comercialización.
Cuando en la clasificación anterior hablamos de desagregación, nos referimos a una desagregación
vertical efectiva. En MITEI (2016), se argumenta cómo la desagregación legal o funcional es
completamente ineficaz, y cómo las lecciones aprendidas en los EE. UU. y en la UE en las
actividades de generación y transmisión llevan a la conclusión de que la desagregación estructural
(propiedad) es la única desagregación efectiva real. . El mismo informe sugiere que cualquier otro
tipo de desagregación vertical debe tratarse a todos los efectos como el tercer modelo (ausencia de
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reestructuración).
No obstante, cabe señalar que, por ejemplo, la desagregación funcional es el modelo adoptado por
la gran mayoría de países europeos.
El nuevo paradigma da lugar a nuevos potenciales conflictos de interés entre la
distribución y otras actividades. Según algunos expertos, solo la separación de la
propiedad entre las actividades de distribución y generación/comercialización
minorista garantizaría un marco eficiente para la integración de los DER
En general, los dos primeros modelos pueden lograr una integración eficiente de los recursos
energéticos distribuidos, sin conflictos de interés y con una supervisión regulatoria moderada. El
enfoque en ambos casos es asegurar la disociación entre el DSO y las actividades, como la
generación y el comercio minorista, que están abiertas a la competencia. Sin embargo, en el caso
del tercer modelo, solo un seguimiento estrecho puede lograr el mismo efecto, ya que esta
desagregación no está intrínsecamente presente.
Si no se puede implementar la separación de la propiedad, el distribuidor debe estar
sujeto a una regulación estricta (incluidas muchas reglas de transparencia) y monitoreo
El desafío del tercer modelo es regular la actividad de distribución para que los incentivos del
operador estén lo más alineados posible con la integración eficiente (y competitiva) de los DER.
En los sectores de energía totalmente liberalizados, un operador de distribución que no esté
efectivamente separado del comercio minorista debe estar sujeto a una regulación estricta que
incluya reglas específicas sobre transparencia (ver las siguientes subsecciones), a fin de minimizar
las oportunidades de introducir barreras de entrada a terceros en términos de conexión o
prestación de servicios. Por otro lado, en los sectores eléctricos donde las empresas de distribución
también actúan como minoristas regulados, se debe desarrollar un marco claro sobre el cual los
agentes tienen derecho a brindar servicios distribuidos y, de acuerdo con este marco, los límites
de distribución deben definirse las actividades, junto con una estrategia de seguimiento.
Desagregación de la regulación en Europa
Las directivas europeas con respecto a los mercados de la electricidad enfatizan la importancia
de la desagregación vertical (aunque no necesariamente la desagregación de la propiedad) de
los DSO o, si esto no es posible, un monitoreo riguroso para evitar un efecto negativo en la
competencia. El artículo 35 de la Directiva 2019/944 establece (Comisión Europea, 2019):
“1. Cuando el gestor de la red de distribución forme parte de una empresa integrada verticalmente, será
al menos independiente en términos de forma jurídica, organización y toma de decisiones de otras
actividades no relacionadas con la distribución. Estas normas no crearán la obligación de separar la
propiedad de los activos del gestor de la red de distribución de la empresa integrada verticalmente.
12
Propiedad de recursos energéticos distribuidos y / o almacenamiento
Un nuevo papel para los DSO es la integración eficiente de tecnologías innovadoras como la
generación distribuida, el almacenamiento distribuido o la infraestructura de recarga de vehículos
eléctricos. La principal pregunta que surge a este respecto es si estas tecnologías podrían
considerarse activos del operador de distribución (y, por lo tanto, ser reguladas) o tratarse como
activos para ser entregados de manera competitiva y propiedad de terceros.
En los EE. UU. Y la UE, la mejor práctica consiste en prohibir la propiedad, el desarrollo, la
gestión o la operación de estos activos por parte de las empresas de distribución. Existe una clara
incompatibilidad entre el funcionamiento de las redes y la propiedad y gestión de los recursos
energéticos (sólo sería compatible el modelo ideal de libro de texto introducido en las secciones
anteriores).
No se debe permitir que los operadores de sistemas de distribución sean
propietarios, desarrollen, administren u operen instalaciones de generación
distribuida de energía, almacenamiento o estaciones de carga de vehículos eléctricos
Aunque no permitir la propiedad representa la mejor práctica, en los EE. UU. No es el único
enfoque. Por ejemplo, en California (MITEI, 2016), la comisión reguladora ordenó que las grandes
empresas de servicios públicos de propiedad de inversores desplegaran una cierta cantidad objetivo
de capacidad de almacenamiento para 2020. Las propias empresas de servicios de red pudieron
poseer hasta el 50 por ciento de esta capacidad de almacenamiento; el resto podría ser propiedad
de empresas independientes.
Excepciones
En el marco del Paquete de Energía Limpia, la Directiva de la Comisión Europea (Comisión
Europea, 2019) prohíbe explícitamente al distribuidor la propiedad de estos recursos, dejando el
despliegue de los recursos energéticos distribuidos y el almacenamiento a las soluciones basadas
en el mercado.
Las únicas excepciones a esta prohibición general se describen en el artículo 36 de la Directiva
2019/944. Se aplican excepciones similares a la propiedad de estaciones de carga para vehículos
eléctricos.
2. Además de los requisitos del apartado 1, cuando el gestor de la red de distribución forme parte de una
empresa integrada verticalmente, será independiente en términos de organización y toma de decisiones de
las demás actividades no relacionadas con la distribución.” […]
[…] “3. Cuando el gestor de la red de distribución forme parte de una empresa integrada verticalmente,
los Estados miembros garantizarán que las actividades del gestor de la red de distribución sean
supervisadas por las autoridades reguladoras u otros organismos competentes para que no pueda
aprovechar su integración vertical para distorsionar la competencia. En particular, los gestores de redes
de distribución integrados verticalmente no crearán, en su comunicación y marca, confusión con respecto
a la identidad separada de la rama de suministro de la empresa integrada verticalmente.
12
En New York, las inciativas REVs2 solo permite que los recursos energéticos distribuidos y el
almacenamiento sean propiedad de la empresa de servicios públicos en casos excepcionales.
2 que incluyen varias medidas para garantizar una generación de energía renovable distribuida rápidamente, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y aumentar la eficiencia energética en Nueva York,
Excepciones a la propiedad del almacenamiento de energía en Europa “Los Estados miembros pueden permitir que los gestores de redes de distribución posean,
desarrollen, gestionen u operen instalaciones de almacenamiento de energía que sean
componentes de red totalmente integrados y la autoridad reguladora haya concedido su
aprobación O si se cumplen todas las condiciones siguientes:
a) dichas instalaciones son necesarias para que los gestores del sistema de distribución cumplan
sus obligaciones en virtud de la presente Directiva para el funcionamiento eficiente, fiable y
seguro del sistema de distribución y no se utilizan para comprar o vender electricidad en el
mercado mayorista, incluidos los mercados de equilibrio;
b) otras partes, siguiendo un procedimiento de licitación abierto, transparente y no
discriminatorio, sujeto a revisión y aprobación por parte de la autoridad reguladora, no han
obtenido el derecho a poseer, desarrollar, administrar u operar tales instalaciones. Las
autoridades reguladoras pueden elaborar directrices o cláusulas de contratación para ayudar a
los operadores del sistema de distribución a garantizar un procedimiento de licitación justo; y
c) la autoridad reguladora ha evaluado la necesidad de tal derogación y ha realizado una
evaluación del procedimiento de licitación, incluidas las condiciones, y ha otorgado su
aprobación ”.
Regulación en el estado de Nueva York
NY REV (Reformando la Visión Energética)
En general, la Comisión de Servicios Públicos de Nueva York (PSC) ha establecido a través de una
serie de órdenes y procedimientos REV que la propiedad de los servicios públicos de recursos
energéticos distribuidos (DER) generalmente debe estar prohibida (con algunas excepciones
específicas). Las excepciones incluyen las siguientes circunstancias:
• cuando se ha solicitado la adquisición de DER para satisfacer una necesidad del sistema, y
una empresa de servicios públicos ha demostrado que las alternativas competitivas
propuestas por partes que no son empresas de servicios públicos son claramente
inadecuadas o más costosas que una alternativa de infraestructura de servicios públicos
tradicional;
• cuando un proyecto consiste en almacenamiento de energía integrado en la arquitectura
del sistema de distribución;
• cuándo un proyecto permitirá que los clientes residenciales de ingresos bajos o moderados
se beneficien de DER cuando los mercados probablemente no satisfagan la necesidad;
• cuando se patrocina un proyecto con fines de demostración.
Ordenanza de Nueva York sobre almacenamiento (2018)
13
Aunque muchos reguladores prohíben la propiedad de DER por parte de las
empresas de distribución, se pueden encontrar varias exenciones a esta regla.
El regulador de los mercados de gas y electricidad en Gran Bretaña está alineado con estos
enfoques (Ofgem, 2017), aunque reconoce que "hay ciertas aplicaciones a pequeña escala de generación
operada por DNO (incluido el almacenamiento)" que se consideran "dentro del negocio normal
actividades del DNO”, es decir, sistemas de suministro de energía ininterrumpida, respuesta de
emergencia y flotas de mantenimiento para garantizar la continuidad del suministro en situaciones
de interrupción. Ofgem reconoce que puede haber un número muy limitado de circunstancias
excepcionales en las que podría ser aceptable que los DNOs operen el almacenamiento
directamente. Entre otros requisitos, “los DNO deberían demostrar que se han hecho todos los esfuerzos
posibles para buscar una solución basada en el mercado (…) y que el almacenamiento se identifica como la
solución más económica y eficiente”.
Coordinación con el operador del sistema.
Se espera que los servicios auxiliares, incluidos los utilizados para mantener la frecuencia del
sistema y los utilizados para resolver congestiones de red, adquieran mayor relevancia en un
contexto de alta penetración de recursos renovables y distribuidos intermitentes. En el caso de
congestiones de la red, su peso aumentará tanto en la red de transmisión como en la de
distribución.
Además, los recursos distribuidos podrán proporcionar servicios tanto al operador del sistema
(SO) como al distribuidor (DSO); por tanto, existe la necesidad de algún tipo de coordinación entre
los dos operadores de red (en Europa, este concepto se conoce como coordinación TSO-DSO).
Este nuevo escenario aumenta significativamente la complejidad del funcionamiento del sistema.
Además de la coordinación a corto plazo mencionada anteriormente, también existe una clara
necesidad de coordinar más estrechamente las funciones de planificación y operación de la red a
largo plazo. Esto se refleja en el contexto europeo en el artículo 53 de la propuesta de la Comisión
Europea sobre el Reglamento del Mercado Interior de la Electricidad (Comisión Europea, 2016).
Todo ello redundará en una mayor eficiencia tanto en el uso de las redes como en el uso de las
instalaciones de generación y consumo eléctrico.
Dado que los recursos distribuidos podrán proporcionar servicios al distribuidor y al operador del
sistema, será necesario algún tipo de coordinación entre ambos operadores de red.
En 2018, la Comisión de Servicios Públicos de Nueva York (PSC) emitió una orden que
establece una meta de almacenamiento de energía de 3000 MW para 2030, luego de una
declaración a principios de año del gobernador Cuomo que estableció un objetivo de
implementación de almacenamiento de energía de 1500 MW para 2025. Estos objetivos se
cumplirían, en parte, mediante adquisiciones competitivas realizadas por empresas de servicios
públicos propiedad de inversores (NYSERDA, 2021).
15
El papel de los distribuidores en los mercados locales de flexibilidad
La integración eficiente de los recursos energéticos distribuidos puede aportar soluciones a los
problemas locales en las redes de distribución: alivio de la congestión local (a corto y largo plazo),
reducción de la sobrecarga de algunos elementos, control de tensión, etc. Para materializar estas
soluciones, es necesario desarrollar nuevos mecanismos locales para la adquisición de servicios.
Los mercados locales de flexibilidad están llamados a desempeñar un papel importante en la
gestión de la congestión de la red de distribución y la planificación
a largo plazo.
Los mercados locales de flexibilidad están llamados a desempeñar un papel importante en la
gestión de la congestión de la red de distribución y la planificación a largo plazo. En las
plataformas para el comercio de estos servicios, se lograría la máxima eficiencia si existiera un
campo de juego nivelado para todos los tipos de DER, independientemente de la estructura de
propiedad y control. Esto requiere un facilitador de mercado neutral para todas estas transacciones
comerciales. Idealmente, estas plataformas de mercado deberían ser gestionadas por terceros
independientes, pero en varios casos, están controladas por TSO o DSO. Por ejemplo, en el
contexto de NY REV, los reguladores identificaron a las empresas de distribución como
proveedores de plataformas de sistemas distribuidos, a pesar de la ausencia de reglas de separación
(NYDPS 2014). Cuando este es el caso, se recomienda cierta supervisión para evitar las barreras
de entrada tanto como sea posible. Los mercados locales de flexibilidad se revisan en la sección 5.
Si los mercados de flexibilidad locales deben ser implementados por DSO que no estén sujetos a
la separación de la propiedad, es aconsejable cierta supervisión para evitar la
creación de barreras de entrada.
Aumentar la transparencia de DSO y publicar mapas de capacidad de alojamiento
Previo a la implementación de los mecanismos locales antes mencionados, es fundamental
establecer metodologías para el manejo y divulgación de información asociada al estado de las redes
de distribución: aspectos asociados con la operación de corto plazo y con la planificación de los
sistemas de distribución en el largo plazo.
Permitir que los inversores identifiquen oportunidades de inversión en recursos distribuidos que
sean beneficiosos para el sistema es de suma importancia. Para lograr este fin, es fundamental
regular el adecuado suministro de información sobre los sistemas de distribución. Este suministro
de información debe lograr un equilibrio adecuado entre transparencia y confidencialidad:
Transparencia: implica publicar la información para asegurar que la conexión de nuevos
recursos distribuidos a la red se pueda lograr de manera ágil, priorizando la eliminación de
barreras ineficientes y asimetría de información. La divulgación de información por parte
de los DSO puede facilitar la conexión de nuevos usuarios de la red al mejorar la
15
transparencia relacionada con el cálculo de los cargos de conexión y la capacidad de
alojamiento de la red disponible. La capacidad disponible en la cuadrícula se puede
representar gráficamente en cada nodo de la cuadrícula, en lo que comúnmente se conoce
como mapas de capacidad de hospedaje, que de manera transparente indican las
posibilidades de conexión de los nuevos recursos distribuidos y representan la información
mínima que debería estar disponible para los usuarios de la red. Aunque, como veremos, es
recomendable aportar más información sobre la planificación de la red. Además, la
transparencia ayuda a reducir las quejas y litigios en los conflictos de acceso que pueden
surgir debido a que grandes volúmenes de DER solicitan una conexión a la red
(INTEGRID, 2020a).
• Confidencialidad: por otro lado, se deben garantizar niveles mínimos de confidencialidad
y seguridad de los sistemas de distribución. Los mapas de capacidad de alojamiento no
deben compartir información que permita identificar la carga de clientes individuales. Esto
podría lograrse mediante la redacción de los perfiles de carga si contienen datos sobre
menos de 15 clientes, o si un solo cliente constituye el 15 por ciento de la carga o más, a
través de la llamada regla 15/15 (IREC, 2019). Sin embargo, las estrategias para
garantizar la confidencialidad deben equilibrarse con el objetivo de transparencia y deben
evitar exacerbaciones innecesarias, a fin de no construir barreras artificiales para los
nuevos participantes.
Las experiencias paradigmáticas en este campo se encuentran en Estados Unidos, donde existen
varios estados en los que los distribuidores tienen que ofrecer información transparente para
facilitar la integración de nueva generación distribuida dentro de sus redes. Esta experiencia se
analiza a continuación.
Es fundamental establecer metodologías para la divulgación de información DSO relevante
asociada al estado de las redes de distribución; Los mapas de capacidad de alojamiento
representan la información mínima que debe estar disponible para los agentes para que puedan
tomar decisiones de inversión informadas a nivel de distribución.
1.5.1 Experiencia internacional
Debido al desarrollo relativamente reciente de esta discusión regulatoria, la experiencia
internacional en torno a brindar esta transparencia en las redes de distribución es limitada y aún
se está desarrollando (aunque esto está cambiando rápidamente). Varios estados incluyen la
obligación de presentar mapas de capacidad disponible (capacidad de hospedaje).
La capacidad de alojamiento es la cantidad de DER que se puede acomodar sin afectar
negativamente la calidad o confiabilidad de la energía bajo las configuraciones actuales y sin
requerir actualizaciones de infraestructura (EPRI, 2016).
La Figura 1 a continuación (Cooke, 2018) muestra las diferentes prácticas en términos de
capacidad de hospedaje por estados. Los estados de California, Minnesota y Nueva York se
encuentran entre los más avanzados en estas prácticas deseables en la planificación de DSO, ya
que los tres han introducido el concepto de capacidad de alojamiento.
17
Figura 1: Prácticas avanzadas en planificación de redes de distribución en EE. UU.
Fuente: (Cooke, 2018)
California
Desde 2013, California ha requerido que las empresas de distribución consideren los costos y
beneficios de incorporar recursos distribuidos en sus redes. Este análisis de costo-beneficio es parte
de un estudio integral (Plan de Recursos de Distribución, DRP) que se desglosa en las siguientes
secciones (GEC, 2013):
• Evaluar los beneficios y costos locales de los recursos distribuidos en la red de
distribución.
• Proponer mecanismos para incorporar recursos distribuidos que sean
económicamente eficientes
• Identificar el costo adicional en el que incurrirán los DSO para incluir los recursos
distribuidos en la red.
• Identificar barreras para la implementación de los recursos distribuidos en la red.
Luego de la implementación de esta orden, se comenzó a calcular la capacidad de hospedaje a
través de un proceso denominado Análisis de Capacidad de Integración (CPUC, 2014). El proceso
toma en cuenta cómo la integración de recursos distribuidos afecta la confiabilidad y calidad del
suministro de la red de distribución, y se representa en mapas que reflejan toda la red (mapas de
capacidad de hospedaje).
17
La Figura 2 muestra la capacidad de hospedaje en una parte de Los Ángeles operada por Southern
California Edison3.
Figura 2: Mapa de capacidad de hospedaje de Los Ángeles. Fuente: Southern California Edison DRPEP
La información que publican los distribuidores en la actualidad va más allá de estos mapas de
capacidad de hospedaje, que en CAISO también incluye perfiles de demanda por nodo (figura
siguiente), inversiones futuras de los DSO e incluso las oportunidades de generación distribuida
para brindar servicios de red (que pueden servir para retrasar inversiones en infraestructura).
Figura 3: Perfiles de demanda en un nodo de 21 kV (figura izquierda) y 1 kV (figura derecha). En el caso
de 1 kV, la información es indicativa (no se permite ser exacta por cuestiones de confidencialidad). Fuente: https://www.pge.com/
3 Otros ejemplos de mapas publicados por los DSO en el estado de California:
Mapa del Pacífico: https://www.pge.com/en_US/for-our-business-partners/distribution-
resource- planning/distribution-resource-planning-data-portal.page
Sur de CaliforniaEdisonmap: https://www.sce.com/sites/default/files/inline-
files/DERiM_User_Guide_Final_AA_1.pdf
San Diego Gas & Electricmap: https://www.sdge.com/more-information/customer-generation/enhanced-
integration-capacity-analysis-ica
19
Figura 4: Mapa que representa las inversiones en redes de distribución que pueden diferirse mediante adquisiciones de servicios de generación distribuida. Fuente: https://www.pge.com/
New York
El estado de Nueva York ha implementado varias medidas orientadas a mejorar la integración de
recursos distribuidos (SNYPSC, 2015), incluyendo tarifas diferenciadas para recursos distribuidos
y mayor transparencia por parte de los DSOs. Con respecto a este último, los DSO acordaron
seguir un enfoque de cuatro etapas para brindar información sobre la capacidad de hospedaje en
sus redes. Este enfoque se basa en un informe del Electric Power Research Institute (EPRI) (Joint
Utilities, 2016 y EPRI, 2016) y consta de cuatro etapas:
• Primero, se identifican los nodos donde la instalación de recursos energéticos distribuidos
adicionales implica mayores costos. En esta etapa, se indican las
subestaciones/alimentadores que pueden tener altos costos asociados con la
interconexión de recursos energéticos distribuidos.
• Se calcula una capacidad de alojamiento preliminar en cada nodo alimentador. Las
evaluaciones, realizadas utilizando la herramienta de Estimación de Valor e Integración
de Recursos de Distribución (DRIVE), desarrollada por EPRI, consideran las limitaciones
locales y también aguas arriba.
• Análisis avanzado de la capacidad de alojamiento: se mejora la granularidad temporal y
espacial para proporcionar información más precisa.
• Análisis integral: esta etapa consiste en un estudio en profundidad de los costos y
beneficios que ofrecen los recursos distribuidos, dependiendo de la tecnología particular
y la situación precisa del recurso.
Actualmente, la capacidad de alojamiento está representada por mapas similares a los que se ven
en California, como se muestra en la Figura 5.
19
Figura 5: Mapa de capacidad de hospedaje (NYSEG). Fuente: NYSEG/REG Hosting Capacity Map
Minnesota
Desde el 2015, Minnesota, así como California y Nueva York, requieren que los DSO estudien el
impacto de la introducción de recursos distribuidos en sus redes. Los DSO deben analizar el costo
y el impacto de implementar estos recursos de manera análoga a cualquier otro proyecto de red y
también deben estudiar el costo de adaptar la red para facilitar la inclusión de estos recursos.
El resultado de estas medidas es muy similar al de California, ya que se ha traducido en el
desarrollo de mapas que permiten a los agentes conocer la capacidad de hospedaje de la red de
distribución en Minnesota, como se muestra en la Figura 6.
Figura 6: Mapa que muestra la capacidad de hospedaje de la red de distribución en Minnesota. Fuente:
Arcgis Hosting Capacity Map Overview
23
Servicios de datos
El cambio de las redes de distribución tradicionales a las redes inteligentes puede crear
oportunidades para nuevos modelos comerciales, especialmente en lo que respecta al uso de datos
de consumo de electricidad diferenciados en el tiempo de los consumidores. Los medidores
inteligentes modernos pueden permitir a los agentes acceder a este tipo de datos, permitiendo a
los clientes adaptar sus patrones de consumo o permitiendo a las empresas prestar servicios a
consumidores u otros terceros. Este último suele denominarse servicios de datos y es uno de los
principales problemas en la regulación de la red de distribución.
Los datos producidos por medidores inteligentes pueden fomentar servicios
innovadores, especialmente en el negocio minorista, pero para aprovechar este
potencial, se debe establecer un marco regulatorio sólido para la gestión de datos.
Para que los servicios de datos sean útiles, los gobiernos y los reguladores deben abordar varias
barreras cruciales. El primer obstáculo es la falta de un despliegue generalizado de medidores
inteligentes, que son esenciales como herramienta de recopilación de datos (este tema se revisa en
la sección 2). La gestión de los datos recopilados por estos contadores inteligentes puede ser el
segundo impedimento para la introducción de servicios de datos, ya que diferentes modelos de
gestión de datos pueden actuar como una barrera de acceso de terceros.
1.6.1 Gestión de datos
La gestión de datos, según la Comisión Europea (CE, 2016) y CEER (CEER, 2016a), “compromete
los procesos mediante los cuales los datos se obtienen, validan, almacenan, protegen y procesan y por los que
los proveedores o clientes pueden acceder a ellos”. . Ambas entidades describen que la gestión de datos
de medidores inteligentes puede convertirse en una barrera de entrada para los agentes que
intentan proporcionar servicios de datos.
CEER (2016b) sostiene que un modelo de gestión de datos adecuado debería permitir un
intercambio eficiente, seguro y protegido de datos de medición y de clientes, facilitando la
competencia en el mercado minorista y una protección adecuada del cliente. Los datos deben
proporcionarse a los actores del mercado competitivo en un formato estandarizado y garantizar
que los clientes mantengan la propiedad y el control total sobre sus datos. Siguiendo estos
lineamientos generales, CEER presentó un conjunto de principios rectores para los modelos de
gestión de datos (CEER, 2015):
• Privacidad y seguridad: “Los datos de los medidores de los clientes deben protegerse
mediante la aplicación de medidas de seguridad y privacidad adecuadas. Los clientes deben
controlar el acceso a los datos de los medidores de sus clientes, con la excepción de los
datos necesarios para cumplir con las obligaciones reguladas y dentro del modelo de
mercado nacional ”.
• Transparencia: “El organismo pertinente en cada EM ... hará pública la siguiente
información general sobre la gestión de datos de contadores ... (a) los derechos del cliente
con respecto a la gestión de datos del cliente; (b) qué tipo de datos de medidores de clientes
23
existen y para qué se utilizan; (c) cómo se almacenan los datos del cliente y durante cuánto
tiempo; (d) cómo el cliente y los participantes del mercado autorizados por el cliente
obtienen acceso a esos datos; y (e) dentro de qué período de tiempo el cliente y los
participantes del mercado autorizados por el cliente tienen que esperar para obtener datos
desglosados ".
• Precisión: "El organismo pertinente ... debe comunicar al cliente cualquier inexactitud que
pueda haber tenido lugar en relación con los datos del medidor del cliente y cómo se han
abordado estas inexactitudes".
• Accesibilidad: "El cliente ... debe tener fácil acceso a los datos del medidor del cliente"
• No discriminación: “Para respaldar un mercado eficaz y competitivo, el modelo de gestión
de datos no debe dar preferencia indebida a una parte interesada sobre otra. Esto es
especialmente importante en relación con los despliegues de medidores inteligentes
dirigidos por DSO ”.
Independientemente de la estrategia de gestión (centralizada frente a descentralizada), los datos
deben proporcionarse a los actores del mercado competitivo en un formato estandarizado y
garantizar que los clientes mantengan la propiedad y el control total sobre sus datos.
1.6.2 Experiencias internacionales
Las experiencias internacionales se pueden clasificar según los niveles de centralización de sus
modelos de gestión de datos. En este contexto, la centralización no se refiere únicamente a cómo
se almacenan los datos, sino también a cómo se obtienen, validan, protegen, procesan y
distribuyen. Por tanto, podemos distinguir tres niveles principales de centralización (CEER
2016b):
• Modelo totalmente centralizado: todos los aspectos clave de la gestión de datos están
centralizados, por ejemplo, mediante el uso de un centro de datos. Suecia es un excelente
ejemplo de este tipo de modelo, ya que está desarrollando un centro de datos centralizado
donde los datos se almacenarán, accederán, procesarán, etc. (INTEGRID, 2020).
• Modelo parcialmente centralizado: algunos aspectos clave, generalmente la distribución y
el acceso a los datos, están centralizados, mientras que los otros elementos clave están
descentralizados.
• Modelo totalmente descentralizado: todos los aspectos clave de la gestión de datos están
descentralizados y son responsabilidad del DSO. Portugal, Eslovenia, Austria y España
son ejemplos de este tipo de modelo. En todos estos países, los DSO almacenan y
gestionan la información de los contadores inteligentes, que luego pueden ser solicitados
por los consumidores y otros agentes (si cumplen los requisitos necesarios). Sin embargo,
Austria tiene una ligera diferencia en comparación con los otros tres países, ya que ha
establecido una infraestructura descentralizada para el intercambio de datos que será
común para todos los DSO (INTEGRID, 2020).
23
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for the European Commission DG Energy.
25
2. Infraestructura de medición avanzada
Según el Paquete de Energía Limpia de la Comisión Europea (CE, 2019), los medidores
inteligentes “empoderan a los consumidores porque les permiten recibir comentarios precisos y casi en
tiempo real sobre su consumo o generación de energía, y gestionar mejor su consumo, para participar obtener
beneficios de los programas de respuesta a la demanda y otros servicios, y reducir sus facturas de electricidad.
Los sistemas de medición inteligente también permiten a los operadores de sistemas de distribución tener una
mejor visibilidad de sus redes y, como consecuencia, reducir sus costos de operación y mantenimiento y
trasladar esos ahorros a los consumidores en forma de tarifas de distribución más bajas ”. Esta afirmación
no solo refleja el punto de vista del legislador europeo, sino que también resume a la perfección
las ventajas que, según algunos expertos, una Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) puede
aportar al sector eléctrico. En busca de estos beneficios potenciales, varios reguladores y empresas
privadas han estado implementando medidores inteligentes y desarrollando toda la innovación
tecnológica que los rodea, en las últimas dos décadas.
En 2018, los medidores inteligentes representaron, respectivamente, el 34% y el 56%
de los puntos de medición en la Unión Europea y Estados Unidos.
En 2018, los medidores inteligentes representaron el 34% de los puntos de medición en la Unión
Europea (99 millones de unidades instaladas; CE, 2020) y el 56% de los puntos de medición en los
Estados Unidos (87 millones de unidades instaladas, Figura 7; FERC, 2020) . Se espera que estas
penetraciones crezcan rápidamente en la próxima década (la Unión Europea espera alcanzar el
92% para 2030, aunque no existe ningún compromiso formal).
Figura 7. Lanzamiento de medidores avanzados en los Estados Unidos
(FERC, 2020)
Sin embargo, el despliegue de medidores inteligentes también ha sido objeto de controversias y
las AMI no siempre han entregado los beneficios esperados. Las experiencias desarrolladas hasta
el momento evidenciaron el rol central del regulador y del legislador, quienes están llamados a
25
orientar la implementación de estas tecnologías y alinearlas con los intereses de la sociedad en su
conjunto. Los reguladores deben asegurarse de que: i) el despliegue de medidores inteligentes se
lleve a cabo solo después de una evaluación positiva de un análisis de costo-beneficio, que
identifique cuándo y para qué categorías el despliegue es beneficioso, y ii) este despliegue se
coordina con las reformas necesarias, en términos de diseño de mercado y tarifas, que permitan
aprovechar al máximo el potencial de las tecnologías AMI. En esta sección se presentan algunas
recomendaciones basadas en experiencias internacionales.
Factores que estimulan el mercado para la implementación de AMI
Ya se han mencionado algunos de los beneficios que pueden generar las AMI. Los impulsores del
mercado para los medidores inteligentes que se mencionan más comúnmente en la literatura son
los siguientes.
• Digitalización de la red de distribución; Los contadores inteligentes no solo permiten la
lectura remota, sino que también brindan a los operadores un mejor conocimiento del
estado de su red, lo que puede resultar en una mejor gestión de la red, con efectos positivos
tanto a corto plazo (gestión de cortes, técnico de no -pérdidas técnicas, etc.) y a largo plazo
(aplazamiento de capacidad).
• Aplicación de tarifas dinámicas que transmitan señales eficientes; Si bien el diseño de las
tarifas se ha desvinculado, en algunos casos, por el despliegue de contadores inteligentes,
estos últimos son un requisito previo para introducir precios y cargos por tiempo de uso
que sean capaces de impulsar un comportamiento de demanda más eficiente.
• Mejora de los servicios del mercado minorista; Los medidores inteligentes, y el big data
que producen, pueden propiciar la aparición de servicios innovadores en el mercado
minorista, como los que ofrecen los agregadores, aumentando el potencial de respuesta a
la demanda.
• Integración de recursos energéticos distribuidos; Los contadores inteligentes
bidireccionales también podrán registrar datos sobre el funcionamiento de la generación
distribuida y el almacenamiento instalado detrás del contador, permitiendo un mejor
seguimiento del impacto de estos recursos en la red y la aplicación de un sistema de precios
y cargos que propicie su eficiente integración en el sector energético.
Los impulsores más mencionados para el despliegue de medidores inteligentes
son la digitalización de la red de distribución, la posibilidad de aplicar tarifas
dinámicas, la mejora del mercado minorista y una integración más eficiente de
los recursos energéticos distribuidos.
Una reseña reciente de la Comisión Europea (CE, 2020) analizó el marco regulatorio con respecto
a los medidores inteligentes en todos los estados miembros y midió el peso de diferentes
conductores. El resultado de este análisis se puede observar en la Figura 8.
26
Digitalización de la red de distribución
Servicios mejorados del mercado minorista
Habilitación de tarifas dinámicas
Integración de recursos energéticos distribuidos
Apoyo a la eficiencia energética
Medidas de apoyo para abordar la pobreza energética
0 5 10 15 20 25
Figura 8. Los impulsores del mercado mencionados por los Estados miembros europeos para el despliegue de AMI (datos de la CE, 2020)
Cabe señalar que el despliegue de AMI no se traduce automáticamente en el logro de estos
objetivos. Las experiencias internacionales muestran que, excluyendo la gestión remota del
contador inteligente, todos los demás objetivos deben perseguirse con una combinación de
estrategias de las cuales las AMI son solo uno de los componentes.
Análisis costo-beneficio
Otro hallazgo importante de las experiencias internacionales es la necesidad de basar el despliegue
de medidores inteligentes en un análisis de costo-beneficio (CBA) sólido. Los AMI pueden resultar
en grandes ahorros económicos para diferentes agentes activos en el sector eléctrico, pero también
conllevan importantes gastos, no solo relacionados con los medidores inteligentes en sí, sino con
toda la arquitectura que los soporta. El equilibrio entre costos y beneficios puede variar con el
tiempo y, especialmente, entre diferentes categorías de consumidores (por ejemplo, el CBA podría
ser positivo para las pequeñas y medianas empresas, pero negativo para los hogares).
Las AMI pueden resultar en grandes ganancias de eficiencia, pero también
implican costos significativos; El equilibrio entre los dos debe evaluarse en un
análisis de costo/beneficio antes de cualquier fase de implementación.
Algunas jurisdicciones introdujeron formalmente un requisito para que el despliegue de medidores
inteligentes esté respaldado por un análisis de costo-beneficio. La Comisión Europea ya introdujo
este requisito en el Tercer Paquete de Energía (CE, 2009) y lo ratificó en el Paquete de Energía
Limpia (CE, 2019); además, también definió una metodología estandarizada para los convenios
colectivos europeos, a través de la Recomendación 2012/148/UE (CE, 2012). La legislación actual
obliga a los Estados miembros a realizar un convenio colectivo sobre contadores inteligentes. Si
el resultado es positivo, se debe lograr al menos un 80% de penetración para 2024; si el resultado
es negativo, el análisis debe repetirse después de cuatro años. El estado actual de los convenios
colectivos en Europa se muestra en la Figura 9.
27
En la Unión Europea, los Estados miembros están obligados legalmente a realizar
estos análisis de costes y beneficios de forma periódica y a proceder con el despliegue
si el resultado es positivo.
Figura 9. Resultados de los análisis de coste-beneficio de contadores inteligentes en Europa (CE, 2020)
Es interesante observar cómo no todos los convenios colectivos tienen un resultado positivo. El
ejemplo más famoso es probablemente Alemania, donde el análisis de costo-beneficio realizado en
2013 tuvo un resultado negativo y el regulador decidió no fomentar el despliegue de medidores
inteligentes (según el Paquete de Energía Limpia, se deberá realizar un nuevo CBA en los
próximos años). En promedio, los costos y beneficios esperados de los medidores inteligentes en
los Estados miembros europeos fueron, respectivamente, 223 € y 309 € por punto de medición en
2014 (CE, 2014) y 172 € y 253 € por punto de medición en 2020 (CE, 2020).
Los análisis de costo-beneficio también son comunes fuera de la Unión Europea y se han utilizado
en el Reino Unido (BEIS, 2019), en los Estados Unidos (por ejemplo, en California o Illinois;
CPUC, 2005; Ameren, 2012) o en Australia (por ejemplo, en Victoria; Deloitte, 2011). En la sección
2.6 se proporcionan ejemplos de los resultados de estos análisis.
Los análisis de costo-beneficio también se utilizan en otros contextos regionales,
como en los Estados Unidos o Australia.
31
Los análisis de costo-beneficio generalmente incluyen tanto los gastos de capital como los
operativos (CE, 2020). Los costos más comúnmente considerados en estos estudios se enumeran
a continuación.
• Inversiones en medidores inteligentes.
• Inversión en las tecnologías de apoyo de la información y las telecomunicaciones.
• Mantenimiento informático y lectura de medidores.
• Costos hundidos de medidores convencionales.
• Renovación no planificada de medidores inteligentes.
• Planes de participación del consumidor.
Por otro lado, los beneficios que se encuentran más comúnmente en los análisis de costos-
beneficios se resumen a continuación.
• Ahorros operativos por la lectura remota de medidores.
• Reducción de pérdidas no técnicas, incluido el fraude.
• Reducción de la demanda energética por eficiencia energética.
• Mejor comportamiento de la demanda a través de precios dinámicos.
• Reducción de emisiones de CO2.
• Reducción de los costos de operación y mantenimiento de la red de distribución.
• Aplazamiento de la capacidad de distribución.
• Mayor competencia en el mercado minorista.
Funcionalidades
La mayor parte de la literatura de alto nivel sobre AMI se refiere a medidores inteligentes sin
especificar qué significa este término, como si la definición fuera unívoca. Sin embargo, existen
varias marcas, varios modelos y una gama muy amplia de servicios que estos instrumentos pueden
brindar. Las experiencias internacionales demuestran que es fundamental que el regulador
especifique al menos un conjunto mínimo de funcionalidades que deben tener los medidores
inteligentes a instalar en el sistema. Probablemente, el conjunto de funcionalidades más citado es
el especificado en la Recomendación europea 2012/148/UE ya mencionada, que se resume a
continuación.
a) Proporcionar lecturas directamente al consumidor y a cualquier tercero designado por el consumidor.
b) Actualice las lecturas con la frecuencia suficiente para permitir que los datos se utilicen para ahorrar energía.
c) Permita la lectura remota del medidor por parte del operador.
d) Proporcionar comunicación bidireccional para mantenimiento y control.
e) Permita lecturas lo suficientemente frecuentes para que los datos se utilicen para la planificación de la red.
31
f) fpoyar los sistemas tarifarios avanzados.
g) Permitir el control remoto de encendido/apagado del suministro y/o limitación de flujo o potencia.
h) Proporcionar comunicaciones de datos seguras.
i) Prevención y detección de fraudes.
j) Proporcionar importación / exportación y medición reactiva.
Los diferentes modelos de medidores inteligentes pueden ofrecer diferentes servicios;
el regulador debe establecer un conjunto mínimo de funcionalidades requeridas antes
de que comience el despliegue, a fin de evitar la obsolescencia temprana del equipo
Una vez más, hay que remarcar que estas funcionalidades deben estar alineadas con los objetivos
que persigue la campaña de medición inteligente. Además, estas especificaciones deben tener una
visión de futuro y prever los servicios que se necesitarán en el futuro; de lo contrario, existe un
gran riesgo de obsolescencia temprana del equipo de medición seleccionado (DG ENER, 2015).
Recomendaciones
Las experiencias internacionales y los principios teóricos analizados en este apartado permiten
adelantar algunas recomendaciones. La implementación de sistemas de medición inteligente debe
basarse en un análisis de costo-beneficio sólido que calcule el valor actual neto de la
implementación; si es posible, la evaluación debería subdividirse en diferentes categorías de
consumidores. El despliegue debe realizarse siguiendo un conjunto mínimo de funcionalidades
definidas por el regulador. Tanto el CBA como las funcionalidades no deben desarrollarse en base
a condiciones ideales, sino que deben adaptarse a cada sistema eléctrico y a los objetivos
regulatorios que se persiguen, en coordinación con otras reformas para involucrar a los clientes
en el mercado eléctrico. Gran parte de los beneficios de AMI se derivan de este compromiso, pero
los medidores inteligentes son solo una de las varias condiciones necesarias para fomentar esta
participación, siendo otras la existencia de tarifas que transmitan señales eficientes y un entorno
de mercado que fomente la innovación, especialmente en los servicios minoristas y respuesta de la
demanda.
Una gran parte de los beneficios potenciales de las AMI solo se pueden recopilar si
el diseño del mercado y las tarifas se modifica en consecuencia; El despliegue de
medidores inteligentes debería ser parte de un conjunto más amplio de reformas.
Las consideraciones antes mencionadas resaltan el papel central que debe tener el regulador en
este proceso. La experiencia europea aporta lecciones aprendidas relevantes en este sentido. Si
bien la normativa exige que el despliegue de medidores inteligentes vaya precedido de un análisis
de coste-beneficio, hay países, como España, que desplegaron AMI sin ningún convenio colectivo;
en otros casos, las iniciativas privadas dieron como resultado un despliegue acelerado incluso antes
de la definición de un marco regulatorio adecuado con respecto a la medición inteligente (como en
31
Flandes o Croacia; CE, 2020). Esta falta de orientación corre el riesgo de dar lugar a planes de
implementación que están lejos de ser óptimos desde una perspectiva de todo el sistema y en una
infraestructura de medición avanzada que no es capaz de satisfacer las necesidades reales de los
clientes.
Los reguladores deben orientar el despliegue de medidores inteligentes,
anticipándose a las iniciativas privadas y asegurándose de que el despliegue de
medidores inteligentes siempre esté alineado con los objetivos del sistema.
En cuanto al diseño detallado del plan de implementación, el regulador debe tomar varias
decisiones. El despliegue puede ser realizado por una sola entidad, para aprovechar las economías
de escala, o por las entidades encargadas de la medición, comúnmente, empresas distribuidoras.
En caso de que intervengan más entidades, puede ser importante garantizar la denominada
interoperabilidad4 del equipo. Otro tema controvertido que debe regularse es la gestión de los
datos producidos por los medidores inteligentes y la modalidad para que los consumidores accedan
a sus propios datos. Se pueden encontrar diferentes enfoques en las experiencias internacionales,
con algunas jurisdicciones optando por un centro de datos centralizado y otras en un sistema
descentralizado. Según EC (2020), más allá de esta dicotomía, los elementos importantes del
sistema de gestión de datos son la resistencia del sistema a los ataques cibernéticos, la capacidad
de recuperación de apagón, así como la viabilidad de un reemplazo del sistema si se pueden
considerar mejores opciones.
Otros detalles de implementación del plan de implementación se refieren a la
entidad/entidades a cargo de la instalación, la gestión de los datos producidos por
los medidores inteligentes y la resistencia del sistema de medición a los ciberataques.
Referencias
Ameren Illinois, 2012. Advanced Metering Infrastructure (AMI) Cost/Benefit Analysis. Report
released on June 2012.
BEIS, Department of Business, Energy & Industrial Strategy, 2019. Smart Meter Roll-Out Cost-
Benefit Analysis (2019).
BEIS, Department of Business, Energy & Industrial Strategy, 2016. Smart Meter Roll-Out Cost-
Benefit Analysis (2016).
CPUC, California Public Utilities Commission, 2005. Advanced Metering Infrastructure (AMI)
Business Case Supplemental Filing. Rulemaking 02-06-001.
Deloitte, 2011. Advanced metering infrastructure cost benefit analysis. Report for the Victorian
4 La interoperabilidad es un principio clave, por ejemplo, de la estrategia europea de medición inteligente (CE, 2019) y se define como la capacidad de dos o más redes, sistemas, dispositivos, aplicaciones o componentes de energía o comunicación para intercambiar y utilizar información a fin de realizar las funciones requeridas.
31
Government.
DG ENER, Directorate General for Energy, 2015. Study on cost benefit analysis of Smart
Metering Systems in EU Member States. Final report.
EC, European Commission, 2020. Benchmarking smart metering deployment in the EU-28. Final
report, authored by Frédéric Tounquet and Clément Alaton.
EC, European Commission, 2019. Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of
the Council of 5 June 2019 on Common Rules for the Internal Market for Electricity and
Amending Directive 2012/27/EU (Recast).
EC, European Commission, 2014. Benchmarking smart metering deployment in the EU-27 with
a focus on electricity. Report from the Commission COM(2014) 356 final.
EC, European Commission, 2012. Commission Recommendation of 9 March 2012 on preparations
for the roll-out of smart metering systems. Recommendation 2012/148/EU.
EC, European Commission, 2009. Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the
Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and
repealing Directive 2003/54/EC.
Ernst & Young, 2013. Cost-benefit analysis for the comprehensive use of smart metering. Final
report.
FERC, Federal Energy Regulatory Commission, 2020. 2020 Assessment of Demand Response
and Advanced Metering Pursuant to Energy Policy Act of 2005 section 1252(e)(3). Staff
Report published on December 2020.
Anexo 1: análisis de costo-beneficios en Alemania, Reino Unido y
Victoria (Australia)
En este anexo, se presentan tres análisis de costo-beneficio del mundo real para la implementación
de AMI, el CBA alemán de 2013 (resultado negativo), el CBA británico de 2016 (resultado
positivo) y la actualización del CBA victoriano de 2011 (resultado negativo ).
El análisis coste-beneficio alemán fue realizado por la consultora Ernst & Young (2013). Los
principales resultados del CBA se resumen en la Figura 10.
32
Figura 10. Análisis coste-beneficio en Alemania de 2013 (DG ENER, 2015)
Dado que el valor actual neto por punto de medición era negativo, el regulador alemán decidió no
introducir ningún requisito para el despliegue de AMI. Sin embargo, como se menciona en la DG
ENER (2015), este CBA mostró una volatilidad significativa en los resultados en función del
impacto de los contadores inteligentes en el consumo (un desafío para todos los CBA en este tema).
En el Reino Unido, el análisis de costo-beneficio fue realizado por una autoridad pública (BEIS,
2016). La subdivisión de costos y beneficios se representa en la Figura 11 y la Figura 12,
respectivamente.
Figura 11. Costos esperados considerados en el CBA británico de medición inteligente
(BEIS, 2016)
33
Figura 12. Beneficios esperados considerados en el CBA británico de medición inteligente(BEIS, 2016)
El resultado final del convenio colectivo británico de 2016 fue un costo total de 10980 millones de
libras esterlinas, un beneficio total de 16 720 millones de libras esterlinas y un valor actual neto
de 5750 millones de libras esterlinas.
En 2011, el gobierno de Victoria encargó una actualización del CBA de medición inteligente para
definir el ritmo de implementación después de la fase inicial de implementación. El estudio se
centra en el período 2008-2028 y sus resultados son interesantes ya que muestran la evolución de
los costos (Figura 13) y los beneficios (Figura 14) a lo largo del tiempo.
Figura 13. Evolución de los costos esperados de implementación de AMI del 2008 al 2028
(Deloitte, 2011)
34
Figura 14. Evolución de los beneficios esperados de la implementación de AMI del 2008 al 2028 (Deloitte, 2011)
Según el análisis de costo-beneficio, seguir con la estrategia de implementación de AMI habría
generado un costo neto para los clientes de Victoria de 319 millones de dólares (Figura 15).
Figura15. Evolución de los costos y beneficios esperados y resultado final
(Deloitte, 2011)
38
3. Configuración de los ingresos por la actividad de distribución5
En esta sección se analizan las mejores prácticas en la regulación de la remuneración de la
distribución. El objetivo es identificar los elementos de diseño y las alternativas de implementación
más relevantes, enfocándose particularmente en aquellos aspectos que previamente han sido
identificados como claves para el caso peruano. Más específicamente, los elementos más
importantes en estudios previos (CEPA, 2016) han girado en torno al cálculo y tratamiento de la
base de activos y los gastos de capital, así como los incentivos basados en la producción (como la
calidad del servicio).
Elementos de diseño
La distribución de energía, considerada un monopolio natural por razones bien conocidas, es una
actividad regulada cuya metodología de ingresos será determinada por la autoridad reguladora
correspondiente. Hoy en día, la gran mayoría de los sistemas han implementado alguna forma de
regulación de incentivos. En el caso particular de Europa y Australia, esta regulación de incentivos
se basa más comúnmente en el enfoque de tope de ingresos (CEER, 2020a), (AER, 2017).
Las metodologías de límites de ingresos, que serán el punto de partida del análisis,6 pueden estar
sujetas a muchas formas diferentes de implementación:
• En primer lugar, el regulador puede colocar de manera desigual incentivos de eficiencia
en CAPEX y OPEX (el enfoque convencional en Europa o Australia) o poner estos
incentivos en términos iguales en ambos (enfoque TOTEX).
• Luego, el regulador debe definir una fórmula de remuneración (condicionada por la
primera decisión), que en cualquier caso debe tener en cuenta de alguna manera los
diferentes requisitos de retorno de los costos de capital y los costos operativos. Esto
conduce al segundo elemento fundamental de diseño: las asignaciones anuales de DSO y
dentro de ellas, el tratamiento de la base de activos de tasa (RAB en adelante), y los nuevos
gastos de capital y operación.
• El tercer elemento estaría relacionado con el final de un período regulatorio y el inicio del
siguiente, donde se lleva a cabo la actualización del RAB.
• Finalmente, los operadores de redes de distribución también pueden ser evaluados e
incentivados en función de su desempeño, medido a través de un conjunto de indicadores
representativos (regulación basada en resultados).
A continuación, analizamos las compensaciones prácticas que se deben abordar y las diferentes
soluciones que se pueden encontrar para cada uno de estos elementos de diseño.
5 Esta sección se basa en gran medida en (INTEGRID, 2020a) y (Cossent, 2013).
6 En la actualidad, existe un consenso total sobre la necesidad de desvincular la retribución de la actividad de distribución del volumen de energía distribuida, que puede ser reducido por inversiones de DER sin la correspondiente reducción de costos (MITEI, 2016; IRENA, 2017). Es por eso que la regulación de los precios máximos ni siquiera se considera en este análisis. Dicho esto, vale la pena mencionar que la regulación de los límites de precios con una corrección de ingresos ex-post puede parecerse en gran medida a una regulación de los límites de ingresos.
38
Tratamiento separado de CAPEX y OPEX o TOTEX
Regulación de costos CAPEX y OPEX
Convencionalmente, el regulador evalúa por separado y establece objetivos para los costos
operativos (OPEX) y los costos de inversión de capital a largo plazo (CAPEX). El enfoque habitual
en la regulación de incentivos es colocar de manera desigual los incentivos de reducción de costos
en CAPEX y OPEX. Los incentivos de eficiencia generalmente se imponen en OPEX (a través de
un incentivo RPI7-X), mientras que las inversiones de capital se incluyen en el RAB8 y garantizan
una tasa de rendimiento. Este método es el enfoque habitual en Europa (con algunas excepciones)
y también caracteriza el llamado "modelo de bloques de construcción" que se utiliza en Australia
(AER, 2017).
El fundamento de este enfoque ha sido reducir a los DSO el riesgo asociado con las inversiones de
CAPEX. Al reducir este riesgo, se ha afirmado que se realizan nuevas inversiones cuando es
necesario.
Reducir el riesgo del distribuidor siempre ha sido relevante y será aún más imprescindible en los
próximos años ya que los recursos distribuidos introducen más incertidumbre. Sin embargo, como
veremos, existen otras formas más convenientes de reducir este riesgo en el contexto actual
(correcciones retributivas ex post al final del período regulatorio).
La desventaja relevante del tratamiento separado de CAPEX y OPEX es que representa una
barrera clara para reducir los refuerzos de la red a través de medidas alternativas a más corto
plazo, como implementar mantenimiento preventivo, extender la vida útil de los activos cuando
son viables o contratar servicios de flexibilidad9 para energía distribuida. recursos (y
almacenamiento). Cualquiera de estas medidas a corto plazo antes mencionadas implica una
reducción de CAPEX a expensas de incrementar el OPEX, y la regulación convencional es miope
a las reducciones de CAPEX (reducir el CAPEX solo representa una oportunidad perdida para
aumentar el RAB), mientras que el aumento en OPEX es visto como ineficaz y penalizado. Como
resultado, el DSO se ve penalizado por soluciones a corto plazo incluso cuando son menos costosas
en general.
7 La inflación generalmente se contabiliza a través de índices de inflación determinados públicamente, siendo el enfoque más común para utilizar un solo precio al consumidor o al por menor. No obstante, los reguladores pueden optar por utilizar varios índices de precios para contabilizar con mayor precisión las variaciones de precios que enfrentan los DSO.
8 Como veremos, dependiendo del diseño particular, las inversiones pueden incluirse en el RAB según lo declarado, pueden estar sujetas a algún tipo de auditoría ex-post que puede recuperar algunas inversiones, pueden incluirse en base a análisis de referencia (por lo tanto, solo reconociendo inversiones eficientes), etc.
9 Dentro de esta categoría encontramos las denominadas “Alternativas sin cables” (o NWA). Según Navigant (2017), las NWA se pueden definir como “una inversión o proyecto en la red eléctrica que utiliza soluciones de distribución no tradicionales, como generación distribuida, almacenamiento de energía, eficiencia energética, respuesta a la demanda y software y controles de la red, para diferir o reemplazar la necesidad de actualizaciones de equipos específicos, como líneas o transformadores, al reducir la carga a nivel de subestación o circuito ”. Se sabe que las NWA presentan un enorme potencial en el sector de la distribución. Su principal ventaja, con respecto a las alternativas convencionales de “cable”, reside en el tratamiento de la incertidumbre. Como lo explicaron adecuadamente Chew et al. (2018), la incertidumbre del crecimiento de la carga es un desafío para los distribuidores, pero una fortaleza para las NWA. De hecho, estos últimos generalmente tienen costos iniciales más bajos y se basan en tecnologías que pueden servir para múltiples propósitos más allá de aplazar las inversiones en la red. Por lo tanto, si la demanda no crece como se esperaba, la pérdida económica sería menor si el crecimiento se hubiera cubierto a través de NWA que a través de líneas y transformadores.
38
Los reguladores son cada vez más conscientes de este problema. En Europa, en el contexto del
proyecto H2020 INTEGRID10, todos los reguladores entrevistados durante la consulta a las
partes interesadas destacaron el llamado “sesgo CAPEX” en la regulación de ingresos existente
(INTEGRID, 2020a). Varios de ellos señalaron que la solución podría ser cambiar este
tratamiento separado entre CAPEX y OPEX. Del mismo modo, se anticipó el mismo problema en
Australia en 2018. Como resultado, se le confió a Frontier Economics un análisis sobre los factores
clave y las compensaciones involucradas en el cambio a un enfoque orientado a TOTEX para las
empresas de redes de energía australianas (Frontier, 2018 ). Durante 2019 se publicaron algunas
decisiones finales sobre la determinación de distribución para el período 2019-24 (ver por ejemplo
AER, 2019) y ninguna incluye un enfoque TOTEX. Pero sí incluyeron algunos incentivos para
aumentar las soluciones basadas en OPEX.
TOTEX
La mencionada existencia de compensaciones entre OPEX y CAPEX sugiere que sería necesario
evaluar los costos totales de distribución en su conjunto para evitar resultados ineficientes. Esto
se conoce como el enfoque TOTEX.
Bajo el enfoque de libro de texto orientado a TOTEX, las redes de distribución reciben una única
asignación de gastos y, por lo tanto, no hay un tratamiento especial para CAPEX. Si los incentivos
de eficiencia son neutrales a las reducciones de CAPEX y OPEX, se proporciona el incentivo a los
DSO para explotar las posibles compensaciones entre ambos tipos de gastos.
Vale la pena mencionar que establecer una asignación TOTEX no significa que la evaluación del
costo subyacente no pueda basarse en los valores CAPEX y OPEX estimados/actualizados por
separado. En otras palabras, bajo un enfoque TOTEX, las asignaciones de ingresos aún pueden
calcularse considerando los componentes básicos de los costos de los DSO, siempre que la
regulación garantice que los ingresos finalmente permitidos sean independientes de la estructura
de costos real de las empresas de distribución.
Hay una rango de métodos entre separar completamente CAPEX y TOTEX y evaluar ambos
como un todo. Se pueden lograr algunos enfoques intermedios dependiendo de:
(i) (i) si la regulación TOTEX incluye todos los costos o deja algunos de lado,
(ii) (ii) cómo se llevan a cabo las correcciones ex post y
(iii) (iii) cómo se actualiza el RAB11
Experiencia con la regulación orientada a TOTEX
La experiencia con la regulación orientada a TOTEX es limitada. El ejemplo pionero y más
paradigmático es el caso del Reino Unido (OFGEM; 2009a). Debido al interés particular de esta
experiencia, hemos incluido un análisis más detallado de la metodología del Reino Unido en la
10 INTEGRID: Demostración de tecnologías de red inteligente para la integración de energías renovables y la participación interactiva del consumidor que permite soluciones de mercado interoperables y partes interesadas interconectadas. Para más información: https://integrid-h2020.eu/
11 Con respecto a este último, como veremos en el apartado 1.2.3, para evitar incentivos desiguales sobre las reducciones de CAPEX y OPEX, también es necesario que las nuevas incorporaciones del RAB estén (al menos parcialmente) desacopladas de las inversiones realmente realizadas por el DSO.
38
sección 3.5. Otros ejemplos que incluyen TOTEX al menos parcialmente en el esquema de
remuneración son Portugal y Austria.
En Portugal, se sigue un enfoque TOTEX para la red de Baja Tensión, por el cual todos los costos
(excepto los alquileres de concesiones y los planes de reestructuración de la fuerza laboral) están
sujetos a un objetivo de eficiencia.
En Austria, las inversiones de CAPEX dentro de un período reglamentario se agregan al RAB
con un retraso de dos años, sin ninguna evaluación sobre la rentabilidad o la utilidad. Sin embargo,
se aplica una evaluación comparativa TOTEX retrospectiva. Este punto de referencia determina
el factor de productividad, que en última instancia altera el RAB del próximo período regulatorio.
Por lo tanto, esto puede considerarse un enfoque híbrido.
En el contexto actual, se hace necesario avanzar en la dirección de igualar los incentivos
percibidos por los DSO para reducir los costos independientemente de su naturaleza (CAPEX u
OPEX). Esto se logra mediante la introducción de una regulación de límites de ingresos
orientada a TOTEX.
Existe una amplia gama de enfoques entre separar completamente CAPEX y TOTEX y evaluar
ambos en su conjunto. Una solución intermedia parece ser la alternativa más recomendada.
La formula de remuneración y los ingresos permitidos de DSO anual
Establecer los ingresos permitidos de cada DSO representa una de las tareas más importantes de
los reguladores en relación con la distribución de electricidad. Independientemente de si se aplica
una regulación basada en TOTEX o CAPEX y OPEX por separado, el regulador debe definir una
metodología para estimar y actualizar el CAPEX y el OPEX.
En términos generales, el CAPEX real (o estimado) implica una remuneración que tiene como
objetivo compensar a las empresas de la red por dos conceptos principales, a saber, el retorno del
capital (o depreciación) y el retorno del capital.
El cálculo de la remuneración CAPEX eventualmente otorgada a la empresa distribuidora se
puede desglosar en un conjunto de pasos que se muestran en la Figura 16.
62
Revisión de precios n Revisión de precios n+1
Figura 16: Pasos generales para determinar la remuneración asociada a CAPEX
Antes del inicio de un período regulatorio, el regulador tiene que determinar las asignaciones de
ingresos ex ante, y esto implica esquemáticamente tres decisiones importantes, cada una de las
cuales, como es habitual, presenta concesiones en su diseño:
• Determinación del RAB de apertura,
• cómo incorporar nuevas inversiones en las asignaciones de ingresos, ya sea ex ante y / o
ex post,
• determinar otros parámetros, como la tasa de retorno regulatoria o el método de
depreciación (ya que la remuneración asociada al CAPEX será la depreciación más el RAB
multiplicado por la tasa de retorno).
A continuación, analizamos las compensaciones prácticas que se pueden encontrar para cada uno de estos elementos de diseño.
3.2.1 Determinación del RAB de apertura
En cuanto a la determinación del RAB de apertura, podemos diferenciar entre el valor del activo
de apertura al inicio del establecimiento del marco basado en el RAB, es decir, el primer período
regulatorio después de la posible reforma, y luego cómo se actualiza el RAB de apertura en los
próximos períodos regulatorios (por ejemplo, cómo determinar el RAB de apertura una vez que la
reforma se haya implementado por completo). El valor al comienzo de la implementación del
marco RAB se denominará en lo sucesivo el RAB heredado. Primero analizamos este RAB
heredado y luego el problema más general de actualizar posteriormente el valor RAB.
RAB heredado
Los reguladores pueden utilizar varios métodos para valorar los activos brutos de la red de
distribución heredada con el fin de determinar el RAB de apertura (heredado) al comienzo del
establecimiento de un nuevo marco implementado. La mayoría de los métodos12 dependen de dos
opciones principales:
12 RAB implícito, no se cubre aquí, sigue un enfoque ligeramente diferente.
RAB de apertura
Tasa reglamentaria
de retorno
Ingresos Ex-ante
Ex-post correction
Planes de inversión
Corrección en Intraperiodo
Período reglamentario
62
• Qué infraestructura de red se considera para el RAB de apertura heredado: ya sea la red
real o una eficiente (calculada empleando técnicas de evaluación comparativa).
• Qué costos se consideran para la red RAB de apertura heredada: los costos reales, los
costos históricos eficientes o los costos de reemplazo.
La selección de una u otra alternativa para las dos decisiones anteriores depende esencialmente de
las circunstancias particulares de cada país. Teóricamente, se pueden encontrar dos enfoques
opuestos extremos cuando se combinan las alternativas anteriores, a saber, los valores contables
(también conocidos como costos de compra) y la red y los costos de reemplazo (nuevo costo de
reemplazo).
• El enfoque del valor contable considera el costo real de comprar o instalar un activo
específico de acuerdo con los libros de contabilidad regulatorios. Las principales ventajas
de utilizar costos históricos son que aseguran la recuperación de costos evitando que los
reguladores “recuperen” parte del costo de los activos y que se basan en información
objetiva. Sin embargo, el uso de valores contables no penaliza las inversiones ineficientes
del pasado13.
• El nuevo costo de reemplazo puede definirse como el costo de construir un activo que
proporcionaría un servicio equivalente en la actualidad con las tecnologías actuales. La
principal ventaja de utilizar los costos de reemplazo es que penaliza las inversiones
ineficientes, ya que introduce una especie de competencia por criterios. Sin embargo, las
empresas reguladas están expuestas a los riesgos asociados con los cambios tecnológicos
que provocan grandes desviaciones entre los costos pasados y futuros. Este método es
preferible cuando la información de los activos reales es escasa o poco confiable, o es
probable que se hayan producido ineficiencias severas en el pasado.
• Entre los dos enfoques anteriores, una alternativa que proporciona un equilibrio adecuado
entre las ventajas y desventajas de los métodos antes mencionados consiste en contabilizar
los activos registrados en los libros contables, pero valorándolos a algunos costos de
norma. Este enfoque generalmente se conoce como costo de reproducción.
Dado que en muchos casos se calcula el valor bruto de los activos, también es necesario asumir las
vidas reglamentarias restantes de los activos para calcular el RAB heredado (activos netos), ya sea
estimando la vida media de los activos o asumiendo nuevos activos (reemplazo). La estimación de
la vida media de los activos puede introducir una discontinuidad relevante en la remuneración del
flujo de efectivo futuro, ya que todas las inversiones heredadas se cancelarían en el mismo
momento. Por lo tanto, se puede evaluar alguna forma de emparejamiento para evitar esta
depreciación "al borde del precipicio", p. Ej. estableciendo una variación progresiva en la vida
regulatoria restante de los activos heredados a lo largo del tiempo.
13 También puede suceder que si la red es muy antigua y está depreciada, los costos contables son demasiado
bajos para permitir la financiación sostenible de la empresa de la red.
62
La metodología más adecuada para determinar el RAB heredado depende en gran medida
del caso, pero una combinación de considerar las inversiones reales y los costos de la norma
parece presentar una compensación razonable.
RAB de apertura de RAB: enfoque general
La evaluación de la base de activos requiere un esfuerzo significativo tanto del regulador como de
los DSO y puede dar lugar a litigios. Por lo tanto, en lugar de reevaluar el RAB al comienzo de
cada período regulatorio, el regulador a menudo decide incluir en el RAB las inversiones no
depreciadas ya permitidas en períodos regulatorios anteriores (por lo tanto, no reevaluar esa
parte). Esto se conoce como consolidación del RAB, en lugar de reabrir el RAB. La consolidación
del RAB también tiene la propiedad deseable de mitigar la inestabilidad regulatoria y reducir la
carga regulatoria.
En el caso particular de Perú, la empresa modelo implica que el RAB sea reabierto y reevaluado al
final del período regulatorio mediante un modelo tipo greenfield y considerando costos eficientes
(VNR14). Este enfoque ha proporcionado resultados razonables hasta la fecha, pero no es adecuado
para el nuevo contexto cambiante y más incierto, ya que podría aumentar enormemente la
exposición al riesgo de los DSO. En el contexto actual, tiene sentido convertirse en un enfoque
consolidado. A continuación, revisamos brevemente el diseño de este elemento relevante.
Se recomienda consolidar el RAB en el contexto actual para mitigar la inestabilidad
regulatoria y reducir la carga regulatoria.
Introducción de agregados de RAB bajo el enfoque de RAB consolidado
Al consolidar el RAB, los reguladores solo tienen que actualizar el RAB en función de las nuevas
inversiones CAPEX reales/eficientes. Las dos principales diferencias en las formas alternativas en
que se puede llevar a cabo esta actualización tienen que ver con:
• cuándo actualizar (anualmente con un retraso de algunos años o al final del período
regulatorio)
• cómo se actualiza el RAB, como siempre, esto se puede llevar a cabo siguiendo más de
cerca las inversiones reales y los costos reales o en función de las inversiones eficientes
y/o los costos eficientes. Los pros y los contras de los diferentes enfoques son los que se
revisaron en el análisis anterior sobre cómo determinar el RAB heredado.
Dependiendo de las decisiones anteriores con respecto a la actualización del RAB, el regulador
puede introducir poderosos incentivos de eficiencia a los DSO, pero a costa de aumentar el riesgo
de no recuperar los costos de inversión. Cabe resaltar que en caso de que se implemente un
14 Valor Nuevo de Remplazo (New replacement value)
62
reglamento TOTEX, la actualización del RAB debe estar (al menos parcialmente) desacoplada de
las inversiones reales, esto se explica a continuación.
Actualización del RAB en una regulación de tope de ingresos orientada a TOTEX
Hemos visto cómo bajo un enfoque TOTEX, los distribuidores reciben una asignación de gastos
única sobre la cual se liquidan los ahorros. No hacer una distinción entre ahorro de capital y ahorro
operativo evita el sesgo antes mencionado para aumentar el CAPEX.
En la regulación basada en TOTEX, para mantener este incentivo es necesario desacoplar, al
menos hasta cierto punto, las nuevas adiciones de RAB de las inversiones reales. Cuanto mayor
sea la disociación, mayor será la neutralidad entre las reducciones de costos de CAPEX y OPEX
(pero mayor será el riesgo para el distribuidor).
Algunas opciones que se pueden explorar incluyen aplicar una tasa de capitalización fija como en
el Reino Unido (es decir, una proporción fija del TOTEX permitido se capitaliza y se agrega al
RAB), aplicando esta capitalización fija solo a ciertas categorías de activos (aquellos que estará
sujeta a criterios de eficiencia), o adecuar en el tiempo la tasa de capitalización, de tal manera que
se inicie en valores cercanos a la relación CAPEX / TOTEX real y poco a poco converja al valor
que el regulador estime conveniente15.
En la regulación orientada a TOTEX, es necesario desvincular, al menos hasta cierto punto, las
nuevas incorporaciones del RAB de las inversiones reales. El desacoplamiento total se logra con
la aplicación de la tasa de capitalización fija. Esto logra una neutralidad total entre las
reducciones de costos de CAPEX y OPEX, pero a costa de aumentar el riesgo para el
distribuidor. Se recomienda actualizar parcialmente la contabilidad del RAB para las
inversiones reales a fin de lograr un equilibrio adecuado.
3.2.2 Incorporación de nuevas inversiones en asignaciones de ingresos
Una vez que hemos cubierto la determinación (y actualización) del RAB, podemos enfocarnos en
los ingresos que van a ser percibidos por el distribuidor. Aquí la discusión gira en torno a si esto
se establece ex ante, ex post o con una combinación de ambos. Esta fórmula tendrá en cuenta las
diferentes retribuciones que necesitan los CAPEX y OPEX (independientemente del método
utilizado para calcular estos valores).
Ex-ante vs ex-post
Como es bien sabido, la regulación de incentivos ex ante ofrece el incentivo de ahorro de costos
más fuerte para los DSO, pero también los expone completamente a cualquier desviación entre los
costos reales y los ingresos permitidos. Para mitigar esta característica indeseable de la regulación
puramente ex ante, se pueden encontrar varios mecanismos ex post, como los métodos de
participación en los beneficios, para compartir el riesgo entre los DSO y los consumidores.
Un contrato regulador de participación en las ganancias puede verse como un híbrido entre un
15 Las tasas de capitalización a lo largo de los períodos regulatorios pueden reevaluarse o, si son muy largos, en una revisión intermedia. Sin embargo, esto debe hacerse solo para inversiones futuras, no para las ya realizadas.
62
enfoque de costo de servicio y un límite de ingresos (Joskow, 2008). Mientras que bajo una
regulación de límite de ingresos puro, los DSO están expuestos al 100% de las desviaciones entre
las asignaciones ex ante y los gastos reales (E), bajo una regulación de participación en los
beneficios, los DSO solo estarían expuestos a una parte predefinida de estas desviaciones,
conocidas como factor de reparto (SF).
La siguiente figura ilustra el funcionamiento de este mecanismo (asumiendo un factor de
compartición simétrico). La fórmula en la parte superior de la figura representa la fórmula de
remuneración de DSO. Los ingresos anuales ex-post permitidos (Rn) se calculan como la suma de
la fórmula del límite de ingresos convencional (en este caso representada mediante el enfoque
convencional RPI-X) multiplicada por el factor de participación (SF) más un segundo término que
se obtiene como el producto de los gastos reales declarados por el DSO (ex-post) multiplicado por
el factor de participación complementaria. Esta fórmula de retribución tiene las siguientes
características:
Si el factor de participación es igual a 1, la fórmula es un límite de ingresos puro.
Si el factor de participación es cero, la fórmula corresponde a una regulación pura del costo del servicio.
Para valores del factor de reparto entre 0 y 1, la fórmula es un enfoque híbrido. Cuanto
mayor sea el valor de SF, más cercana estará la regulación a un límite de ingresos y
viceversa
Figura 17.- Ilustración de un mecanismo de participación en los beneficios combinado con un límite de ingresos. Fuente: (INTEGRID, 2020a).
Las fórmulas de remuneración ex ante de los DSO deben incorporar mecanismos de
participación en los beneficios para mitigar el impacto de los errores de previsión regulatoria en
un contexto con crecientes incertidumbres.
Refinando aún más el enfoque de participación en los beneficios: el menú de contratos
La idea principal del enfoque del menú de contratos es que el regulador ofrece a los DSO la
posibilidad de elegir entre diferentes contratos de participación en las ganancias con diferentes
combinaciones de ingresos permitidos ex ante y factores de participación. Al hacerlo, los
62
reguladores también pueden alentar a los DSO a presentar pronósticos de inversión precisos16.
El enfoque se basa en un proceso de dos pasos. Al comienzo de cada período regulatorio, la
estimación de costos de los DSO se compara con una línea de base determinada por el regulador.
Al final del período, los costos reales de cada DSO se comparan con las asignaciones de ingresos
ex ante y los ingresos finales se calculan siguiendo una matriz definida ex ante (para más detalles,
consulte la sección 3.5.2). En (Crouch, 2006) y (Cossent y Gómez, 2013) se pueden encontrar
detalles adicionales sobre el diseño e implementación de contratos de participación en beneficios
con menú de regulación para regular los DSO de electricidad.
Si bien los menús de contratos parecen presentar importantes ventajas, lo cierto es que apenas se
han aplicado. En Europa, solo en el Reino Unido e Italia17, encontramos este enfoque
implementado. En estos sistemas, las autoridades reguladoras han aplicado una combinación de
contratos de participación en las utilidades con regulación de menú (OFGEM, 2013a) (ARERA,
2016) para regular la remuneración de los DSO.
El menú de contratos tiene varios grados de libertad para adaptarse a diferentes circunstancias.
La fuerza del incentivo asociado a la revisión ex post del menú de contratos puede adaptarse a las
condiciones del sistema. Cuando el regulador y los DSO se enfrentan a grandes incertidumbres
sobre los costos futuros de las empresas, tiene sentido acercar la corrección ex post a una
regulación del costo del servicio. La fuerza de los esquemas de incentivos puede incrementarse
posteriormente con el tiempo a medida que tanto los reguladores como los DSO se familiaricen
con la situación.
Los costos sujetos a objetivos de eficiencia deben ser aquellos que se consideren controlados por
los DSO. El OPEX controlable debe estar sujeto a evaluaciones comparativas y podría agregarse
al CAPEX en los mecanismos. Incluir tanto OPEX como CAPEX en el esquema requiere definir
algunas reglas para calcular las asignaciones de ingresos anuales y realizar las correcciones ex-
post en TOTEX.
El regulador podría implementar este esquema solo para nuevas inversiones, que es la aplicación
principal aquí propuesta, o para una gama más amplia de componentes de costos, p. Ej. incluido el
OPEX relacionado con la red.
El menú de contratos es una herramienta sofisticada que presenta propiedades deseables. La
revisión ex-post asociada con el menú de contratos puede calibrarse para situar el incentivo y el
riesgo entre una regulación puramente basada en incentivos y puramente basada en el costo del
servicio.
16 Alentar al DSO a presentar pronósticos de inversión precisos puede convertirse en un asunto complejo
si consideramos cómo el propio DSO condiciona eventualmente el del regulador. Este tema se analiza en
detalle en (OFGEM, 2018).
17 En el caso de Italia, el enfoque solo se ha implementado para regular la implementación de los
contadores inteligentes de segunda generación.
62
Las estimaciones del regulador deben ser prospectivas
Las inversiones permitidas ex ante pueden determinarse con base en la estimación de gastos
eficientes del regulador, con base en los pronósticos del DSO o con una combinación de ambos. Si
la estimación del regulador se considera necesaria, esta se basará en puntos de referencia, que
pueden ser retrospectivos (extrapolación del pasado) o prospectivos (intenta anticipar condiciones
futuras que pueden no haberse observado en el pasado).
Hoy en día existe un consenso total de que las estimaciones deben ser prospectivas para tener en
cuenta los cambios más probables que se van a producir (MITEI, 2016). Para el enfoque
prospectivo, los modelos de red de referencia basados en ingeniería (RNM) son herramientas que
pueden representar escenarios potenciales futuros. Se han aplicado RNM para regular las
empresas de distribución de electricidad en varios países. El uso de estos modelos es conocido en
varios sistemas sudamericanos (incluido Perú) como una herramienta para implementar el
esquema de empresa modelo, pero nuevamente, la clave es que la metodología incluye la capacidad
prospectiva (Jenkins, 2018), que no es la situación en el caso peruano.
Un modelo de red de referencia prospectivo basado en ingeniería (RNM) puede preparar mejor
a los reguladores para la tarea de estimar los ingresos ex ante en el panorama eléctrico altamente
incierto que tenemos hoy.
3.2.3 Otros elementos de diseño que afectan los ingresos permitidos
Reaperturas
Un potencial instrumento regulatorio para reducir la exposición al riesgo consiste en reabrir la
determinación de ingresos cuando ocurre una gran desviación con respecto a las condiciones
esperadas en la revisión de precios. El tipo de eventos que pueden desencadenar una reapertura
pueden incluir grandes errores de pronóstico de la demanda, un gran aumento en la conexión de
DG o cambios tecnológicos repentinos. Esta reapertura puede tener lugar a solicitud del DSO en
cualquier momento durante el período reglamentario, o en ventanas de tiempo predefinidas
(OFGEM, 2013a).
Dar forma al flujo de caja de los DSO
Cabe señalar que los ingresos permitidos ex ante corresponden a la cantidad que deberían recibir
los DSO durante todo el período regulatorio. Por lo tanto, esta cantidad debe distribuirse a lo
largo de todos los años del período regulatorio. En principio, podría haber muchas formas
diferentes de hacer esto, siendo la más simple y preferida usar el factor X (de la fórmula RPI-X)
para suavizar los ingresos de DSO a lo largo del período regulatorio. De hecho, en caso de que los
incentivos se proporcionen mediante el esquema del menú de contratos introducido
anteriormente, el único objetivo del factor X será suavizar los ingresos (ya que los incentivos se
tratan a través del menú de contratos).
Vida útil de los activos y método de depreciación
Si bien es relevante para la determinación de los ingresos permitidos, la vida útil regulatoria de
62
los activos o el método de depreciación no se abordarán en el análisis. Existen prácticas estándar
bien conocidas y aceptadas para ambos.
La tasa de rendimiento regulatoria
La tasa de rendimiento que se utiliza para el CAPEX permitido (real o estimado) se calcula con
frecuencia como el costo de capital promedio ponderado (WACC). Esto significa que la tasa de
retorno final se obtiene como la suma ponderada del costo de las diferentes fuentes de
financiamiento utilizadas por los DSO, principalmente deuda y capital.
El WACC es un parámetro crítico en la regulación, especialmente para determinar las condiciones
de inversión que enfrentan los DSO. El tema más controvertido es generalmente cómo calcular el
costo del capital social. El método más utilizado es el modelo de valoración de activos de capital
(CAPM), que determina el costo de capital como la suma de una tasa libre de riesgo más una prima
de riesgo de mercado.
Establecimiento del período reglamentario
Bajo la regulación de incentivos, las revisiones de precios o las escalas de precios se llevan a cabo al
comienzo de cada período regulatorio; normalmente, entre 3 y 5 años. Los períodos regulatorios
cortos reducen las incertidumbres que enfrentan los reguladores y evitan grandes desviaciones
entre los costos e ingresos de los DSO, pero al mismo tiempo diluyen los incentivos para aumentar
la eficiencia a través de acciones que producen beneficios a largo plazo (reemplazo de activos,
capacitación del personal, gasto en I + D) y también aumentar la carga regulatoria tanto para los
reguladores como para los DSO. Es aconsejable períodos prolongados (un mínimo de 5 años) en el
contexto actual impulsado por los DER. En esta línea, OFGEM propuso aumentar la duración de
los periodos regulatorios en Reino Unido hasta 8 años en su RIIO-118, introduciendo también
mecanismos adicionales para controlar las incertidumbres o revisando esta duración en el futuro (el
mencionado menú de contratos o reaperturas ). Sin embargo, este período regulatorio se ha
reducido a 5 años en la última revisión (RIIO-2).
Gradualismo
Cabe señalar que cualquier cambio en la regulación de remuneraciones puede dar lugar a
variaciones relevantes, como desviaciones entre la estructura de activos de los DSO y el RAB.
Para evitar cambios bruscos en la retribución, siempre se considera aconsejable una
implementación progresiva durante varios períodos regulatorios.
Los períodos reglamentarios prolongados (5 años o más) y la posibilidad de reaperturas
representan prácticas recomendadas en la actualidad. Estos son compatibles con revisiones
intermedias para algunos elementos específicos (por ejemplo, planes de inversión).
Incentivos adicionales
3.3.1 Esquemas bonus-malus por calidad de servicio
18 Italia también introdujo un período regulatorio de 8 años, con revisiones parciales después de 4 años.
62
Una forma común de implementar incentivos regulatorios basados en la producción es a través de
esquemas bonus-malus, que consisten en establecer un valor de referencia (ver la figura siguiente)
para una medida de producción particular relacionada con la calidad. Los DSO son penalizados en
caso de que no alcancen este valor de referencia y recompensados si ocurre lo contrario.
Figura 18.- Parámetros relevantes en un esquema bonus-malus. Fuente Cossent, 2013)
En la actualidad, estos esquemas se utilizan ampliamente para promover los DSO para mejorar la
continuidad del suministro en los países europeos (CEER, 2016b).
Los esquemas de incentivos deben estar vinculados tanto a la duración como al número de
interrupciones. Centrarse exclusivamente en índices que miden la duración de las interrupciones
puede diluir los incentivos que ven los DSO para implementar la detección avanzada de fallas. La
localización avanzada de fallas, si se combina con la reconfiguración de la red telecontrolada en
redes malladas, puede reducir tanto la duración medida como el número de interrupciones si los
consumidores pueden volver a conectarse en menos de unos minutos después de una interrupción.
Esto se debe a que se considera que las interrupciones largas son aquellas que duran más de un
número predefinido de minutos, típicamente 3 minutos en Europa (CEER, 2016b).
Implementar mecanismos de incentivos / penalizaciones para que los DSO mejoren la
confiabilidad de la red. Estos mecanismos deben incorporar indicadores de confiabilidad que
midan tanto el número como la duración de las interrupciones.
Otro aspecto a considerar es cómo se tratan las interrupciones planificadas y no planificadas en la
regulación, es decir, si la fuerza del incentivo es diferente para ambos tipos de interrupciones y
qué tan fácil es para los DSO calificar un incidente como una interrupción planificada. Esto es
particularmente relevante en lo que respecta a la implementación de estrategias de mantenimiento
predictivo. Al monitorear el estado de los transformadores, una posible interrupción no planificada
causada por una falla del equipo se puede prevenir mediante una acción de mantenimiento que
también puede requerir la puesta fuera de servicio del transformador, lo que provoca una
62
interrupción programada. Aunque en ambos casos los consumidores serían interrumpidos, esto le
permite al DSO notificar a los usuarios de la red con anticipación y programar los trabajos de
mantenimiento en un momento que moleste menos a los usuarios de la red. Por lo tanto, esto debe
fomentarse.
No obstante, la regulación actual en muchos países no parece promover esto en la mayoría de los
casos.
Los esquemas de incentivos deben alentar a los DSO a reemplazar las interrupciones no
planificadas con interrupciones programadas, ya que estas últimas tienen
menos impacto en los usuarios de la red.
Por último, incluso si existen mecanismos de incentivos, y estos discriminan adecuadamente entre
interrupciones planificadas y no planificadas, es posible que los DSO aún no implementen los
enfoques avanzados de O&M si la ganancia que perciben al mejorar la confiabilidad es muy baja.
Hay dos parámetros clave que lo determinan: los niveles de confiabilidad de referencia y la tasa de
incentivo marginal. Además, como se muestra en la figura anterior, las discontinuidades en los
mecanismos de incentivo pueden introducirse en forma de bandas muertas alrededor de los valores
de referencia o límites superior/inferior en el valor del incentivo/penalización, es decir, máximos
y mínimos.
Dichas discontinuidades se utilizan para mitigar el riesgo de recompensas o sanciones
excesivamente altas debido a errores en las estimaciones del regulador al diseñar el incentivo o
por eventos imprevistos. Sin embargo, si no se establecen correctamente y no se revisan
periódicamente, pueden debilitar significativamente el poder del incentivo. Por ejemplo, si un DSO
presenta niveles de confiabilidad que están dentro de la banda muerta o por encima/por debajo
del máximo/mínimo, los incentivos obtenidos al mejorar la confiabilidad pueden ser
insignificantes. Esta “trampa de incentivos” se puede evitar actualizando los valores de referencia.
Sin embargo, dado que a menudo se definen con base en información histórica, esto puede resultar
en un estancamiento permanente de los niveles de confiabilidad. Basar los valores de referencia en
los resultados de un análisis comparativo entre los DSO parece ser un enfoque más adecuado.
Por último, la tasa de incentivo marginal suele determinarse con base en encuestas a consumidores
que estiman el costo de las interrupciones para los consumidores (CEER, 2016b). Es importante
que este parámetro refleje adecuadamente el verdadero valor de la calidad del servicio para los
usuarios de la red, así como las nuevas oportunidades que tienen los DSO para mejorar la
confiabilidad. Por lo tanto, las prácticas regulatorias deben revisarse para tener en cuenta estos.
Los reguladores deben asegurarse de que los parámetros de los mecanismos de incentivos envíen
incentivos adecuados para que los DSO mejoren la calidad del servicio evitando bandas muertas
anchas, límites mínimos y límites ajustados.
Además, los valores de referencia y las tasas de incentivos marginales deben evaluarse, y no
basarse exclusivamente en valores históricos, para reflejar adecuadamente tanto el costo marginal
de mejorar la confiabilidad (incluidas las soluciones de redes inteligentes) como el costo de las
interrupciones para los consumidores.
62
Controladores de ingresos
Los generadores de ingresos incentivan directamente un determinado factor (generalmente de
manera lineal) en la fórmula de remuneración. Este mecanismo podría considerarse un caso
particular de la función general bonus-malus.
Dos generadores de ingresos que resultan de especial interés son los que buscan aumentar los
DER en la red o los que buscan extender la vida útil de los activos (cuando sea económico):
• Los recursos energéticos distribuidos se pueden incentivar agregando impulsores de
ingresos relacionados con DER a la fórmula de límite de ingresos para compensar a los
DSO por los costos incrementales asociados19. El Reino Unido fue pionero en la aplicación
de estos esquemas a la regulación de la distribución de electricidad con un mecanismo
temporal que combinaba un generador de ingresos de DG con un traspaso parcial
(OFGEM, 2009). Se podrían idear mecanismos similares para los costos impulsados por
los vehículos eléctricos o la respuesta a la demanda.
• Según la regulación convencional, los DSO pueden tener un incentivo para reemplazar los
activos cuando se cancelan (este es el caso en el enfoque separado de CAPEX y OPEX).
Un incentivo al final de la vida útil podría proporcionar una remuneración por los activos
durante un número adicional de años.
3.3.2 Evaluación de la financiación
La agencia reguladora puede monitorear y controlar las métricas de capital y crédito, así como
varios factores cualitativos para monitorear la salud financiera de las empresas de distribución.
Este es el caso del Reino Unido, como veremos en el apartado 3.5.2 (OFGEM, 2013). España
también ha introducido una sanción asociada a esta salud financiera20 20, que es proporcional a la
retribución del distribuidor y también a la desviación de un índice de referencia (que da cuenta del
apalancamiento y la capacidad económico-financiera) respecto a un valor de referencia.
3.3.3 Incentivos para entradas por innovación
La adopción de nuevas tecnologías y soluciones de operación de red probablemente requerirá que
los DSO las prueben a una escala limitada antes de implementarlas a una escala mayor. Esto les
permitirá probar y comparar soluciones tecnológicas alternativas, trabajar junto con
desarrolladores y fabricantes, y evitar errores y callejones sin salida al realizar la implementación.
Dado que los DSO enfrentan algunos riesgos tecnológicos en este proceso, la existencia de
mecanismos que permitan a los DSO mitigar estos riesgos facilitaría la adopción de soluciones
innovadoras. Esto se puede lograr mediante incentivos económicos ad-hoc que permitan a los DSO
19 Otra forma de introducir estos incentivos es modificando los requisitos de eficiencia (factor X) de acuerdo
con las tasas de penetración de DER.
20 Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la
que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía
eléctrica.
62
recuperar, al menos en parte, los costos correspondientes fuera de los ingresos permitidos por el
regulador.
Por lo tanto, a pesar del hecho de que la regulación de la producción es generalmente preferible a
la regulación de las entradas , la innovación puede ser difícil de lograr mediante la regulación solo
de la producción (Eurelectric, 2011).
Los incentivos de insumos pueden diseñarse como pago directo a los DSO para acometer proyectos
específicos, mediante un traspaso parcial o total de ciertos costos (estos costos se agregarían al
RAB sin someterlos a análisis de eficiencia) o otorgando a los DSO rendimiento de determinadas
inversiones. Los mecanismos de incentivos existentes incluyen el mecanismo de remuneración
finlandés (transferencia), los casos italiano (tasa de retorno diferenciada) y británico (revisado en
3.5) (Cossent, 2013).
En cualquier caso, es necesaria la supervisión regulatoria, ya sea como una aprobación ex ante,
una evaluación ex post o ambas. Dicha evaluación debe realizarse en base a un conjunto de índices
y/o análisis de costo-beneficio donde se muestren claramente los beneficios para los usuarios de
la red.
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Anexo 1- Regulación de la red de distribución en Gran Bretaña
3.5.1 Antecedentes
OFGEM es la autoridad reguladora que supervisa a los operadores de redes eléctricas en Gran
Bretaña (GB) desde la liberalización y privatización del sector eléctrico. GB fue pionera en el uso
de la regulación RPI-X en redes eléctricas, aplicándola a los operadores de redes de distribución
(DNO) de 1990 a 2015. Como se muestra en la Figura 19, este enfoque regulatorio condujo a
reducciones significativas en las asignaciones de ingresos después de la privatización. Sin embargo,
esta tendencia a la baja se estancó o incluso se revirtió después de casi 20 años; de hecho, en el
caso de la OT, incluso se admitieron incrementos en las asignaciones de ingresos.
Figura 19: Ajustes en las asignaciones de ingresos de los operadores de red por sucesivos controles de precios en Gran Bretaña. Fuente:(OFGEM, 2009a)21
21 NGET son las siglas de National Grid Electricity Transmission, el propietario de la transmisión con
licencia en Inglaterra y Gales.
62
Además del hecho de que presumiblemente era más fácil lograr ganancias de eficiencia debido a
empresas de la etapa anterior a la privatización altamente ineficientes, la razón principal de este
efecto es la necesidad de inversiones en redes (OFGEM, 2009). Como resultado, OFGEM llevó a
cabo una profunda revisión de la regulación de la red de energía en GB que resultó en la
implementación de la denominada regulación RIIO, que significa Ingresos = Incentivos +
Innovación + Productos. Este nuevo enfoque regulatorio tenía como objetivo proporcionar a las
empresas de redes incentivos adecuados para apoyar la descarbonización, realizar inversiones
adecuadas en la red, fomentar la eficiencia y la innovación y proporcionar valor a los consumidores
actuales y futuros (OFGEM, 2009b). El primer período en el que se ha aplicado RIIO a la
distribución de electricidad comprende el período comprendido entre el 1 de abril de 2015 y el 31
de marzo de 2023.
Es relevante señalar que análisis previos del contexto peruano (CEPA & NEGLI, 2016) mostraron
que muchos de los factores detrás de esta revisión regulatoria en GB también son relevantes para
Perú. Por lo tanto, el caso de GB ha sido seleccionado como una experiencia relevante para este
informe debido a las siguientes:
• La regulación de RIIO se considera en general un ejemplo de innovación y mejores
prácticas en la regulación de redes de distribución.
• RIIO fue diseñado para abordar desafíos de alguna manera similares a los que enfrenta el
sector peruano en la actualidad: necesidad de promover suficientes inversiones en redes,
innovación y mejoras en la calidad del servicio, garantizando al mismo tiempo la eficiencia
económica.
3.5.2 Flujo de trabajo de establecimiento de ingresos DISCO y decisiones clave
En esta sección se presenta una descripción detallada y un análisis de la regulación de distribución
de GB, con énfasis en aquellos aspectos que han sido previamente identificados como claves para
el caso peruano. Más específicamente, la atención se centra en el tratamiento de la base de activos
y los gastos de capital, así como en los incentivos externos, en particular los relacionados con la
calidad del servicio, la innovación y la salud financiera.
Regulación CAPEX
Antes del inicio de un período regulatorio, el regulador debe determinar las asignaciones de
ingresos ex ante. Esto implica determinar i) el valor de apertura de la base de activos, ii) la tasa de
rendimiento regulatoria, y iii) si es que y cómo incorporar las inversiones futuras esperadas en las
provisiones ex ante. Luego, ya sea durante el período regulatorio o una vez finalizado como parte
de la próxima revisión de precios, se pueden realizar ajustes de ingresos ex-post en función de los
gastos de capital reales informados por las empresas de distribución.
Para cada uno de estos pasos, a continuación se describe el enfoque británico. Debe tenerse en
cuenta que el enfoque británico de las revisiones de precios lleva mucho tiempo, y lleva alrededor
de 3 años desde el momento en que se inicia el proceso hasta el comienzo del período regulatorio.
Por ejemplo, la última revisión de precios comenzó en febrero de 2012, cuando el regulador publicó
las primeras propuestas, y el período regulatorio comenzó en abril de 2015.
El RAB de apertura
62
OFGEM sigue un método contable para determinar el RAB de apertura y la correspondiente
remuneración de CAPEX (es decir, el método denominado RAB x WACC). Por lo tanto, a
diferencia del enfoque de empresa modelo utilizado en Perú, la base de activos no se reabre en cada
revisión de precios, sino que se consolida con base en inversiones y provisiones de depreciación de
períodos regulatorios anteriores.
Por lo tanto, la discusión más relevante durante las revisiones de precios está relacionada con
cómo se calculan las asignaciones de ingresos ex ante y cómo se actualiza el RAB durante y
después del final del período regulatorio posterior. En otras palabras, las discusiones no giran en
torno al valor de los activos existentes (o su reemplazo), sino a cuántas inversiones se necesitan
en los próximos años y cómo se remuneran. Estos temas se discutirán más adelante en esta sección.
La tasa regulatoria de retorno
El rendimiento permitido de las inversiones se determina siguiendo el enfoque estándar WACC22,
con diferentes valores por empresa, donde:
• El costo de la deuda se basa en un promedio móvil de largo plazo (promedio entre 10 y 20
años) de los indicadores bursátiles, que se ajusta anualmente de manera automática.
• El costo del capital social se calcula siguiendo el modelo de valoración de activos de capital
(CAPM). Se consideró un valor del 6% (después de impuestos) para todas las empresas en
el último período regulatorio (solo a una empresa se le otorgó una rentabilidad superior
del 6,4% como resultado de su seguimiento rápido gracias a la presentación de un plan de
negocios convincente).
• El ratio de apalancamiento se estimó en base a los planes de negocio presentados por las
empresas distribuidoras. Finalmente se consideró un valor del 65% para todas las
empresas.
Se pueden encontrar más detalles en (OFGEM, 2013a, 2013b, 2014a, 2014b).
Desgravaciones ex ante de ingresos y actualizaciones ex post
Esta subsección describe el proceso regulatorio a través del cual el regulador británico recopila
las necesidades de inversión prospectivas de las empresas de distribución, realiza una evaluación
de eficiencia de estos costos, establece las asignaciones de ingresos ex ante por empresa y realiza
los ajustes ex post necesarios en función de los costos reales. informó. Su contenido se basa
principalmente en (OFGEM, 2013a, 2013b, 2013c, 2013d, 2014a, 2014b).
Las asignaciones de ingresos ex ante se determinan principalmente sobre la base de dos elementos
clave: i) los planes comerciales presentados por los operadores de la red, y ii) la evaluación de
costos realizada por el regulador.
Planes de negocio:
Las empresas de distribución deben preparar y presentar a la autoridad reguladora sus planes
comerciales para el próximo período regulatorio mucho antes de que comience. Estos planes
desempeñan un papel central en la revisión de precios y deben tener una visión de futuro y una
orientación a los resultados, es decir, establecer vínculos claros entre los gastos propuestos para
los próximos años y los resultados y beneficios esperados para los usuarios de la red y la sociedad
22 El vanilla WACC es una versión de este indicador calculado con el costo de la deuda antes de impuestos
y el costo del capital después de impuestos.
62
en su conjunto.
Con el fin de facilitar la comparabilidad entre empresas y hacerlas accesibles a otras partes
interesadas (los planes de negocio se ponen a disposición del público23), el regulador estableció una
estructura común obligatoria para estos planes. Esta estructura se muestra en la Figura 20.
Los gastos deben justificarse siguiendo una metodología común de CBA y respaldados por
herramientas de modelado. El regulador además establece unas pautas comunes para realizar el
CBA con las que justificar las decisiones de inversión propuestas, incluyendo enfoques
homogéneos para tasas de descuento, herramientas de modelado, métricas financieras, etc.
Figura 20: Estructura de planes de negocio de distribución en GB. Fuente: (OFGEM, 2013c)
El regulador evaluó la calidad de los planes de negocio se evalúa por separado para cinco criterios
diferentes:
• Proceso: este criterio tiene en cuenta la claridad, el nivel de detalle, el proceso de
participación de las partes interesadas y la integridad de los datos del plan.
• Productos: evalúa si los planes explican de manera clara y convincente cómo planean
lograr los productos esperados, y cómo los gastos están vinculados a estos productos.
• Costos de uso eficiente de los recursos: evalúa si los gastos proyectados se incurren de
23 Estos planes se pueden encontrar en las páginas web de las diferentes empresas distribuidoras,
por ejemplo:
UK Power Networks: https://www.ukpowernetworks.co.uk/internet/en/about-us/business-plan/
SP Energy Networks: https://www.spenergynetworks.co.uk/pages/distribution_business_plan.aspx
Western Power Distribution: https://www.westernpower.co.uk/our-riioed1-business-plan
62
manera eficiente y proporciona evidencia suficiente para ello.
• Financiamiento eficiente en recursos: verifica si las empresas planean seguir las buenas
prácticas en términos de costo de deuda, ratio de apalancamiento, costo de capital, riesgo
financiero, etc.
• Incertidumbre y riesgo: determina si las empresas de distribución han identificado
claramente las principales incertidumbres y riesgos a los que se enfrentan, evaluado su
impacto en su plan de negocios y medios propuestos para abordarlos.
Las empresas de distribución que son evaluadas positivamente en todos los criterios pueden ser
objeto de un seguimiento rápido. Esto significa que conocerán sus ingresos permitidos en un
período de tiempo más corto, al menos un año antes del inicio del período regulatorio, y se les
ofrecerá una evaluación de costos más indulgente y condiciones ventajosas (en el período 2015-
2018, OFGEM ofreció - las empresas siguieron un ingreso adicional por adelantado del 2.5% de
TOTEX en lugar del mecanismo IQI (Incentivo a la calidad de la información) que se explica a
continuación. La empresa puede rechazar la propuesta de ingresos realizada por el regulador en
esta etapa; en este caso, seguiría el mismo costo evaluación como empresas de seguimiento lento.
Como se muestra en la Figura 21, solo un grupo empresarial, que controla cuatro empresas de
distribución, fue evaluado positivamente en los cinco criterios y, en consecuencia, el regulador lo
aceleró en el último control de precios.
Figura 21: Resumen de la evaluación de OFGEM de los planes de negocio presentados para el
período 2015-2023. Fuente: (OFGEM, 2013e)
Evaluación de costos:
Se puede ver que el criterio en el que las empresas de distribución fueron generalmente evaluadas
con más dureza en la última revisión de precios es la rentabilidad. Los elementos clave del enfoque
seguido por OFGEM para realizar dicha evaluación de costos se resumen a continuación
(OFGEM, 2013d, 2014b).
Siguiendo las prácticas de los controles de precios anteriores, para el período regulatorio 2015-
2023, OFGEM utilizó un conjunto de herramientas de varios modelos diferentes de evaluación de
costos y evaluación comparativa que se basan no solo en información histórica, sino también en
datos de pronóstico. Dicho conjunto de herramientas comprende tanto el análisis de gastos totales
(TOTEX), que captura las compensaciones clave entre los diferentes elementos de costos, como
el uso de enfoques desagregados que siguen un enfoque de bloques de construcción para evaluar
la eficiencia por separado para categorías de costos específicas (inversiones en redes relacionadas
62
con la carga, inversiones no relacionadas con la carga, costos operativos de la red, costos de
soporte comercial, etc.).
OFGEM enfatiza que los resultados de estos análisis deben usarse para informar su evaluación y
decisiones en lugar de usarlos de una manera "mecanicista" para calcular los ingresos permitidos.
El uso de este conjunto de modelos tiene como objetivo permitir comparaciones cruzadas entre
modelos, así como aplicar algunas herramientas para tipos específicos de costos, p. Ej. modelos
econométricos para TOTEX o costos corporativos generales, y modelos de ingeniería
específicamente para inversiones en redes impulsadas por cargas.
Desgravaciones de ingresos ex ante:
Después de los dos pasos descritos anteriormente, el regulador determina las asignaciones de
ingresos ex ante expresadas como una asignación TOTEX anual, es decir, sin diferenciación entre
la asignación de CAPEX y OPEX, calculada de la siguiente manera:
• Empresas de vía rápida: las asignaciones ex ante se basan en el plan de negocios
presentado, sujeto a posibles modificaciones propuestas por el regulador, más un ingreso
inicial adicional del 2.5% de TOTEX.
• Empresas de vía lenta: las asignaciones de ingresos ex ante se calculan como el promedio
ponderado de la estimación de costos de OFGEM (75%) y la estimación de costos
resultante de los planes de negocios de las empresas de distribución (25%). La estimación
del regulador se calcula como un promedio ponderado de tres modelos de evaluación
comparativa; 25% para cada uno de los dos modelos TOTEX y 50% para el modelo
desagregado o de bloques de construcción (OFGEM, 2014c)24. Se realizan ajustes
adicionales para tener en cuenta la inflación, las inversiones en redes inteligentes y la
aplicación del IQI que se explica a continuación.
• Como se muestra en la Figura 22, en el último control de precios, los modelos de
evaluación de costos del regulador, aunque por debajo de las estimaciones de las empresas
en promedio, muestran una gran dispersión en comparación con las estimaciones de
TOTEX proporcionadas por cada empresa de distribución.
24 Este modelo desagregado puede considerarse similar al proceso seguido en Perú para determinar los costos de la empresa modelo.
62
Figura 22: Diferencia entre estimaciones de TOTEX por empresas distribuidoras y regulador para RIIO-ED1 (antes de ajustes). Fuente: (OFGEM, 2014c)
El proceso antes mencionado da como resultado que se realicen asignaciones de ingresos
individuales para cada año del período regulatorio. Sin embargo, esta asignación de ingresos anual
inicial puede presentar grandes variaciones a lo largo de los años. Por lo tanto, se realiza un nuevo
perfil o suavizado de los ingresos permitidos para garantizar un perfil uniforme de los ingresos
durante todo el período regulatorio. Esto significa que los ingresos anuales permitidos se ajustan
para seguir una trayectoria suave hacia abajo o hacia arriba, de tal manera que el valor actual neto
durante todo el período regulatorio permanece igual. El WACC de vainilla se utiliza como tasa de
descuento. No obstante, las empresas de distribución pueden solicitar ajustes si se justifica por
problemas de financiación.
A lo largo del período regulatorio, las asignaciones de ingresos ex ante se ajustan automáticamente
cada año para tener en cuenta los cambios en el índice de precios minoristas (RPI).
Ajuste ex post e ingresos finales permitidos
Probablemente, la característica más singular de la regulación británica en RIIO se puede
encontrar en el enfoque seguido para actualizar las asignaciones de ingresos ex ante una vez que
se conocen los gastos reales de los operadores de la red. Consiste en dos mecanismos principales:
i) un menú de contratos de participación en las utilidades para actualizar los ingresos permitidos
ex post, y ii) el uso de una tasa de capitalización fija aplicada a TOTEX para actualizar el RAB.
Ajustes ex post de los ingresos totales: incentivos a la eficiencia e IQI
Los ingresos permitidos ex post se calculan mediante la denominada matriz IQI que se muestra en
la Figura 23. Los elementos clave de este mecanismo se describen brevemente a continuación25.
Figura 23: Matriz IQI para RIIO-ED1
Al comienzo del período regulatorio, los ingresos permitidos ex ante se determinan como un
promedio ponderado de la estimación de costos del regulador y las proyecciones de la empresa
distribuidora, como ya se mencionó anteriormente. Al mismo tiempo, la relación entre ambas
proyecciones TOTEX determina la columna de la matriz en la que se ubica cada empresa. Cada
columna corresponde a un determinado valor del incentivo de eficiencia y los ingresos adicionales.
El ingreso adicional, ya sea positivo o negativo, es una suma global que se suma a los gastos
permitidos y su propósito es incentivar a las empresas de redes para que proporcionen su
25 Para más información sobre cómo se construye un mecanismo de este tipo y su funcionamiento, se remite al lector (Cossent y Gómez, 2013).
62
verdadera mejor estimación de costos en sus planes de negocios, mitigando así las asimetrías de
información26.
Por otro lado, el incentivo de eficiencia se utiliza para calcular los gastos permitidos ex-post de la
siguiente manera. Anualmente27, las asignaciones para gastos permitidos ex-post se calculan como
el producto de la diferencia entre los costos permitidos ex ante y los costos reales por una tasa de
eficiencia más los ingresos adicionales28.
La tasa de eficiencia es un factor de reparto simétrico entre los contribuyentes y las empresas de
la red por un rendimiento superior o inferior al de las asignaciones ex ante. Tenga en cuenta que
en una regulación de límite de ingresos pura, el valor de esta tasa de eficiencia sería del 100%,
mientras que en una regulación de costo adicional o tasa de rendimiento sería cero. En el caso de
RIIO-ED1, las empresas de distribución acelerada recibieron una tasa de incentivo de eficiencia
del 70%, mientras que las empresas que no lo hicieron recibieron una tasa de eficiencia compartida
entre el 50 y el 65%, dependiendo de la eficiencia de sus planes comerciales
Actualización del RAB: la tasa de capitalización
Una vez que se conocen los TOTEX finales permitidos, el regulador debe determinar las adiciones
de RAB. En lugar de actualizarlo en función de las inversiones reales realizadas por las empresas
de distribución, como se hace en la mayoría de los países, las adiciones de RAB se calculan como
una parte predefinida de los ingresos permitidos. Este porcentaje se conoce como tasa de
capitalización y funciona de la siguiente manera:
• El X% de los gastos (con algunas excepciones para los costos de transferencia) se
considera dinero lento para ser incluido en el RAB y recuperado en un período de 45 años,
siendo X la tasa de capitalización.
• (100-X)% de los costos se consideran OPEX o dinero rápido a recuperar en el mismo año
en que se incurren / permiten.
El objetivo de considerar una tarifa fija es alentar a los operadores de red a utilizar la combinación
más eficiente de categorías de costos, es decir, CAPEX-OPEX, evitando los problemas
convencionales de una regulación orientada a CAPEX. Los valores de las tasas de capitalización
consideradas en RII-ED1 estuvieron en el rango 68% -80%, y fueron estimados con base en la
contabilidad real de las empresas de la red y sus planes de negocios.
Indicadores de producto, innovación y financiación
El marco regulatorio para las empresas de distribución en GB incluye varios esquemas de
incentivos basados en indicadores de resultados en 6 categorías, a saber, seguridad (por ejemplo,
salud de activos y personal), impacto ambiental (por ejemplo, pérdidas de energía, huella de
carbono), satisfacción del cliente, obligaciones sociales (por ejemplo, consumidores vulnerables). ,
participación de las partes interesadas), conexiones, y confiabilidad y disponibilidad.
Es relevante señalar que el tratamiento regulatorio de estos indicadores de producción en algunos
26 Para una discusión más profunda sobre los supuestos implícitos y cómo estos se mantienen en la práctica, se remite al lector a la sección 4.4 de (CEPA, 2014).
27 La corrección ex post también podría realizarse al final del período reglamentario o en una ventana de tiempo renovable.
28 Los elementos de la matriz IQI reproducen este cálculo para cada combinación de costos ex ante permitidos (en la columna) y gastos ex post (en las filas).
62
casos comprende incentivos económicos/sanciones para las empresas de distribución, mientras
que en otros casos el regulador simplemente establece recompensas discrecionales por desempeño
sobresaliente o simplemente incentivos reputacionales. Los incentivos y penalizaciones se
incorporan a la retribución de las empresas distribuidoras con un rezago de dos años, es decir, en
el año n, los DNO informan lo sucedido en el año n-1 y las recompensas o penalizaciones
económicas asociadas se incluyen en la retribución del año n + 1.
En esta sección, se analizará en mayor detalle un tipo clave de indicador de producto debido a su
relevancia para el contexto peruano, es decir, la confiabilidad o continuidad del suministro.
Además de esta extensa lista de indicadores de resultados, el marco RIIO-ED1 incluyó diferentes
formas de mecanismos para promover proyectos innovadores y modernización de la red, así como
un esquema para monitorear y evaluar continuamente la salud financiera o la financiabilidad de
las empresas de distribución. Estos se analizan en las subsecciones 0 y 3.3.2, respectivamente.
Continuidad de los incentivos a la oferta
Las empresas de distribución están expuestas a tres esquemas complementarios de incentivos
económicos para alentarlos a mejorar los niveles de confiabilidad de la red.
El primero es el denominado Esquema de Incentivo de Interrupciones (IIS, por sus siglas en
inglés), que tiene como objetivo incentivar a las empresas distribuidoras a mejorar los niveles
medios de continuidad del suministro. Más específicamente, dos indicadores, es decir, el número
de interrupciones por cada 100 clientes (similar a SAIFI) y los minutos de clientes perdidos
(similar a SAIDI), se miden y comparan con un objetivo derivado del desempeño de referencia en
todas las empresas. Por encima o por debajo del rendimiento se premia o penaliza respectivamente.
La exposición de los ingresos al IIS está limitada, tanto al alza como a la baja, a 250 puntos básicos
RORE por año.
Se consideran tanto las interrupciones no planificadas como las planificadas, estas últimas con un
peso del 50% de las no planificadas. Como se muestra en la Figura 24, la mayoría de las empresas
de distribución lograron superar sus objetivos en el período 2018-2019. Esto también generó
importantes recompensas financieras para las empresas de distribución. No obstante, un análisis
ex post argumenta que estos retornos pueden haber sido excesivos como resultado de que los
niveles objetivo se basaron en datos desactualizados que no tomaron en cuenta las mejoras
recientes en los niveles de confiabilidad logrados por las empresas de distribución y, por lo tanto,
fácilmente superaron (CEPA, 2018).
Figura 24: Desempeño de confiabilidad de las empresas de distribución de GB en el período 2018-2019 en comparación con los objetivos regulatorios. Fuente:(OFGEM, 2020)
62
El segundo esquema de incentivos corresponde a los estándares de rendimiento garantizados
(GSoP), que otorga a los clientes el derecho a recibir un pago directo de la empresa de red cuando
no se cumplen los niveles mínimos de rendimiento especificados. Este esquema tiene como objetivo
promover una rápida recuperación de interrupciones muy prolongadas, generalmente causadas por
eventos climáticos extremos (interrupciones de más de 12 horas). En 2018/2019, las empresas de
distribución compensaron a sus usuarios con poco menos de 2,5 millones de libras esterlinas en
virtud del GSoP.
Por último, las empresas de distribución tienen acceso a financiación ad-hoc para mejorar el
rendimiento de fiabilidad experimentado por los clientes peor atendidos. Esta financiación se otorga
con la condición de que los clientes específicos experimenten una mejora específica en el servicio.
En 2018-19, las empresas de distribución gastaron £1,2 millones de libras esterlinas en mejorar la
calidad del servicio para los clientes peor atendidos.
Incentivos a la innovación
Además de las asignaciones de ingresos discutidas anteriormente, las empresas de distribución
están expuestas a un paquete de incentivos para la innovación que comprende tres componentes
principales. Cada uno de ellos tiene como objetivo diferentes tipos de proyectos en términos de
alcance y madurez tecnológica.
• Concurso Anual de Innovación en Red (NIC, por sus siglas en inglés): se trata de una
convocatoria competitiva anual donde los operadores de red, tanto de transmisión como
de distribución, pueden solicitar recuperar hasta el 90% del coste de proyectos
innovadores a gran escala con beneficios medioambientales. En 2018-19, dos proyectos
de distribución recibieron 23,3 millones de libras esterlinas de este mecanismo.
• La asignación de innovación de red (NIA, por sus siglas en inglés) permite a las
empresas de distribución gastar (úselo o piérdalo) entre el 0,5% y el 1% de su asignación
básica en proyectos de innovación a pequeña escala (el 90% de los costos pueden
transferirse ). El monto otorgado a cada empresa depende de qué tan bien se demuestre
la estrategia de innovación. En 2018-19, las empresas de distribución gastaron £22,1
millones de libras esterlinas (77% de las asignaciones de ese año); un aumento en los £22
millones de libras esterlinas gastados en 2017-18 (83% de las asignaciones anuales de ese
año)
• El Mecanismo de Implementación de Innovación (IRM, por sus siglas en inglés)
brinda a los operadores de la red la posibilidad de solicitar un ajuste de ingresos para
financiar la implementación de soluciones innovadoras probadas después de que el período
regulatorio haya comenzado en dos ventanas de tiempo predefinidas
Evaluación de financiabilidad
La agencia reguladora monitorea dos métricas de equidad y seis métricas de crédito, así como
varios factores cualitativos para monitorear la salud financiera de las empresas de distribución
(OFGEM, 2013). Estos indicadores son similares a los que suelen utilizar las agencias de
calificación crediticia e incluyen:
• Métricas de capital29: capital regulado / EBITDA, capital regulado / ganancias reguladas
29 EBITDA (Utilidad antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización)
62
• Métricas crediticias30: Deuda neta / RAV, FFO / Intereses, FFO / Deuda neta, RCF /
Capex, RCF/ Deuda neta, PMICR (también conocido como "tasa de cobertura de
intereses ajustados")
En principio, OFGEM no ha establecido incentivos económicos explícitos o sanciones
relacionadas con estos indicadores. No obstante, algunas de las acciones que OFGEM ha
enumerado como posibles soluciones para abordar estos problemas aumentando el efectivo
disponible para las empresas o reduciendo su costo de endeudamiento. Estos incluyen restricción
de dividendos, inyección de capital, refinanciamiento de deuda costosa, ajustar las tasas de
capitalización o depreciación o ajustar el apalancamiento nocional (OFGEM, 2019).
30 RAV (Valor del activo regulatorio), FFO (Fondos de operaciones), RCF (Flujo de caja retenido),
PMICR (Ratio de cobertura de intereses posterior al mantenimiento).
71
4. Diseño de tarifas
La gran mayoría de los sistemas eléctricos carecen de un sistema integral de precios eficientes y
tarifas reguladas por los servicios eléctricos. Se han logrado avances en los últimos años, pero aún
queda un largo camino por recorrer en la mayoría de las jurisdicciones si queremos que las tarifas
desbloqueen el valor de la respuesta a la demanda y los recursos energéticos distribuidos. El
panorama general actual es que solo se han realizado ajustes menores en el diseño de tarifas y, en
la mayoría de los casos, los consumidores residenciales aún pagan un cargo volumétrico aditivo
($/kWh) que prioriza la simplicidad sobre la eficiencia en el proceso de asignación de costos.
Estas tarifas no pueden “orientar” un desarrollo eficiente de los servicios de energía distribuida.
La única forma de que los recursos centralizados y distribuidos operen y compitan de manera
conjunta y eficiente es establecer un sistema integral de señales económicas. Se supone que este
sistema de señales impulsa no solo la operación sino también la planificación de nuevos recursos
y probablemente definirá el equilibrio entre servicios centralizados y distribuidos en el futuro.
Esta sección está dedicada a presentar y analizar los métodos de fijación de precios de la
electricidad para una asimilación eficiente de los recursos energéticos distribuidos (DER, por sus
siglas en inglés).
En el contexto actual, se supone que las tarifas definen el equilibrio entre servicios
centralizados y distribuidos
Principios del diseño de tarifas
MITEI (2016) identifica dos principios "dominantes" en el diseño de tarifas y que deben tener
prioridad sobre otros principios31:
• Eficiencia asignativa. Las señales económicas eficientes deben intentar capturar y reflejar los
costos marginales o incrementales de la producción y utilización de los servicios eléctricos. Estas
señales sirven como herramientas clave para coordinar todas las decisiones operativas y de
planificación tomadas por la diversa gama de agentes del sector eléctrico para lograr resultados
eficientes. Para los servicios prestados de manera competitiva, los mercados correspondientes
generalmente brindan los precios requeridos. Para otros servicios, los cargos regulados deben
diseñarse para enviar señales eficientes que reflejen la contribución marginal o incremental de
cada usuario a los costos regulados (como la capacidad de la red).
• Suficiencia para recuperar los costos regulados. Los precios y las tarifas deben permitir la
sostenibilidad económica de los servicios regulados mediante la recuperación de los costos
regulados (como los costos de la red de distribución y los costos de las políticas). Si bien los precios
y cargos que proporcionan señales económicas al reflejar costos marginales o incrementales
contribuyen a la recuperación de los costos de la red regulada, es poco probable que dichos precios
31 Numerosos autores han definido la lista completa de principios básicos que debe seguir el diseño de la tarifa eléctrica. Reneses y col. (2013) enumeró lo siguiente: recuperación de costos o sostenibilidad económica, eficiencia económica, equidad en la asignación de costos, transparencia, aditividad, simplicidad, estabilidad y coherencia con la liberalización.
71
y cargos por sí solos sean suficientes para la recuperación total de costos. Costos regulados no
recuperados a través de precios y tarifas que reflejen los costos, los llamados "costos residuales",
deben recuperarse de una manera mínimamente distorsionante.
El mismo informe destaca cómo en la práctica solo se cumple habitualmente el segundo principio,
mientras que se deben realizar muchos esfuerzos para mejorar la eficiencia de las futuras tarifas
eléctricas. (MITEI, 2016) también identifica dos principios tarifarios que se aplican
específicamente a los servicios de energía distribuida. Según los autores, los precios y tarifas de
los servicios de electricidad deben ser no discriminatorios y tecnológicamente neutrales. Cualquier
componente de los precios que refleje los costos y los cargos regulados debe basarse
exclusivamente en las inyecciones y retiros individuales en el punto de conexión de la red,
independientemente de la tecnología específica que produzca esas inyecciones o retiros. De hecho,
para el sistema de energía, no importa si un cambio en la energía extraída o inyectada en un
momento y lugar específicos ha sido causado por la reducción de la demanda, la descarga de una
batería (o la reducción de la carga de la batería) o la inyección de energía. de una fuente de energía
distribuida. El impacto en el sistema no depende de la tecnología involucrada, por lo que los precios
y los cargos tampoco deben depender de la tecnología.
Otro principio que debe guiar el desarrollo de DES es que los precios y cargos que reflejen los
costos deben ser simétricos. Una inyección marginal en un lugar y momento específicos debe
compensarse a la misma tarifa que se cobra por un retiro marginal en el mismo lugar y momento.
Los precios y cargos no simétricos incentivarían decisiones estratégicas con respecto a la ubicación
de los recursos energéticos distribuidos detrás o delante del medidor.
Los precios y tarifas de los servicios de electricidad deben ser no discriminatorios (y
simétricos para la generación y el consumo) y tecnológicamente neutrales.
Los elementos del precio de la electricidad
Una tarifa eléctrica está compuesta por una combinación de precios y cargos que tienen que
recuperar los diferentes elementos de costo incurridos en la cadena de suministro de energía.
Dichos elementos de costo se pueden dividir entre (MITEI, 2016):
• Energía eléctrica
• Servicios relacionados con la energía, como reservas operativas o potencia firme
• Servicios relacionados con la red
• Costos de políticas, como impuestos o costos relacionados con el apoyo a las renovables y la eficiencia energética
Como ya se mencionó, para los elementos de costo relacionados con los servicios prestados de
manera competitiva, la señal eficiente debe ser transmitida por un precio definido en el mercado
correspondiente; por otro lado, los elementos de costo relacionados con las actividades reguladas
deben basarse en metodologías de asignación basadas en la causalidad de costos (principios de
beneficiario paga, causante paga). En ambos casos, las señales económicas eficientes deben reflejar,
siempre que sea posible, el costo marginal o incremental de los servicios eléctricos.
Por lo tanto, cada uno de los elementos de costo enumerados anteriormente tendrá una
71
metodología de asignación eficiente diferente (o una combinación de estas). No obstante, no todos
los costos se pueden asignar de manera eficiente, o al menos no enteramente. Para algunos
elementos de costo (como, por ejemplo, costos relacionados con la red), los precios y cargos que
reflejan el costo marginal o incremental de un servicio no son suficientes para lograr la
recuperación total de costos. Para otros elementos de costo (como impuestos o costos
institucionales), puede que no haya una aplicación obvia del principio de costo-causalidad. Todos
estos gastos se agrupan comúnmente en la categoría amplia de costos residuales. Este último, que,
como se mencionó, no se puede asignar de manera eficiente, debe recuperarse de la manera menos
distorsionante. La Figura 25 muestra gráficamente los diferentes elementos de costo y la
identificación de costos residuales.
Figura 25. Elementos de costo de las metodologías de distribución y suministro de electricidad
Más allá de esta clasificación inicial, es importante señalar que cada elemento de costo debe
asociarse con el generador de costos relevante (demanda de energía, demanda de energía, tiempo
de demanda, ubicación de la demanda, punto de conexión, etc.) y cobrar en consecuencia en el
formato adecuado. ($/kWh, $/kWcontratado, $/kWpico, $/año, etc.). Si, a través de una metodología
de asignación eficiente, se asigna eficientemente un costo de suministro de energía a cada
consumidor de acuerdo con su responsabilidad en la ocurrencia del costo, pero luego se cobra en
el formato de tarifa incorrecto, entonces aún transmitirá una señal ineficiente.
Cabe señalar que la elección del formato de tarificación adecuado es importante no solo para
aquellos elementos de costo que pueden asignarse mediante una metodología eficiente, sino
también para la asignación de costos residuales.
Metodologías de asignación eficientes
Como ya se mencionó en las secciones anteriores, la metodología de asignación de costos más
eficiente puede ser diferente para diferentes elementos de costo y es por eso que la tarifa eléctrica
debe ser aditiva. Siguiendo esta línea de pensamiento, esta sección analiza metodologías eficientes
para cada ítem de costo.
A continuación, asumiremos una implementación de infraestructura de medición avanzada. Si este
no es el caso, porque, por ejemplo, el análisis de costo-beneficio no es positivo para un grupo de
consumidores, entonces la idea sería avanzar en la dirección de los principios que se revisan a
continuación lo más cerca que permita la tecnología.
4.3.1 El precio de la energía eléctrica
Se sabe que el marginalismo es la forma más eficiente de fijar el precio de la energía eléctrica. El
71
costo de suministrar un incremento marginal en la demanda de electricidad representa una señal
eficiente tanto para la operación como para la expansión del sistema. Sin embargo, los precios
marginales se pueden calcular con granularidades muy diferentes, tanto en el espacio como en el
tiempo, y la eficiencia de la señal económica se verá muy afectada por esta granularidad.
Los recursos energéticos distribuidos pueden tener su valor económico revelado solo en el caso de
que las señales de precios transmitan un nivel adecuado de granularidad para capturar las
variaciones importantes en el costo de suministro de electricidad a lo largo del tiempo y el espacio.
Aunque el enfoque en esta subsección está en el precio de la energía, los conocimientos son
igualmente aplicables a otras señales económicas, como los costos de la red (que se tratan en
algunas líneas a continuación).
Granularidad de tiempo
El costo marginal de la electricidad varía según el tiempo de consumo, debido a patrones de carga
y costos de generación, y esta variación podría ser significativa. Para proporcionar a los
consumidores señales precisas, el precio de la electricidad debe calcularse y facturarse por
intervalos breves. Esto ayudaría a revelar el valor de algunos recursos, como el almacenamiento
distribuido, y permitiría a los consumidores cambiar la demanda durante un determinado
horizonte de tiempo, dentro del cual surgen diferentes precios.
El precio de la electricidad debe calcularse para intervalos de tiempo más cortos para revelar el
valor real de los recursos distribuidos; esto requiere haber desplegado previamente medidores
avanzados entre los clientes que pueden responder a tales señales
Granularidad espacial
El costo marginal de la energía eléctrica también difiere significativamente según la ubicación
dentro de la red. Estas diferencias se deben a la presencia de pérdidas dentro de las líneas de
transmisión (y distribución) y a la ocurrencia de congestiones en la red. En teoría, la mejor opción
es replicar la metodología implementada a nivel mayorista por ISOs, calculando un precio por cada
nodo de la red de transmisión y aplicando este precio nodal tanto a la generación como al consumo
ubicado en ese nodo (Caramanis et al., 2016 ).
El nivel correcto de granularidad
Dicho esto, debe tenerse en cuenta que aunque el aumento de la granularidad tiene claros
beneficios en términos de eficiencia, estas ganancias tienen un costo, en términos de, entre otros,
mayores esfuerzos computacionales. Se debe encontrar una compensación entre los beneficios y
los costos de una mayor granularidad y este punto de equilibrio dependerá de las características
de cada sistema eléctrico, incluida su combinación de generación, el desarrollo de sus redes de
transmisión y distribución y el estado de despliegue de la energía distribuida. recursos, entre otros
factores. Esta granularidad “globalmente eficiente” es sin duda uno de los temas clave que aún
quedan por explorar en la actualidad.
Por lo tanto, replicar el cálculo de los precios de los nodos de transmisión en los nodos de la red
71
de distribución (que es al menos un orden de magnitud mayor) parece ser un esfuerzo innecesario
(y muy probablemente inviable). En aquellos segmentos de la red que experimentarán congestión,
los precios de ubicación de distribución pueden ser muy volátiles y el enfoque debe estar en
mecanismos ad-hoc a través de subastas de servicios de energía distribuida lanzados
periódicamente por el DSO solo en aquellas ubicaciones donde se detectan necesidades reales).
Esto se trata en la sección 5.
La granularidad tiene un costo y se debe buscar una compensación; Los precios distribuidos de
la energía localizada no parecen ser una solución viable y deseable.
Comunicación de precios y cargos a los consumidores.
Más allá de la granularidad temporal, otro elemento de la dimensión temporal del diseño de tarifas
eléctricas es el intervalo de tiempo existente en el que se produce la comunicación de los próximos
precios a los consumidores. Al mismo tiempo, la granularidad, la reacción a las señales de precios
puede ser completamente diferente dependiendo de cuándo se comunican los precios y los cargos
(un día antes, unas horas antes o incluso ex post).
Si los precios y los cargos se conocen sólo ex post, los consumidores no pueden reaccionar de
manera eficaz a tales señales; alternativamente, reaccionarán de acuerdo con sus expectativas de
esas señales. Este enfoque tiene ventajas pero también claras desventajas.
Cuando los precios y cargos se comunican ex ante, acercar esta comunicación al tiempo real puede
ser beneficioso para la eficiencia de las señales (ya que es más probable que reflejen las condiciones
reales que se registrarán durante la operación del sistema), pero , al mismo tiempo, puede dificultar
la participación de algunos agentes que pueden no ser capaces de reaccionar en tan poco tiempo.
Si se supone que los consumidores reaccionan a las señales de precios, estas deben comunicarse
con suficiente anticipación.
4.3.2 El precio de los servicios relacionados con la energía
Entre los servicios relacionados con la energía, los que se encuentran más comúnmente en los
sistemas eléctricos son las reservas operativas y la capacidad firme, que se analizan a continuación.
Reservas operativas
El costo de las reservas operativas generalmente representa un pequeño porcentaje del costo final
de la electricidad. Sin embargo, este porcentaje podría crecer en las próximas décadas, debido a la
penetración de recursos intermitentes. Además, a pesar del tamaño comparativamente pequeño
del mercado de servicios auxiliares, esto puede representar una oportunidad económica
significativa para la respuesta a la demanda y los recursos energéticos distribuidos.
Un eficiente establecimiento de tarifas de las reservas operativas debe basarse en señales
71
económicas que transmitan los costos de provisión de reservas y a través de las cuales la ocurrencia
de escasez de reservas llegue a todos los agentes del sistema eléctrico. Esto se puede lograr
facilitando la participación de DER en el mercado de reservas (eliminando limitaciones
innecesarias y acercando estos mercados al tiempo real) o mejorando la metodología de asignación
del costo de las reservas, estableciendo un sistema de cargos que refleje el costo- causalidad tanto
para la reserva de capacidad como para su activación en tiempo real y las señales de escasez de
reservas operativas.
Potencia firme
El costo relacionado con los mecanismos de capacidad o, más en general, con los mecanismos que
persiguen la adecuación y confiabilidad del sistema, es otro elemento del costo final de la
electricidad que se espera que crezca en el futuro (ISO New England, 2015). También en este caso,
es fundamental que la futura regulación permita la participación de los DER en los mercados de
capacidad y confiabilidad y que el costo de estos mecanismos se asigne de manera eficiente,
siguiendo el principio de costo-causalidad. Esta eficiente metodología varía en función de las
características del sistema y sus condiciones de escasez. Un sistema de capacidad limitada
dominado por plantas de energía térmica tiene eventos de estrés relacionados con el suministro
de demanda pico durante ciertas horas y es probable que su mecanismo de capacidad remunere la
capacidad de los recursos para entregar durante esas horas. En este caso, una carga eficiente debe
ser proporcional a la demanda de capacidad en esas mismas horas. Por otro lado, un sistema hidro-
dominado tiene eventos de estrés relacionados con las estaciones secas que pueden durar meses y
una carga eficiente debe ser proporcional al consumo de energía más que a la capacidad.
Potencia firme/los cargos por energía deben ser proporcionales al consumo esperado durante
los períodos de escasez
4.3.3 Recargos por concepto de la red
La forma más eficiente de recuperar (parcialmente) el costo de la red es a través de los precios
nodales antes mencionados. Debido a pérdidas y congestionamientos, los precios nodales generan
las llamadas “rentas de red”32. En ausencia de economías de escala en la inversión en redes (y si se
cumplen otras hipótesis teóricas), se ha comprobado que los precios nodales recuperan por
completo los costos de la red (Rubio-Odériz, 1999). Sin embargo, en la práctica, las rentas de la
red pueden cubrir solo un pequeño porcentaje del costo total de la red debido, entre otros factores,
a la irregularidad de las inversiones en transmisión y la aversión al riesgo por fallas en el sistema
eléctrico.
El costo marginal a largo plazo
El resto del costo total de la red no cubierto a través de las rentas de la red aún puede asignarse
entre los agentes del sistema de energía a través de una metodología de asignación eficiente. Un
32 Las rentas de red son una expresión más general que las rentas de congestión, ya que engloban también
el efecto de las pérdidas. Cabe señalar que las rentas de la red resultan de la aplicación de precios nodales y
que esto se aplica no solo al precio de la energía, sino también al precio de los servicios relacionados con la
energía, como reservas operativas y potencia firme.
71
método que se aplica comúnmente a las redes eléctricas es el costo marginal a largo plazo (LRMC,
por sus siglas en inglés). En este contexto, el LRMC representa el incremento en los costos de la
red que es causado por un incremento marginal de retiros o inyecciones en un determinado punto
de la red en el largo plazo, considerando así la posibilidad de nuevas inversiones en la red.
Obviamente, el LRMC de la red depende del tiempo y la ubicación del incremento marginal; por
lo tanto, se supone que los cargos resultantes deben considerar una cierta granularidad temporal
y espacial, y aplicarse tanto a la generación como a la demanda.
Sin embargo, la aplicación del LRMC a los costos de la red presenta muchos desafíos, como se ha
estudiado en la literatura (Batlle et al., 2016). El primer problema surge en el momento de
establecer el incremento marginal. Matemáticamente hablando, la expresión “marginal” podría
interpretarse como muy pequeña si se compara con los retiros/inyecciones reales. Sin embargo,
es probable que dicho incremento marginal no genere ningún costo, ya que podría ser
suministrado, la mayoría de las veces, a través de la red existente (especialmente considerando la
significativa desigualdad de inversiones que caracteriza a las industrias de redes). No se puede
encontrar consenso en torno al tamaño del incremento. Algunos autores, como por ejemplo
(Williams y Strbac, 2001), propusieron 500 MW; algunos otros informes, como (FSR, 2005),
prefirieron el concepto de costo incremental promedio a largo plazo, que es el costo de satisfacer
grandes aumentos en la demanda, promediado sobre el tamaño del incremento.
Una vez que se han calculado (o aproximado) los costos marginales a largo plazo para cada grupo
de usuarios de la red, se deben aplicar a los factores de costos específicos. Es evidente que la mayoría
de los costos de la red dependen de la demanda de capacidad, por lo que el formato más eficiente es
$/kW. Sin embargo, ¿qué capacidad debería utilizarse para este cargo? La metodología con más
apoyo en la literatura es el recargo de red por pico coincidente, a través del cual los consumidores
pagan los costos de la red de acuerdo con su contribución a la utilización máxima de la red. También
en este caso, surgen varios desafíos al aplicar esta metodología a las tarifas del mundo real. ¿Cuál
es el pico de demanda? ¿Es la demanda máxima en toda la red o se evalúa a nivel de nodo o voltaje?
¿Se define la demanda máxima anual o se va a definir un conjunto de picos? ¿Se identifican estos
picos a priori o a posteriori? Esta última discusión se aborda brevemente a continuación.
Identificación de los períodos de mayor coincidencia: enfoques ex ante frente a ex post
Identificar los períodos pico coincidentes para cargar la red LRMC en la tarifa es un tema
complejo en sí mismo.
• Una alternativa es asignar los períodos pico coincidentes a algunos períodos horarios
ex ante predefinidos. Estos períodos son los períodos en los que el distribuidor espera
el mayor uso de infraestructura (lo que implica un régimen cercano a sobrecarga).
Si bien este enfoque puede ser ventajoso porque es predecible para el consumidor, la
definición de los períodos puede estar sujeta a cambios continuos (anuales). Este sería
el caso cuando demasiados consumidores responden a estas señales de precios ex ante,
por ejemplo, invirtiendo en almacenamiento u otras soluciones para trasladar el
consumo de los períodos ex ante predefinidos a otros períodos en los que las tarifas son
más bajas. Esto lleva a la necesidad de volver a calcular los períodos pico coincidentes,
tratando de "perseguir" y anticipar los nuevos períodos pico coincidentes.
• En aquellos sistemas en los que el consumidor deba contratar anticipadamente su
capacidad máxima de consumo, el cargo LRMC estaría asociado a la capacidad
71
contratada ex ante en el período pico coincidente. La segunda alternativa es definir ex
post estos períodos pico. Aquí encontramos dos alternativas principales:
• Cobrar los costos de la red a largo plazo durante los “n” períodos de red más exigentes.
Esto no implica necesariamente que la red esté cerca de la congestión (lo que resultaría
en una señal ineficaz).
• Cobrar los costos de la red a largo plazo durante todos los períodos ex post que presenten
congestión de la red (lo que significa que si no hubo congestión, entonces no hay períodos
pico).
La granularidad de los cargos de la red
De manera similar, a lo que se describió para la energía, también existe la necesidad de
granularidad en los cargos de la red, ya que los costos de la red reflejados por estos cargos varían
significativamente según el lugar donde se consume la electricidad (al final de un alimentador en
una zona rural o una red altamente mallada en un área urbana) y en el perfil de carga (consumo
durante los picos de demanda en la red). Los cargos de transmisión y distribución deben abarcar
cierto nivel de granularidad.
Los cargos de red coincidentes con los picos deben usarse para recuperar los costos de la red
Costos residuales de la red
Independientemente del diseño de la metodología LRMC, no todos los costos de la red se
recuperarán a través de estos cargos eficientes. La parte de los costos de la red que no se cubre
con los alquileres de la red ni con los cargos de LRMC se denomina costos residuales de la red.
Cabe señalar que la evolución reciente de los sectores de energía puede afectar aún más la
capacidad del enfoque LRMC para recuperar los costos de la red. Después de varias décadas de
crecimiento acelerado, muchos países están experimentando una disminución en la demanda de
electricidad. A veces, los reguladores esperaban estas disminuciones, pero a veces pillaban
desprevenidos a los planificadores del sistema. Más allá de las caídas de la demanda, la entrada
repentina de la generación distribuida y, más significativamente, del almacenamiento de
electricidad y la respuesta a la demanda puede reducir el consumo máximo de energía, dejando
parte de la capacidad de la red sin utilizar. Por estas razones, en un futuro próximo, muchas redes
pueden sobredimensionarse y presentar un excedente de capacidad significativo. En tal condición,
los costos marginales a largo plazo reflejarían dicho excedente (incluso grandes incrementos no
resultarían en la necesidad de nuevas inversiones) y los cargos de LRMC pueden disminuir
drásticamente (lo mismo se aplica a las rentas de la red), reduciendo la cuota de costos de la red
que no pueden asignarse de manera eficiente y deben tratarse como costos residuales de la red.
4.3.4 Costos de las políticas
Los costos de las políticas son el elemento de las tarifas eléctricas que está creciendo más
rápidamente en muchas jurisdicciones. Los costos de política son también el elemento de costo que
se ha considerado con más frecuencia como un costo residual que no podría asignarse mediante
una metodología eficiente. En algunos casos, esto puede ser cierto, ya que hay elementos de costo
71
que no tienen un factor de costo directo dentro de la cadena de suministro de electricidad y para
los cuales es imposible identificar a los beneficiarios (como los costos institucionales de los
operadores del sistema y del mercado).
No obstante, existen algunos costos de política, como los relacionados con el apoyo a las
tecnologías de energía renovable (que, en muchos casos, representan la mayor parte de esta
categoría de costos), que podrían asignarse de manera eficiente, una vez más a través de la
metodología del costo marginal a largo plazo. Como se explica en MITEI (2016), muchas
jurisdicciones han establecido obligaciones de energía renovable o políticas de estándares para una
cartera de renovable, que requieren que las empresas de servicios públicos o minoristas produzcan
o adquieran un porcentaje de su electricidad a partir de fuentes renovables, o han definido objetivos
nacionales de energía renovable expresados como un porcentaje del consumo de energía eléctrica.
En estos casos, un aumento (o una disminución) en la demanda de electricidad aumenta (o
disminuye) directamente el costo marginal de cumplimiento de dichas políticas. Por ejemplo, con
una obligación de electricidad renovable del 20%, aumentar la demanda total de electricidad en 10
kWh requeriría un aumento de 2 kWh de electricidad suministrada por fuentes de electricidad
renovables. Una asignación que refleje los costos de las políticas de apoyo renovable, por lo tanto,
implicaría un cargo volumétrico calculado como el producto del porcentaje de renovables objetivo
y el costo adicional de generación a partir de fuentes renovables.
Costo extra RES-
E [€/MWh]
Curva de
aprendizaje
RES-E l
Costo de
soporte
renovable
acumulado
promedio
Coste residual
renovable
LRMC
Renovab
y-10 y Time
Figura 26. Evolución de los LRMC renovables e impacto en el costo residual renovable; gráfico tomado de Batlle et al. (2016)
Batlle et al., 2016) van más allá en este análisis y muestran cómo ambos parámetros (el objetivo
renovable y el costo adicional renovable) pueden cambiar con el tiempo. Por un lado, los objetivos
de penetración de las energías renovables se suelen definir como una ruta de penetración, con
objetivos cada vez mayores que deben alcanzarse cada año. Dado que se supone que el LRMC
renovable es una señal a largo plazo, (Batlle et al., 2016) sugiere utilizar el objetivo de penetración
final. Por otro lado, el costo adicional de la generación renovable varía en función de las
fluctuaciones de los precios de mercado y, lo que es más importante, de la curva de aprendizaje de
estas tecnologías. Particularmente debido a esto último, se supone que el costo adicional renovable
disminuirá con el tiempo, hasta que se vuelva nulo cuando el costo de generación renovable alcance
el precio de mercado (probablemente en un futuro cercano). Esta tendencia define
automáticamente el LRMC renovable y el costo residual renovable, como se presenta gráficamente
71
en la Figura 26.
Batlle y col. (2016) también destacan la importancia de asignar adecuadamente los costos de apoyo
renovable entre los usuarios de energía. En muchos países, el sector energético ha soportado
históricamente la mayor parte de la carga nacional de reducción de emisiones. Si el coste de apoyo
a las energías renovables se recupera por completo a través de las tarifas eléctricas, los
consumidores de electricidad están claramente subvencionando el consumo de otras fuentes de
energía, que no son necesarias para alcanzar ningún objetivo de reducción. Esto puede conducir a
decisiones ineficaces, por ejemplo, favorecer los automóviles con motor de combustión interna
estándar en lugar de los vehículos eléctricos enchufables. Para evitar este efecto indeseado, estos
autores recomiendan que la carga de apoyo renovable sea soportada por todos los consumidores
de energía, según su consumo energético final, o las emisiones totales de carbono provocadas por
cada sector energético.
Costos residuales y deserción de la red
Los costos residuales pueden definirse como la diferencia entre los costos reconocidos de una
determinada actividad y los ingresos recaudados mediante la aplicación de una metodología de
asignación eficiente. En el sector eléctrico, existen muchos rubros de costos que pueden
englobarse, total o parcialmente, en esta categoría: costos residuales de red, costos residuales de
apoyo renovable, subsidios para clientes vulnerables, apoyo económico a islas o áreas rurales con
altos costos de servicio, costos institucionales (operadores del sistema y del mercado) e intereses
sobre los déficits tarifarios.
Estos costos deben recuperarse mediante cargos complementarios sobre el sistema de precios y
cargos definidos mediante la aplicación de metodologías de asignación eficientes. Sin embargo, se
supone que estos últimos transmiten la señal más eficiente para la operación y expansión del sector
eléctrico. Por lo tanto, la recomendación básica para la asignación de costos residuales es
minimizar las distorsiones de las señales económicamente eficientes ya definidas.
Los costos residuales se recuperarían mejor mediante un cargo fijo, expresado como una suma
global que podría calcularse anualmente y facturarse en cuotas mensuales. Sin embargo, esta
solución tiene dos implicancias negativas:
• Los consumidores pagarían el mismo cargo, independientemente de su demanda de energía y
capacidad, y esto puede generar problemas de equidad (esto se revisa más adelante)
• Si el cargo fijo no considera la elasticidad a largo plazo, puede resultar en deserción de red
ineficientes, como se analiza a continuación (ver la siguiente sección).
78
4.4.1 Elasticidad a largo plazo y deserción de la red
Los recursos energéticos distribuidos aumentan la elasticidad a largo plazo de los usuarios finales,
que pueden tomar decisiones de inversión en respuesta a los precios de la electricidad. Un ejemplo
extremo de esta elasticidad a largo plazo está representado por la deserción de la red. El efecto
combinado de la disminución de los costos de la generación distribuida doméstica (sobre todo
fotovoltaica en la azotea) y las baterías de pequeña escala (y/o un grupo electrógeno en el sitio)
está reduciendo el costo de suministrar un kWh a través de un sistema independiente, y este costo
se está acercando (al menos en el mismo orden de magnitud) al coste de suministro de los mismos
kWh a través de la red, cuando se tiene en cuenta el diseño tarifario clásico33. Sin embargo, esta
aparente competitividad se deriva, la mayoría de las veces, de un Asignación inadecuada de costos
residuales. Una deserción de la red, en este contexto, sería beneficiosa para el usuario final, pero
sería ineficiente desde una perspectiva de todo el sistema.
Para evitar defectos de red ineficientes, (Batlle et al., 2016) proponen la aplicación de umbrales a
la asignación de costos residuales. La Figura 27 compara la tarifa para el suministro de la red,
representada como la suma de los costos de generación (y otros costos relacionados con las
actividades competitivas), los costos marginales a largo plazo (incluida la red y los LRMC
renovables) y los costos residuales, con el costo de dos sistemas solos. El sistema autónomo 1 es
un sistema teórico y extremadamente económico que suministra electricidad a un costo menor que
la suma de los costos de generación, red y soporte de RES-E eficientes. Aparte de algunos casos
excepcionales (sistemas interconectados aislados o muy poco fiables), este escenario no se puede
encontrar en la práctica con los precios actuales de los paneles fotovoltaicos y las baterías y
también es bastante improbable para un futuro próximo. Sin embargo, si existiera un sistema
autónomo con estas características, produciría a un costo menor que el costo marginal general.
Figura 27. Costo de los sistemas autónomos en comparación con la tarifa para el suministro de red
33 Esto no es del todo cierto. Una evaluación económica adecuada debe considerar también el costo de la energía no servida. Un sistema autónomo (un panel fotovoltaico en la azotea del tamaño adecuado y una batería) tiene una probabilidad de pérdida de carga mucho mayor que un sistema de energía interconectado moderno. Dependiendo del valor asignado a la energía no servida, esta menor confiabilidad afectaría la comparación económica, reduciendo la competitividad de los sistemas autónomos de producción de electricidad a partir de la red. En este caso, la deserción de la red no sería perjudicial para el sistema eléctrico, ya que sería totalmente rentable. En este caso no se aplicará ningún umbral arancelario.
78
En la Figura 27 se muestra una situación completamente diferente para el sistema autónomo 2.
Este sistema produce a un costo más alto que el costo de suministro marginal general a largo plazo
de la red. Por tanto, una deserción de la red por parte de este usuario sería ineficiente desde el
punto de vista económico, ya que la electricidad producida por este sistema autónomo sería más
cara que la extraída de la red. La falta de eficiencia de la red se debe, en este caso, a una asignación
inadecuada de los costes residuales. En este contexto, también hay que remarcar que, en cuanto
comiencen a producirse las deserciones en la red, habrá que reajustar las tarifas para recuperar por
completo los costes residuales, provocando un aumento de la factura eléctrica del resto de clientes
y agravando el problema, una versión extrema de la llamada "espiral de la muerte" para las
empresas eléctricas.
El costo del sistema autónomo 2 debe convertirse entonces en un umbral34 que no debe ser
superado por la asignación inadecuada de costos residuales. La parte de los costos residuales más
allá de dicho umbral debe tratarse como costos no asignables.
4.4.2 Cómo recuperar costos residuales no asignables
Dichos costos no asignables deben recuperarse, a fin de garantizar la estabilidad financiera del
sector eléctrico y el financiamiento adecuado para los objetivos de política pública, pero estos
ingresos no pueden recuperarse a través de componentes convencionales de las tarifas eléctricas.
Se han propuesto en la literatura diferentes opciones alternativas para la recaudación de estos
costos
• Trasladar parte de los costos residuales al presupuesto estatal y recaudarlos a través de
impuestos convencionales. Como ya se mencionó, los costos de apoyo a las renovables
permiten alcanzar objetivos que van más allá del sector eléctrico y podrían incluirse en el
presupuesto estatal. MITEI (2016) afirma que también los costos residuales de las redes
eléctricas pueden ser pagados por los contribuyentes.
• Integrar los costos residuales no asignables en los impuestos sobre la propiedad inmobiliaria,
proporcionalmente al impuesto sobre la propiedad que se paga actualmente. El impuesto
inmobiliario se utiliza en esta propuesta porque se considera un buen indicador de la riqueza del
hogar y de su consumo eléctrico. Por lo tanto, esta solución permitiría cobrar más costos
residuales a los usuarios finales con mayor consumo, pero sin afectar las señales económicas
eficientes y sin riesgo de deserción de la red.
• Introducir una tarifa de salida específica para la deserción de la red, mediante la cual los
desertores de la red pagan su parte de los costos no asignables. Si la tarifa se concibe como una
suma global, debe calcularse como la suma de las partes esperadas de los costos no asignables a
lo largo de un período de tiempo predefinido. Esta alternativa es de difícil aplicación en la
práctica (especialmente en lo que respecta al cálculo de la tasa de salida) y su implementación
puede ser más que controversial por razones legales.
Cada una de estas alternativas tiene pros y contras y cada sistema necesita una solución
personalizada. La selección de la metodología para la asignación de costos residuales afectará
34 Batlle y col. (2016) proponen la aplicación del “umbral marginal”. De hecho, el costo de un sistema
autónomo varía en función de muchos factores, pero el umbral debe ser único y se debe considerar el menor costo autónomo. Además, estos autores señalan que el umbral debería estar sujeto a revisiones frecuentes, ya que el costo de un sistema autónomo puede evolucionar rápidamente en la próxima década.
78
dramáticamente el potencial de electrificación del sector energético. Muchos expertos afirman que
esta última es la principal estrategia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero
(NREL, 2017), pero un diseño de tarifa eléctrica ineficiente definitivamente obstaculizaría esta
transición.
Los costos residuales se recuperarían mejor mediante un cargo fijo, expresado como una suma
global que podría calcularse anualmente y facturarse en cuotas mensuales; Este cargo fijo puede
depender del consumidor, pero no debe transmitir ninguna señal de precio (que podría
desencadenar una respuesta ineficiente) al consumidor.
Remuneración de la producción de DER detrás del contador
Se ha demostrado que la medición neta combinada con tarifas volumétricas es uno de los esquemas
de apoyo más dañinos para incentivar la generación distribuida. Cuando el impacto negativo de
este mecanismo comenzó a ser evidente, muchas jurisdicciones en los Estados Unidos y Europa
comenzaron a alterar o desmantelar sus políticas de medición neta.
En particular, en 2017 Nueva York comenzó a hacer la transición hacia un nuevo esquema para
incentivar de manera más eficiente la generación de energía distribuida, conocido como Valor de
los Recursos Energéticos Distribuidos (VDER). Este VDER busca compensar con mayor
precisión las inyecciones distribuidas de generación de energía renovable, en base a sus beneficios
reales con respecto tanto a la red eléctrica como al medio ambiente. VDER remunera con base en
la denominada Tarifa Value Stack, que consta de los siguientes conceptos: (i) precio marginal
basado en la ubicación, (ii) capacidad, (iii) valor ambiental (valor E), (iv) valor de reducción de la
demanda y (v) otros valores de ubicación.
Si bien este esquema VDER es claramente un paso adelante necesario, todavía no es la alternativa
más completa y eficiente en general, ya que no proporciona al consumidor una señal de precio
simétrica. Como se indica en MITEI (2016), “los precios que reflejan los costos y los cargos
regulados deben ser simétricos, con inyección en un momento y lugar determinados compensados
a la misma tarifa que se cobra por retiro en el mismo momento y lugar ”.
La aplicación de diferentes precios y cargos a las inyecciones y retiros introduce señales e
incentivos distorsionados, así como oportunidades de arbitraje. Por lo tanto, valdría la pena
explorar diferentes formas de proporcionar señales de precios simétricas al consumidor.
Deben evitarse las políticas de medición neta; Los DER deben recibir una compensación que
refleje el valor de mercado de esa electricidad y pagar los cargos que reflejen los costos
asociados con el uso de la infraestructura de red.
78
Impactos distributivos
Las reformas tarifarias destinadas a orientar un despliegue eficiente del almacenamiento y otros
DER pueden tener un impacto en cómo se distribuyen los costos de electricidad entre las
diferentes clases de consumidores. Las medidas antes mencionadas, aumentar la granularidad de
los precios de la electricidad, introducir cargos por demanda por costos de red, introducir cargos
fijos por costos residuales han sido identificadas por expertos como posibles mejoras en el diseño
de tarifas, sin embargo pueden incrementar la factura de algunos clientes y, entre ellos, clientes
potencialmente vulnerables.
Para evitar este efecto, sin sacrificar la eficiencia de la tarifa, el nuevo sistema de precios y cargos
podrá complementarse con medidas de “equidad”, las cuales podrán ser aplicadas durante un
período transitorio o de manera permanente. Por ejemplo, MITEI (2016), propone complementar
las nuevas tarifas con descuentos sujetos a verificación de recursos para consumidores de bajos
ingresos; dichos descuentos podrían proporcionarse como una suma global, sin distorsionar así las
señales económicas eficientes. Otra alternativa sería introducir cargos fijos “desiguales” ligados a
facturas históricas, diseñados para garantizar un cierto gradualismo en el cambio de tarifa. De esta
forma, se podrían transmitir señales eficientes, pero las facturas finales serían similares a las
pagadas antes de la reforma.
El despliegue de DER y el rediseño de las tarifas eléctricas que pueden ser necesarios para
corregir sus resultados pueden crear un impacto distributivo que obstaculice a los consumidores de
bajos ingresos; Se deben tomar medidas para evitar este efecto.
Una hoja de ruta potencial para la transición
Las pautas presentadas en las secciones anteriores representan un cambio dramático de paradigma
en el diseño de tarifas. Además, cada sistema de energía tiene sus propias características y su propia
regulación y algunas de las recomendaciones aquí expresadas pueden no ser aplicables o pueden
resultar en beneficios muy reducidos. En este sentido, MITEI (2016) propone una lista de
recomendaciones ordenadas según algún tipo de tasa entre sus beneficios esperados y sus costos
de implementación esperados. Dicha lista se resume a continuación:
• Eliminar los costos residuales del componente volumétrico de la tarifa y cobrar estos costos a
través de un cargo fijo determinado a través de alguna medida referente de la riqueza del usuario
final, siempre teniendo en cuenta la necesidad de evitar defectos ineficientes de red.
• Los medidores inteligentes, cuya implementación está casi completada en muchos sistemas de
energía, permiten exponer fácilmente a los clientes a precios de energía por horas o sub-horas y
esta exposición podría ser altamente beneficiosa, especialmente en sistemas con capacidad
limitada.
• Extender los precios de la energía al por mayor a todos los niveles de voltaje de la red de
distribución mediante factores de pérdida (esto se puede hacer incluso si se calcula un precio
uniforme en el mercado mayorista). Los factores de pérdida dependerían del tiempo y, en
momentos de escasez, pueden aumentar significativamente el precio de la energía al final de un
alimentador, lo que indica los beneficios comparativos de la instalación de DER.
78
• Los medidores inteligentes también permiten una fácil aplicación de cargos por capacidad
máxima coincidentes para la potencia firme y la responsabilidad en la inversión en la red.
• Calcular precios nodales a nivel de transmisión y considerar su aplicación no solo a la
generación, sino también a la demanda sensible al precio y los DER en general.
• Introducir señales de ubicación detalladas a nivel de distribución, capaces de orientar la
instalación de DER hacia aquellas zonas de la red de distribución donde serían beneficiosas.
Experiencias internacionales
En esta sección se presenta una breve revisión de las experiencias internacionales en el diseño de
tarifas de acceso. Con respecto a la asignación de costos de la red, muchas jurisdicciones continúan
recuperando los costos de transmisión y distribución a través de cargos volumétricos.
La siguiente tabla muestra el porcentaje de los costos totales de la red que se asignan a través de
un cargo (el principal impulsor de las inversiones en la red) por demanda (o fijo). Evidencia que
solo un pequeño número de países asignan la mayor parte de los costos de la red a estos cargos.
Tabla i. Porcentaje de costes de red recuperados mediante un cargo por demanda en diferentes países europeos; Datos de EURELECTRIC (2016)
Cargo por demanda (o cargo fijo)
Demand charge (or fixed charge) 0-25% 25-50% 50-75% 75-100% 100%
Residencial
AT, CY, CZ, FR, DE, GB, GR, HU, LU, RO
IE, IT, PL, PT,
SK, SI
NO
ES, SE
NL
Industrial
CY, DE, GB, GR, RO, SK
CZ, FI, FR, HU, SE
AT, PL, SI
IT, LU, ES
NL
La granularidad temporal de los cargos de la red, otro elemento que puede incrementar la
eficiencia de las señales de precios, se aplica solo en algunos países, principalmente a nivel
energético, como se muestra en la siguiente tabla.
Tabla ii. Tarifas de red por tiempo de uso en Europa; Fuente: EURELECTRIC (2016)
Cargos por tiempo de uso
Energía Capacidad
Residencial
AT, ES, FR, GR, LV, PL, PT
GR
Industrial
AT, ES, FR, LV, PL, PT
ES, FR, PT
Aunque muchos reguladores han iniciado un proceso de reforma tarifaria, los datos presentados
en estas tablas continúan reflejando la realidad europea, como lo muestra (Schittekatte, 2019).
También en los Estados Unidos, el diseño de tarifas más común utiliza cargos volumétricos para
los costos de la red (Brown y Faruqui, 2014), con algunas excepciones, como Massachusetts.
78
Tanto en Europa como en los Estados Unidos, muchos sistemas continúan
asignando la mayoría de los costos de la red (y otros costos regulados) a través de
cargos volumétricos; solo algunos aplican algún nivel de discriminación horaria
Los costes regulados también suelen recuperarse mediante cargos volumétricos en la tarifa
eléctrica. Sin embargo, en los países que han incentivado más generosamente las energías
renovables, este enfoque está dando lugar a un aumento significativo de las tarifas eléctricas. Por
esta razón, algunos gobiernos han decidido trasladar los costos de los mecanismos de apoyo al
presupuesto general del Estado. Eso es lo que hacen, en Europa, Finlandia, Malta y Letonia
(CEER, 2017). Más recientemente, Dinamarca, uno de los países con mayor penetración renovable
del mundo, también ha decidido seguir este camino (Gobierno danés, 2018).
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81
5. Mercados locales de flexibilidad
Los DER conectados a las redes de distribución pueden convertirse en una fuente importante de
flexibilidad para la red de distribución y pueden respaldar una operación eficiente a corto plazo y
una planificación a largo plazo:
• En el corto plazo, por ejemplo, el uso de la flexibilidad de los DER permitiría asignar la
energía eléctrica de manera eficiente en tiempo real si hay escasez de oferta en un área de
distribución.
• A largo plazo, la respuesta de DER podría utilizarse para sustituir inversiones en redes
de distribución (obviamente, cuando estas inversiones son más caras que la solución
proporcionada por DER). Se trata de las denominadas alternativas sin cables (en EE. UU.)
O servicios de aplazamiento de refuerzo (en la UE).
Por lo tanto, los DSO pueden aprovechar las capacidades de DER para mejorar la eficiencia
del sistema a corto y largo plazo. Esto implica integrar esta flexibilidad en sus
herramientas de planificación y operación y también implementar mecanismos de mercado
local (flexibilidad) para seleccionar las alternativas más rentables.
Los DER pueden mejorar la eficiencia tanto en la operación como en la
planificación a largo plazo de la red de distribución; Se requieren mercados locales
específicos para aprovechar plenamente estos beneficios potenciales.
En este apartado nos enfocamos principalmente en el segundo tipo de servicios, es decir, aquellos
dirigidos a disminuir las inversiones en redes, ya que probablemente sean los que tienen mayor
potencial de desarrollo, al menos en la etapa inicial de implementación de estos mercados. La
Sección 5.1 introduce la necesidad de complementar las tarifas eléctricas con algún tipo de
mecanismos a largo plazo, y cómo estos mercados locales de flexibilidad pueden llenar ese vacío.
La sección 5.2 revisa los principales desafíos asociados con el diseño de estos mercados locales de
flexibilidad, muchos de los cuales aún deben resolverse o perfeccionarse. Finalmente, la sección
5.3 presenta algunas experiencias internacionales pioneras en cuanto a mercados locales de
flexibilidad.
La necesidad de señales de largo plazo a nivel de distribución.
Uno de los problemas relevantes a nivel de distribución es la falta de señales de red a largo plazo.
Esta situación genera una doble (y especular) fuente de incertidumbre que no permite aprovechar
todos los beneficios potenciales de los DER a largo plazo. Por un lado, el operador del sistema de
distribución no puede predecir con precisión la respuesta potencial de DER y, por lo tanto, no
puede planificar la expansión de la red de manera eficiente; por otro lado, los usuarios finales no
pueden cubrir el riesgo asociado a sus decisiones de inversión. Las tarifas por sí solas no
proporcionan estas señales a largo plazo tanto para los consumidores como para los distribuidores
debido a dos razones: (i) no suelen representar una señal estable para el potencial inversor y (ii)
no implican ningún compromiso fiable por parte del DER con el distribuidor35.
35 Como se analiza en (Gómez et al, 2020), las tarifas de acceso flexible o no firme podrían abordar
81
Incluso las tarifas diseñadas de manera eficiente no proporcionan la señal a largo
plazo que los usuarios finales pueden necesitar para invertir en DER; Los contratos
a largo plazo negociados en los mercados locales permiten a los consumidores y
terceros cubrir su riesgo y definir un compromiso en el que el DSO puede confiar.
El punto de vista del DSO
Un problema importante desde el punto de vista del DSO a la hora de planificar el sistema de
distribución es la falta de información sobre los consumidores. Las empresas de servicios de red
tienen poco conocimiento de las preferencias reales de los usuarios de la red (MIT, 2016). La
respuesta anterior a los precios y los cargos por capacidad de la red (cuando se implementaron)
puede proporcionar cierta información, pero no capta adecuadamente las preferencias a largo plazo
de los consumidores. Este hecho complica la necesaria coordinación entre el diseño de tarifas y la
planificación óptima. A veces, el DSO puede estimar que es mejor reducir el consumo en una cierta
cantidad en lugar de invertir en nueva capacidad de red. Sin embargo, debido a la falta de
información precisa sobre el consumidor, es poco probable que una tarifa obtenga la “cantidad” de
respuesta deseada por parte de los consumidores (particularmente si al mismo tiempo también
buscamos una señal de tarifa predecible y estable).
El problema del consumidor (o prosumidor)
Por otro lado, los usuarios de la red (y los posibles proveedores externos) deben realizar
inversiones en un contexto caracterizado por la falta de señales a largo plazo. Esto los expone a
riesgos importantes. Los recursos energéticos distribuidos requieren inversiones que, desde la
perspectiva de los hogares, pueden considerarse intensivas en capital. En ausencia de señales a
largo plazo, si los usuarios finales tienen aversión al riesgo, pueden decidir no invertir incluso si
el valor esperado de dicha inversión es positivo. El riesgo no solo proviene de la posibilidad de que
el regulador cambie el diseño de la tarifa, sino también de la incertidumbre sobre la estrategia de
inversión de otros usuarios finales.
Las subastas de mercados de flexibilidad locales son un medio para proporcionar señales de largo plazo a nivel de distribución.
La alternativa para hacer frente a este problema sería suscribir cualquier tipo de compromiso a
largo plazo entre posibles proveedores y distribuidores de flexibilidad. El contrato a largo plazo
puede garantizar un marco estable para los proveedores potenciales que estén pensando en invertir
en DER o almacenamiento. Si la adquisición de estos contratos a largo plazo se realiza en un
contexto de mercado coordinado, como una subasta, permite revelar las preferencias de los
consumidores. El distribuidor podría adquirir de DER, un producto que podría sustituir las
inversiones en red cuando estas sean más caras que la solución proporcionada por DER. Las
parcialmente este segundo problema. Con tarifas de acceso flexibles, los operadores de red relajarían el esquema de conexión firme tradicional y tendrían cierta flexibilidad previamente acordada sobre la alimentación y el consumo del usuario final. A cambio, estos usuarios pueden beneficiarse, por ejemplo, de tarifas más bajas o de una conexión a la red más rápida.
81
subastas resuelven el problema de coordinación comunicando a los usuarios de la red el costo
marginal de la próxima expansión de la red (o aproximación del costo marginal para inversiones
discretas) y creando incentivos para que los usuarios de la red revelen su disposición a pagar por
tener la opción de usar la capacidad de la red.
Al abrir tales oportunidades y permitir que agentes externos proporcionen servicios a un DSO a
través de acuerdos contractuales, que pueden abarcar varios años, los desarrolladores de
proyectos, el DSO relevante y el sistema en su conjunto pueden obtener beneficios.
El desafío de diseñar las subastas distribuidas
El diseño de estos mecanismos de licitación que brindan acceso a compromisos a largo plazo
asociados con la planificación de la distribución a largo plazo aún se encuentra en una fase de
desarrollo, con algunas experiencias pioneras tanto en los EE. UU. Como en la UE (este tema se
abordará con más detalle en la siguiente sección) .
Hay dos aspectos de este tipo de mecanismo que son particularmente desafiantes:
• Primero y principal, la definición del producto que será adquirido por el distribuidor.
• En segundo lugar, la definición de una metodología para comparar el valor y la confiabilidad (o
firmeza) que brindan los diferentes recursos en estas subastas.
Un diseño y producto de libro de texto.
En estas subastas, convocadas y coordinadas por el operador del sistema de distribución (DSO),
las alternativas de cableado y no cableado participarían jugando un papel activo en la
planificación de la distribución a largo plazo. Estas subastas tendrían que promover la
adquisición competitiva de productos bien diseñados para ser proporcionados por los usuarios
de la red u otros terceros (quienes, como se mencionó anteriormente, serán los propietarios de
estos recursos distribuidos).
Como se discutió en (MITEI, 2016), un producto que realmente podría brindar un beneficio
similar a la infraestructura de red sería una opción de capacidad de red hacia adelante, que
implica suministro físico y la opción de obtener esa energía a un precio máximo garantizado.
Con suficiente tiempo de espera para realizar inversiones basadas en los resultados de la subasta,
la empresa de servicios de red solicitaría ofertas de demanda para contratos de opciones de
capacidad de red de reenvío para cada área de la red que esté experimentando congestión o se
espera que experimente congestión en el futuro cercano, es decir, si el margen de capacidad de
la red se ha reducido. Cada oferta reflejaría una cantidad de capacidad de la red (en kW) y un
precio (en $/kW-año) que refleja la disposición del usuario de la red a pagar por la opción de
usar esa cantidad de capacidad durante períodos de congestión. Los DER se comprometerían
con una opción de compra firme que las empresas de servicios de la red pueden ejercer en
períodos de congestión de la red, hasta la cantidad de capacidad firme contratada.
88
Definición de los productos
La definición de los productos a adquirir de proveedores externos como alternativa a la inversión
tradicional en redes es una de las claves del mecanismo. Algunos de los elementos de diseño más
relevantes de estos productos NWA a considerar incluyen:
• Disponibilidad requerida para posibles alternativas no cableadas (NWA): si los recursos que
brindan servicios NWA deben estar disponibles en todo momento o solo durante períodos
predefinidos o ventanas de tiempo específicas. Esto también aumenta la complejidad de comparar
diferentes recursos con diferentes disponibilidades (donde ningún recurso podrá estar tan
disponible como una alternativa de cable).
• Límites en la cantidad de energía que se puede solicitar: la energía que entregará el recurso
NWA podría ser limitada. Estos límites podrían venir en forma de una entrega continua máxima
(por ejemplo, un límite de 4 horas de producción continua) o/y un número máximo de horas
durante el año. Por ejemplo, hoy en día, en el contexto de los programas de respuesta a la
demanda, la recuperación ante desastres generalmente está disponible solo durante un horario
limitado en un año (por ejemplo, menos de 100 horas).
• La posibilidad de incorporar un compromiso de contrato financiero: si el objetivo es ofrecer el
mismo "producto" como alternativa de cable, la NWA también deberá presentar un compromiso
de contrato financiero, ya que la alternativa de cable permite importar (o exportar) un cierta
cantidad de energía al precio del nodo conectado.
• Tiempo de notificación: el tiempo de espera para brindar el servicio (un día, algunas horas o
tiempo real). Vinculado a este elemento de diseño, también es relevante establecer si la activación
debe ser automática o manual.
• Sanciones: cuál sería la sanción por falta de entrega.
• La oferta firme del recurso36: que representa la cantidad de producto que cada unidad es
"razonablemente" capaz de proporcionar. Este límite de suministro firme se utiliza para reducir
el riesgo de incumplimiento. El concepto es análogo al de oferta firme en los mercados de
capacidad.
Estas nuevas subastas distribuidas deben diseñarse cuidadosamente, especialmente
en términos del tipo de disponibilidad requerida para DER, tiempo de
notificación, penalizaciones por rendimiento insuficiente, la posibilidad de
36 Cuando el objetivo es evitar la inversión en la red, definir la oferta firme (la contribución esperada) de cualquier recurso es una tarea compleja. La razón es porque depende de hasta qué punto el recurso está disponible primero y en segundo lugar coincide con el pico del equipo de distribución. La oferta firme son insumos específicos del proyecto. Se pueden considerar tres categorías principales de DER: i) carga base, ii) intermitente y iii) despachable (generación o carga). A partir de las categorías anteriores, el verdadero desafío es determinar los parámetros para el tipo asignable. En particular, la mayor complejidad proviene del hecho de que la contribución esperada depende de cómo definamos el producto. Por ejemplo, si la penalización por no reducir el pico es alta, entonces aumentará la probabilidad de que el recurso esté disponible cuando sea necesario, ya que el propietario administrará el recurso para evitar la penalización. Pero al mismo tiempo, obtener esta respuesta mejorada reducirá el valor que el recurso podrá capturar en los mercados mayoristas (lo que al final aumentará la oferta y el costo asociado).
88
incorporar un contrato financiero y posibles limitaciones en la cantidad de
producto que cada recurso puede ofrecer.
También asociado al producto definido, el DSO deberá decidir la cantidad de producto a adquirir.
Evidentemente, esta cantidad va a depender de las características del producto.
Comparación de diferentes recursos (alternativas con cables y sin cables)
Una alternativa para integrar DER es definir claramente un producto y adquirir el que ofrece el
precio más bajo. Sin embargo, particularmente en EE.UU., los reguladores suelen exigir la
realización de un análisis de costo-beneficio en el que se deben comparar las diferentes alternativas
desde el punto de vista del bienestar social. Esta es una tarea compleja: piense, por ejemplo, en
cómo comparar recursos tan diferentes como un cable, una demanda de carga base que se ofrece a
reducir, un panel fotovoltaico y una instalación de almacenamiento que también
venderá/comprará energía en el mercado mayorista.
Si el producto no está definido de manera unívoca, es posible que en la subasta haya
que comparar recursos muy diferentes, que brindan servicios diferentes, una tarea
muy compleja sin una solución obvia.
El riesgo es una dimensión adicional que complica la tarea de comparar diferentes alternativas y,
en particular, de establecer el precio que el distribuidor estaría dispuesto a pagar por las
alternativas sin cables. Vale la pena mencionar que la mayoría de las inversiones en redes son
instalaciones de larga duración e intensivos en capital. Una vez que se realiza una inversión en la
red, sus costos se reducen casi por completo. Esto aumenta los riesgos de actuar en medio de la
incertidumbre y la información incompleta con solo los patrones históricos de comportamiento de
los usuarios de la red para informar las decisiones de inversión en la red.
El factor clave de las actualizaciones de la red es la evolución estocástica de la carga en toda la red.
Si bien las actualizaciones de la red son inversiones voluminosas e irreversibles, los DER (como
las baterías) son inversiones escalables y reversibles. En ausencia de una tecnología de cable
escalable y reversible, la necesidad de garantizar el acceso obliga a realizar inversiones que a
menudo son sobredimensionadas y, en ocasiones, lamentablemente ex post. La disponibilidad de
DER como NWA permite que las inversiones se escalen mejor y se orienten con más éxito a donde
se necesitan.
Esta flexibilidad se conoce en la planificación de capital como opcionalidad. La cuantificación del
valor de la opcionalidad se ha identificado, por ejemplo, en la Hoja de ruta de almacenamiento de
NY (NYSERDA, 2018) como un objetivo principal, particularmente en el contexto de los
proyectos NWA. Sin embargo, como se señala en la Hoja de ruta:
“Actualmente, el marco de análisis de costo-beneficio (BCA) regulatorio de Nueva York se
basa en cálculos deterministas del valor actual neto (VAN) que ignoran la opcionalidad y la
incertidumbre del pronóstico. Los proyectos que parecen tener un costo más alto sobre una base
determinista pueden ser la opción de menor costo cuando se tienen en cuenta el riesgo y la
incertidumbre de las condiciones futuras. Como resultado, muchos proyectos que podrían
88
beneficiar tanto a las empresas de servicios públicos como a los contribuyentes pueden no ser
seleccionados porque no pueden pasar las pruebas BCA deterministas existentes. Por el
contrario, el análisis de opciones reales incorpora incertidumbre al calcular el valor de la
opcionalidad en una variedad de circunstancias y considera la información adicional
disponible después de que se ha realizado una inversión. El análisis de opciones reales no
reemplaza el VPN, sino que aumenta el VPN en situaciones en las que 1) el VPN es cercano
a cero; 2) una inversión es flexible (es decir, multiuso, modular y/o móvil); o 3) la información
sobre el futuro es incierta
Experiencias internacionales
Una de las barreras para que los propietarios de DER proporcionen servicios de red de flexibilidad
es la falta de mercados en los que ofrecerlos a los DSO o TSO. En el momento de escribir este
artículo, en Europa, solo hay 5 plataformas de mercado que permiten a los DSO y a los propietarios
de generación distribuida, u otros proveedores de flexibilidad, comprar o vender, respectivamente,
servicios de flexibilidad en la red de distribución. Estas plataformas son NODES, Cornwall LEM,
Piclo Flex, GOPACS y Enera. Para más detalles sobre estos proyectos, consulte la revisión
realizada por Schittekatte & Meeus (2020).
NODES
NODES se estableció en 2018 como una empresa conjunta entre Adger Energie, una empresa de
servicios públicos noruega y el operador del mercado Nord Pool. El proyecto piloto utilizado por
NODES, el piloto de Engene, fue dirigido por Adger Energie para demostrar su utilidad como
aplazamiento de la inversión en la red. Actualmente, NODES permite a los usuarios comerciar en
un mercado a corto plazo, ShortFlex, que se enfoca en resolver necesidades inmediatas de
flexibilidad, y LongFlex, que permite a los DSO adquirir recursos de flexibilidad por adelantado
durante períodos de tiempo más largos (NODES, 2020).
Cornwall LEM
Cornwall Local Electricity Market (Cornwall LEM) se estableció como un proyecto piloto en
Cornwall, Reino Unido, en 2019. El objetivo era establecer una plataforma comercial en la que la
demanda, el almacenamiento y la generación flexibles pudieran comerciar con los DSO locales
para brindar beneficios a todas las partes involucradas. Los clientes residenciales se agruparon en
una planta de energía virtual (VPP) y participaron en un programa piloto de respuesta rápida en
frecuencia (DFFR), mientras que las empresas locales podían ofrecer su flexibilidad directamente
al hacer una oferta en la plataforma Cornwall LEM que coincidía con las diferentes solicitudes
presentadas por los DSO , 2020).
GOPACS
GOPACS (Grid Operator Platform for Congestion Solutions) se lanzó en 2019 como una iniciativa
conjunta entre el TSO holandés Tennet y varios DSO holandeses. GOPACS no es una plataforma
de mercado independiente, sino una plataforma complementaria conectada a una plataforma de
mercado mayorista existente, como la Energy Trading Platform de Amsterdam (ETPA). La
diferencia entre GOPACS y Cornwall LEM es que cualquier comercio de flexibilidad organizado
a través de la plataforma se reajusta en un mercado mayorista a corto plazo, en este caso, el
88
mercado intradiario de ETPA. El enfoque principal de GOPACS es resolver los problemas de
congestión que puedan surgir en la red de distribución al permitir que los DSO reflejen sus
necesidades en GOPACS y DER para licitar para brindar sus servicios (GOPACS, 2020).
ENERA
Al igual que GOPACS, Enera fue creada en 2018 para resolver las congestiones de la red de
distribución por un consorcio de empresas junto con EPEX-SPOT (operador del mercado) y EWE
(empresa eléctrica alemana; EWE, 2018). La plataforma de mercado fue diseñada como una
extensión de las plataformas de mercado mayorista operadas por EPEX, otra similitud con
GOPACS (EPEX SPOT, 2019).
PICLO FLEX
Piclo (anteriormente conocida como Open Utility) es una empresa de software independiente que
ha estado activa en la industria de la energía desde 2013. En octubre de 2016, Piclo lanzó su
primera aplicación de energía, Piclo Match, un servicio de emparejamiento de energía de igual a
igual.
La segunda aplicación de Piclo, Piclo Flex, que se puso a prueba en junio de 2018 con financiación
del Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido
(BEIS) y posteriormente se lanzó como una oferta comercial a partir de marzo de 2019, cuando se
presentó la primera licitación de flexibilidad para satisfacer las necesidades de flexibilidad para
2019/20 y 2020/21 fueron organizados por UKPN en Piclo Flex (Piclo, 2019).
En las experiencias internacionales se pueden encontrar muy pocos ejemplos de
plataformas de mercado para el comercio de servicios distribuidos, algunos de ellos
como proyectos piloto; los más relevantes son NODES, Cornwall LEM, Piclo
Flex, GOPACS y Enera; la principal diferencia entre estas experiencias radica en
el producto que permiten comercializar
5.3.1 Contratos en estas experiencias pioneras
Contratos de control de tensión o regulación de frecuencia
Voltage control or frequency regulation are short-term issues that may appear sporadically in
distribution networks and that require fast and momentaneous responses by DSOs. These issues
can be tackled with medium-term (or long-term) contracts for highly flexible resources.
All existing flexibility platforms allow for the trade of these services. Several flexibility platforms
were created with the sole objective of solving these issues, this is the case with Cornwall LEM,
GOPACS and Enera:
Contratos de aplazamiento de inversiones
88
La mayoría de las plataformas de mercado existentes se concentran en resolver problemas de corto
plazo en las redes de distribución, como congestiones transitorias, control de voltaje o regulación
de frecuencia.
No obstante, Piclo Flex brinda a los DSO la oportunidad de contratar servicios de flexibilidad
para diferir el refuerzo en sus redes de distribución. En una prueba realizada a lo largo de 2018 y
2019, Piclo permitió a los diferentes DSO del Reino Unido publicar sus necesidades de flexibilidad
en su plataforma y describir su motivación para estas necesidades. Los resultados, presentados en
la Figura 28, reflejaron que la mayor necesidad era el aplazamiento del refuerzo, con casi la mitad
de la capacidad de flexibilidad solicitada (45,2%) (Piclo, 2019).
Figura 28: Diferentes requisitos de flexibilidad durante la prueba Piclo Flex 2018-2019
Un informe técnico elaborado para Piclo (Piclo, 2020), estimó que la implementación de diferentes
servicios de flexibilidad podría reducir el costo total del sistema eléctrico (originalmente 47.000
M/año) en 4.550 M/año. La mayoría de estos ahorros (2.700 M/año) se producirían precisamente
por el aplazamiento de la inversión en la red, lo que es coherente con los datos presentados en la
Figura 28.
Algunas características de los productos de flexibilidad
Aunque los mercados de flexibilidad presentan algunas diferencias, cualquier producto de
flexibilidad se define mediante algunos parámetros operativos comunes. En la Figura 29, se
muestran los parámetros operativos asociados con la licitación de flexibilidad de UK Power
Networks a través de la plataforma de mercado Piclo en 2019.
88
Figura 29: Parámetros operativos presentados por UK Power Networks en una licitación flexible (UK Power Networks, 2018)
Dos de las características más importantes de un contrato de servicios de flexibilidad son la línea
de base y la capacidad contratada:
• La línea referencial representa la capacidad que se espera que el DER contratado esté
demandando o produciendo durante el tiempo del evento (la instancia en la que se
requerirá el recurso DER para entregar su capacidad contratada) si el evento no hubiera
tenido lugar. Por lo tanto, la línea de base representa la operación normal esperada del
DER en ese momento del día, pero no la capacidad que se demanda o produce en ese evento
en particular.
• Por otro lado, la capacidad contratada representa la potencia máxima por encima / por
debajo de la línea base definida anteriormente. Por lo tanto, la energía entregada será el
"área" entre la capacidad entregada menos la línea de base.
También encontramos algunos parámetros relevantes relacionados con el tiempo, entre otros:
• El Tiempo de respuesta, es decir, el tiempo entre la Instrucción de utilización (el comando
emitido por el DSO para entregar la capacidad contratada) y la Hora de inicio, representa
el tiempo que tiene un DER para alcanzar la capacidad contratada después de que se emite
la Instrucción de utilización. Este parámetro es muy importante para los DER que tienen
una tasa de rampa lenta, es decir, necesitan mucho tiempo para aumentar o disminuir su
capacidad, ya que un tiempo de respuesta lento puede significar que no pueden alcanzar la
capacidad contratada a la Hora de Inicio del evento y posiblemente incurrir en sanciones.
• El tiempo de recuperación representa el tiempo mínimo entre la hora de finalización de un
evento y la hora de inicio del siguiente evento. Esta especificación es especialmente
importante para los DER que tienen restricciones de energía, como el almacenamiento de
electricidad, ya que es posible que necesiten aumentar su electricidad almacenada entre
eventos consecutivos para cumplir con su capacidad contratada en los eventos siguientes.
Aparte de estas características técnicas, cualquier contrato de servicio de flexibilidad debe detallar
la duración del contrato y una ventana de servicio, es decir, los días y horas específicos en los que
se puede exigir la entrega del DER.
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89
6. Eficiencia de los procesos minoristas
La liberalización del sector eléctrico comenzó con la reforma del mercado mayorista, y la creación
de un mercado minorista usualmente se pospuso en las etapas posteriores del proceso de
desregulación (Batlle, 2013), y muchos sistemas ni siquiera consideraron dar este último paso.
En un informe reciente (IEA, 2020), la IEA señala que:
“Los mercados minoristas están liberalizados en menor medida que los mercados mayoristas, con mercados
totalmente competitivos que representan el 22% de la demanda mundial, parcialmente competitivos que
representan el 45% y monopolios totalmente regulados que representan el 33% restante.
Europa es la región en la que los mercados operan bajo el mayor grado de liberalización: el 93% de la
demanda en Europa opera bajo plena competencia del mercado mayorista, con un 85% bajo plena
competencia minorista. En América del Norte, el 48% de la demanda se encuentra en mercados mayoristas
totalmente competitivos, con un 29% bajo competencia minorista total "
En la siguiente figura (IEA, 2016), se ilustra esta realidad.
Figura 30.-
Incluso en aquellas jurisdicciones donde la liberalización de la actividad minorista era parte del plan
original de reestructuración, se pueden encontrar varios retrasos en los procesos acordados. Entre
otros factores, la existencia de integración vertical, mecanismos de difícil adaptación, asignación
ineficiente de costos heredados y subsidios cuestionan los beneficios teóricos que la competencia
minorista podría traer consigo, particularmente para ciertos segmentos de clientes.
La creación de un mercado minorista es el paso final de la liberalización del
sector eléctrico que solo se ha dado en algunas jurisdicciones.
90
Aquí analizamos por qué la liberalización de los mercados minoristas es una tarea tan compleja y
cuáles son los enfoques recomendados para hacerlo. El resto de la sección se estructura de la
siguiente manera:
• Primero, a la luz de las experiencias internacionales, revisamos las barreras más relevantes que
impiden un desarrollo eficiente del negocio minorista, y destacamos las mejores prácticas (inciso
6.1),
• luego, revisamos el estado actual del mercado minorista en la experiencia paradigmática de la
UE, para extraer las lecciones que se pueden aprender del contexto en el que la liberalización
minorista ha estado llevando a su nivel más alto (sección 6.2), y
• finalmente, abordamos dos de los temas más controvertidos: la necesidad y el diseño de tarifas
reguladas (inciso 6.3) y el papel y la posible interferencia en el mercado minorista de los costos
heredados (inciso 6.4).
Eliminación de barreras: mejores prácticas
Idealmente, se supone que la liberalización del nivel minorista introducirá una presión competitiva
tanto en los costos ascendentes de la electricidad como en los costos operativos del comercio
minorista (facturación, servicios al cliente y otros), y al mismo tiempo ampliará la gama de tarifas
disponibles para los consumidores finales.
Si se logra una participación activa de los consumidores (lo que implica la ausencia de costos de
cambio de proveedor de los consumidores) y también se aseguran bajos costos de entrada y salida
en el negocio, la competencia minorista debería resultar en mejores tarifas para los consumidores,
lo que al final es se supone que aumenta la eficiencia general del sistema. Bajo tal paradigma, los
objetivos clave de la política de electricidad minorista deberían ser crear un mercado con bajas
barreras de entrada para los proveedores y bajas barreras de cambio para los usuarios finales. Esta
sería la forma en que podemos garantizar que se maximice la competencia y que los precios sean
eficientes.
La regulación del comercio minorista debe perseguir bajas barreras de entrada
para proveedores y barreras de cambio bajas para usuarios finales
En 2016, CEER publicó un informe que identificaba las barreras de entrada de los proveedores de
energía a los mercados minoristas de gas y electricidad en toda la UE (CEER, 2016). El estudio
también presentó las acciones que las Autoridades Reguladoras Nacionales habían tomado (o iban
a tomar) para eliminarlos. Las principales conclusiones se recogen en el siguiente recuadro.
Barreras al comercio minorista y acciones tomadas por las autoridades reguladoras en Europa
(CEER, 2016) Acceso a datos y estandarización de datos
A major challenge identified for new entrants was related to accessing customer and market
information. Also associated with data, it was identified the burden created by data management
processes. Standardizing the data format and processes would be a first necessary step. Then,
the most promising identified solution is to set up a data hub, taking always into account the
fundamental role of data privacy when giving access to third parties.
90
91
Precios regulados para el usuario final
Los precios regulados están en proceso de ser eliminados en Europa, al menos para los clientes
no domésticos. Sin embargo, como se describe en el Informe de seguimiento del mercado
ACER-CEER de 2016, los precios regulados para el consumidor final para los hogares se
mantuvieron generalizados y el proceso de alejarse de los precios minoristas regulados suele
ser muy lento. La eliminación gradual de los precios regulados se basa en alinear los precios
con los costos de suministro y monitorear de cerca el desarrollo de la competencia. Sin embargo,
en Europa, muchos sistemas consideran la necesidad de mantener protecciones adecuadas para
algunos clientes, incluso cuando se eliminan gradualmente los precios regulados para el usuario
final.
Medidores inteligentes
Hubo un consenso total sobre el papel de la implementación de la medición inteligente para
permitir la innovación futura en el mercado minorista de energía.
Desagregación ineficaz
La mayoría de las autoridades reguladoras nacionales consideró que persistían algunas barreras
de entrada debido a una desagregación ineficaz. Un ejemplo señalado se refiere a la ventaja del
proveedor titular de compartir una marca idéntica o similar con el operadores del sistemasde
distribución (DSO, por sus siglas en inglés). Recientemente se han tomado medidas a este
respecto para evitar esta ventaja.
Obligaciones de los proveedores
Los procesos de licenciamiento y contratación, que involucran obligaciones y garantías, son
vistos como una barrera de entrada relevante (este era el punto de vista de la mitad de las
Autoridades Reguladoras Nacionales). Si bien se reconoce que estos procesos son esenciales
para garantizar un entorno empresarial seguro, varios reguladores informaron esfuerzos para
reducir el impacto de las obligaciones en los proveedores.
Proceso de cambio
Los complicados procesos de cambio también se identificaron como una barrera de entrada
relevante. En Europa, existe un objetivo claro de mejorar gradualmente los plazos, hasta el
cambio al día siguiente. Sin embargo, esto se basa en mejoras en algunos de los puntos
anteriores, como la implementación de medidores inteligentes.
En una actualización del análisis anterior (CEER, 2018), se agregan algunas medidas adicionales,
como la importancia de contar con herramientas de comparación para incrementar el compromiso
de los consumidores o asegurar una protección adecuada a los clientes vulnerables.
Las barreras que se mencionan con más frecuencia para una venta minorista
eficiente son la presencia de tarifas predeterminadas, la separación ineficaz (con
generación o distribución), procesos de cambio complejos y la falta de herramientas
de comparación adecuadas.
92
La discusión sobre las barreras para un funcionamiento saludable de los mercados minoristas
todavía está en el centro del debate regulatorio en el Reino Unido, país que tiene el sistema de
energía que primero y más agresivamente avanzó hacia la liberalización minorista.
El Prof. Littlechild (2004), Director General de Suministro de Electricidad y Jefe de la Autoridad
Reguladora en el momento en que se implementó la liberalización, escribió sobre algunas barreras
que deben eliminarse antes de considerarlas.
“A la luz de la experiencia del Reino Unido, cinco principios parecen ser fundamentales para asegurar
una competencia efectiva.
Primero, la competencia efectiva necesita más que simplemente eliminar las barreras legales de entrada.
En segundo lugar, es necesario que haya suficientes vendedores desde el principio, para garantizar que
los precios sean competitivos y para que los compradores puedan elegir entre los vendedores. (Sin duda,
también es necesario tener suficientes compradores para ofrecer a los vendedores opciones adecuadas,
pero eso nunca fue un problema en el Reino Unido en ese momento, con doce empresas de suministro
importantes y un número significativo de grandes usuarios capaces de comprar directamente).
En tercer lugar, es necesario que haya una separación y desagregación adecuadas de las actividades
comerciales, distinguiendo especialmente entre los sectores monopolistas y competitivos. Poner la red de
transmisión en propiedad separada fue particularmente importante.
En cuarto lugar, las diferentes actividades dentro de una empresa, como la generación, el suministro
minorista y la distribución, deben ejecutarse como negocios separados, con cuentas separadas. Más tarde,
esto tuvo que ser reforzado por requisitos de personal, locales, instalaciones de TI y propiedad legal
separada.
En quinto lugar, los operadores de redes de transmisión y distribución deben publicar las tarifas de
acceso. Estos cargos deben ser no discriminatorios, transparentes y estar sujetos a revisión regulatoria".
La experiencia europea: el estado actual del mercado minorista
En la Unión Europea, la liberalización de la actividad minorista ha sido una parte fundamental del
modelo objetivo para el mercado interior de la electricidad. Como consecuencia, ha habido
paquetes legislativos de la UE destinados a garantizar las condiciones adecuadas para que esta
liberalización se lleve a cabo con éxito. Después de más de 10 años desde que se publicó el tercer
paquete energético (que se centró en la desagregación, entre otros temas), y a pesar de todos los
esfuerzos para monitorear e incrementar la competitividad del mercado y el compromiso del
consumidor, la evidencia muestra que la mejora general del bienestar parece ser muy pequeño (si
lo hay). En su último informe publicado sobre Market Monitoring del sector eléctrico minorista,
ACER (2020) no parece detectar una evolución positiva del funcionamiento de los mercados
minoristas de electricidad:
“La diferencia entre los precios mayoristas de la energía y los precios minoristas de la energía (margen) se
amplió en 2019. Se observa una fuerte correlación entre los precios minoristas y mayoristas de la energía
cuando aumentan los precios mayoristas de la energía. Sin embargo, se observa una correlación más débil
con respecto a la tasa de reducción de los precios minoristas tras la caída de los precios mayoristas de la
energía (fenómeno conocido como precios rígidos a la baja). Estos "precios rígidos" pueden hacer que los
consumidores de energía paguen precios superiores a los necesarios por su consumo de energía ".
También podemos encontrar algunas cifras interesantes y bastante elocuentes sobre la situación
actual en Europa.
93
Un negocio en contracción?
En primer lugar, cabe mencionar que el componente energético se ha venido reduciendo en la
última década y esto puede afectar negativamente al mercado minorista. Los cargos por costos de
política, costos de red e impuestos están ganando relevancia en las tarifas como se muestra a
continuación. Esto deja menos espacio a los minoristas (en términos relativos) para diferenciar su
oferta con respecto a la competencia.
Figura 31.- Componentes de la tarifa eléctrica en la UE. Fuente:: (ACER, 2020)
Relacionado con la rentabilidad bruta de la actividad minorista en los diferentes sistemas,
mostramos el incremento de precios a continuación. El nivel de "rentabilidad" bruta es la
diferencia entre los precios cobrados a los consumidores y los costos estimados para suministrarles
energía (tenga en cuenta que los márgenes no son lo mismo que las ganancias, esto se debe a que
los proveedores tienen costos operativos adicionales que no se consideran aquí). El análisis
también se basa en una serie de supuestos, como una estrategia de adquisición racional y óptima.
Figura 32.- Incrementos de precios en el sector minorista.
Fuente: (ACER, 2020)
Un sector no siempre competitivo
Como se muestra en las figuras siguientes, existen grandes diferencias en cuanto al número de
proveedores, y lo que es más importante: un gran número de proveedores no siempre es sinónimo
de competencia. Podemos ver cómo 17 de los 24 sistemas revisados presentan índices HHI por
93
encima del umbral recomendado para asegurar la competencia.
95
Figura 33.- Número total de proveedores a nivel nacional (ACER, 2020)
La concentración del mercado (medida a través del HHI) sigue siendo alta en varios mercados minoristas
Figura 34.- HHI índice en los mercados minoristas. Fuente: (ACER, 2020)
Y finalmente, la mayor preocupación: la baja participación de los consumidores en los mercados minoristas.
Hay 16 sistemas con algún tipo de intervención en el precio de la electricidad. En 8 de estos 16, la
forma de intervención en la fijación de precios es la regulación de precios al usuario final, de los
cuales tres países, Chipre, Gran Bretaña y España, tienen una coexistencia de regulación de precios
e intervención de precios para consumidores vulnerables.
La figura siguiente muestra el número de hogares consumidores con intervención de precios en
comparación con el número total de hogares en cada sistema. Encontramos un extremo en Polonia,
donde el 100% de los hogares están sujetos a regulación de precios (debido a la Ley de congelación
de precios en 2019). En Gran Bretaña, una de las experiencias minoristas paradigmáticas a nivel
mundial, el 53% de los hogares todavía están sujetos a una regulación de precios. En Francia, el
72% de los hogares. En España, cuya tarifa regulada se revisa en el siguiente apartado, aún por
encima del 40% no se han trasladado al mercado libre.
95
Figura 35.- Consumidores domésticos de electricidad con intervención de precios en comparación con el total de hogares del país en 2019. Fuente: ACER, 2020)
99
La experiencia del mercado minorista en Gran Bretaña
La política del gobierno del Reino Unido fue abrir el mercado de suministro minorista en tres
fases. Los clientes con una demanda máxima superior a 1 MW al año podrían elegir libremente
su proveedor de electricidad a partir de 1990. En 1994 la apertura del mercado se ampliaría a
los clientes con una demanda máxima de 100 kW, y en 1998 a todos los clientes.
Tras la preocupación de que el mercado de la energía no funcionaba para todos los clientes, el
regulador Ofgem remitió el mercado de la energía a la Autoridad de Competencia y Mercados
(CMA) en junio de 2014. El informe de la CMA descubrió que los clientes pagan en exceso
alrededor de 1.400 millones de libras esterlinas al año por energía.
A pesar de no ser una recomendación de la CMA, un tope arancelario más amplio fue un tema
político clave y el tope de precios apareció tanto en los manifiestos laboristas como
conservadores en las elecciones de 2017. En octubre de 2017, la Primera Ministra Theresa May
anunció que el Gobierno publicaría un proyecto de ley para poner un precio límite temporal a
las facturas de energía. El 19 de julio de 2018, el proyecto de ley recibió la aprobación real y se
convirtió en la Ley de gas y electricidad domésticos (límite de tarifa) de 2018.
El límite está en el costo unitario de la energía, por lo que los precios aún pueden subir si los
clientes consumen más. El límite se revisa dos veces al año; En febrero de 2019, poco después
de la entrada en vigor del límite, Ofgem anunció aumentos en los niveles de los límites, citando
un aumento en el costo subyacente de suministro de energía. Luego, en agosto de 2019, febrero
de 2020 y agosto de 2020, Ofgem anunció reducciones en los niveles del límite debido
principalmente a la caída de los costos mayoristas. Originalmente con la intención de terminar
en 2020, el Gobierno ha extendido el límite hasta diciembre de 2021. La Ley permite que el
límite continúe hasta 2023 si es necesario.
Poudineh (2019) sostiene que “el diseño de referencia del mercado minorista de electricidad en
la era posterior a la liberalización no solo no ha logrado sus objetivos originales, sino que
también ha demostrado ser inadecuado para seguir el ritmo del cambio tecnológico, las
preferencias de los consumidores y la transición energética. " Él considera que varias razones
están detrás de esta falla: entre muchas otras, la falta de compromiso de los consumidores
(actualmente más del 50 por ciento de los consumidores nunca han cambiado), el hecho de que
la electricidad sea considerada un servicio esencial por los reguladores del sector y el
crecimiento de la brecha gubernamental y los costos de las políticas. Otros autores agregan
muchas otras razones: falta de desagregación eficiente, integración vertical, espacio reducido
para la creación de valor agregado, etc.
Después de más de una década de plena liberalización minorista en Europa, el
mercado minorista aún no ha podido evidenciar los beneficios esperados; En algunos
de los mercados más maduros (como, por ejemplo, el Reino Unido o España), los
reguladores han decidido mantener una especie de protección predeterminada para
los clientes nacionales.
99
Tarifas reguladas
El negocio minorista de electricidad liberalizado puede coexistir con alguna forma de tarifas
reguladas. Estas tarifas reguladas generalmente persiguen dos objetivos:
Asegurar el suministro por un corto período de tiempo a los consumidores que no tienen
contrato con una empresa minorista (por ejemplo, porque el contrato anterior ha terminado y
no hay un nuevo contrato, debido a la quiebra de la empresa minorista, etc.),
Determinar una tarifa que compita con el mercado liberalizado, y que generalmente solo se
aplica a ciertos segmentos de consumidores (por ejemplo, clientes residenciales) que el regulador
quiere proteger del riesgo de mercado.
El primer tipo de tarifas se conoce a menudo como "último recurso" o "respaldo", mientras que el
segundo se conoce como "tarifa por defecto". Cabe mencionar que los dos objetivos anteriores se
pueden lograr con la misma tarifa regulada, y también que el regulador podría decidir no
determinar la tarifa en sí, sino imponer pautas a los minoristas sobre cómo fijar las tarifas
anteriores.
A continuación, nos centramos en el diseño de tarifas por defecto..
6.3.1 Diseño de tarifas por defecto
Como se acaba de mencionar, el objetivo de las tarifas predeterminadas es ofrecer a ciertos
segmentos de consumidores una red de seguridad en el mercado, pero no podemos ignorar que se
trata de una alternativa tarifaria diseñada por el regulador que competiría en el mercado minorista.
Dado que el concepto en sí mismo es claramente controvertido, la única tarifa por defecto que
puede tener sentido es la que refleje los costos tanto como sea posible37 y que incluya la menor
intervención reguladora posible. Una tarifa subsidiada y por debajo de los precios del mercado
representa una competencia desleal y eventualmente acabaría con el mercado minorista. Las tarifas
por defecto también deben evitar, en la medida de lo posible, ser la única herramienta del regulador
para asignar algunos costos del sistema (como los costos heredados, más sobre esto en la
subsección 6.4).
Siempre que se cumplan los principios anteriores, el regulador aún debe tomar una decisión
importante en el diseño de la tarifa por defecto: si utilizar o no estrategias de cobertura para reducir
la exposición de los consumidores al riesgo del mercado energético.
Al respecto, nos encontramos con dos extremos, cada uno presentando ventajas y desventajas:
Hacer un traspaso del precio de mercado a corto plazo sin cobertura para el consumidor.
La precisión de la señal depende de la voluntad del regulador para hacerlo y, por supuesto,
del despliegue de la tecnología adecuada, como los medidores inteligentes. El caso de la
tarifa regulada en España, que se analiza brevemente a continuación, es un ejemplo
paradigmático de este enfoque.
Contratar la energía de forma anticipada en las denominadas subastas de energía por
defecto. Si bien existen experiencias a nivel mundial, el ejemplo paradigmático se
encuentra en América del Sur, donde las tarifas reguladas se han determinado
históricamente con este enfoque (esto también se revisa brevemente a continuación).
37 Ver seción 4
99
Las tarifas por defecto deben reflejar los costos e introducir la menor intervención reguladora
posible. Una tarifa subsidiada y por debajo de los precios de mercado representa una competencia
desleal y eventualmente terminaría con el mercado minorista. Las tarifas predeterminadas
también deben evitar, en la medida de lo posible, ser la única herramienta del regulador para
asignar algunos costos del sistema.
6.3.2 Una tarifa por defecto que refleja el coste: la tarifa por defecto en España
Precio Voluntario al Pequeño Consumidor, or PVPC,38 es el sistema de fijación de precios de la
electricidad que fue implantado por el Gobierno español de conformidad con el Real Decreto 216/2014.
Se aplica a la factura de la luz de aquellos consumidores cuya potencia contratada no supere los 10 kW.
La factura de la luz tiene dos componentes principales asociados con la energía consumida (también
hay un cargo por capacidad, que de hecho es bastante relevante como se ve en la sección 4.8):
i) Un precio horario dinámico resultante del traspaso directo de los precios del mercado diario e
intradiario más el coste de los servicios auxiliares del día siguiente;
ii) La tarifa de acceso, fijada por el Gobierno para cubrir todos los costos regulados (es decir, costos de
red y de políticas; Los consumidores pueden optar por tres formatos diferentes para esta tarifa de
acceso:
a) 2.0 A, una tarifa plana para las 24 horas del día;
b) 2.0 DHA, una tarifa de dos períodos (día y noche, el primero a un precio extremadamente
bajo y el segundo a un precio alrededor de un 20% más alto que el plano en 2.0 A),
c) 2.0 DHS, que incluye un tercer período, el llamado super valle (de 1:00 a 07:00) a un precio
cercano a cero, destinado a incentivar la recarga nocturna de vehículos eléctricos.
Red Eléctrica de España, el Operador del Sistema, publica cada día el cronograma de precios de la
electricidad que se aplicará en cada una de las 24 horas del día siguiente (Figura 36).
This scheme conveys a price signal connected to the short-term market, that allows consumers to
decide in advance whether and how to manage the electricity consumption.
Durante enero de 2021, se observaron dos situaciones extremas, que ayudan a comprender la
capacidad de este diseño para transmitir señales del mercado mayorista:
• Durante las primeras semanas de enero de 2021, el frío en España junto con los
confinamientos parciales por Covid-19 impulsaron la demanda de gas y electricidad.
Además, el suministro de gas también se vio afectado por un problema de suministro de
tubos y el precio del CO2 estuvo alrededor de un 45% por encima del precio de enero del
año pasado. Todo esto creó la tormenta perfecta en el mercado eléctrico, lo que provocó
38 www.ree.es/en/activities/operation-of-the-electricity-systemvoluntary-price-small-consumer-pvpc
99
que los precios de la energía superaran los 120 €/MWh en el mercado spot. Este fue el
caso, por ejemplo, el 9 de enero. Estos precios se traspasaron a la demanda regulada como
se muestra en la figura siguiente. La figura (extraída de la página web del Sistema de
Operación Español) muestra los precios horarios que se cobraron a las tres tarifas antes
mencionadas: 2.0 A (el perfil en rojo), 2.0 DHA (el perfil en azul) y 2.0 DHS (el perfil en
verde). La diferente tonalidad de colores corresponde a los cargos aditivos que componen
la tarifa de energía a las 20 horas (donde se alcanzó el precio máximo ese día). Los cuatro
cargos más relevantes son el precio de la energía en el mercado diario e intradiario
(“Mercado diario e intradiario”), los costos de los servicios auxiliares (“Servicios de
ajuste”), la tarifa de acceso (“Peaje de acceso”) y los cargos por mecanismo de capacidad
(“pago por capacidad”). Como se puede observar, el precio de la energía fue de 145,87
€/MWh a las 20 horas.
Figura 36. Precio voluntario para el pequeño consumidor para el 9 de enero de 2021 (www.ree.es)
• Apenas un par de días después del evento anterior, la temperatura se estabilizó y la
producción intermitente (principalmente eólica) experimentó un incremento relevante en
la producción. Como consecuencia, España experimentó los precios más bajos del mercado
en los últimos dos años. A modo de ejemplo, se muestra debajo de los precios de PVPC
durante el 30 de enero. En este caso, la “señal del mercado mayorista” es igual a 1,6
€/MWh durante la hora pico de demanda.
100
Figura 37.- Precio voluntario para el pequeño consumidor para el 30 de enero de 2021(www.ree.es)
6.3.3 Tarifas por defecto basadas en subastas de energía de mediano a largo plazo: el
caso de América del Sur
En América del Sur, es habitual organizar dos tipos diferentes de subastas, o al menos firmar dos
tipos distintos de contratos con los generadores. Por un lado, las nuevas inversiones se ofrecen
contratos a largo plazo (a menudo en subastas de nueva capacidad), cuyo objetivo es proporcionar
condiciones estables para asegurar la construcción de las nuevas plantas. Por otro lado, a la
generación existente se les ofrecen contratos a más corto plazo (alrededor de un año, a menudo en
subastas por capacidad existente). El objetivo de estos últimos contratos es fijar las tarifas por
defecto de forma competitiva. De esta forma el precio se establece ex ante.
Brasil
Uno de los ejemplos paradigmáticos de este enfoque es Brasil. En Brasil se organizan subastas
separadas para centrales eléctricas nuevas y existentes. Las llamadas subastas A1 están diseñadas
como una especie de subastas de servicios por defecto, es decir, para establecer los precios de las
tarifas predeterminadas y, por lo tanto, solo están dirigidos a las centrales eléctricas existentes.
Los detalles de implementación de la subasta son similares a los de A3 y A5, excepto que, dado
que el objetivo es diferente (fijar tarifas en el corto a mediano plazo versus traer nuevas
instalaciones de generación), las fechas de vencimiento del contrato son mucho más cortas.
(Período de retraso de 1 año, duración del contrato de 1 a 15 años, decidido por el gobierno). En
el caso de las subastas A1, las subastas de ajuste están disponibles cuatro veces al año, con un
período de retraso de 4 meses y una duración del contrato de 1 a 2 años. Sin embargo, las empresas
distribuidoras pueden adquirir en estas subastas solo el 1% de su demanda.
101
El problema de utilizar un solo contrato para lograr ambos objetivos
En Perú, el esquema introducido en 2006 (Ley 28832) se basó en subastas de energía eléctrica de
largo plazo, las cuales se suponía que debían lograr el doble objetivo: definir la tarifa energética
de manera competitiva y al mismo tiempo servir como una herramienta para potenciar la Entrada
de nueva y eficiente generación en el sistema. La reforma introdujo la obligación para las empresas
distribuidoras de contratar la demanda esperada de sus consumidores cautivos con tres años de
anticipación (es decir, el período de rezago), firmando contratos (con plantas existentes y nuevas)
que deben tener duraciones superiores a cinco años para el 75% de la demanda. Incluso si el
esquema está completamente descentralizado, se aplicó un fuerte control regulatorio sobre las
subastas. El formato de la subasta y las fórmulas de indexación deben ser aprobados por el
Regulador, quien también establece un límite de precio para cada subasta. En el momento de
establecer el período de retraso y la duración del contrato para las subastas, los dos objetivos antes
mencionados dieron como resultado la elección de una solución de compromiso.
Si se van a utilizar subastas de energía para la determinación de la tarifa por
defecto, es importante desvincularlas de las que se utilizan para incorporar nuevas
plantas de energía al sistema (si se van a utilizar).
6.3.4 ¿Cuál es el nivel recomendado de cobertura en la fijación de tarifas predeterminadas?
No existe una solución única para todos en cuanto a cuál es la estrategia de cobertura óptima para
la tarifa predeterminada. Esto obviamente depende de muchos factores, entre otros:
• Si existe un mecanismo que garantice la adecuación,
• qué tipo de condiciones de escasez es propenso a sufrir el sistema, y
• cuál es la madurez del mercado tanto a nivel mayorista como minorista.
En el caso de España, por ejemplo, existe un exceso de capacidad y raras veces surge escasez. Esta
situación es claramente diferente a la que tiene que afrontar un sistema hidro-dominado. No
obstante, cabe señalar que existe toda una escala de grises de alternativas entre hacer un traspaso
del precio marginal a corto plazo y contratar por adelantado el 100% del consumo. Contratar un
cierto porcentaje y tratar de transmitir la señal del mercado a corto plazo tanto como sea posible
parece ser el enfoque más eficiente sin importar el contexto. Tenga en cuenta que proteger a los
consumidores no significa que no puedan percibir la señal del mercado a corto plazo.
En lo que respecta al diseño de tarifas por defecto, contratar un cierto porcentaje por
adelantado y tratar al mismo tiempo de transmitir la señal del mercado a corto
plazo en la medida de lo posible parece ser el enfoque más eficiente.
104
Costos heredados, arbitraje ineficiente e inequitativo y tarifas de salida
Como sucedió a principios de los noventa cuando se implementó la liberalización del lado de la
generación eléctrica en un gran número de sistemas eléctricos, el contexto actual expone el diseño
regulatorio a un gran dilema. Las curvas de aprendizaje rápido de los recursos renovables y
distribuidos están reduciendo significativamente los costos marginales a largo plazo por un lado
y, por el otro, también podrían estar reduciendo la utilización de las redes de transmisión y
distribución. Estos factores pueden llevar a convertir esas inversiones en generación y red en
costos irrecuperables. Si el diseño regulatorio no se desarrolla adecuadamente, en particular las
tarifas minoristas y de usuario final, existe un alto riesgo de llevar al sistema a una situación
desequilibrada, inequitativa y, por lo tanto, insostenible, que rápidamente se volvería económica y
socialmente insoportable.
Este no es en absoluto un problema sin precedentes en el sector eléctrico. Antes de ahondar en el
tema en el contexto actual, conviene introducir la experiencia previa.
El precedente: costos encallados en la liberalización del mercado mayorista
En la mayoría de las jurisdicciones, los mercados de energía eléctrica comenzaron a operar en un
contexto en el que se esperaba que los precios marginales de la energía a largo plazo fueran más
bajos que los precios promedio de la energía en ese momento. En efecto, se asumió que las plantas
de generación de ciclo combinado serían capaces de fijar gradualmente precios marginales de
mercado a niveles que no permitirían recuperar los costos de inversión de buena parte de las
inversiones en generación realizadas hasta ese momento. El hecho de que esas inversiones se
hubieran realizado en un entorno regulado llevó a la conclusión de que los costes que se suponía no
eran recuperables en el sistema de mercado, los denominados costes varados, debían compensarse
de cualquier forma.
Por ejemplo, la Comisión de Servicios Públicos de Texas39 definió dos conceptos, "inversiones
encalladas" e "inversiones potencialmente encalladas". Los primeros se definieron como las
obligaciones financieras históricas de las empresas de servicios públicos contraídas en el mercado
regulado que se vuelven irrecuperables en un mercado competitivo. Se esperaba que esas
inversiones en generación (o contratos firmados con productores de energía independientes) fueran
"irrecuperables en un mercado competitivo" porque se suponía que los próximos precios del
mercado de energía estarían por debajo de los precios regulados. Dado que los generadores no
podían cobrar tanto en un mercado competitivo como se cobraba en las tarifas en el contexto
regulado, una parte de los activos quedó “encallados”. El término “inversión potencialmente
encallable” refleja el hecho de que se desconoce la parte de las inversiones potencialmente
encallables. Los costos pueden quedar encallados porque el cliente deja una empresa de servicios
públicos regulada por una fuente de suministro basada en el mercado o simplemente debido a la
diferencia entre el precio regulado anterior y el nuevo precio de mercado.
Recuperación de costos encallados
A methodology of stranded cost recovery must be determined. A key first step is identifying who
is responsible for the cost being stranded.
39 http://www.psc.state.ga.us/electricindust/5d.htm
104
Algunos afirman que la formación de un monopolio regulado tenía la intención de proporcionar a
la empresa de servicios públicos un rendimiento del capital, por el intercambio de una estructura
de precios justa, pero que nunca fue la intención del pacto regulatorio garantizar la amortización
total de todas las inversiones en todas las situaciones futuras.
Otros sostienen el argumento del "pacto regulatorio": la obligación de proporcionar servicio
eléctrico invocada por los reguladores a cambio del estatus de monopolio llevó a las empresas
eléctricas a invertir para garantizar un servicio seguro y confiable. A cambio, se les garantizó la
recuperación de estas inversiones más una tasa de retorno justa. Dado que el regulador contempló
pasar de un mercado regulado a un mercado competitivo, las empresas de servicios públicos no
podían ser penalizadas debido al cambio en las reglas del juego, por lo que sus accionistas no
podían soportar los costos encallados.
La solución adoptada en la mayoría de las jurisdicciones dio derecho a los proveedores minoristas
a la recuperación total de los costos varados durante un período de tiempo razonable, a través de
un cargo por recuperación de costos varados que no se puede eludir impuesto a los usuarios finales.
Una condición clave era que a ninguna clase de clientes se le podía imponer un cargo de
recuperación de costos encallados que superara la responsabilidad proporcional de la clase.
Hubo que decidir dos factores principales a la hora de diseñar la metodología para recuperar los
costos encallados: ¿cuánto se debe compensar, quién debe pagarlo?
En cuanto a la primera pregunta, el factor clave tenía que ver con el hecho mencionado
anteriormente de que a menudo se desconocía una parte de las inversiones potencialmente
encallables. Por lo tanto, la solución tenía que estar entre dos extremos: i) hacer el mejor
pronóstico posible de estos costos futuros (estimación de precios de mercado, evolución de la
demanda, producción de generación, etc.), y ceñirse a esa estimación, o ii) realizar un seguimiento
como pasa el tiempo de los costos encallados reales a medida que se revelan esas variables
desconocidas. La primera opción está claramente sujeta al riesgo de sobrestimar o subestimar la
cantidad real de costos varados, pero por otro lado tiene la ventaja de exponer las empresas de
servicios públicos a los precios marginales en el futuro (manteniendo el incentivo para maximizar
la eficiencia y las ganancias en el mercado, ya que la cantidad de costos encallados a recuperar no
se vería afectada).
A la hora de decidir quién debe pagar en términos generales, se consideraron tres alternativas para
distribuir la carga: i) contribuyentes, es decir, asignar los costos al presupuesto nacional o estatal;
ii) usuarios finales, es decir, distribuir los costes entre todos los consumidores de energía; iii)
usuarios finales residenciales, es decir, distribuir los costos solo entre los clientes residenciales,
eximiendo a los clientes industriales.
En aquellos casos en los que la empresa sujeta a pérdidas encalladas era una empresa pública, la
decisión de no indemnizar a la empresa correspondía a la primera alternativa, ya que eran los
contribuyentes los que implícitamente soportaban la carga. Este fue, por ejemplo, el caso del Reino
Unido, en el que la empresa estatal CEGB se dividió en empresas más pequeñas y luego se vendió
en el mercado: los contribuyentes asumieron el coste de la pérdida40. En otras situaciones, la
40 Steve Thomas, 2004. The British Model in Britain: Failing slowly. March 2004. https://core.ac.uk/download/pdf/67061.pdf
104
decisión del regulador fue evaluar anualmente los costos reales no recuperados para compensar a
los generadores como corresponda 41.
El contexto actual: los nuevos costes encallados y su impacto en los precios minoristas
Esencialmente, desde la perspectiva de los costos encallados, la situación actual no difiere mucho
de la descrita anteriormente. Los costos marginales a largo plazo están disminuyendo por debajo
de los niveles actuales de precios del mercado y, lo que es más importante, por debajo de los precios
firmados en contratos a largo plazo. Además de eso, los usuarios finales tienen que asumir los
costos de diferentes tipos de los llamados costos de política. La consecuencia inmediata es que, si
las tarifas y los cargos no se diseñan adecuadamente, existe un cierto riesgo de que aquellos
usuarios finales que han estado bajo la protección de tarifas reguladas puedan optar por salirse de
ellas para beneficiarse de un arbitraje gratuito que dejaría la carga en aquellos otros usuarios
finales que por cualquier motivo no pudieron hacerlo.
La migración de usuarios finales que pueden optar por permanecer bajo las tarifas reguladas o
contratar con un minorista en el mercado expone al distribuidor (el minorista regulado en el
contexto peruano) a escenarios de bajos costos marginales, como el que existe actualmente. Por
un lado, los minoristas regulados no deberían estar expuestos a tal riesgo de volumen y, por otro,
los usuarios que no pueden o simplemente no cambian no deberían soportar tampoco esta carga
de costes.
En aquellos sistemas en los que las tarifas reguladas se basan en acuerdos a corto plazo (es decir,
en los que el riesgo de volatilidad de precios a mediano y largo plazo permanece del lado de los
usuarios finales, por ejemplo, las tarifas dinámicas implementadas en España previamente
introducidas), no existe riesgo de sobrecontratación. Pero en aquellos otros sistemas en los que
los minoristas regulados (distribuidores) tienen derecho a proteger a los clientes regulados del
riesgo de precios de energía (y/o capacidad) a largo plazo, esta migración oportunista sin duda
conduciría a importantes desigualdades.
Cargos fijos o tarifas de salida para evitar cambios oportunistas ineficientes al mercado libre
Hay tres alternativas principales para hacer frente a este problema. Uno de ellos consiste en quitar
estos costos potencialmente encallados de las tarifas eléctricas que pagan todos los consumidores
de electricidad, incluyéndolos como un rubro extra en el presupuesto nacional, que en última
instancia sufragan los contribuyentes. Esta es, por ejemplo, la solución que defiende Dieter Helm,
el asesor de energía y clima del gobierno del Reino Unido42.
“En la Revisión del costo de la energía, sugerí que estos costos heredados deberían colocarse en un banco
para costos heredado, para no distorsionar el mercado, permitir que los precios caigan y, por lo tanto, los
clientes se beneficien de la caída de los costos de las energías renovables y probablemente del gas también. .
(…) Estos costos heredados deben socializarse. (…) El gobierno actúa en última instancia en nombre de los
ciudadanos y paga sus facturas con impuestos y préstamos. En última instancia, el desafortunado
contribuyente está en la línea de fuego siempre y cuando, y es un importante condicional, el gobierno quiera
mercados energéticos competitivos que funcionen bien.
41 Amorim, F., Vasconcelos, J., Abreu, I., Silva, P., Martins, V., 2012. Evaluación de los costes de los contratos de generación heredados en el futuro sistema eléctrico portugués. IX Congreso Internacional del Mercado Energético Europeo
42 Helm, D., 2019. ¿Por qué no bajan los precios de la electricidad? 1 de febrero de 2019
http://www.dieterhelm.co.uk/energy/energy/why-arent-electricity-prices-falling/
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La tarea se vería facilitada por el muy bajo costo de la deuda. Llevar los costos heredados a un banco de
costos heredados podría facilitarse pidiendo prestado el monto de compensación. Los costos heredados son,
en efecto, una Base de Activos Regulados gigante (RAB, por sus siglas en inglés) y, dado que las tasas de
interés reales siguen siendo negativas, los costos podrían amortizarse gradualmente. De hecho, con tipos de
interés reales negativos, desde el punto de vista de la comunidad comercial del Reino Unido, no hay costes
adicionales, sino un problema de financiación. Por ejemplo, a un costo de menos 2% de interés real, los costos
podrían amortizarse muy gradualmente durante la próxima década. Esto sería más fácil porque muchos de
los costos heredados son para contratos por tiempo limitado, que vencen a mediados de la próxima década.”
Alternativamente, estos nuevos costos encallados podrían recibir la categoría de costos residuales
y podrían asignarse entre todos los usuarios finales a través del componente de acceso regulado a
la red en la tarifa, como se analiza en la sección 4.4.
Finalmente, una alternativa cada vez más considerada es diseñar una tarifa de salida que se cobrará
a aquellos usuarios finales que decidan migrar de las tarifas reguladas43. Las autoridades
reguladoras pueden calcular la participación prorrateada de un cliente en los costos contables de
la empresa de servicios públicos y luego que el cliente pague ese costo a la salida, ya sea en una
suma global o como un agregado a las compras continuas del cliente de cualquier servicio de
monopolio que el cliente todavía necesite.
A continuación, se introducen dos ejemplos prácticos que ilustran esta alternativa.
El cargo PCIA en California
En los EE. UU., Agregación de opciones de la comunidad (CCA, por sus siglas en inglés) se está
convirtiendo en un método predominante para que las comunidades locales obtengan electricidad.
En el marco de estos programas, grupos de usuarios finales, ciudades y gobiernos locales generan
o compran electricidad, generalmente a partir de fuentes de energía renovables.
Los programas CCA, que en la mayoría de los casos son administradas por el gobierno local,
compran la energía, mientras que la empresa de servicios públicos de turno mantiene la red y
brinda servicio al cliente. A partir de 2017, siete estados (Massachusetts, Ohio, California, Nueva
Jersey, Illinois, Nueva York y Rhode Island) aprobaron leyes que permiten a las comunidades
formar programas CCA y otros seis están explorando opciones de CCA.
El problema al que nos referimos lo discute claramente la Comisión de Servicios Públicos de California:
“En California, la ley aclara explícitamente el problema que discutimos en esta sección:“ La implementación
de un programa de agregación de opciones de la comunidad no resultará en un cambio de costos entre los
clientes del agregador de opciones de la comunidad y los clientes de servicios agrupados de una corporación
eléctrica. " Esta prohibición de la transferencia de costos entre clientes se conoce como el "requisito de
indiferencia". El requisito de indiferencia es necesario debido al mandato de la Comisión y la Legislatura
que ordena a las empresas de servicios públicos conjuntas que adquieran carteras de recursos de generación
extensivas en nombre de sus clientes de servicios agrupados en ese momento (y el crecimiento de carga
43 Hempling, S., 2015. Tomado de Streetcars to Solar Panels: Stranded Cost Policy in the United States. Energy
Regulation Quarterly. Volumen 3, publicación 3, 2015.
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anticipado). Esas carteras de generación incluyen muchos contratos de energía renovable a largo plazo,
varios de los cuales fueron requeridos por (y todos fueron aprobados explícitamente por) la Comisión de
Servicios Públicos de California. Como explicó recientemente la Comisión, con el tiempo los precios de
mercado han caído a niveles significativamente por debajo de los subyacentes a las carteras de generación de
las empresas conjuntas.
Estas carteras se adquirieron para todos los clientes de servicios agrupados en ese momento (más el crecimiento
de carga anticipado). Si el servicio CCA no conlleva la obligación de que los clientes paguen su parte
prorrateada de los costos de esas carteras, los costos de esas carteras se trasladarán injustamente al grupo
restante y cada vez más reducido de clientes de servicios combinados de servicios públicos.
El cargo por dejar el servicio (PCIA, por sus siglas en inglés) es el mecanismo de fijación de tarifas de la
Comisión diseñado para recuperar los costos prorrateados por encima del mercado en las carteras de
generación de las empresas de servicios públicos en conjuntos, aplicado los consumidores por cargas de
salida".
El cargo por dejar el servicio (PCIA) asegura que los clientes que permanecen con la empresa de
servicios públicos no terminen asumiendo las obligaciones financieras a largo plazo en las que
incurrió la empresa de servicios públicos en nombre de los clientes que ahora se fueron. Ejemplos
de tales obligaciones financieras incluyen gastos de servicios públicos para construir plantas de
energía y, más comúnmente, contratos de compra de energía a largo plazo con productores de
energía independientes. El servicio público factura el PCIA como un cargo mensual que aparece
en las facturas de los clientes de CCA. La intención de la PCIA es garantizar que todos los clientes
(empresas de servicios públicos y CCA) paguen una parte justa de las obligaciones de costos de
energía de la empresa de servicios públicos y evitar cambios de costos no equitativos cuando las
CCA comiencen a proporcionar energía a los residentes locales.
Costos heredados en el mercado eléctrico brasileño
La regulación del sistema eléctrico brasileño es un ejemplo bueno e ilustrativo de prácticas cada
vez más buenas para abordar el desequilibrio de asignación de costos heredados.
El Proyecto de Ley del Senado (PLS) No. 232/2016, aún en discusión en el Senado, contiene dos
disposiciones destinadas a diseñar tarifas para los consumidores que migran del mercado regulado.
El primero se refiere a los costos de las operaciones financieras que, en general, han contribuido a
la tarifa baja (por ejemplo, el caso de la Cuenta Covid, que se presenta a continuación). El segundo
trata de los costos relacionados con la sobrecontratación que genera la migración de consumidores
al mercado libre.
La Medida Provisional (MP) No. 998/2020 recientemente aprobada es el primer instrumento
legal que determina que un consumidor, al migrar al mercado libre, llevará consigo algún costo
heredado desde el momento en que participó en el mercado regulado. El costo en cuestión es la
denominada “Cuenta Covid”, a través de la cual se otorgaron préstamos a las distribuidoras
durante el año 2020 para que pudieran hacer frente a los impactos en la carga y el default,
derivados de la pandemia Covid-19 y el distanciamiento social.
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La asignación de los costos heredados debe diseñarse de manera que no haya lugar
para un cambio oportunista ineficiente hacia el mercado libre.
Referencias
ACER, 2020, “Market Monitoring Report 2019 – Energy Retail and Consumer: Protection
Volume”.
Hinson, S., 2020. Energy bills and tariff caps. House of Commons Library Briefing Paper. Number
8081, 18 November 2020.
IEA, 2020, “Electricity Market Report”, December 2020, available at:
https://webstore.iea.org/download/direct/4270
IEA; 2016, “Re-powering Markets Market design and regulation during the transition to low-
carbon power systems”, available at: https://webstore.iea.org/download/direct/358
Batlle C., 2013, “Electricity Retailing”, Chapter 9 in “Regulation of the Power Sector” Edited by
Pérez-Arriaga I.J. , Springer, ISBN 978-1-4471-5034-3
CEER, 2016. XXX
CEER, 2018. Roadmap to 2025 Well-Functioning Retail Energy Markets
Littlechild, S., 2004. “Competition and Regulation in the UK Electricity Market”, Économie
publique/Public economics [En ligne], 14 | 2004/1, mis en ligne le 05 janvier 2006, DOI :
https://doi.org/10.4000/economiepublique.208
