Tarificación costo-reflectiva para la inversión y operación óptima de la generación distribuida

Abstract

La Generación Distribuida (GD) y su masificación entre los clientes conectados a la red eléctrica de distribución cambiará en un corto a mediano plazo el escenario del suministro eléctrico residencial. Estudios como el de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) muestra el aumento exponencial de conexiones de proyectos de GD en nuestro país a partir de la promulgación de la ley 20.571. sobre la determinación de inyecciones a la red y su remuneración. La operación de GD se basa en tarifas eléctricas tanto de inyección como de consumo. Sin embargo, esta expansión se lleva a cabo con tarifas de consumo planas, que no reflejan la variación de costos sistémicos en el tiempo y para distintas zonas de la red. Las señales de precio que observan los sistemas de control y los clientes son inexistentes, por lo que para un inversionista esto se convierte en un problema el recuperar su capital. En países como Australia, China, Estados Unidos y Reino Unido se han implementado tarifas flexibles para reconocer los horarios de punta y fuera de punta para clientes residen ciales y los cargos donde sus sistemas de distribución, en general se ha realizado un trabajo de identificación de las horas punta y tarificar a mayor costo para desincentivar el consumo. El problema es cuando la masividad de la GD distorsiona estas señales de consumo y son las tarifas de distribución la causa que permitirá mantener el sistema a mínimo costo. En Chile, y en la mayoría de los mercados competitivos, se consideran sólo costos de generación para definir estos horarios. Este trabajo considera el efecto de la curva de carga de distribución y también se incluye el efecto del costo social de las emisiones de gases de efecto invernadero para valorizar el aporte de las tecnologías estudiadas en abatir esta externalidad. Se conoce que la punta de distribución y generación no coinciden en su totalidad, y además la componente de esta es un 20 % aproximado en la ciudad de Santiago, pero en otras zonas es mucho más alta, incluso en otros mercados suelen ser equivalentes en el peso, como Australia donde es un 40 % y 40 % con la componente de generación. Es considerando este efecto como se definen nuevas horas de punta que afecten el comportamiento de la GD. Esta definición se realiza mediante análisis de datos con clustering, de manera de representar de manera fiel las señales de precio del driver de estudio, con un principio de simplicidad, predictibilidad y no discriminatorio. Se concluye que incluir los costos de distribución en la comuna de Santiago incluye un bloque intermedio a la tarifa flexible actual, y que la teórica incorporación de emisiones a la generación aumentaría la participación de la tarifa en los horarios de madrugada, debido a la fuerte participación de generación térmica. El impacto en la operación de GD es auspicioso, cumpliéndose la proyección a la baja de los costos de inversión del almacenamiento ener gético, bajo el esquema planteado por este trabajo. Mientras que al ocupar sólo generación fotovoltaica se producen mejores resultados con las tarifas existentes, donde la devaluación de los horarios de presencia solar justifican estos resultados, el almacenamiento valora las oportunidades con mayores horas punta y diferencias de cargos.