IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2017 - 59

deberían estar exentos de comisiones de red de consumidores finales. Esta idea ha sido apoyada recientemente por la
FERC, que propone que los dispositivos de almacenamiento
de energía que compren energía para su posterior reventa
deberían hacerlo a un precio marginal por ubicación.
Hasta donde sabemos, el paquete de invierno de la Comisión Europea no proporciona directrices específicas en relación con las responsabilidades de los ESS con respecto a las
comisiones de red. La comisión se limita a informar que las
comisiones de red deberían aplicarse de una manera que no
discriminen contra los ESS o entre la producción en la transmisión y la distribución.
Sostenemos que la discusión debe centrarse sobre todo
en el diseño de mecanismos eficientes para la asignación
de comisiones de red que estén impulsadas por el principio
fundamental de microeconomía de causalidad-costo. Las
tarifas de red deberían depender únicamente del perfil de
producción y consumo de cada agente y no de clasificaciones
arbitrarias como las clases de usuario final. La incentivación
de la implementación de ESS (o de cualquier otra tecnología)
mediante la reducción de impuestos de red solamente transmitiría estos costos a otros agentes del sistema, generando ineficiencias. A corto plazo, apoyamos la idea de que los ESS
no deberían estar exentos de cargos de red debido a las ineficiencias que esto podría crear; pero, a largo plazo, debemos
volver a examinar nuestra asignación de impuestos de red.

Diseño de tarifas minoristas
Para los ESS que operan en redes de distribución, especialmente aquellos que operan como "particular", las tarifas
minoristas son un motor fundamental para la viabilidad económica. La revisión completa de la economía del diseño de tarifa
minorista se encuentra fuera del alcance de este artículo. No
obstante, destacamos los impactos de dos opciones de diseño
minorista fundamentales: 1) la granularidad geográfica y temporal de las tarifas y 2) la estructura de tarifas de red.
A pesar de la implementación a gran escala de medidores inteligentes en Estados Unidos y Europa en los últimos
años, las tarifas minoristas variables con el tiempo siguen
siendo muy escasas. En Estados Unidos, menos del 10% de
todos los clientes residenciales y comerciales con medidores
inteligentes pagan una tasa de electricidad en función del
tiempo. Del mismo modo, las variaciones geográficas en la
fijación de precios que reflejan restricciones de red son casi
inexistentes. Los ESS ofrecen valor mediante el arbitraje de
electricidad de precios altos y bajos y la reducción de las
restricciones específicas en redes; las tarifas que no reflejan
la granulidad temporal necesaria para los precios de arbitraje o bien la granulidad geográfica necesaria para reflejar
los costos de congestión obstaculizan el valor que los ESS
pueden proporcionar.
Además, las tarifas de red normalmente no incentivan la utilización eficiente de la red. Las tarifas de red que
reflejan la contribución de un agente a las futuras necesidades de capacidad de la red podrían proporcionar señales
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económicas a los propietarios de ESS que pueden resultar
valiosas para reducir la necesidad de estas inversiones; no
obstante, la recuperación volumétrica de costos de red, la
norma en la mayoría de los sistemas de hoy en día, obstruye
la capacidad de los ESS para proporcionar este valor. En
general, debe haber un cambio hacia las tarifas que reflejan
con mayor atención los costos de red.

La interferencia de mecanismos de apoyo de FER
La ayuda indirecta para la generación distribuida (como los
programas de medición de energía neta fuera de mercado)
dificulta la integración de dispositivos de almacenamiento
de energía en el mercado. Eurelectric describe los programas
de medición de energía neta fuera de mercado como permitir
que un medidor de consumo "corriera hacia atrás" cuando el
exceso de electricidad se incorpora a la red, permitiendo así
que el usuario pague menos que el volumen real de electricidad consumido de la red.
Existen varios programas de medición neta con diferentes
impactos en el mercado. Uno de los factores más importantes es la duración del período de operaciones compensables;
cuanto más largo es, mayor es la subvención cruzada. La
subvención es aún más significativa cuando se permite a los
prosumidores "depositar" créditos de producción y aplicarlos
como consumo negativo posteriormente. En este caso, el programa de medición de energía neta permite a los prosumidores
usar la red como batería potencial sin costo alguno, por tanto,
reduciendo incentivos para la inversión en almacenamiento de
energía. Sin embargo, los incentivos ineficientes proporcionados por estos programas pueden corregirse si la longitud del
período se reduce hasta el punto en que se ajusta con el intervalo comercial del mercado mayorista, que proporciona fundamento para valorar la electricidad basándose en el mercado.

Resumen
En este artículo, resumimos los debates normativos fundamentales alrededor de los EES y ofrecemos una serie de recomendaciones y áreas para posteriores análisis. En particular,
destacamos la necesidad de reorientar el debate en torno a
la propiedad del almacenamiento y el funcionamiento alrededor de la economía de mercado y reguladora sólida. Examinamos la necesidad de actualizar los mecanismos reguladores en cuanto a mercados de capacidad, energía y servicios
auxiliares para garantizar que los productos del mercado
están abiertos y comunican adecuadamente el valor de diversas necesidades del sistema como la flexibilidad. Por último,
examinamos brevemente las actualizaciones necesarias para
las prácticas de tarificación, destacando muchas maneras en
las que algunas de las prácticas de tarificación actuales obstaculizan el valor que pueden proporcionar los ESS.

Lecturas Complementarias
D. Bhatnagar, A. Currier, J. Hernandez, O. Ma y B. Kirby,
"Market and policy barriers to energy storage deployment"
(Obstáculos de políticas y mercado para la implementación
ieee power & energy magazine

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