Para Corona, la gestión energética ha sido durante más de 135 años un pilar fundamental de la estrategia de competitividad industrial y del compromiso de la compañía con la Sostenibilidad. El plan de gestión energética de Corona tiene en cuenta que la energía es la columna vertebral de los procesos
Al Pensar en Eficiencia Energética, el enfoque es la disminución del consumo de los energéticos que nos permiten mejorar los costos de producción. Y cuando me refiero a mejorar costos de producción, además de pensar en los costos del producto terminado de los sectores industrial y comercial, es necesario incluir en este espacio la producción de confort de la demanda residencial del país, que es por lo menos el 70% de la demanda eléctrica de Colombia.
Sin embargo, el análisis hay que hacerlo más amplio. La fórmula del costo de los energéticos se compone de manera general por el consumo del energético (Q) y la tarifa de ese energético (P), por lo que al pensar en ser eficientes debemos enfocarnos tanto en la disminución del consumo, como en tener acceso a tarifas que nos permitan lograr el objetivo de la reducción de los costos de producción para ser competitivos en un mercado global, dado que el costo final resulta de multiplicar (Q) por (P).
Mejorar la Eficiencia Energética de un sistema tan complejo como lo es el Sistema Interconectado Nacional de Colombia (S.I.N.) “compuesto por un gran número de activos físicos conectados a lo largo y ancho del país, el cual agrupa las máquinas que generan la energía eléctrica desde diversas fuentes, tamaños y configuraciones; las líneas de transmisión que la transportan a diferentes distancias y niveles de tensión; las subestaciones que transforman la energía a voltajes de distribución regional o local; y finalmente la red de distribución que llega al usuario final en el extremo opuesto de esta cadena de la energía” no es una tarea fácil ni barata. De hecho, hay un cargo en el costo unitario de la tarifa de energía eléctrica que se refiere a las pérdidas técnicas del sistema, entendiendo que para mantener operativo de manera óptima todo el SIN, la sumatoria de todo lo que producen los generadores de energía siempre es mayor a todo lo que se consume la demanda del país debido a que todos los activos conectados necesitan un poco de esa energía para su funcionamiento. Estas pérdidas técnicas las paga el usuario final a prorrata de su demanda de energía eléctrica.
No obstante, al ser el SIN un sistema multidinámico donde todos los activos necesitan mantenimiento, en algunos casos reposición y en otros casos expansión, existe precisamente un Plan de Expansión en Referencia a la Generación y Transmisión del país, el cual es planeado anualmente para alcanzar el sistema integrado de generación y transmisión al que queremos llegar en un horizonte de 14, con el que se garantice tanto el acceso al sistema del crecimiento vegetativo de la demanda, como la reducción de las Restricciones del sistema como tal. En este Plan de Expansión quedan registradas todas las obras necesarias para garantizar la integración de la cadena de energía hasta el usuario final y la inversión que se debe realizar es del orden de los 500 millones de dólares. En otras palabras, para llegar a un sistema integrado ideal de la Generación y la Transmisión con los usuarios finales debemos pagar esa cantidad de dinero en un horizonte de 14 años.
Sin embargo, la realidad es otra. A pesar de los esfuerzos de los agentes para que sus proyectos se ejecuten a tiempo, existen factores como las convocatorias que quedan desiertas, la desintegración de algunas entidades que otorgan los permisos de construcción de las obras y esto causa que los tiempos planeados no se cumplan o en el peor de los casos, que los proyectos ni siquiera se puedan construir. Por otro lado, a medida que los proyectos de transmisión van entrando al sistema el usuario final empieza a remunerar las inversiones de los agentes que construyen los proyectos. Por ello, en los últimos 4 años, el costo del cargo de la Transmisión del SIN se ha incrementado en más del 50%.
Peor aún es el análisis del cargo de Restricciones, el cual en resumen es un sobrecosto que paga el usuario final para balancear la ineficiencia del SIN, el cual se traduce en poner a generar unidades más costosas (desplazando generación más económica) para mitigar el impacto de no haber ejecutado los proyectos de Transmisión a nivel regional o local, tal como fueron planeados. Este sobrecosto fue en 2017 aproximadamente 490 millones de dólares, es decir, los usuarios de energía en Colombia pagamos en 2017 un sobrecosto por Restricciones equivalente a construir el sistema de transmisión al cual queremos llegar en los próximos 14 años. Lo más escandaloso es que el costo de restricciones se ha incrementado en los últimos 4 años en más del 700% con muy poca intervención de las entidades que deben controlar estos costos. La demanda de energía del país está pagando el sobrecosto exagerado del balance del sistema y no hay soluciones en el corto plazo que mitiguen este flagelo en que se han convertido las Restricciones, siendo uno de los peores problemas del sector eléctrico en Colombia en la actualidad.
Las soluciones a este problema son variadas, complejas y deben enfocarse a enfrentar de manera directa las causas que originan el sobrecosto en que se está incurriendo en el SIN, tales como:
La Gestión Eficiente de la Energía, un concepto definido en la Ley 1715 de 2014 como el “Conjunto de acciones orientadas a asegurar el suministro energético a través de la implementación de medidas de eficiencia energética y respuesta de la demanda”, ya se ha venido desarrollando en Colombia y esa parte que faltaba en el mercado “LA RESPUESTA DE LA DEMANDA”, ya es una realidad que está generando beneficios a los consumidores que participan de este nuevo modelo de negocio.
Para cualquier mercado, en especial para el mercado de energía, es necesario mantener el equilibrio permanente entre la oferta y la demanda. En ese sentido es exactamente igual que en momentos de escasez un generador prometa entregar una cantidad de energía (en eso consiste el cargo por confiabilidad) o que un grupo de consumidores prometan disminuir su consumo cuando el mercado lo requiera. Lo anterior es la base conceptual de la Respuesta de la Demanda y la explicación del por qué es un factor clave para mejorar la eficiencia de los sistemas eléctricos al permitir que la demanda se vuelva activa y participe en el mercado.
La Respuesta de la Demanda – RD es entonces la capacidad de disminuir el consumo de energía eléctrica con respecto a un patrón usual de referencia en momentos que el sistema eléctrico lo requiera, y está jugando un papel importante en los mercados de energía eléctrica en el ámbito mundial debido a los beneficios que representa para la eficiencia del sistema, del parque generador y en general, para el suministro confiable de los sistemas eléctricos.
Las disminuciones de consumo pueden ser por paradas de mantenimiento, paradas de producción porque se dispone de inventarios, autogeneración de emergencia o reducciones de confort (apagar sistemas de aire acondicionado) y todas estas son coordinadas y alineadas por los “agregadores de demanda”, un nuevo agente de la cadena de energía que llega al mercado para facilitar la participación activa de los consumidores en el mercado.
Teniendo en cuenta que el sistema eléctrico colombiano es un sistema que tiene una alta dependencia a las condiciones hidrológicas, cuando se presentan fenómenos como “El Niño”, se requiere que los generadores con mayores costos del sistema empiecen a operar para abastecer la demanda de energía. Estas situaciones cíclicas obligan al país a mantener un parque generador para uso eventual mientras que la industria, el comercio y otros sectores de consumo también disponen de capacidad de generación de energía a través de “plantas eléctricas de emergencia” que sirven para uso eventual. Así mismo, la reducción coordinada de demanda de energía eléctrica, también representa un alivio para el sistema y por lo tanto es un respaldo para asegurar el suministro.
Existe entonces la posibilidad que los generadores que se encuentran indisponibles por falla, mantenimiento o problemas que retrasen la misma construcción, como recientemente ha sucedido con proyectos como Hidroituango, puedan encontrar en los activos de generación de los mismos consumidores del mercado nacional, la posibilidad de respaldar temporalmente sus obligaciones de entrega de energía en caso que se presente una condición de escasez en el mercado energético. JULIA-RD S.A. E.S.P. es el agregador de demanda del mercado colombiano, encargado de alinear a los consumidores que participan en este nuevo negocio.
La última condición de escasez en Colombia se presentó durante el fenómeno de “El Niño 2015-2016” y fueron los consumidores, a través del ahorro de energía y al poner en operación sus plantas de emergencia, el último eslabón de una cadena de esfuerzos que evitó que Colombia no llegara a una situación de racionamiento. Esta primera experiencia exitosa de respuesta de la demanda en Colombia liderada por el Gobierno Nacional y reglamentada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, se denominó “Apagar paga”. La reducción de consumo de los colombianos alcanzó los 500 MW de potencia, es decir el 5% de la demanda de potencia en ese momento crítico.
En Colombia la regulación de la Respuesta de la Demanda inició desde el año 2006, año en el cual la CREG estableció, en la resolución CREG 071 de 2006, las fronteras de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) como uno de los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad en caso de condiciones críticas de abastecimiento. En 2010 a través de la resolución CREG 063 se estableció el procedimiento para calcular el consumo de referencia (Línea Base de Consumo) a partir del cual se validan las reducciones de consumo.
A partir del pasado mes de octubre de 2018 empezó a regir la resolución CREG 098 de 2018, la cual reglamentó las pruebas de disminución de consumo (encendido de plantas de emergencia) que deben cumplir los consumidores que deseen participar en la Respuesta de la Demanda. Con estas pruebas, el mercado a través del administrador, asegura que los consumidores efectivamente tienen la capacidad de reducir parcial o totalmente su consumo cuando el sistema lo requiera.
Los consumidores que se han incorporado a este nuevo negocio representan casi el 7% de la demanda de energía No Regulada del país y están obteniendo beneficios equivalentes a 27 $/kWh consumido. En caso de presentarse una situación de escasez estos clientes reciben los recursos para encender sus plantas de emergencia, generando así un aporte a la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
En este momento la CREG está definiendo la propuesta regulatoria para que la demanda pueda participar también en el mercado de restricciones, brindando al mercado alternativas diferentes al encendido de plantas de costos elevados por las limitaciones en el sistema de interconexión eléctrica nacional.
*Ricardo Sánchez Alba. Gerente JULIA-RD S.A. E.S.P.
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