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Jul 04, 2023

Con picos de carga EV que se avecinan, PG&E, Duke y otras empresas de servicios públicos adoptan un nuevo diseño de tarifas y estrategias de recuperación de costos

Las soluciones críticas de adopción de vehículos eléctricos están surgiendo a tasas dinámicas y

Las soluciones críticas de adopción de vehículos eléctricos están surgiendo en tarifas dinámicas y cargos de demanda reducidos.

La transición a la electrificación del transporte, tan crítica para las ambiciones de cero emisiones netas de EE. UU., puede depender de mejores estrategias de servicios públicos para administrar la carga de los vehículos, dijeron analistas del sistema de energía.

Los vehículos eléctricos representaron menos del 1 % de los vehículos livianos de EE. UU. en 2022, según JD Power, pero representaron el 7 % de las ventas de vehículos nuevos, informó Alliance for Automotive Innovation el 23 de marzo. El 50% de las ventas de vehículos nuevos eléctricos, reforzados por los nuevos estándares de emisiones del tubo de escape de la Agencia de Protección Ambiental, podrían amenazar la confiabilidad del sistema de energía, reconocieron los analistas.

Es por eso que "los defensores de EV apoyan los programas de carga administrados con nuevos diseños de tarifas y programas de control directo de cargadores de servicios públicos que compensan a los clientes y permiten la participación de terceros", dijo el Centro de Tecnología de Energía Limpia de Carolina del Norte, o NCCETC, Director Asociado de Políticas y Mercados, Autumn Proudlove . La carga administrada "puede beneficiar a los propietarios de vehículos eléctricos, otros clientes, servicios públicos y proteger la confiabilidad", agregó.

Dado que las principales empresas de servicios públicos ahora proponen tarifas variables en el tiempo, o TVR, y nuevos enfoques para los cargos por demanda que impiden la carga de alto volumen, el diseño de tarifas está evolucionando, dijeron los expertos en la materia. Los precios cambiantes en los TVR pueden variar en tiempo real, por períodos de precios diarios, o con eventos de demanda extrema, para señalar la demanda cambiante del sistema, dijo el EV Retail Rate Design 101 de julio de 2022 del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley.

Duke Energy ha "rediseñado" su TVR "para proporcionar señales de precios consistentes para todos los clientes", dijo Lon Huber, vicepresidente sénior de precios y soluciones para clientes de Duke. Su "opción de precio por hora" respaldará las flotas de vehículos eléctricos y la "carga rápida" de alto volumen, y evitará los "cargos por demanda indiscriminada" que agregan innecesariamente costos a la carga que de otro modo podrían amenazar su viabilidad económica, agregó.

Un TVR más dinámico funcionará para la carga de vehículos eléctricos residenciales, acordaron analistas de diseño de tarifas de servicios públicos, defensores de vehículos eléctricos e investigadores. Las opiniones varían, sin embargo, sobre qué tan precisos deben ser los TVR y cómo ajustar los cargos por demanda para la carga de alto volumen para evitar impedir el despliegue del cargador que se necesita de manera vital.

La mayoría de los legisladores estatales están desarrollando nuevas políticas y diseños de tarifas para respaldar los recursos de energía distribuida, o DER, incluidos los vehículos eléctricos y la infraestructura de carga, dijeron Proudlove de NCCETC y otros que monitorean la actividad regulatoria estatal.

Todo el diseño de tarifas, incluida la electrificación del transporte, debe alinear las opciones del cliente con un uso que minimice los costos del sistema, según Mark LeBel, asociado sénior del Proyecto de asistencia regulatoria. Los nuevos diseños de TVR residenciales en todo el sistema pueden vincular el uso y el costo del sistema y evitar "impactos adversos" en los ingresos o clientes de los servicios públicos, dijo LeBel.

Los cambios en los patrones de carga de los clientes, el aumento de la penetración de las energías renovables variables y el acceso de los clientes a las tecnologías inteligentes "socavan las justificaciones de los diseños tradicionales de tarifa plana", dijo LeBel. TVR puede recuperar los ingresos de servicios públicos a través de las tarifas y al mismo tiempo eliminar los cargos por demanda fija "ineficientes" que "sobrecargan" el uso fuera de las horas pico y "subcobran" el uso pico, agregó.

Con tecnologías habilitadoras, los clientes de TVR pueden cambiar el uso de los costosos períodos pico y aumentar la flexibilidad del sistema de energía para reducir los costos del cliente y respaldar la electrificación en toda la economía, según una serie de documentos del Grupo de Integración de Sistemas de Energía publicados en enero. Pero para 2019, solo el 1.7 % de los clientes residenciales estaban inscritos en TVR, informó el vicepresidente de asuntos regulatorios de NRG Energy, Travis Kavulla, expresidente de la Comisión de Servicios Públicos de Montana y expresidente de la Asociación Nacional de Comisionados Reguladores de Servicios Públicos.

"Los vehículos eléctricos, como beneficio adicional, pueden aprovechar los períodos de carga de TVR de menor costo" para hacer que la electrificación del transporte sea más rentable que los vehículos que funcionan con gasolina y conducir a una adopción más amplia de la electrificación del transporte, acordaron LeBel de RAP y otros.

El valor de $ 28,24 mil millones del mercado de vehículos eléctricos de EE. UU. en 2021 alcanzará los $ 137,43 mil millones en 2028, según un pronóstico del informe Fortune Business Insights de febrero de 2022. Es posible que la implementación del cargador deba multiplicarse por 20, agregó el análisis de abril de 2022 de McKinsey & Company. Para administrar la demanda de electricidad asociada, los reguladores están aprobando nuevos diseños de TVR para vehículos eléctricos, según informó la actualización de la política nacional de vehículos eléctricos de febrero de 2023 del NCCETC.

Los TVR "son una opción de carga administrada pasiva para los clientes", dijo Proudlove de NCCETC. "El control directo de los servicios públicos del cargador es la opción de carga administrada activa, que los servicios públicos prefieren porque les brinda una mayor visibilidad para cargar".

Para darles control a los clientes, algunas empresas de servicios públicos están probando TVR combinados con tarifas de períodos pico críticos que aumentan el incentivo para las reducciones de carga durante eventos de demanda extrema poco frecuentes, dijo Proudlove. Para usar los TVR de manera efectiva, los clientes pueden requerir cargadores inteligentes que aún no están ampliamente disponibles, telemática programable para vehículos o medidores separados, agregó.

Una alternativa menos común son las tarifas de suscripción que brindan a las empresas de servicios públicos un control directo aún mayor de la carga a cambio de "una carga fuera de las horas pico casi ilimitada" a una tarifa simple, plana y baja, dijo Proudlove.

Todas estas opciones se han propuesto a los reguladores y algunas se han aprobado con el apoyo de los defensores de los vehículos eléctricos, dijo Proudlove. Pero los reguladores, las empresas de servicios públicos y los defensores de los vehículos eléctricos están observando de cerca los resultados concluyentes aún limitados, dijo.

Se consideraron nuevas estructuras de tarifas EV con TVR en 31 estados durante 2022, informó NCCETC. En California, con el 39% de todos los vehículos eléctricos de EE. UU., las tres empresas de servicios públicos propiedad de inversionistas dominantes, Pacific Gas and Electric, Southern California Edison y San Diego Gas and Electric, ya ofrecen múltiples planes TVR específicos para vehículos eléctricos.

La aceptación por parte de los conductores puede estar surgiendo.

Hasta noviembre de 2022, un número cada vez mayor de clientes de PG&E usaba su EV TVR predeterminado y cargaba fuera de las horas pico, informó el portavoz de servicios públicos Paul Doherty. Los 80,000 clientes estimados en TOU-D-Prime TVR de SCE han visto un ahorro promedio de $216 por año al reducir la demanda máxima de verano "20.4% o 0.47 kW", y la inscripción está creciendo "4% a 5% por mes", dijo SCE el portavoz Paul Griffo.

Otros estados se encuentran en las etapas piloto o de propuesta regulatoria. El programa OptimizEV de Avangrid New York está poniendo a prueba las ofertas de TVR y el proyecto de ley 5060 de la Cámara de Massachusetts, promulgado en agosto de 2022, requiere que los pagarés estatales presenten propuestas para EV TVR residencial para su implementación antes del 31 de octubre de 2025.

Los EV TVR para El Paso Electric, Xcel Energy Colorado y Arizona Public Service se aprobaron en 2022 y están pendientes propuestas similares para los otros dos IOU de Arizona, Tucson Electric Power y UNS Electric. Después de que una evaluación de Guidehouse de diciembre de 2021 mostrara que los clientes respondieron a un programa piloto de TVR de Evergy Missouri, los reguladores estatales ordenaron a la empresa de servicios públicos trasladar a todos sus clientes a una variedad de opciones de TVR para fines de 2023.

Un plan de suscripción y TVR de varias partes de la AEE, el pagaré de Puerto Rico, se aprobó en enero de 2023, según NCCETC. Austin Energy agregó recientemente una tarifa plana de $0.21/minuto para los más de 25 cargadores rápidos de la ciudad a su plan de suscripción continuo con carga ilimitada por $4.17/mes en sus más de 1,000 cargadores públicos de Nivel 2. Y una propuesta de Xcel Energy haría permanente su tarifa de suscripción piloto.

La hoja de ruta de diseño de tarifas ordenadas por comisión de Duke Energy de marzo de 2022 describió los planes para TVR, tarifas de suscripción y sus propuestas de precios por hora.

Los precios por hora "aumentan cuando el sistema tiene capacidad limitada", lo que garantiza que los propietarios de vehículos eléctricos paguen más por cargar en esos períodos de alta demanda y protege a otros clientes de un subsidio cruzado, dijo Huber de Duke.

Y el uso prudente del precio por hora podría ahorrar estaciones de carga de vehículos eléctricos de alto volumen "significativamente en su factura mensual promedio", agregó Huber.

De esa manera, la propuesta de Duke también es un nuevo enfoque para el problema de la demanda de carga para las estaciones de carga de alto volumen con el que luchan muchos reguladores, servicios públicos y defensores de la electrificación del transporte.

Cualquier cargo por demanda es una evaluación del período de facturación en dólares por kW en los 15 minutos, 30 minutos o 60 minutos más altos de uso de electricidad del cliente, según un documento técnico de Alliance for Transportation Electrification, o ATE, de mayo de 2022. Las estaciones de carga con baja utilización necesitarían recuperar un cargo de alta demanda aumentando la tarifa por kWh cobrada a todos los clientes, agregó.

"El consumo máximo de una gran tienda podría ser de unos 500 kW, pero una estación de carga rápida poco utilizada con solo 16 salidas podría consumir 1,8 MW una hora y luego cero kW durante el 80 % del tiempo", dijo Jim Lazar, compañero con el Instituto para la Democracia Energética del Centro de Energía y Clima de la Universidad PACE.

Las empresas de servicios públicos recuperan sus costos a través de las tarifas, y "el impacto del costo para la empresa de servicios públicos por atender esa carga pico ocasional de 1,8 MW podría ser sustancial", agregó Lazar.

La alta tasa de carga por kWh de la estación de carga requerida para cubrir un cargo de demanda de la empresa de servicios públicos para cubrir sus costos puede limitar la viabilidad económica de la estación, dijo ATE. Eso podría impedir las "estaciones públicas de carga de vehículos eléctricos que tanto se necesitan" por parte de los proveedores de servicios de vehículos eléctricos, agregó ATE.

La falta de innovaciones de cargos por demanda que respalden a los proveedores de servicios de EV y permitan a las empresas de servicios públicos recuperar costos podría "afectar negativamente los niveles de adopción de EV", concluyó ATE.

Entre los enfoques para abordar el problema del cargo por demanda, "las soluciones dominantes ahora son un feriado por un número específico de años o una escala móvil vinculada a la utilización", dijo Proudlove de NCCETC. "Cuando la utilización es lo suficientemente alta, el cargo por demanda se puede volver a imponer o reducir gradualmente entre los clientes sin aumentar notablemente el cargo por kWh", dijo.

En diciembre, los reguladores de Massachusetts aprobaron un ajuste del cargo por demanda de diez años para Eversource, National Grid y Unitil en función de las tasas de utilización. En abril, los reguladores de New Hampshire ordenaron vacaciones temporales en el cargo por demanda para Unitil y Liberty Utilities para permitir que aumente la utilización.

En 2022, Georgia Power propuso un cargo por demanda de escala móvil hasta que la utilización alcance el 15 % y Entergy Texas propuso un ajuste del cargo por demanda que vence a una utilización mensual del 15 %. En enero de 2023, los reguladores de Nueva York aprobaron reducciones de cargos por demanda con ajustes a tasas de utilización del 10 %, 15 % y 20 %.

Las vacaciones de cargo por demanda y las escalas móviles son soluciones temporales, pero la mayor parte de la recuperación de costos debería provenir de TVR, dijo LeBel de RAP. Con los altos niveles de generación variable y carga en el sistema de energía actual, la mayoría de las necesidades máximas del sistema se satisfacen produciendo más energía o reduciendo la carga en lugar de incurrir en nuevos costos de infraestructura, dijo un documento RAP 2020 del coautor de LeBel.

Las empresas de servicios públicos están explorando propuestas de ajuste del cargo por demanda que incluyen un TVR, un cargo fijo, "un cargo volumétrico y ningún cargo por demanda o intención de volver a agregarlo", dijo Proudlove. Eso elimina el cargo de "intervalo único", simplifica la factura del cliente, "pero envía una señal de precio al cliente para cambiar el cobro para reducir la demanda pico total del sistema para que los costos del servicio puedan recuperarse", agregó.

Dichas tarifas, similares al concepto propuesto por Duke, "pueden reflejar el costo del servicio sin una evaluación directa de los cargos por demanda", acordó ATE.

El piloto de Duke ofrecería "una tarifa volumétrica por hora dinámica y un pequeño cargo por demanda para recuperar los costos del sistema para entregar las nuevas cargas de electrificación del transporte", dijo Huber. Los precios por hora reflejarán los costos del sistema al ser más altos durante picos poco frecuentes de demanda del sistema y más bajos en otros momentos, agregó.

Si las estaciones reducen la carga "durante las 100 a 200 horas cada año cuando la demanda y los precios aumentan, la empresa de servicios públicos puede evitar nuevas inversiones en el sistema", dijo Huber. "Nuestros cálculos muestran que posiblemente podrían ahorrar entre un 25% y un 45% de nuestras estructuras de tarifas tradicionales de tres partes" con "solo un pequeño inconveniente" para cambiar la carga, agregó.

Dado que la adopción de EV aún es relativamente baja y el despliegue de la estación de carga rápida apenas comienza, el proceso regulatorio deliberado desde las propuestas hasta los programas piloto y los programas a gran escala está funcionando en este momento, dijeron los defensores y analistas de EV. Pero las innovaciones en el diseño de tarifas no pueden esperar mucho, también coincidieron.

"Está bien establecido que las cosas tardan más en cambiar de lo esperado y luego suceden más rápido de lo esperado", advirtió Lazar del Instituto para la Democracia Energética.