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la red. Como resultado, los prosumidores que tanto producen como consumen pueden recibir facturas de energía muy
bajas, incluso aunque continúen requiriendo servicios de red
de la empresa de servicios públicos. Debido a que los costos
fijos de infraestructura constituyen una gran porción de los
costos de las empresas de servicios públicos, esto permite a
los consumidores con GD evitar pagar un servicio clave que
continúan utilizando. Mientras tanto, los consumidores sin
GD deben cubrir una parte desproporcionada de los costos
de capacidad con sus propios costos de energía.
En la mayoría de los diseños de tarifas actuales, esta
desalineación tenderá a crecer a medida que la penetración
de las FED continúe desarrollándose, transformando la red
y la forma en que los clientes interactúan con ella. La fijación dinámica de precios ha sido propuesta como un medio
para abordar esta desalineación, al tiempo que facilitaría la
penetración de energías renovables. Esto también sucede en
un momento en el que los estados están adoptando objetivos cada vez más agresivos para sus estándares de carteras
de energía renovable, con la ciudad de Washington, DC y
los estados de California y Hawái con objetivos de energía
100 % renovable en las próximas dos o tres décadas. Aunque los principios de Bonbright siguen siendo tan relevantes
como siempre, el mundo al que se aplican está cambiando,
y las tarifas ahora deben adaptarse para corresponder con
ese cambio.

Propuesta de las tarifas del mañana
Por supuesto, las tarifas han demorado en adaptarse, en
parte debido a limitaciones tecnológicas. Como reconoció
Bonbright, las tarifas que reflejan los costos requieren que
esté instalada la infraestructura de medición necesaria y,
durante décadas, esta infraestructura solo estaba disponible
para grandes clientes comerciales e industriales. En el caso
de clientes residenciales y comerciales e industriales más
pequeños, era más asequible y sencillo para las empresas de
servicios públicos simplemente facturar el uso medido de los
kilovatios-hora, a pesar del problema resultante de la recuperación de los costos fijos. Sin embargo, la implementación
generalizada de medidores inteligentes abarata la medición
de la demanda, aún para clientes residenciales. A medida
que este cambio avanza, la implementación para todos los
clientes de diseños de tarifas que reflejan los costos se hace
más accesible que nunca.
Debido a estos avances, es probable que las tarifas del
mañana consten de tres partes correspondientes a los tres
elementos que comprenden los costos de electricidad: un
cargo mensual fijo, un cargo de energía que varía en el
tiempo y un cargo por demanda.
El cargo fijo (a veces denominado cargo del cliente, cargo
por servicio o cargo por instalaciones) está expresado en
dólares por mes. Refleja los costos de brindar el servicio al
cliente, como la facturación, medición y el servicio al cliente.
El cargo de energía que varía en el tiempo, expresado
en dólares estadounidenses por kilovatio-hora, recupera los
mayo/junio 2020	

costos de energía, ya sea en forma de un simple tiempo de
uso (TOU, por sus siglas en inglés), la fijación de precios
de pico críticos (CPP, por sus siglas en inglés), la fijación la
fijación de precios de pico variable (VPP, por sus siglas en
inglés), o fijación de precios en tiempo real (RTP, por sus
siglas en inglés). Una tarifa TOU simple define los periodos
de carga máxima durante los cuales los precios son más altos
que en los periodos de carga baja, y actualmente es la forma
más común de tarifa variable en el tiempo. No obstante, los
programas como CPP, VPP y RTP son considerados formas
más puras de fijación de precios dinámicos, en el sentido en
que se basan en las condiciones reales del mercado y, de esa
manera, constituyen una mejor señal de los cambios de los
clientes en los costos de los servicios públicos.
El cargo por demanda, expresado en dólares por kilovatio, recupera los costos de capacidad de la red, normalmente
basado en el consumo máximo de electricidad en un lapso de
15, 30 o 60 min. Puede ser coincidente o no coincidente. Un
cargo de demanda coincidente se aplica al consumo máximo
de electricidad por parte de un cliente en el momento del uso
máximo del sistema, mientras que un cargo por demanda
no coincidente mide el uso más alto por parte de un cliente
durante el mes, independientemente de la hora del día.
Algunos críticos de los cargos por demanda no coincidente argumentan que no reflejan la estructura de costos de
la empresa de servicios públicos, ya que pueden no coincidir con los costos de capacidad que impulsan el máximo
del sistema y necesitan de una nueva infraestructura donde
los beneficiarios deben pagar. Muchos de estos detractores
favorecen los cargos por energía que varían en el tiempo sin
cargos por demanda. Sin embargo, estos dos cargos no están
en conflicto y pueden ser ofrecidos simultáneamente para
complementarse. Si bien los cargos de energía que varían en
el tiempo pueden recuperar de manera dinámica los costos
de energía y fomentar el cambio de carga, los cargos por
demanda no coincidentes para los clientes residenciales
pueden recuperar los costos de capacidad relacionados con
la distribución y fomentar una mayor eficiencia en general.
Después de todo, los clientes esperan un servicio eléctrico
cuando lo necesitan, a cualquier hora del día. Como resultado, una empresa de servicios públicos debe crear una
infraestructura adecuada para satisfacer el uso máximo de
un cliente, independientemente de cuándo suceda. No obstante, un cargo por demanda no coincidente sirve efectivamente como un sustituto para el costo localizado de conectar
un cliente a la red.
Otra opción para recuperar los costos de la red es aumentar el cargo fijo, pero un cargo fijo puede no tener en cuenta
el tamaño de un cliente en su totalidad o no enviar señales
de precio de la manera que lo hacen los cargos de demanda
coincidentes y no coincidentes. La implementación de un
cargo por demanda aborda más efectivamente el criterio de
equidad al minimizar los subsidios cruzados provenientes de
clientes con factores de carga altos para aquellos con factores de carga baja, quienes pueden tener un bajo consumo de
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020

Contents
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