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Medidores inteligentes en Reino Unido, un ejemplo de lo que no se debe hacer

La transición a medidores inteligentes en Reino Unido: poder de mercado e interoperabilidad tirada a la basura por una mala implementación.

El gobierno del Reino Unido inició un lanzamiento de medidores inteligentes digitales de energía en 2008, un «…esquema de £ 11bn para colocar 53 millones de dispositivos en 30 millones de hogares y pequeñas empresas para 2020» para generar un beneficio bruto estimado de £16.700 millones. Llamar a la implementación un desastre sería generoso: está retrasado, tiene un presupuesto superior a 1 billón de libras esterlinas y está lleno de problemas técnicos y económicos que hacen un estudio de caso de política pública fantástico en lo que no se debe hacer. Los buenos informes de los medios atraen la atención necesaria sobre lo que está sucediendo, pero a la discusión de los medios le falta mucho de lo que la propuesta de valor económico de los medidores puede y debe ser.
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Estos problemas de implementación tienen consecuencias reales para los consumidores británicos, y podrían desacelerar o socavar los importantes beneficios económicos y ambientales asociados con la digitalización de la red de energía. Desde principios de 2017, reporteros diligentes en el Daily Telegraph investigaron los problemas y el costo de tener que reemplazar millones de metros poco después de instalarlos, de que los medidores pierdan funcionalidad si el consumidor cambia de proveedor de energía e incluso si vuelven a cambiar, y de tener un ahorro de energía promedio sustancialmente más bajo de lo estimado y esperado. ¿Por qué y cómo está sucediendo esto?

La legislación que autoriza la implementación del medidor inteligente les indicó a los proveedores de energía instalar medidores para sus clientes minoristas. La estructura organizativa de la industria eléctrica del Reino Unido arroja algunas ideas sobre por qué esa fue una mala elección de diseño. La privatización de la industria nacionalizada integrada verticalmente en 1990 creó National Grid como operador de red de transmisión monopólica y 14 operadores de redes de distribución monopólicas regionales. Las empresas de generación eran propietarias de centrales eléctricas y también podían servir como proveedores de servicios minoristas en las 14 regiones de distribución. Los mercados minoristas eran abiertos y competitivos, por lo que los proveedores de energía no integrados a la generación podían ingresar para competir contra los proveedores de energía integrados en la generación, ahora conocidos como los «seis grandes». Los seis grandes conservan una participación de mercado del 82 por ciento en el mercado minorista, les permite ejercer un poder de mercado vertical que actúa como un costo de entrada para las empresas más pequeñas. Pronuncié una conferencia sobre Beesley en Londres en noviembre de 2014, lo que hizo precisamente este punto de poder en el mercado.

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Dada esta estructura, requerir que los proveedores de electricidad instalen medidores digitales pone la elección de la tecnología en las manos de los «seis grandes» proveedores verticalmente integrados, así como de sus competidores. Tome su incentivo económico para diferenciarse de sus competidores, y agréguelo al estándar de interoperabilidad de tecnología mal especificado del gobierno, y obtendrá una falla de interoperabilidad con medidores que no pueden trabajar en las diferentes redes de comunicación de proveedores. Según lo descrito por el experto en redes Nick Hunn.

Hacer responsables a los proveedores de energía por los medidores fue un error, pero había otro por venir, que estaba en la especificación de los medidores. Un subproducto interesante de pedirles a las compañías de suministro de energía que sean responsables de los medidores es que todos querían agregar algunas de sus propias características a la especificación del medidor. Entonces, en lugar de aceptar el enfoque de hacerlo lo más simple posible siguiendo el principio de ingeniería de «la perfección finalmente se alcanza no cuando ya no hay nada que agregar, sino cuando ya no hay nada que quitar», todos agregaron su propias características favoritas. Fue un proceso similar a los escolares compitiendo para ver quién podía orinar más arriba en la pared. He documentado el efecto de eso en mis artículos anteriores. El resultado es que nuestros medidores son los más complejos del mundo, cuestan cuatro o cinco veces más de lo que deberían (lo que se suma a nuestras facturas de energía) y el programa se está retrasando. Muy, muy tarde.

Inicialmente, la idea era tener los medidores de primera generación, SMETS1, instalados escasamente y proporcionar una caja de arena en la que los proveedores pudieran aprender algunas cosas sobre el diseño y la implementación. Luego, la nueva red de comunicación estándar (DCC) conectaría a todos los proveedores y todos los consumidores y proporcionaría un sistema interoperable rico en información que utilizaría medidores con estándares compatibles con DCC llamados SMETS2. Los medidores SMETS1 no podrán operar en DCC, lo cual fue una decisión arquitectónica deficiente, pero si solo reemplazaran un número pequeño y supieran algo, podría justificarse. Pero las complejidades y retrasos en el diseño y la construcción de DCC, y la demora en el despliegue de SMETS2 metros más allá de su objetivo de noviembre de 2016 significan que, como informó Katie Morley en el Daily Telegraph en mayo de 2017, es posible que deba reemplazarse hasta 8 millones de SMETS1. Los proveedores de energía han seguido instalándolos debido al mandato reglamentario y las duras sanciones del 10% de los ingresos que enfrentan si no lo hacen.
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Morley no dice esto, pero no entiendo por qué los medidores SMETS1 originales no se pudieron actualizar a través de una actualización de firmware, que es cómo muchas tecnologías permiten la compatibilidad con versiones anteriores y cómo muchos medidores digitales están diseñados para implementar la industria estándares de interoperabilidad (y cuando estaba en el Consejo de Arquitectura de GridWise, así fue como aconsejamos a las empresas y los reguladores que implementaran la interoperabilidad). Ofgem, el regulador de energía, tuvo un período de consulta pública en mayo de 2018 sobre «maximizar la interoperabilidad para medidores inteligentes de primera generación (SMETS1)», Pero ¿por qué no se centraron en eso cuando inicialmente establecieron el estándar de comunicaciones? Podrían haber estipulado que el estándar SMETS1 tenía que ser extensible, para poder actualizarse a las futuras normas de interoperabilidad de arquitectura abierta. Eso sin duda implicaría algún costo, pero en comparación con el costo de instalar y luego reemplazar 8 millones de medidores obsoletos, el costo del diseño del software sería menor.

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El despliegue del medidor inteligente ha sido tan desastroso que un grupo de parlamentarios llamado Grupo de Parlamentarios de Infraestructura Británica (BIG) ha pedido una investigación y una revisión del proceso. Su informe No tan inteligente proporciona un catálogo exhaustivo de los problemas económicos, técnicos y normativos en el despliegue, y sugieren algunos enfoques para reducir los costos y ofrecer beneficios de la digitalización. Me gustaría ver a los medios involucrarse y analizar las recomendaciones en este informe; No estoy lo suficientemente cerca de los detalles para poder hacerlo.

Un último punto en la letanía de «qué no hacer» que destaca este estudio de caso: todas las fuentes que leí al escribir este mensaje pierden el sentido de la economía al centrarse en cómo proporcionar información a los consumidores les ayudará a ahorrar energía y dinero. Esa propuesta de valor solo araña la superficie de lo que es posible. El valor real para los consumidores proviene de la posibilidad de conectar dispositivos y dispositivos al medidor digital y automatizar las elecciones que los ayudarán a ahorrar energía y dinero, más específicamente, automatizar las respuestas a las señales de los precios, utilizar la energía transactiva para cambiar la configuración de los electrodomésticos en el hogar sin que el consumidor tenga que intervenir o incluso estar en casa. La energía transaccional y la digitalización permiten a los consumidores evitar precios elevados y tener acceso a precios bajos, lo que es aún más importante en un país que se está moviendo tan agresivamente hacia los vehículos eléctricos.

Por este motivo, el artículo reciente de Katie Morley, Smart meters, permitirá a las empresas cambiar el costo de la electricidad cada 30 minutos bajo ‘precios de aumento repentino’., es incorrectamente asustador. El aumento de precios es una característica, no un error, de los sistemas de energía transactiva, ya que si la tecnología digital permite a los consumidores automatizar las respuestas al aumento de precios cambiando la configuración de los dispositivos, pueden evitar el precio más alto al reducir la cantidad demandada. Y la otra cara de los altos precios en los períodos pico son los precios bajos en los períodos de una noche. Cuando los consumidores tienen una tarifa de precio fijo, no ven precios altos, pero tampoco ven precios bajos. Considere al propietario del vehículo eléctrico que puede enchufar el automóvil y ha preprogramado un precio de disparo; cuando el precio baje a menos de £ 0.08 por kwh, ¡cargue el automóvil! A medida que las formas en que utilizamos la electricidad se vuelven más diversas, los servicios que podemos elegir pueden diferenciarse y ser más valiosos para cada uno de nosotros a través de dicha personalización.

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Publicado originalmente por Lynne Kiesling en Knowledge Problem.

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