Energy Systems Catapult (ESC) ha publicado recientemente un informe recomendando que los mercados eléctricos de Gran Bretaña adopten la tarificación nodal. Policy Exchange también está abogando por la tarificación locacional, y National Grid Electricity System Operator (ESO) ha compartido opiniones similares al respecto en la última semana.
En este artículo, veremos:
- Qué es la tarificación nodal.
- Cómo puede incentivar una operación y un diseño de sistema más inteligentes.
- Las desventajas de la tarificación nodal.
En el siguiente vídeo puedes ver nuestra conversación sobre la tarificación nodal:
¿Qué es la tarificación nodal?
La tarificación nodal, también conocida como Tarificación Marginal Locacional (o LMP, por sus siglas en inglés), es una forma de determinar el precio de la electricidad que varía según la ubicación.
Actualmente, la oferta y la demanda en todo el país determinan un único precio para la electricidad en todo el sistema. En cambio, bajo el esquema LMP, la red se divide en regiones más pequeñas, llamadas nodos, con precios de electricidad diferentes en cada uno. Ejemplos de posibles nodos se muestran en la Figura 1 (abajo).
Es fundamental entender que LMP implica que el precio de la electricidad no sólo refleja el coste de la energía como mercancía (por ejemplo, los costes de combustible y carbono). También incluye el coste de transportar la energía desde donde se genera hasta donde se consume, incluyendo el coste de congestión de la red.
LMP supondría un gran cambio en la forma en que se fija el precio de la electricidad en Gran Bretaña. Sin embargo, ya se ha implementado en otros lugares del mundo. En Norteamérica, por ejemplo, varios operadores independientes del sistema (ISOs) utilizan LMP, incluyendo Texas, California y Nueva York.
¿Qué pasa con los cargos por uso del sistema y las acciones del sistema?
En los mercados con precio único de la energía, existen mecanismos que pueden ayudar a señalar precios: los costes de red tienen varios elementos locacionales. En GB, los costes de distribución y transmisión varían según los 14 grupos de puntos de suministro de la red (GSP). Por ejemplo, la tarifa de Uso del Sistema de la Red de Transmisión (TNUoS) en el norte de Escocia es menos de la mitad que en Londres (comparando la tarifa de demanda por media hora para 2022/2023).
En un mercado de tarificación nodal, el valor locacional se refleja en los precios mayoristas de electricidad a corto plazo (precios spot). Se sugieren ventanas de liquidación cortas de 5 minutos, con nodos bastante granulares en los que los precios difieren. Estos podrían ser los 14 grupos GSP o incluso los 352 GSP ilustrados en la Figura 1 (arriba). Las variaciones entre nodos dictarían la economía energética local y, por tanto, los precios.
Los mercados harían más del trabajo de equilibrar la oferta y la demanda, y las restricciones se gestionarían mediante incentivos de mercado. El sistema sería más eficiente, por lo que el coste total del sistema sería menor.
Aunque GB ha descarbonizado hasta un ~40% de energía renovable, los costes de equilibrar el sistema se han disparado. El informe de ESC estima que 0,5 mil millones de libras de los 1,3 mil millones gastados en equilibrar el sistema en 2020 se debieron a la gestión de restricciones. En la Figura 2 (abajo), puede verse que estos costes se acelerarán a medida que más generación intermitente entre en el sistema. La tarificación nodal se considera una forma de reducir estos costes sin necesidad de grandes inversiones en infraestructura de red.
Implicaciones de la tarificación nodal
La tarificación nodal incentiva a los generadores y proveedores de flexibilidad a ubicar y operar los activos de la forma más eficiente, teniendo en cuenta las limitaciones físicas de la red.
Cómo la tarificación nodal incentiva el despacho 'inteligente'
Consideremos un nodo en la red escocesa con una restricción importante de transmisión, y detrás del cual un parque eólico produce a plena capacidad durante la punta vespertina. Al ser una zona rural, la demanda es baja. Al mismo tiempo, en el sur de Inglaterra la demanda es alta, pero no hay viento ni sol. La Figura 3 (abajo) muestra el mismo día en estos dos nodos.
La tarificación energética locacional conduciría a precios bajos en el nodo escocés y precios altos en el nodo inglés durante la punta de la tarde (Figura 3, arriba), reflejando la economía de oferta y demanda en cada uno. En este escenario, un generador térmico cercano en Escocia estaría incentivado a reducir su producción, mientras que en el sureste de Inglaterra un generador similar estaría incentivado a aumentar su producción. Con un precio único de la electricidad en todo el país, esta variación locacional de la oferta y la demanda no se tiene en cuenta, ni tampoco la restricción de transmisión en el nodo escocés.
Con la tarificación nodal, estas distorsiones no existirían. Los generadores y los activos flexibles estarían incentivados a despachar en respuesta a las condiciones locales en lugar de a pesar de ellas, lo que ayudaría a equilibrar el sistema de forma eficiente.
Cómo la tarificación nodal incentiva las decisiones de inversión
Al proporcionar señales de precio locacional granulares, se incentiva a los desarrolladores a construir activos en los lugares donde obtendrán mayores retornos (es decir, donde el mercado indica que las necesidades del sistema son mayores). Los activos flexibles como las baterías se ubicarán precisamente donde su flexibilidad ayude a incorporar más generadores renovables.
Sin embargo, la tarificación nodal no resolverá todo. También habría que actualizar los procedimientos de planificación local para lograr decisiones óptimas de inversión locacional.
Desventajas de LMP
La tarificación nodal supondría un cambio enorme. Sería compleja, con potencialmente 352 nuevos nodos a gestionar (si cada uno de los 352 GSP se convierte en un nodo designado). Los sistemas operativos de todo el sector necesitarían importantes mejoras, lo que requeriría tiempo y dinero. ¡Algunos dirían que nuestro sistema energético ya es lo suficientemente complicado!
Si los precios nodales se trasladan a los consumidores domésticos, podría haber diferencias significativas en los precios de la energía a lo largo del país, lo que podría considerarse injusto.
¿Y qué pasaría con los emplazamientos renovables existentes que están en zonas restringidas de la red? Los precios locacionales más bajos pueden hacer que no alcancen los retornos de inversión necesarios. El coste de ser "reducido" debido a la ubicación se transferiría del operador de red al generador, lo que supone un riesgo importante para los retornos. Esto podría disuadir a posibles inversores.
También podría actuar como barrera para el desarrollo renovable en grandes partes del país. Tomando un promedio entre los cuatro escenarios de los Future Energy Scenarios (FES) 2021 de NG ESO, como se muestra en la Figura 4 (arriba), GB necesita 11 GW adicionales (un aumento del 190%) de eólica terrestre y 15 GW (un aumento del 210%) de capacidad solar para 2030. Para alcanzar estos objetivos, deberían existir las menores barreras posibles para habilitar esta capacidad.
Reflexiones finales
National Grid ESO, ESC y Policy Exchange se han manifestado recientemente a favor de reformar los mercados energéticos de GB para incluir la tarificación nodal, reflejando el diseño de mercado de otras geografías. Sería un cambio enorme en la forma en que se fija el precio de nuestra energía y podría suponer grandes eficiencias en la gestión de un sistema altamente renovable, reduciendo el coste total del sistema.
En la Parte Dos, profundizaremos en los detalles de LMP y analizaremos sus implicaciones en el ámbito del almacenamiento de energía en baterías.
