LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Para obtener el título de
INGENIERA ELÉCTRICA
Por
Ana María León Merchán
PROPUESTA DE MAPA DE RUTA PARA IMPLEMENTAR UN
PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA TIPO PRECIO EN
EL SECTOR RESIDENCIAL COLOMBIANO
Sustentado el día 18 de Diciembre de 2015 frente al jurado:
Composición del jurado
- Asesor: Angela Inés Cadena, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes
- Jurados : Mauricio Guerrero, Profesor Asistente /Universidad de Los Andes
- Invitados: Camilo Tautiva
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN ... 5
1 OBJETIVOS ... 6
1.1 Objetivo General ... 6
1.2 Objetivos Específicos ... 6
2 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO ... 6
3 GESTION EFICIENTE DE LA DEMANDA ... 6
4 PROGRAMAS DE RESPUESTA A LA DEMANDA ... 7
4.1 Retos de Programas de Respuesta de la Demanda [7] ... 9
4.2 Beneficios de Programas de Respuesta de la Demanda ... 9
5 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN PROGRAMAS DE PRECIOS ... 10
6 EXPERIENCIA NACIONAL ... 11
7 ELEMENTOS A CONSIDERAR EN COLOMBIA ... 12
7.1 Elementos regulatorios (LEY 1715 de 2014) ... 12
7.2 Elementos Económicos: Elasticidad Precio – Demanda Consumo Residencial (Análisis por Estratos) [UPME] ... 13
7.3 Elementos técnicos ... 14
7.4 Elementos de mercado ... 15
7.5 Elementos comportacionales ... 15
7.6 Elementos de pago de la infraestructura de medición ... 15
8 MEDICION INTELIGENTE ... 17
9 MEDIDORES INTELIGENTES (AMI) ... 17
10 MAPA DE RUTA ... 18
10.1 CARACTERISTICAS DE UN MAPA DE RUTA [22] ... 19
10.2 HITOS Y OBJETIVOS DEL MAPA DE RUTA PARA IMPLEMENTAR MEDICIÓN INTELIGENTE ... 20
11 PROPUESTA MAPA DE RUTA ... 20
11.1 PLATAFORMA ONLINE: Tarifa por kWh diaria (Previo a la instalación de medidores inteligentes) ... 23
11.2 Pronóstico de precios para la Plataforma Online: Histórico de tarifa diaria por
kWh 26
11.3 PLATAFORMA ONLINE: MONITOREO PARA CONSUMO INTELIGENTE
(UNA VEZ INSTALADOS LOS MEDIDORES INTELIGENTES) ... 26
11.4 PROGRAMAS DE MEDICION INTELIGENTE ... 27
11.5 COSTOS DE INSTALACION DE LOS MEDIDORES INTELIGENTES ... 29
11.5.1 Tiempo de recuperación de la inversión ... ¡Error! Marcador no definido. 12 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 34
13 ANEXOS ... 36
REFERENCIAS ... 39
TABLA DE IMAGENES
Imagen 1. Participación Consumo Residencial Energía Eléctrica Según Estratos [15] ... 14Imagen 2. Medidores Inteligentes AMI ... 17
Imagen 3. Países con medidores inteligentes instalados. [19] ... 18
Imagen 4. Esquema del proceso de una hoja de ruta. [20] ... 19
Imagen 5. Propuesta de mapa de ruta para la implementación de un programa de respuesta de la demanda tipo precio, la instalación de medidores inteligentes y el diseño de tarifas dinámicas en el sector residencial colombiano ... 22
Imagen 6. Línea de tiempo del proyecto ... 23
Imagen 7. Vista de la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes) en páginas web ... 25
Imagen 8. Vista de la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes) en aplicaciones para dispositivos móviles ... 25
Imagen 9. Beneficios Sistema AMI (EMCALI) ... 29
Imagen 10. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 1 ... 36
Imagen 11. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 2 ... 36
Imagen 12. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 3 ... 36
Imagen 13. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 4 ... 37
Imagen 14. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 5 ... 37
Imagen 15. Elasticidad Precio - Demanda Estrato 6 ... 37
Imagen 17. Cotización medidores electromecánicos homologados por EMCALI. EL
COMERCIO ELÉCTRICO S.A.S [12] ... 38
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Facturación y Consumo total por estratos 2014 [26]... 31
Tabla 3. Resultados para el cálculo de tiempo de retorno de inversión para un Medidor tipo AMI en estrato 4 (porcentaje de ahorro respecto a la factura = 5%) .... ¡Error! Marcador no definido.
INTRODUCCIÓN
De acuerdo con los datos entregados por la Unidad de Planeación Minero Energética UPME en su informe “Análisis y revisión de los objetivos de política energética colombiana de largo plazo y actualización de sus estrategias de desarrollo” el consumo de energía eléctrica por habitante ha venido creciendo sostenidamente a lo largo de más de tres décadas a una tasa del 1.8% anual, por encima de la tasa de crecimiento de la población [1]. En el año 2010, la demanda de energía eléctrica ascendió a 56.148 GWh, presentándose un incremento del orden de 2,69%, respecto al año 2009. [2] Ese mismo año el consumo de kWh por habitante era de 397 [1] y el consumo total de energía en el sector residencial, sin incluir las pérdidas, fue igual al 41% del consumo total. Por las características del consumo de los hogares, este sector contribuye de manera significativa con el pico del sistema.
Teniendo en cuenta los datos presentados se considera que una reducción en la carga del sector residencial representará una reducción significativa en la carga global del sistema, tanto en volumen de energía como en la capacidad instalada del sistema. Para lograr dicha reducción de carga se busca que el consumidor modifique su patrón de consumo eléctrico, como respuesta a las variaciones de precios de la energía eléctrica y lograr de esta manera un uso más eficiente de los recursos de generación y del presupuesto de las familias, para esto es indispensable, en primer lugar, que el consumidor conozca los precios de la energía en tiempo real, de tal manera que pueda adecuar su patrón de consumo como respuesta a estas variaciones, y, en segundo lugar, que pueda participar más activamente, lo cual requiere una medición avanzada.
El presente documento tiene como fin presentar una propuesta de mapa de ruta para implementar un programa de respuesta de la demanda tipo precio en el sector residencial colombiano, el diseño de tarifas dinámicas y la instalación de medidores inteligentes. Dicho mapa de ruta se desarrollara bajo un enfoque integrado que combina los puntos de vista del operador de red y del usuario, y se centra en la planificación estratégica de estos dos agentes para la ejecución efectiva del proyecto para lograr un mayor desarrollo económico y social.
Se parte de un análisis de los resultados de algunos programas internacionales y de aquellos implementados por las diferentes empresas distribuidoras comercializadoras en el país, así como, de lo estipulado en la Ley 1715 y de las propuestas regulatorias relacionadas.
1
OBJETIVOS
1.1 Objetivo General
Presentar una propuesta de mapa de ruta para implementar un programa de respuesta de la demanda tipo precio en el sector residencial colombiano.
1.2 Objetivos Específicos
Conceptualización de un mapa de ruta sobre instalación de medidores inteligentes y diseño de tarifas dinámicas
Propuesta de mapa de ruta
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DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO
Los datos entregados por la UPME en su informe “Análisis y revisión de los objetivos de política energética colombiana de largo plazo y actualización de sus estrategias de desarrollo” señalan que el consumo de energía eléctrica por habitante ha venido creciendo sostenidamente a lo largo de más de tres décadas a una tasa del 1.8% anual, por encima de la tasa de crecimiento de la población; el consumo total de energía en el sector residencial, sin incluir las pérdidas, fue de 18,669 GW-h en el año 2009, 40.8% del consumo total. Para el año 2010 el consumo de kWh por habitante era de 397 [1]
Buscando dar cumplimiento a uno de los propósitos de la Ley 1715 que busca promover la gestión eficiente de la energía, que comprende tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda y teniendo en cuenta los datos presentados anteriormente se considera que una reducción en la carga del sector residencial representara una reducción significativa en la carga global del sistema. Para lograr dicha reducción de carga se busca que el consumidor modifique su patrón de consumo eléctrico como respuesta a las variaciones de precios de la energía eléctrica y lograr de esta manera un uso más eficiente de los recursos de generación y del presupuesto de las familias; para esto es indispensable que el consumidor conozca los precios de la energía en tiempo real, de tal manera que pueda adecuar su patrón de consumo como respuesta a estas variaciones.
3
GESTION EFICIENTE DE LA DEMANDA
El termino DSM (Demand-Side Management, por sus siglas en inglés) abarca "las actividades de servicios públicos y gubernamentales sistemáticas destinadas a cambiar la cantidad y / o el tiempo de uso de los clientes de la electricidad" (systematic utility and government activities designed to change the amount and/or timing of the customer’s use of electricity, en inglés) para el beneficio colectivo de la sociedad, el operador de red y sus
clientes. Como tal, es un término general que incluye varios objetivos de la forma de carga, incluida la gestión de carga (LM), eficiencia energética (EE) y la electrificación. Estos conceptos se resumen en una serie de informes publicados por grupos como EPRI (Electric Power Research Institute) y otros en la década de 1980 y principios de 1990 [3].
Los tres primeros objetivos de la forma de curva de carga comúnmente asociados con DSM son recorte de pico, relleno de valle, y cambio de carga y se clasifican como los objetivos de gestión de carga. Los otros tres objetivos, son seis, son la eficiencia energética que implica una reducción en el consumo de energía sin reducir sus usos; la electrificación, el quinto objetivo, implica la construcción de carga sobre todas horas que con frecuencia se asocia con programas de retención de clientes desde la perspectiva de la utilidad; y por último, el objetivo de forma de la carga flexible implica la realización de la forma de la carga de respuesta a las condiciones de confiabilidad. [3]
Los gobiernos de todo el mundo están en camino de liberalizar su sector energético, para reducir los costos asociados con la generación y el transporte / distribución de energía, promover la innovación, mejorar la productividad y mejorar la competitividad internacional. Por ejemplo, Gran Bretaña fue capaz de duplicar su productividad en la industria de la electricidad entre los años fiscales 1990/91 y 1997/98. Los precios subieron en un principio, debido al poder de mercado que se ejerció por los dos grandes generadores. Sin embargo, una vez que los controles de precios fueron instituidos y el número de generadores aumentaron, los precios disminuyeron en términos reales [3].
Este documento propone la implementación de una reforma en la tarificación de la energía eléctrica para el sector residencial en Colombia basándose en la hipótesis que sostiene que cuando los consumidores no ven el costo real de la energía en sus facturas de energía, consumen en exceso energía, esto es especialmente cierto durante las horas pico, cuando el costo de la producción de electricidad es mucho mayor que durante los períodos de menor actividad. Se plantea que con la implementación de una nueva tarificación basada en sistemas de respuesta de la demanda se reducirán los gastos asociados con la generación y transporte/distribución de energía.
4
PROGRAMAS DE RESPUESTA DE LA DEMANDA
Según el DOE (Department Of Energy), son “cambios en el patrón habitual de consumo de energía eléctrica por parte de los usuarios finales en respuesta a cambios en el precio de la energía en el tiempo o por pagos derivados de incentivos diseñados para inducir menor uso de electricidad en momentos de altos precios en bolsa o cuando la confiabilidad del sistema se encuentre en peligro” [4]
Los programas de respuesta de la demanda se dividen en dos tipos:
i. Programas de confiabilidad: control de carga, cargas interrumpibles, y subastas del lado de la demanda.
ii. Programas de precio: Tarifas de tiempo de uso, tarifas de tiempo real, tarifas de periodo crítico, servicio automático de día adelantado y otros.
Los programas de respuesta de la demanda tipo confiabilidad buscan un cambio en los patrones de consumo por parte de los usuarios en respuesta a compensación económica que recibe el usuario por reducir su demanda, estos programas son: [6]
Control directo de carga (Direct Load Control DLC): Implementados por los operadores del sistema ante situaciones en que la volatilidad del precio del mercado mayorista o eventos contingentes de la red pongan en riesgo el suministro de energía
Cargas interrumpibles (Curtailable Service CS): Similar al anterior, pero diseñado exclusivamente para los grandes consumidores industriales, puesto que la especificación del contrato está en términos de tiempo de operación
Subastas del lado de la demanda (Demand Bidding DB): Supone una participación directa de los grandes consumidores en el mercado mayorista, es decir, cada participante ofrece la cantidad de reducción de carga que está dispuesto a asumir a los precios a los que efectivamente aceptaría la desconexión
Programas de respuesta de demanda en emergencia (Emergency Demand Response Programs EDRP): Son activados en situaciones de emergencia, las cuales se definen según indicadores de confiabilidad de la red y estándares de seguridad. Los participantes deben recibir aviso de la situación de emergencia 24 horas antes, el incentivo para participar son pagos por reducciones efectivas de carga (energía)
Una descripción de los programas tipo precio se presenta a continuación: [5]
Precio de la energía en tiempo real: Consiste en ofrecer a los consumidores un precio de la energía que varía continuamente (típicamente hora a hora), en relación al precio de la energía en el mercado mayorista. Refleja directamente las variaciones en los precios del mercado mayorista en cada unidad consumida.
Tiempo de uso (Time of Use): Es una aproximación del precio en tiempo real, en el cual el precio de la energía para el cliente varía en diversos momentos, para el desarrollo de este documento estos momentos serán horas de pico y de valle. Establece bloques temporales definidos en una base de 24 horas, a los que se les fija de antemano una tarifa acorde con el costo mayorista.
Precio de Pico Crítico (Critical Peak Pricing): Es relativamente nuevo y se presenta como una variación del anterior. Se define un precio de pico muy elevado en situaciones críticas. El número de horas en que puede ser decretado este precio crítico está limitado para no afectar severamente a
los clientes. Es una mezcla entre los dos mecanismos tarifarios anteriormente descritos (TOU y RTP). Se establecen los bloques de horas y se fijan sus precios (TOU), pero en eventos críticos, cuando los precios en bolsa se incrementan ostensiblemente, los consumidores deberán pagar una tarifa superior (RTP)
4.1 Retos de Programas de Respuesta de la Demanda [7]
Es importante analizar los retos y barreras que se presentan para la implementación de un programa de respuesta de la demanda tipo precio en Colombia, se deben tener en cuenta el bajo conocimiento y exposición al precio de la energía que se consume por parte de los usuarios y los costos de tecnología de medición avanzada así como los costos de implementación a nivel del mercado. Algunos de los retos que se presentan son:
Ajustes regulatorios y organizacionales (¿cómo y quién es responsable de propiciar estos programas?)
Desconocimiento de la demanda de usuarios (regulados)
Insensibilidad (reforzada) de los consumidores a los precios
Los precios no son una señal (información)
Requerimientos de tecnología (medición y comunicaciones)
Facilidades para la estimación de líneas base de consumo
Costos de implementación / promoción de los programas
Impactos sobre (la seguridad) del sistema
4.2 Beneficios de Programas de Respuesta de la Demanda
Igual que en el numeral anterior es importante analizar las ventajas que representa la implementación de programas de respuesta de la demanda en el país para todos los entes involucrados
Menores requerimientos de capacidad para atender la demanda (pico principalmente) y alivia las restricciones de generación y transmisión [8]
Mejoras en la confiabilidad y seguridad al dar un mayor margen de maniobra al operador del sistema para afrontar eventos de emergencia en el corto plazo y reduce la probabilidad de desconexiones forzadas ocasionadas por déficit de energía o de potencia
Profundización de la competencia al mitigar la posibilidad del ejercicio de poder de mercado en el caso de los generadores y dar una mayor robustez en el mercado minorista
Mejoras en el bienestar al reducir los precios y su volatilidad
5
EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN PROGRAMAS DE PRECIOS
En el 2000, en Italia, la mayor compañía del sector energético, pionera en el mundo en la infraestructura del “medidor inteligente” - Enel S.P.A - (Ente Nazionale per l’energía Elettrica) creó el primer proyecto “Smart Grid” que abarcó cerca de 27 millones de hogares usando medidores inteligentes conectados a través de una línea de comunicación. Comercialmente, se ofrece al cliente residencial, la posibilidad de ser activo en el mercado de energía. Los aspectos técnicos incluyen la disminución de la curva en las horas pico, el relleno de los precios valle, el desplazamiento de la carga, la curva de carga flexible, conservación estratégica y crecimiento de la carga estratégica. De acuerdo con el documento público del proyecto español Smart Regions “Panorama de los Medidores Inteligentes 2012”, la mayoría de los países en la Unión Europea ya han implementado o están a punto de implementar un marco legal para la instalación de “medidores inteligentes”. Por otro lado, países como Estados Unidos, Canadá y Australia ya cuentan con la medición inteligente.
Partiendo de un analisis realizado por el Banco Mundial basado en ejemplos de programas de respuesta de precios - DMS, en el que se tomaron como ejemplo programas de reduccion de carga en el estado de California y en el noreste de los Estados Unidos y varios programas de precios dinamicos (TOU, CPP Y RTP) en Nueva Zelanda, Georgia y Seattle, [3] concluye en cuanto a estas experiencias que existen cuatro lecciones que pueden extraerse de estas.
En primer lugar, los clientes hacen cambios en su consumo de energía en respuesta a una señal del precio TOU, incluso si la señal de precio es bastante pequeña. De acuerdo con un análisis independiente, los clientes bajaron consistentemente el tiempo de uso en hora pico en un 5% por mes durante un período de 15 meses. Si en un país como Colombia donde el 28,2% de la población vive en situación de pobreza [9] evitar el consumo de energía eléctrica en hora pico representa para el usuario un ahorro, por más pequeño que este sea, se espera que los clientes residenciales disminuyan su consumo en dicho periodo para asegurarse un ahorro.
En segundo lugar, es importante manejar las expectativas del cliente sobre ahorro en la factura; se debe tener en cuenta que el cliente espera ver un ahorro considerable en su factura, por lo que es necesario proyectar el pago de los medidores inteligentes por parte de los usuarios, de forma que aunque estén pagando su consumo y el medidor, logren ver un ahorro, que será mínimo durante los meses en que deben pagar el costo del medidor, pero significativo después de haber cancelado la totalidad del medidor. Es importante resaltar en este punto que el ahorro depende únicamente del usuario y de su manejo del consumo de energía, por lo que deberán llevarse a cabo campañas de sensibilización y educación acerca de este tema. Por lo anterior se concluye que en tercer lugar, los clientes deben recibir capacitación sobre la magnitud del ahorro en la factura que pueden esperar de su cambio en los patrones de consumo. Una variedad de medios puede ser utilizada para proporcionar
esta información a los mismos, incluyendo un sitio web de la empresa que proporciona una lista de las actividades de desplazamiento de carga y estimaciones de ahorros asociados y una web personal a los clientes del sitio que puedan consultar para el seguimiento de sus formas de carga y ahorros en una aplicación para tabletas y teléfonos móviles, por último, cartas dirigidas a los usuarios sin acceso a internet, esto, teniendo en cuenta que solo el 22,2% de la población colombiana tiene acceso a internet [10].
De las experiencias analizadas por el Banco Mundial se concluyó que los descuentos en efectivo no son una manera rentable y sostenible para la implementación de programas de DSM. Una manera mucho mejor es cambiar los precios de energía para que reflejen el verdadero valor de escasez de electricidad por hora del día. Sin embargo, las señales de precios sólo se pueden enviar una vez que la práctica de fijación de precios de la electricidad se ha reformado. Esto implicará el cambio de la estructura de los tipos, es decir, el diseño de la tasa, así como el nivel de las tasas. [3]
Por último, de acuerdo con Banco Mundial, lo más importante es que cualquier programa debe ofrecer a la mayoría de los clientes un sistema mejor, o no debe ser ofrecido; si el nuevo programa ofrecido no representa un ahorro importante para los usuarios no tiene sentido implementarlo.
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EXPERIENCIA NACIONAL
En Colombia, la empresa de servicios públicos de Medellín - EPM - tiene instalados cerca de 87.000 “medidores inteligentes prepago” en sectores de bajos recursos con el proyecto de energía prepago, que es una oferta de prestación del servicio de energía eléctrica mediante la compra anticipada de los kilovatios/hora que van a consumirse, a través de pines que van desde $2.000, y potenciado con un programa de acompañamiento social y educativo que garantice el uso adecuado del servicio. La modalidad de compra por prepago representa un mayor control del consumo, un uso más eficiente del servicio y una forma de consumo y pago para familias y usuarios que han llegado al estado de suspensión o corte. Inicialmente, el programa se planteó como un proyecto piloto para conectar a 35.000 familias en 5 años, pero las metas se superaron en sólo 3. En la actualidad se prepara su aplicación a todo el mercado atendido. [11]
La empresa de servicios públicos - EMCALI EICE E.S.P. - por su parte, ha desarrollado un proyecto que impulsa la implementación de estos medidores en la ciudad de Cali [12] Actualmente, EMCALI cuenta con el sistema de medición AMI TWACS de la firma “ACLARA”, una división de ESCO Technologies Inc. y tiene más de 14.500 medidores instalados en los barrios que hacen parte del Programa de Normalización de Redes Eléctricas en barrios subnormales - PRONE, el cual es financiado por el gobierno nacional e implica la instalación o adecuación de las redes de distribución, la acometida a la vivienda del usuario, la instalación del contador de energía y tiene como objetivo la legalización de usuarios, la optimización del servicio y la reducción de pérdidas no técnicas. [12]
Uno de los puntos más críticos de la implementación de un programa de respuesta de la demanda, es el nivel de aceptación de los usuarios del programa. El éxito o el fracaso
dependen directamente de esta aceptación. Para esto es importante crear diferentes mecanismos para aumentar la elasticidad del mercado eléctrico. En primer lugar, se puede plantear dentro del mapa de ruta un programa para realizar una transición por pasos hacia el RTP, se puede plantear un programa tipo TOU con CPP para épocas de precio extremo de energía, este tipo de estrategias puede ayudar a cambiar los hábitos de consumo a los usuarios y sirve como sensibilización. Este paso debería ser considerado en la elaboración del mapa de ruta para la implementación del sistema de respuesta de la demanda. Para el mapa de ruta es necesario realizar un estudio social sobre los principales frentes en la sociedad para plantear los pilotos de prueba. En el caso colombiano es necesario estudiar el impacto de los programas en los diferentes estratos, concentrándose en la creación de un indicador que mida qué tan reacios al cambio son los usuarios para usar este tipo de estudios para plantear el protocolo más eficiente y de mayor impacto para la implementación de los pilotos.
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ELEMENTOS A CONSIDERAR EN COLOMBIA
De la revisión anterior acerca de la experiencia nacional y de la experiencia internacional entregada por el Banco Mundial con los ejemplos de los países europeos, Australia y Estados Unidos, en la implementación de programas de respuesta de la demanda, se pueden identificar aspectos importantes para considerar en el caso de la implementación de dichos programas tipo precio en Colombia.
Entre los aspectos a tener en cuenta están los elementos económicos (Elasticidad precio – demanda consumo residencial), elementos técnicos, elementos de mercado, elementos regulatorios, elementos económicos, y elementos comportacionales que serán descritos a continuación.
Antes de comenzar con esta descripción, de presentan los elementos que introduce la Ley 1715 de 2014.
7.1 Elementos regulatorios (LEY 1715 de 2014)
La ley 1715 de 2014 tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación en las zonas no interconectadas y en otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético. Con los mismos propósitos se busca promover la gestión eficiente de la energía, que comprende tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda.
La finalidad de la ley es establecer el marco legal y los instrumentos para la promoción del aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo que para el fomento de la inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para producción de energía, la
eficiencia energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la política energética nacional. Busca establecer los mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora de la eficiencia energética en el Sistema Interconectado Nacional, conforme los principios y criterios de esta ley, las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.
El artículo 31 de la ley Respuesta de la demanda establece que El Ministerio de Minas y Energía delegará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para establecer mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en períodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda; así como también para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o por la misma CREG.
El Ministerio de Minas y Energía en su decreto reglamentario 2492 de diciembre de 2014, le asigno a la CREG dar los lineamientos para que se establezcan tarifas horarias o canastas de tarifas en la transmisión y distribución y diseñar los mecanismos para que el usuario le lleguen tarifas horarias, señalando que estos deberán contar con los equipos de medida necesarios. También encarga a la CREG de establecer los mecanismos para una participación de la demanda mediante desconexiones y a la Upme incluir en la planeación estas acciones. [13]
7.2 Elementos Económicos: Elasticidad Precio – Demanda Consumo
Residencial (Análisis por Estratos) [UPME]
La Unidad de Planeación Minero Energética UPME es una Unidad Administrativa Especial del orden Nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto número 1258 de Junio 17 de 2013. Tiene como misión planear de manera integral el desarrollo minero energético, apoyar la formulación de política pública y coordinar la información sectorial con los agentes y partes interesadas. [14]
Entre sus trabajos revisa la estimación que se presenta de la elasticidad precio – demanda que permite determinar la sensibilidad del consumidor en las cantidades efectivamente demandadas de energía eléctrica frente a variaciones en los precios. [15]
Imagen 1. Participación Consumo Residencial Energía Eléctrica Según Estratos [15] Variación Anual Precio kWh - Según estratos [15]
El consumo de energía eléctrica ha mostrado una mayor dinámica en los estratos bajos, debido a la ampliación en la cobertura del servicio, una mejor disponibilidad de ingresos y un esquema de subsidios para los estratos 1, 2 y 3 que posibilita una demanda potencial mayor frente a los demás estratos. Para el estrato 1 en la imagen 10 (ver anexos) se muestra una reducción entre la estimación con subsidio y sin subsidio, así como una tendencia creciente de la elasticidad en ambos casos; de acuerdo a la UPME los resultados de esta grafica permiten inferir, que la demanda de energía eléctrica en el estrato 1 está tendiendo a ser cada vez más sensible, sintiendo más los ajustes en las tarifas, que se han venido presentado en los dos últimos años. [15]
Para el estrato 2 se evidencia una tendencia decreciente en la elasticidad con presencia de subsidio, y creciente, en la elasticidad cuando se excluye el subsidio de la tarifa (imagen 10 de anexos). En el caso del estrato 3, se da una mayor estabilidad en la elasticidad precio – demanda con subsidio, en comparación a los estratos 1 y 2; en el estrato 3 sin subsidio, la elasticidad se incrementa significativamente. Por último, de las imágenes 13 y 14 en los anexos, correspondientes a los estratos 5 y 6 se ve una tendencia decreciente, tanto con subsidio como sin subsidio, en la elasticidad precio – demanda, esto, tanto en estrato 5 como en estrato 6.
La UPME concluye de los resultados para los seis estratos que se evidencia, por un lado, una tendencia creciente en la elasticidad en estratos bajos, es decir, estos tienen una demanda de energía eléctrica cada vez más sensible a precios; y por otro lado, una tendencia decreciente en la elasticidad en estratos altos, menos sensibles frente a cambios en los precios. Se espera que la elasticidad sea mayor sin presencia de subsidio, que se presente el caso de una mayor sensibilidad con subsidio puede indicar una ineficiencia en la asignación del subsidio, y sustentar una distorsión en la formación de precios que incide en la determinación de la demanda. [15]
7.3 Elementos técnicos
En las consideraciones técnicas es necesario tener en cuenta para la implementación de un programa de respuesta de la demanda, tres puntos clave del sistema:
En primer lugar, la tecnología asociada al final de la red, es decir la parte más cercana al usuario final. En este punto es necesaria la instalación de medidores inteligentes que consideren todos los parámetros básicos de consumo de potencia activa, potencia reactiva, balance y armónicos. Para implementar un programa de precios dinámicos es de gran importancia proveer al cliente con sistemas de comunicación interactiva, que brinden al consumidor señales de precios de la energía eléctrica. Con estos sistemas el cliente puede reaccionar en los periodos en que las tarifas se incrementan significativamente. Las tecnologías usadas dentro de un programa de tarificación dinámica también deben dar la capacidad al cliente de planear sus consumos en los periodos de tiempo en que la energía presenta un valor favorable al usuario.
Por otra parte los contadores deben incluir medición bidireccional para fomentar la cogeneración y la generación distribuida de los usuarios finales.
En último lugar, y como característica más importante para los programas de respuesta a la demanda la comunicación del medidor con el sistema, este canal de comunicación requiere de la capacidad para enviar datos de consumo, numero de área, etiqueta de usuario, fallas, etiquetas de tiempo y demás datos indispensables para el modelamiento del sistema.
7.4 Elementos de mercado
Las responsabilidades otorgadas por el regulador a cada entidad dentro del sistema deben estar correctamente coordinadas. En caso de no ser así el programa estaría en peligro, ya que el usuario final podría verse atado a instituciones que proporcionen diferentes condiciones de regulación.
7.5 Elementos comportacionales
Fred Kahn argumenta que los programas DMS no se han adoptado ampliamente debido a argumentos históricos en contra de introducir precios dinámicos [5] por los que en Colombia implementar un sistema de respuesta a la demanda basado en la dinámica de precios no es un proceso fácil. Es importante tener en cuenta que los índices de pobreza en el país son demasiado altos y es necesario pedirle a los clientes residenciales invertir en contadores inteligentes. En cuanto a la posibilidad de implementación en Colombia, dadas las características de pobreza y desigualdad, se podría decir que eventualmente podría implementar el sistema, pero antes que nada se debe tener en cuenta el porcentaje de la población que vive en pobreza [16] ya que el usuario es quien debe hacerse responsable por el pago de dichos medidores.
7.6 Elementos de pago de la infraestructura de medición
El actual líder de las tasas de difusión de medidores inteligentes, Italia, también tiene los precios minoristas de electricidad más altos dentro de la Unión Europea (UE). Con el fin de
reducir los costos, los políticos italianos idearon un programa intensivo de difusión de medidores inteligentes dentro del país. Dado el costo significativo de la implementación de una red inteligente en todo el país, la tasa de difusión actual 90% no habría sido posible sin la participación del gobierno [17].
Teniendo en cuenta que un programa de respuesta de la demanda no tendría el mismo impacto sin un medidor inteligente se debe establecer quién debe ser responsable de la financiación, de la instalación y del mantenimiento de este tipo de tecnologías. Si es el consumidor mismo quien debe pagar por un medidor inteligente, el método y el costo de la financiación son consideraciones a tener en cuenta. Si el ahorro promedio en los gastos de energía está a la altura de los cargos por financiamiento, una inversión de medidores inteligentes no reflejaría ahorro para los usuarios. Incluso con una disminución del 15% en los gastos de energía en un hogar promedio tomaría 16 meses de ahorro de energía para cubrir el costo del medidor inteligente en 20081 [17]
La introducción de un plan de pago de un año en las tasas de interés de tarjetas de crédito promedio para financiar el medidor inteligente extendería el tiempo de amortización a 18 meses2. Dadas un alto nivel de incertidumbre con respecto a los movimientos de precios futuros en los mercados reestructurados, un período de recuperación de los costos de esta longitud es disuadir a muchos clientes de la participación en los programas de respuesta de la demanda en ausencia de subsidios para la adquisición de la tecnología. [18]
Los subsidios podrían proporcionarse directamente, en forma de punto de venta descuentos o rebajas, o indirectamente a través de las nuevas directivas de construcción y programas de intensificación de puesta en marcha. Sin una importante inversión en tecnología para facilitar los cambios en el comportamiento de consumo, el sector energético seguirá enfrentando altos costos de generación en periodos pico. [17]
Para el contexto en el que se desarrolla este proyecto, en el sector residencial colombiano, se propone que en las edificaciones existentes donde ya se han instalado los medidores por parte de las empresas distribuidoras se realice el cambio a los medidores inteligentes tipo AMI en un periodo de 2 años, entre 2018-2020 (periodo estimado de acuerdo a la línea de tiempo planteada en el desarrollo del proyecto). La instalación de los medidores tipo AMI en las nuevas edificaciones se hará por parte de las empresas distribuidoras tal como se hace en este momento con los medidores actuales. La inversión inicial para los dos casos contará con la ayuda del Fondo de Energías Renovables y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), como ha sido estipulado en la ley 1715.
1
Se utiliza $ 250 como un costo promedio de medidor inteligente, informado de Nueva Jersey, Ohio y Maryland. Las estimaciones de costos para Nueva York y Canadá oscilan entre $ 100 y $ 600 [3]
2
Cálculos basados en un consumo promedio de los hogares de Estados Unidos en 2008 de 920 kWh / mes; costo promedio a US clientes residenciales en 2008 de 11.26 centavos / kWh; coste medio de un medidor inteligente de $ 250; términos promedio de crédito en los bancos y las compañías de financiamiento comercial, para las cuentas de intereses evaluada en 2008 del 13,57%; DR ahorro de 15% de la factura mensual, que es aproximadamente el punto medio del rango 2e30% reportado por Faruqui y Sergici [4]. Los datos de consumo obtenidos de la EIA, las condiciones de crédito de datos proporcionados por la Reserva Federal.
8
MEDICION INTELIGENTE
Del mismo modo que los usuarios de electricidad necesitan saber el costo de la energía que consumen, también los proveedores de servicios públicos tienen que ser capaces de controlar con precisión los patrones de uso en tiempo real de los usuarios individuales con el fin de distribuir adecuadamente los incentivos financieros obtenidos, aplicar correctamente el tiempo de las tasas de uso al consumo de electricidad, y así sucesivamente; es por esta razón que se hace necesaria la implementación de medidores inteligentes.
Una de las opciones más viables para implementar medidores inteligentes en Colombia es implementar medidores tipo AMI de deslastre de carga. Teniendo en cuenta los procesos de adaptación del consumidor al sistema DR tipo precio, se considera instalar estos medidores para tener control por relevos de desconexión de circuitos no esenciales en hora pico, de forma que el consumidor no incurra en consumos no esenciales de energía en el horario pico.
9 MEDIDORES INTELIGENTES (AMI)
Los Medidores Inteligentes son medidores eléctricos digitales que recopilan información sobre el uso de la energía y la envían en forma segura al centro de operaciones y control. Gracias a las lecturas de estos, el consumidor puede saber cuánta energía está consumiendo en tiempo real, y puede decidir si desconectarse de la red o no (según el precio de la electricidad en ese momento). [6]
En general es un sistema que registra y recolecta el consumo de energía eléctrica, gas o agua en forma horaria (o con mayor frecuencia) y ofrece la transmisión de las mediciones a un punto central de recolección de datos, como se muestra en la imagen 2.
Una de las opciones para implementar medidores inteligentes en Colombia es implementar medidores tipo AMI TWAC, pues, es una tecnología madura y con costos de sostenimiento bajos, se puede realizar la instalación inicial en subestaciones con cobertura en el 100% de clientes alimentados por la subestación, con costos de expansión bajos (sólo se requiere el cambio de medidores). Incluye medida centralizada, esquemas prepago, postpago, lectura, corte y reconexión remota, balances de energía, vínculo cliente red, posibilita leer medidores de agua y gas, detección de daños, intentos de fraude, y monitoreo permanente del sistema, smart grid.
Casi 200 empresas están estudiando o han implantado sistemas AMI para electricidad, gas y agua (141 de electricidad). [19]
Imagen 3. Países con medidores inteligentes instalados. [19]
10
MAPA DE RUTA
Un mapa de ruta es un tipo especializado de plan estratégico que describe las actividades que una organización puede llevar a cabo sobre los marcos de tiempo específicos para lograr objetivos y resultados establecidos. [20]
Es un complejo instrumento de planificación a largo plazo que permite el establecimiento de objetivos estratégicos y la estimación del potencial de las nuevas tecnologías, productos y servicios, establece a grandes rasgos la secuencia de pasos para alcanzar un objetivo. Se especifican tiempo y recursos necesarios. Puede entenderse como un plan de acción a largo plazo y general que acerca los objetivos estratégicos a objetivos
más tangibles y alcanzables. Queda comprendido por pequeños planes de acción más concretos. [21]
Sigue una lógica basada en los objetivos, un conjunto de metas bajo los que se plantean hitos, metas de desempeño atadas a fechas, y metas cuantificadas teniendo en cuenta las falencias y barreras: de conocimiento, tecnológicas, de mercado, institucionales, regulatorias, y políticas bajo las que se crean acciones que atacan las falencias y barreras y se lleva a cabo un proceso de planeación, visión, preparación, y desarrollo, implementación y revisión del mapa de ruta mediante talleres de expertos y grupos de trabajo en recolección y análisis de información. La imagen 4, a continuación, presenta el esquema del proceso para desarrollar un mapa de ruta exitoso. [22]
Imagen 4. Esquema del proceso de una hoja de ruta. [20]
Los mapas de ruta de mercado comienzan con la identificación de las principales necesidades del mercado y los clientes. Luego considera las tecnologías y los requisitos de la investigación y desarrollo necesarios para satisfacer esa demanda. Una hoja de ruta impulsada por la tecnología en cambio comienza con una tecnología clave y busca determinar las necesidades del mercado para las que tal vez sirva la nueva tecnología. [21]
10.1 CARACTERISTICAS DE UN MAPA DE RUTA [22]
Durante el Tercer Seminario Internacional de Energización con Fuentes Alternativas Pasto, Nariño, Noviembre de 2015 Daniel Vesga presento dentro de “La metodología de los mapas de ruta y su aplicación a la planificación energética regional” las siguientes
características de un mapa de ruta:
Es un proceso evolutivo de creación, implementación y ajuste
Es cooperativo, involucra todos los actores relevantes (industria, gobierno, suministradores, consumidores, universidad)
Se busca el consenso en sus decisiones
Ayuda a los actores a visualizar el futuro
Se construye con necesidades y capacidades existentes
Desarrolla un entendimiento compartido de los retos de su desarrollo
Es conveniente una entidad “sombrilla” que facilite su desarrollo
Los “adversarios” no son un ambiente aconsejable
10.2 HITOS Y OBJETIVOS DEL MAPA DE RUTA PARA IMPLEMENTAR MEDICIÓN INTELIGENTE Y RESPUESTA DE LA DEMANDA
Teniendo en cuenta el Reporte de experiencias en acercamiento a regulaciones sobre la implementación de medidores inteligentes entregado por la Confederación International de Reguladores de Energía ICER [23] se plantean los hitos de un mapa de ruta para la implementación de la medición inteligente.
1. Decidir sobre qué organización regula la política de la medición inteligente: el gobierno, la autoridad reguladora nacional, o un organismo comercial. En el caso de un organismo comercial, el gobierno o el regulador aún deben conservar la responsabilidad general y tendrán que actuar para asegurar que el modelo de medición inteligente desarrollado a través de los mecanismos comerciales se extienda y se base en un marco jurídico y normativo sólido.
2. Se establecerán las funciones y responsabilidades de cada uno de los participantes del mercado entre esas: la propiedad del medidor, la mínima expectativa del usuario en cuanto al programa, cómo y cuándo se pueden recuperar los costos de aplicación y el diseño de pruebas.
3. Se deben establecer las medidas necesarias para proteger a los consumidores de los efectos potencialmente negativos de la implementación de medidores inteligentes. Se deben plantear reglas específicas en materia de protección de datos.
4. Se llevará a cabo una evaluación de impacto, es decir, un análisis de los posibles efectos positivos y negativos de la implementación de medidores inteligentes, incluyendo un análisis de costo-beneficio
5. Se plantea considerar la capacidad del modelo de medidor inteligente para dar cabida a futuros desarrollos en la tecnología y el mercado (por ejemplo, las redes inteligentes).
11 PROPUESTA MAPA DE RUTA
Se propone un mapa de ruta, basado en una línea de tiempo de proyecto, para la implementación de un programa de respuesta de la demanda tipo precio, la instalación de medidores inteligentes y el diseño de tarifas dinámicas en el sector residencial colombiano.
El mapa de ruta considera tres agentes a intervenir en el proceso mediante el cual se logrará la implementación exitosa de programa de respuesta de la demanda tipo precio en el sector residencial colombiano. En primer lugar, el regulador, representa la figura del ente encargado de expedir las resoluciones bajo las cuales se ajustará la implementación de los programas de respuesta de la demanda y se regularán los cargos asociados al servicio de energía eléctrica; el mapa de ruta basa su desarrollo en dichas resoluciones teniendo en cuenta que se diseñan para eliminar las barreras y falencias del sistema. Una vez eliminadas las primeras barreras y falencias el regulador debe eliminar la tarifa plana como sistema de cobro para el kWh; sin la tarifa plana se puede implementar un programa de precios TOU basado en dos bloques de precios, tarifa pico y tarifa valle. El regulador deberá, además, expedir resoluciones acerca de la instalación y cobro de los medidores tipo AMI, necesarios para el cumplimiento de los objetivos y metas del proyecto, y con los cuales se podrá implementar un programa de precios tipo RTP y un CPP a necesidad en época de sequía.
Por otro lado, el operador de red será el ente encargado de capacitar a los usuarios en programas de respuesta de la demanda tipo precio y poner en marcha las herramientas necesarias para que el usuario pueda acceder a la información necesaria para programar su consumo y traslado de cargas con el fin de ver un ahorro en su factura, deberá, además, proveer e instalar el medidor inteligente y actualizar las herramientas dadas al usuario una vez instalada dicha tecnología.
Finalmente, usuario, el otro ente a tener en cuenta deberá recibir capacitaciones en las que aprenderá acerca de los programas de respuesta de la demanda tipo precio, y como modificar sus patrones de consumo realizando traslado de cargas, esperando un ahorro en su factura. Una vez el operador de red haya instalado las herramientas necesarias el usuario recibirá capacitación acerca de su uso y se espera que empiece a utilizar la información contenida allí para modificar sus patrones de consumo. El usuario debe tener en cuenta que el ahorro generado los primeros años se verá expresado en la factura, pero será utilizado para el pago del medidor.
Imagen 5. Propuesta de mapa de ruta para la implementación de un programa de respuesta de la demanda tipo precio, la instalación de medidores inteligentes y el diseño de tarifas dinámicas en el sector
residencial colombiano
Se propone la siguiente línea de tiempo de proyecto, que sigue los pasos necesarios para la implementación de un programa de respuesta de la demanda tipo precio y contempla los periodos de expedición de nuevas resoluciones para eliminar las barreras y falencias del sistema, el diseño de tarifas dinámicas y la instalación de medidores inteligentes en el sector residencial colombiano.
Imagen 6. Línea de tiempo del proyecto
11.1 PLATAFORMA ONLINE: Tarifa por kWh diaria (Previo a la instalación de medidores inteligentes)
Considerando que conocer el precio de los productos que se consumen es un derecho del consumidor se propone la puesta en marcha de una plataforma virtual que informe a los consumidores de cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica los precios
reales distribuidos en dos bloques de precios por kWh; estos dos bloques corresponderán a las horas valle y las horas punta de carga en el sistema respectivamente; el precio de cada uno de los bloques será igual a los promedios de los precios por kWh de todas las horas dentro del bloque. El bloque de horas pico estará definido para las horas entre las 18:00-22:00 y las horas valle serán todas las demás. Estas tarifas estarán discriminadas dependiendo del día de la semana, pues de acuerdo a las curvas de demanda las cargas y los precios de oferta varían para días entre semana, fines de semana y periodos críticos como épocas de sequía, fenómeno del niño.
Antes de iniciar el programa de respuesta de la demanda, se requiere una capacitación que apunte a que los consumidores finales comprendan como obtendrán ahorros monetarios a través del cambio en sus patrones de consumo por medio de la implementación de dichos sistemas. Dentro de dicha capacitación se tendrán en cuenta temas tales como acceso a la información de precios de la energía en diferentes periodos de tiempo, conciencia de consumo que disminuya el valor de la factura de energía eléctrica, precauciones referentes a los equipos instalados, entre otros. Como se dijo anteriormente la primera etapa se basa en tarificación TOU, que tiene como objetivo que el consumidor se adapte al sistema de tarifas variables y posteriormente tenga un manejo eficiente de las mismas, para esto se propone la implementación de la la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes).
Se podrá acceder a la plataforma desde una página web en cualquier computador y dispositivo móvil y desde una aplicación para los dispositivos móviles. La plataforma presentará al usuario el precio de las horas pico, el precio de las horas punta de cada día, y un pronóstico para los 7 días siguientes, además de un histórico de precios y una tabla informativa para el usuario indicando las horas correspondientes a cada uno de los bloques. Dado que el consumidor será consciente de los precios que tendría que pagar por kWh a cada hora del día se podría hacer un plan de consumo en respuesta a la demanda que beneficie al cliente consumiendo la mayor carga en las horas en que el precio del kWh es más económico, y el ahorro representado por consumir en dichas horas, asumiendo que ese ahorro se da efectivamente dejando de lado la tarifa plana existente en Colombia, podría ser “invertido” en el pago de los medidores inteligentes.
Se espera que con esta información el usuario se sensibilice a las tarifas de precios dinámicos y que mediante el conocimiento del precio de la energía que consume cada hora del día, realice un traslado de cargas en horas punta que le significará una reducción en la factura y suavizará el pico en la carga del sistema.
Imagen 7. Vista de la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes) en páginas web
Imagen 8. Vista de la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes) en aplicaciones para dispositivos móviles
11.2 Pronóstico de precios para la Plataforma Online: Histórico de tarifa diaria por kWh
El pronóstico de los precios por kWh para los 7 días siguientes al día actual se realizará mediante la aplicación del modelo VAR para la estimación diaria de corto plazo del precio de bolsa máximo, mínimo y promedio en la bolsa de energía colombiana [24]
El análisis de datos se realiza tomando la serie de datos diarios comprendida entre el primero de enero de 2007 y marzo de 2015. También se toman los datos del mes de abril de 2015 para evaluar el resultado de los pronósticos.
El pronóstico de los precios se realiza bajo tres variables, precio de bolsa, demanda del despacho y el porcentaje de aportes hídricos comparado a la media histórica; para los precios de bolsa el modelo define tres índices: máximo, promedio y mínimo, y se calculan basados en los precios de bolsa publicados por XM.
Para la estimación del modelo VAR se tomaron los índices del precio de bolsa como variables endógenas del modelo. Como variables exógenas al modelo se tomaron el porcentaje diario de los aportes del SIN y la demanda del despacho. Para el modelo VAR se utilizó la transformación Box-Cox de las variables. [24]
11.3 PLATAFORMA ONLINE: MONITOREO PARA CONSUMO INTELIGENTE (UNA VEZ INSTALADOS LOS MEDIDORES INTELIGENTES)
La plataforma online de monitoreo para consumo inteligente tiene como objetivo permitir al usuario tomar decisiones informadas sobre su consumo de energía basadas en información precisa y en tiempo real de costos una vez se haya instalado el medidor inteligente y se tenga la información del precio por kWh. La plataforma será administrada y ofrecida a los usuarios por cada una de las empresas distribuidoras del país en cada ciudad. Esta plataforma permitirá al usuario ver la cantidad de energía que está utilizando, en tiempo pasado y presente, y lo que cuesta.
En la plataforma online el usuario podrá:
Conocer el costo por hora de energía que actualmente está consumiendo
Ver información sobre el uso de la energía: uso actual en tiempo real, uso en los últimos siete días y uso en los meses anteriores
Recibir su factura por ese medio cuando estén instalados los medidores inteligentes.
Tomar decisiones más informadas sobre el uso de energía de su hogar
Entender cómo se puede ahorrar dinero a través de un asesoramiento personalizado de ahorro energético basado en su uso y en las tarifas
Mediante el uso de la plataforma se espera que con el tiempo el usuario sea capaz de reducir el uso de energía y de trasladar su consumo de tal forma que dicha reducción y
traslado de carga se vean traducidos en ahorros financieros expresados en su factura y en la reducción de costos de operación del distribuidor de energía.
Se propone que la plataforma preste el servicio de simulación de consumo para que el usuario pueda introducir periodos de uso de energía estimados en términos de kWh para cada hora del día y así conocer un estimado del precio a pagar. El simulador proveerá datos del consumo de energía de los electrodomésticos que se tienen en el hogar y necesitara datos tales como el estrato (dependiendo del estrato se debe operar el subsidio), día, mes, periodo a simular (puede ser un día, una semana o un mes) y consumo de energía expresado en kWh para dicho periodo de tiempo. Si el simulador se programa para una semana o un mes, el usuario deberá introducir su consumo para cada hora de cada día. El resultado que entregará el simulador será un estimado del total en pesos de su consumo.
11.4 PROGRAMAS DE MEDICION INTELIGENTE
Partiendo de la parte pedagógica por medio de la implementación de un sistema de respuesta a la demanda TOU sobre el cual se montará el sistema definitivo de tiempo real, y la implementación de la Plataforma online: Tarifa por kWh diaria (Pre instalación medidores inteligentes) se espera implementar los medidores de energía necesarios para llevar a cabo la implementación optima de un sistema de respuesta de la demanda por RTP.
En primer lugar los medidores de energía deben considerar factores de edición de calidad de la potencia, caracterizando elementos como desbalance, armónicos y demás elementos de afectación a la red. Este tipo de ediciones no son fundamentales ni indispensables en la implementación de un sistema de respuesta de la demanda, sin embargo, las nuevas investigaciones en el área de calidad de la potencia se ha demostrado las ventajas en términos de eficiencia del sistema, que este tipo de controles representa sobre las variables eléctricas.
En segundo lugar, los sistemas de respuesta de la demanda requieren de un alto flujo de datos, para la implementación de un sistema TOU o un sistema de precio en tiempo real, se requiere de transmisión de datos de consumo con etiquetas de hora y fecha, datos de precio de la energía y demás datos relevantes que se deben compartir para el dimensionamiento y control del sistema. Por esta razón los medidores de energía deben incluir un sistema de comunicación. Actualmente existen tecnologías de transmisión de datos por la red eléctrica sin embargo, este tipo de tecnologías tienen cierto nivel de afectación sobre la calidad de la potencia en la red de distribución además que requiere de mayores inversiones en el sistema de recolección e interpretación de datos, por esta razón se plantea un sistema de medición que incluya un punto de conexión de red para que toda la información relevante sea subida a la nube y descargada desde la nube en tiempo real para compartir datos.
Por último, los medidores tipo AMI (Advanced Metering Infraestructure) tienen capacidad de lectura, corte y reconexión remota desde el sistema comercial y ayudan tanto a mejorar hábitos de consumo como a evitar el desperdicio de energía. El AMI consiste en un sistema de medición de energía bi-direccional con la capacidad de lectura, corte y reconexión remota desde el sistema comercial de la empresa distribuidora. [6]
Esta infraestructura permite que la información se distribuya al interior de la empresa proveedora del servicio eléctrico, esto con el objetivo de hacer sus operaciones más ágiles y flexibles, con mayor conciencia ecológica y de respuesta a sus clientes. Los beneficios del sistema AMI son el acceso oportuno a la información de electricidad de la vivienda o local, lo que ayudará a mejorar los hábitos de consumo y contribuyen a la disminución en las tarifas del servicio al reducir los costos por conexión y desconexión. [6]
De acuerdo con EMCALI dentro de los beneficios del sistema AMI se pueden contar los siguientes: [12]
Posibilita la medición de perfiles de tensión para cada suministro Permite atender en línea los reclamos de clientes sobre el servicio Permite establecer la conexión de cada usuario
Aumenta la satisfacción del cliente
Automatiza la detección de daños al nivel de sector hasta el nivel de baja tensión
Automatiza el cálculo de indicadores de calidad al nivel de usuario
Provee servicio de desconexión temporal a solicitud del cliente
Automatiza la actualización del vínculo cliente-red
Automatiza la detección de medidores averiados
Disminuye en el tiempo de atención de los daños en la RED
Imagen 9. Beneficios Sistema AMI (EMCALI)
11.5 COSTOS DE INSTALACION DE LOS MEDIDORES INTELIGENTES
Si bien es posible que la instalación de medidores inteligentes y centrales de medición inteligentes por parte de las empresas de distribución pueda resultar en un ejercicio costoso, los ahorros representados por las mediciones no presenciales y por las pérdidas no técnicas evitadas pueden solventar algunos de dichos costos. Para que esto sea posible, deben darse desde luego las señales adecuadas desde los entes reguladores y los incentivos más apropiados a los usuarios del servicio.
Adicionalmente, si los equipos de medición inteligente están equipados con capacidad de medición bidireccional, hay usuarios (principalmente los de más altos ingresos) que estarían en capacidad de instalar este tipo de dispositivos, en este caso el ahorro representado en energía eléctrica no consumida durante periodos de altos precios (o precios de escases) puede permitir cubrir los costos del medidor. En este caso, el costo del medidor bidireccional puede incluirse dentro del cálculo del Levelized Cost Of Energy (LCOE), por lo que el ahorro en el que incurre el usuario se daría, en teoría, cuando el precio de la energía supere el LCOE para ese usuario-productor (prosumer) en particular.
11.5.1 Recuperación de la inversión de la instalación de los medidores inteligentes AMI
A continuación se presenta un estimativo que calcula el tiempo en el que se recupera la inversión del medidor inteligente. La estimación se hace para estrato 4 teniendo en cuenta que la tarifa para este es igual al precio resultante de aplicar el costo unitario de prestación del servicio y el factor de subsidio o contribución autorizado legalmente. En el caso de los clientes de estrato 4 que no son beneficiarios de subsidio, ni están sometidos al pago de contribución, la tarifa corresponde al costo unitario (CU). [25]
Se asume un desplazamiento de carga de horas pico a horas valle según la experiencia internacional. Se toma como base la experiencia de Southern California Edison que empezó la implementación de AMI en el 2009 con el reemplazo de los medidores tradicionales. Este programa ha alcanzado beneficios en cuanto a: (i) reducción de costos operativos (59.5%), (ii) ahorro por control de cargas (18.1%) y (iii) respuesta de la demanda (22.4%) [19] por lo que para este estimativo se asume un precio de periodo valle menor o igual al 75% del precio de tarifa plana y para el periodo pico una tarifa mayor o igual al 125% de la tarifa plana así:
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎𝑉𝑎𝑙𝑙𝑒 ≤ 0.85 ∗ 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎𝑝𝑖𝑐𝑜 ≥ 1.25 ∗ 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜
Adicionalmente, se estima un ahorro de energía, expresado en la factura, por modificación de patrones de consumo y traslado de cargas entre el 2% y el 5% basándose en la elasticidad para una tarifa plana.
El cálculo por “promedio del estrato socioeconómico” aplica exclusivamente a clientes residenciales y consiste en estimar el consumo con base en el consumo promedio de los clientes de su mismo estrato. El consumo se determinará con base en el promedio de los últimos seis (6) meses de los clientes del mismo estrato que cuenten con medida, considerando el mercado total de la empresa. [25]
Al final de modelo se obtiene un cálculo del tiempo en el cual se recupera la inversión del medidor.
Para el cálculo se plantea la siguiente restricción:
∑ 𝑖 ∑ 𝑡 ($𝑣𝑎𝑙𝑙𝑒 𝑖,𝑡 ∗ 𝑄̂𝑣𝑎𝑙𝑙𝑒 𝑖,𝑡+ $𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑖,𝑡∗ 𝑄̂𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑖,𝑡 ≤ $𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜∗ 𝑄̂𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
La restricción se plantea teniendo en cuenta que la propuesta desarrollada en este proyecto para el éxito de la tarificación dinámica parte de que el usuario debe ver un ahorro en su factura; en este proceso la restricción comprende el caso en el que el usuario pague lo por lo menos lo mismo que paga con tarifa plana.
Los datos de facturación y consumo totales promedio para el estrato 4 obtenidos mediante el generador dinámico de la fábrica de reportes del Sistema Único de Información de Servicios Públicos SUI para el año 2014 y para todos los operadores de red en todas las zonas geográficas del país son los siguientes:
PERIODICIDAD Measures PERIODICIDAD Measures
ESTRATO Mensual
ESTRATO Facturación total Facturación por
consumo Consumo total
Número de suscriptores Promedio de Facturació n total Promedio de Facturación por consumo Promedio de Consumo
Estrato 1 1.987.842.434.736 2.006.657.789.796 5.705.254.070,0 34.600.004 57.452,09 57995,88317 164,8917171
Estrato 2 2.257.635.600.137 2.561.035.996.801 6.829.790.643,0 47.441.323 47.587,96 53983,23307 143,9629043
Estrato 3 1.797.478.531.400 1.696.006.972.188 4.488.327.830,0 27.715.981 64.853,51 61192,38472 161,9400674
Estrato 4 725.169.071.428 641.567.122.948 1.722.418.341,0 8.915.276 81.340,06 71962,67653 193,1985438
Estrato 5 414.422.719.414 315.554.779.986 856.627.611,0 3.677.952 112.677,58 85796,32904 232,908861
Estrato 6 355.348.347.103 279.992.861.539 788.583.064,0 2.130.978 166.753,64 131391,7185 370,0568772
Tabla 1. Facturación y Consumo total por estratos 2014 [26]3
Con base en los datos obtenidos en la plataforma dinámica del SUI y con las estimaciones presentadas anteriormente se calcula el tiempo de retorno de inversión de un medidor tipo AMI cotizado para la empresa de energía EMCALI en $107.000COP (ver anexo 17) que a la Tasa Representativa del Mercado de ese día es igual a USD$53,5 equivalentes a $160.500 con la TRM del día 14 de Diciembre de 2015.
El tiempo de retorno de inversión se calcula con una vida útil de 20 años, asumiendo el año 2018 como año de instalación de acuerdo a la línea de tiempo del proyecto, una tasa de retorno igual al 10% y un consumo promedio de $81.340COP mensual para residentes en estrato 4, obtenido con el generador dinámico de la fábrica de reportes del SUI.
Se presenta el siguiente análisis para la recuperación de la inversión de los medidores inteligentes tipo AMI:
Datos supuestos:
• Caso base: dos tarifas
• Tpico = 1.45 * Tarifa plana • Tvalle= 0,85 * T plana
3
Los datos presentados fueron obtenidos por el generador dinámico de la fábrica de reportes del Sistema Único de Información de Servicios Públicos SUI para el año 2014.
http://bi.superservicios.gov.co/o3web/browser/showView.jsp?viewDesktop=true&source=SUI_COMERCIAL /VISTA_INICIAL_ENERGIA%23_public
• Dos efectos
• Efecto sustitución: traslado del consumo de horas pico a horas valle
• Efecto precio: eficiencia en el uso de la energía por mejor información de precios
Supuestos
Caso Base (2 tarifas) Familia estrato IV (Fuente SUI)
%Qpico = 25% de la carga total (kWh) 48,3
%Qvalle = 75% de la carga total (kWh) 144,9
Consumo promedio mes (kWh) 193,2
$kWh $ 421,01
Consumo línea base mensual $ $ 81.340,06
Consumo linea base mensual $ (Solo G) $ 32.536,02
G = 40% del precio total $ 168,41
$Tpico = Tarifa*1,45 $ 244,19
$Tvalle = Tarifa*0,85 $ 143,15
$Tv*Qv + $Tp*Qp = $Tp*Qt $ 32.536,02
*Por cada 10% de traslado de cargas del pico al valle, el precio valle sube 5% y el precio pico baja 15%
Reducción por elasticidad precio 5%
Análisis:
• Diferentes escenarios de traslado de carga del pico al valle por señales de precio: entre 10% y 40%
• Por cada 10% de traslado de carga del pico al valle, el precio valle sube 5% y el precio pico baja 15%.
• El caso óptimo de traslado se presenta para el 20%.
• La reducción por EE se consideró entre 2% y 10%. Para la presentación de toma 5%.