INFORME DE GESTIÓN 2017 - colombiainteligente.com · Líder de Gestión JUAN DAVID MOLINA CASTRO...
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INFORME DE GESTIÓN
2017
Febrero de 2018
Informe de gestión 2017
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NOTA DE RESPONSABILIDAD –
El documento INFORME DE GESTIÓN 2017 presenta las actividades y logros realizados durante el año 2017
por la organización de Colombia Inteligente. La información descrita no necesariamente representa la
opinión oficial de una entidad o empresa de la Organización Colombia Inteligente.
La información contenida en este documento de trabajo podrá ser reproducida en cualquier medio o
formato siempre y cuando se mencione explícitamente a Colombia Inteligente.
Colombia Inteligente
Todos los derechos reservados 2018 ©
Informe de gestión 2017
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MENSAJE DEL PRESIDENTE
Un caluroso saludo para todos:
Es muy gratificante para mi y para todo el equipo de trabajo, presentar a ustedes este informe de gestión
del año 2017 de nuestra organización Colombia Inteligente, considerando el énfasis que le hemos dado
desde la reevaluación de la planeación estratégica realizada en 2016 y los ejes de trabajo definidos,
que nos permiten buscar, entre otros, el cumplimiento de nuestro principal objetivo: ser un arquitecto
estratégico que promueve el desarrollo integral y eficiente de los sistemas inteligentes en Colombia para
contribuir al acceso universal de la energía, a una participación activa de los ciudadanos, la
productividad, la competitividad y el desarrollo sostenible del sector eléctrico y del país.
Este informe describirá inicialmente nuestros principios y objetivos, así como un detalle de nuestro equipo
de trabajo, miembros del Comité Directivo e integrantes de los diferentes grupos de trabajo colaborativo,
a quienes extiendo mis más sinceros agradecimientos por su apoyo, disposición y compromiso para
alcanzar los excelentes resultados en los objetivos trasados.
Se presentarán también los diferentes proyectos emprendidos y desarrollados durante el 2017 así como
los indicadores implementados para el seguimiento de su ejecución. Como aspecto importante se
destaca la encuesta de satisfacción de nuestros miembros realizada para identificar los aspectos que se
deben fortalecer y garantizar el desarrollo del plan de acción de Colombia Inteligente y el mejoramiento
continuo de nuestra organización. Cabe anotar que la información registrada permitió identificar
insumos relevantes para la preparación de los lineamientos del plan de acción 2018.
Resaltamos también, que la gestión de Colombia Inteligente está orientada a cuatro líneas estratégicas:
la generación de conocimiento, el desarrollo de proyectos tecnológicos, el fortalecimiento sectorial y la
sostenibilidad organizacional.
Las diferentes actividades y proyectos que se desarrollaron e iniciaron en 2017 estuvieron alineadas con
los ejes de trabajo planteados: Transformación del sistema eléctrico, usuario inteligente y decisiones
robustas y oportunas, destacando el cumplimiento de los diferentes cronogramas y resaltando también
el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, la UPME y la CREG.
Es nuestro interés para el año 2018 continuar avanzando en el desarrollo de los proyectos y demás
iniciativas establecidas durante el 2017 y otras que pudieran resultar, con el enfoque claro de la
estrategia planteada. Adicionalmente, continuaremos participando y aportando como Colombia
Inteligente en la iniciativa WEF “Grid Edge Transformation Colombia” desarrollada por el World Economic
Forum (WEF, por sus siglas en inglés). Esta iniciativa tiene como objetivo identificar las acciones que
acelerarán la transformación del sector eléctrico colombiano para apropiar los cambios de la revolución
industrial y adaptarse a las necesidades de sus actores (trabajo articulado del Ministerio de Minas y
Energía (MME), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y Colombia Inteligente).
Es pues un placer compartir con ustedes este informe, esperamos encuentren en él la información
suficiente para conocer y disfrutar la gestión realizada y los resultados obtenidos, ratifiquemos nuestro
compromiso para continuar aportando y trabajando siempre por una Colombia Inteligente y
comprometida con la sociedad para la inserción integral y eficiente de los sistemas inteligentes a la
infraestructura del sector eléctrico colombiano.
Gracias por su interés.
JAIME ALEJANDRO ZAPATA URIBE
Presidente Comité Directivo Colombia Inteligente.
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COLOMBIA INTELIGENTE
Somos una red colaborativa, conformada por empresas y entidades, para la inserción integral y eficiente
de los sistemas inteligentes a la infraestructura del sector eléctrico colombiano con el propósito de
disminuir riesgos y maximizar beneficios a los actores de interés.
Principios:
Fomentar el desarrollo de soluciones tecnológicas integrales y eficientes para viabilizar la inserción
de los sistemas inteligentes.
Acelerar la creación de valor mediante un proceso de coparticipación intersectorial.
Compartir conocimientos y experiencias para fortalecer el desarrollo tecnológico de las empresas
y entidades.
Objetivo:
Ser un arquitecto estratégico que promueve el desarrollo integral y eficiente de los sistemas inteligentes
en Colombia para contribuir al acceso universal de la energía, a una participación activa de los
ciudadanos, la productividad, la competitividad y el desarrollo sostenible del sector eléctrico y del país.
Fomentar la generación de capacidades y conocimiento para el desarrollo de los sistemas
inteligentes, en forma sinérgica y colaborativa.
Promover pilotos y proyectos en sistemas inteligentes, propiciando las alianzas estratégicas con
otros sectores de la economía e identificando fuentes de financiación.
Influir la política, la regulación y la estandarización para la implantación de los sistemas inteligentes.
Generar una organización sustentable, capaz de lograr los objetivos anteriores.
Con base en lo anterior, la organización desarrolla los ejes de trabajo soportados en actividades
transversales para generar valor a la organización que redundará en beneficio del sector eléctrico
colombiano y el país.
Miembros Comité Directivo (CD)
Institucionales Comité Directivo
CIDET es la entidad encargada del recaudo y administración de los recursos y soporte de las actividades del plan
de acción aprobado por los miembros de la organización para alcanzar los objetivos trazados.
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Equipo Colombia Inteligente 2017
Presidente JAIME ALEJANDRO ZAPATA URIBE
Vicepresidente ALBERTO OLARTE AGUIRRE
Líder de Gestión JUAN DAVID MOLINA CASTRO
Facilitadora Trabajo Colaborativo MARIANELA RODRIGUEZ GAVIRIA
Coordinador Investigaciones y Referenciamientos DIEGO EDISON SANCHEZ OCHOA
Administración CARLOS ARIEL NARANJO VALENCIA
RUBÉN DARÍO CRUZ RODRIQUEZ
EDUIN GARCÍA ARBELAEZ
Representantes Comité Directivo
Olga C. Pérez R. CAC
Sandra Ospina A. CELSIA
Julián D. Cadavid V. CELSIA
Carlos A. Naranjo V. CIDET
Rubén D. Cruz R. CIDET
Eduin García A. CIDET
Mario A. Castaño G. CINTEL
Gary Cooper M. CINTEL
Alberto Olarte A. CNO
Marcos A. Caro C. CNO
José V. Camargo H. COCIER
Elías D. Correa R. COCIER
César A. Rincón A. CODENSA
Pablo A. Vargas B. CODENSA
Henry Bernal A. CREG
Jaime A. Orjuela V. GEB
Camilo A. Ordoñez M. GEB
Milton F. Soto B. ELECTRICARIBE
Jhon J. Tovar P. ELECTRICARIBE
Charlie E. Hurtado M. EMCALI
Héctor E. Peña G. EMCALI
Giovanni Marín A. EPM
Diego H. Montoya M. EPM
Oswaldo Jiménez D. ISA
Ramón A. León C. ISA
Diego A. Bedoya M. ISAGEN
Luis R. Niño N. ISAGEN
Clara C. Uparela I. INTERNEXA
Camilo Táutiva M. MME
Bibiana Cuartas T. MME
Carlos García B. UPME
Carolina Sánchez R. UPME
Luis A. Galvis P. UPME
Jaime A. Zapata U. XM
Juan C. Morales R. XM
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AGRADECIMIENTOS
El desarrollo de las actividades propuestas para la ejecución del plan de acción 2017 fue posible al
compromiso y dedicación de cada uno de los miembros del Comité Directivo y participantes de los
Grupos de Trabajo Colaborativo (GTC).
Grupos de Trabajo Colaborativo
Demanda Activa Medición Flexible
Adrián Ceballos L. ISAGEN
Adriana M. Molano L. ISAGEN
Angela Cadena UNIANDES
Carlos A. Álvarez CIDET
Carlos Ardila CODENSA
César A. Rincón A. CODENSA
Diego E. Sánchez O. COLOMBIA INTELIGENTE
Edison Cardona XM
Héctor Peña EMCALI
Javier Rivera XM
Javier Rosero UNAL
Juan D. Molina C. COLOMBIA INTELIGENTE
Juan González UNIANDES
Luis E. Martínez CELSIA
Luis Galvis P. UPME
Marianela Rodríguez G. COLOMBIA INTELIGENTE
Miguel Velásquez UNIANDES
Pedro L. Hinestroza G. CELSIA
Sandra Ospina A. CELSIA
Sandra Téllez UNAL
William Martínez UPME
William Montaño UNAL
Carlos A. García M. EPM
Carlos A. Lozano EPM
Diego E. Sánchez O. COLOMBIA INTELIGENTE
Eduardo Santana CELSIA
Federico Velásquez CIDET
Giovanni Marín A. EPM
Giovanny Sánchez CELSIA
Henry Quiroga CODENSA
Jhon J. Tovar ELECTRICARIBE
Juan D. Molina C. COLOMBIA INTELIGENTE
Luis Galvis P. UPME
Marianela Rodríguez G. COLOMBIA INTELIGENTE
Milton F. Soto ELECTRICARIBE
William E. Ruiz R. CODENSA
Conexión GD Almacenamiento
Angela Buendía
Adriana Arango
XM
XM
Camilo Ordoñez M. GEB
Carlos Ardila CODENSA
César A. Rincón A. CODENSA
Daniel Chica V. CIDET
Diego E. Sánchez O. COLOMBIA INTELIGENTE
Fabio E. Giraldo C. EPM
Fredy Bastidas CELSIA
Giovanni Marín A. EPM
Juan D. Molina C. COLOMBIA INTELIGENTE
Luis Galvis P. UPME
Manuel Gómez CODENSA
Marianela Rodríguez G. COLOMBIA INTELIGENTE
Pablo A. Vargas CODENSA
Paul Manrique CELSIA
Ramón A. León ISA
William Martínez UPME
A los gremios ANDESCO (Kathrine Simancas),
ASOCODIS (Edwin Cruz, Carlos Ávila) y ACOLGEN
(Diana Orrego) que participaron en la sesión especial
de riesgos oportunidades para la conexión de la
generación distribuida (octubre de 2017).
Alejandro Gutiérrez G. ISA
Carlos A. Álvarez CIDET
César Urrego V. CELSIA
Diego E. Sánchez O. COLOMBIA INTELIGENTE
Edison Cardona XM
Elías D. Correa COCIER
Giovanni Marín A. EPM
Jhon S. Zarate H. UPME
José V. Melo GEB
Juan D. Molina C. COLOMBIA INTELIGENTE
Luis Galvis P. UPME
Marco Caro CNO
Marianela Rodríguez G. COLOMBIA INTELIGENTE
Mateo Restrepo CODENSA
Nicolás Achury UPME
Ramón A. León C. ISA
Santiago Lemos CELSIA
Sergio Peña CODENSA
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EJES DE TRABAJO
1 Transformación del
sistema eléctrico
Desarrollo de un sistema distribuido (tecnologías e integración a
la red) y digitalizado (arquitectura objetivo, espectro, seguridad
digital e interoperabilidad de los activos)
2 Usuario inteligente
Fomentar la participación activa de la demanda (gestión
eficiente de la energía y respuesta demanda) y la masificación
de la medición inteligente (medición flexible)
3 Decisiones robustas
y oportunas
Mecanismos para la difusión de información, vigilancia
tecnológica y análisis de datos
ACTIVIDADES
1 Monitorear tecnologías y métodos en el marco de los sistemas inteligentes aplicados
al sector eléctrico
2 Promover arquitecturas y estándares para la adaptación de las transformaciones
tecnológicas del sector eléctrico
3 Soportar la apropiación de tecnología aplicable, escalable y transferible en el sector
eléctrico colombiano
4 Proponer criterios para evaluar y certificar tecnologías
5 Brindar lineamientos para una normativa proactiva
PROPUESTA DE VALOR
1 Un equipo con alto conocimiento técnico y comprometido para asesorar
requerimientos del sector
2 Un espacio para la discusión de temas sectoriales
3 Realizar un trabajo conjunto y colaborativo para fortalecer e impulsar proyectos
ROLES Y RESPONSABILIDADES
Equipo Colombia Inteligente Participantes empresas/entidades
1. Coordinar las actividades de socialización,
discusión y aprobación.
2. Proponer material de trabajo.
3. Construir los documentos de formulación del
proyecto.
4. Consolidar los resultados de las actividades
realizadas.
1. Participar en las actividades asignadas.
2. Proponer y asesorar al grupo respecto a temas
técnicos.
3. Gestionar con sus respectivas
empresas/entidades su participación o la de
otros representantes.
4. Socializar las actividades con su
empresa/entidad.
La gestión de Colombia Inteligente está orientada a cuatro líneas estratégicas: la generación de
conocimiento, el desarrollo de proyectos tecnológicos, el fortalecimiento sectorial y la sostenibilidad
organizacional.
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LÍNEAS DE GESTIÓN COLOMBIA INTELIGENTE
1 CONOCIMIENTO Identificación de necesidades, grupos de
trabajo colaborativo y referenciamientos
2 PROYECTOS Formulación de proyectos, documentos
estratégicos y ejecución colaborativa
3 SECTORIAL Iniciativa sectorial WEF, actividades de
difusión y relacionamiento
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RESULTADOS GESTIÓN 2017
CONOCIMIENTO
4 GTC
Conformación de cuatro (4) Grupos de Trabajo Colaborativo
(GTC) en demanda activa, medición flexible, conexión
generación distribuida y autogeneración, y servicios de
almacenamiento de energía (6 reuniones de trabajo).
5
Referenciamientos
Desarrollo de cinco (5) documentos del estado del arte en
gestión y respuesta de la demanda, medidores inteligentes,
criterios para la conexión de la generación distribuida, servicios
de almacenamiento de energía y criterios de ciberseguridad (en
desarrollo).
PROYECTOS
2 formulados
Formulación de dos (2) proyectos, identificar el potencial de la
demanda activa en Colombia y desarrollar un piloto de
medición inteligente con display virtualizado y mecanismos de
medición flexible.
3 documentos de
trabajo
Tres (3) documentos de lineamientos estratégicos con propuestas
para la participación de la demanda activa, la conexión
confiable y ágil de la generación distribuida, y habilitadores para
la prestación del servicio de almacenamiento de energía.
2 en ejecución Desarrollo del piloto Sistema de Nacional de Redes Inteligentes
(UPME) y proyecto espectro radioeléctrico misión crítica (CNO).
SECTORIAL
1 iniciativa
Participación iniciativa WEF (MME-UPME) y construcción
documento estratégico con acciones para acelerar la
transformación del sistema eléctrico colombiano (modelos de
negocio, despliegue tecnológico, electrificación del transporte y
micro-redes sostenibles en ZNI).
5 actividades de
difusión
Levantamiento de información y difusión de la organización en
cinco eventos (ANDESCO, ANDICOM, WEC-Movilidad eléctrica,
MEM, CIER-FISE).
2 con asignación
de recursos
Asignación de recursos para la ejecución de dos (2) proyectos:
Sistema de Nacional de Redes Inteligentes (UPME) y Espectro
Radioeléctrico (EPM-CELSIA-CODENSA).
A continuación, se describen las actividades realizadas en cada línea de gestión.
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Conocimiento
1 Productos Aprendizajes
4 Grupos de
trabajo
5 Estados del
arte
1. Asignación de tiempo
para tareas GTC
2. Fortalecer
herramientas para el
análisis de datos
3. Fortalecer reuniones
presenciales
4. Realizar procesos
continuos de
vigilancia tecnológica
Las actividades de gestión del conocimiento se enfocaron en identificar
las necesidades y expectativas de los miembros de Colombia Inteligente,
la conformación de grupos de trabajo colaborativo para la discusión de
temáticas de interés y la formulación de proyectos soportada en la
elaboración de referenciamientos e identificación de tendencias.
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LEVANTAMIENTO DE NECESIDADES
Colombia Inteligente realizó un ejercicio participativo con el fin identificar y priorizar proyectos que
aporten a la inserción de los sistemas inteligentes al sector eléctrico colombiano. En ese contexto, el
proceso de consolidación de los potenciales proyectos consideró 5 fases:
Levantamiento de necesidades: entrevistas realizadas individualmente a cada uno de los
miembros de Colombia Inteligente (realizado entre febrero y marzo de 2017).
Análisis de información: procesamiento de la información recolectada en las entrevistas para
identificación de temas prioritarios de los miembros de Colombia Inteligente.
Ideación de proyectos: actividad colaborativa donde los miembros identificaron ideas de
proyectos del listado de temas prioritarios.
Perfiles de proyectos: se elaboró una “hoja de vida” de la idea proyectos identificado la
propuesta, beneficios esperados, entre otros tópicos.
Estructurar proyectos: definición del equipo de trabajo para la construcción de la propuesta de
proyecto a desarrollar (proyectos elegidos para su formulación).
En la Figura 1, se muestra la clasificación que muestra la valoración promedio que realizaron los miembros
Colombia Inteligente. Se destacó que el ejercicio realizado brindó elementos de juicio para la discusión
y establecer los proyectos a promover durante el 2017, dar lineamientos para la conformación de los
grupos de trabajo colaborativo y actividades de estructuración de proyectos, definir el rol o aporte de
Colombia Inteligente en los proyectos que realizan entidades/empresas, y generar sinergias que
permitan potenciar el aporte de Colombia Inteligente al sector y a la iniciativa “Grid Edge
transformation” del Foro Económico Mundial (WEF).
Figura 1. Clasificación de proyectos
En la Figura 2, se presenta el listado de los proyectos que se definieron para el periodo 2017 y 2018 (los
datos descritos como cantidad de empresas, tiempo y valor son mínimos referenciales dado que en la
fase de estructuración se definirán los datos definitivos, así como el objetivo, alcance,
metodologías/métodos, compromisos).
1.1.
1.2.
1.3.
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
4.1.
4.2.
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
Aplicabilidad
Sectorial
Desarrollo
Colaborativo
1.1. Arquitectura de red (5#, - M$, 12mes)
1.2. Espectro servicios críticos (6#, - M$, 7mes)
1.3. Seguridad digital (7#, - M$, 5mes)
2.1. SNRI (4#, - M$, 6mes)
2.2. Prácticas RI (2#, - M$, 8mes)
2.3. Demanda activa (4#, - M$, 6mes)
2.4. Aplicaciones IoT (7#, - M$, 6mes)
2.5. Huella de carbono (1#, - M$, 6mes)
3.1. Medición flexible (3#, - M$, 12mes)
3.2. Bus de proceso (4#, - M$, 12mes)
3.3. Preferencias de consumo (2#, - M$, 8mes)
3.4. Inteligencia gestión activos (1#, - M$, 6mes)
4.1. Laboratorio RI (2#, - M$, 12mes)
4.2. Laboratorio interoperabilidad (2#, - M$, 6mes)
5.1. Conexión GD (7#, - M$, 6mes)
5.2. Esquemas almacenamiento (6#, - M$, 12mes)
5.3. Reglamentro GD - ZNI (1#, - M$, 6mes)
5.4. Norma intercambio información (1#, - M$, 6mes)Contribución a los
objetivos estratégicos
Articulación con otras ideas de
proyecto o externas / Cuál?
Tiempo de
ejecución
Resultados
ágilmente transferibles y
escalables
Facilidad
adaptación marco legal
(sectorial)
Cobertura a
clientes / usuarios del
sector
Focalizado
Negocio/Cliente
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A su vez, se destaca que los proyectos que están respaldados por entidades, como por ejemplo la CNO,
se trabajan se forma articulada con sus respectivos comités y las empresas que los componen.
Figura 2. Ideas de potenciales proyectos
El CD de Colombia Inteligente discutió cada uno de los potenciales proyectos y se determinó las
acciones sobre cada uno de los potenciales proyectos (ver Tabla 1, Acta 31 del 15 de junio de 2017).
Tabla 1. Clasificación proyectos Colombia Inteligente
Estado
proyecto Descripción Observación
Formulado
Definición de arquitectura tecnológica
objetivo para la red de comunicaciones del
sector eléctrico
Trabajo conjunto con la CNO (comité
tecnológico) para lograr la financiación de
los proyectos 2017
Estudio y gestión para la asignación de un
espectro dedicado para servicios de misión
crítica
El proyecto espectro se enfoca a los servicios
de misión crítica
Diseño de la hoja de ruta de seguridad
digital para el sector eléctrico
El proyecto de seguridad digital se articulará
con las actividades del subcomité de
ciberseguridad de la CNO y la UPME
Implementación de la plataforma del
sistema nacional de redes inteligentes - SNRI
Coordinar con la UPME para el inicio del
proyecto, miembros aportan información.
La fase 2: desarrollo del documento de
lecciones aprendidas en la implementación
de nuevas tecnologías en el SEC (casos de
estudio)
Formular
Diseño de metodología para la proyección
de la demanda activa Incluir la temática de respuesta de la
demanda
Piloto de medidores sin display en un
esquema de medición centralizada Identificar si otros miembros participaran del
piloto
Demanda activa
Prácticas RI (Fase2)
SNRI
Medición flexible
Almacenamiento
Preferencias de
consumo
Bus de proceso
(articular)Inteligencia
gestión activos
Aplicaciones IoT
Huella de
carbono
Laboratorio RI
Seguridad digital
Arquitectura de red
Conexión GD
Espectro
servicios críticos
6mes
M$
12mes
-M$
6mes
-M$
4-6mes
-M$
6mes
M$
6mes
M$
12mes
M$
7mes
M$
5mes
M$
12mes
-M$
12mes
-M$
8mes
-M$
12mes
-M$
8mes
M$
6mes
M$
Norma intercambio
información
6mes
-M$
Laboratorio
interoperabilidad (Fase I)
6mes
-M$
Reglamento GD en ZNI
6mes
-M$
* Tiempo máximo y costo mínimo esperado.
1
2
3
4
12
4
2
5 6
1
3
4
1
3
Proyectos
estructuradosProyectos a
estructurar Proyectos a revisar
e integrarPlan de acción 2018
2017 20182017 (CIDET)
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Estado
proyecto Descripción Observación
Definición de esquemas y procesos estándar
para la conexión de la generación
distribuida
Referenciar las acciones que han realizado
empresas y entidades para definir el rol de
Colombia Inteligente
Definición de esquemas de operación y
remuneración de tecnologías de
almacenamiento de energía
Referenciar las acciones que han realizado
empresas y entidades para definir el rol de
Colombia Inteligente
Revisión 2017 Laboratorio para la evaluación de
desempeño y vida útil de tecnologías RI
CIDET revisará la propuesta existente en la
temática de interoperabilidad y articulará
con los proyectos:
- Laboratorio para la certificación de
interoperabilidad de equipos de medición
(Fase I) - Implementación de un piloto de bus de
proceso en subestaciones del SIN
Revisión 2018
1. Piloto identificación de preferencias de
consumo con técnicas Big data en los
CGM.
2. Piloto para la gestión de activos con
técnicas de minería de textos.
3. Diseño NTC para estandarizar el
intercambio de información, protocolos y
perfiles de sistemas de medición.
4. Diseño del reglamento para los sistemas de
generación aislados “microgrids” en ZNI.
5. Elaboración del marco de referencia para
la implementación de tecnologías IoT en el
sector eléctrico.
6. Definición de la metodología para
valoración de huella de carbono en
proyectos RI.
Monitorear temática e identificar
oportunidades para su desarrollo en el plan
de acción 2018
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GRUPOS DE TRABAJO COLABORATIVO
El 15 de junio de 2017, se definieron los proyectos que hicieron parte del plan de acción 2017. En
particular, se establecieron dos tipos de proyectos: 1) proyectos estructurados, y 2) proyectos por
estructurar.
Respecto al primero, Colombia Inteligente adelantó diversas actividades para la socialización (MME,
CREG, MINTIC-ANE, MINAMBIENTE, ANDESCO, ANDICOM, CIER, Embajada de Australia, Embajada
Británica, AWS, MARS) de los proyectos y el logro de la ejecución de los proyectos prioritarios en conjunto
con la CNO y la UPME.
1. Definición de arquitectura tecnológica objetivo para la red de comunicaciones del sector
eléctrico.
2. Estudio y gestión para la asignación de un espectro dedicado para servicios de misión crítica.
3. Diseño de la hoja de ruta de seguridad digital para el sector eléctrico.
4. Implementación de la plataforma del sistema nacional de redes inteligentes – SNRI.
Por otra parte, se seleccionaron cuatro (4) proyectos no estructurados para la conformación de Grupos
de Trabajo Colaborativos (GTC) enfocados a:
1. Demanda activa: Identificar el potencial de demanda activa, bajo diferentes escenarios de
incentivo adaptables a Colombia, con base en la caracterización de la demanda para el diseño
de programas que fomenten la participación activa de la demanda en el sector eléctrico.
2. Medición flexible: Desarrollar un piloto para la implementación de medidores de energía
eléctrica con display virtualizado y sistemas de medición centralizada para facturación de
clientes, considerando aspectos geográficos, segmentos del mercado, estandarización de
datos, normativa, evaluación y certificación de la función de medición.
3. Conexión GD: Generar un documento de recomendaciones para habilitar la inserción confiable,
segura y ágil de la generación distribuida y autogeneración a pequeña escala en el sistema
eléctrico colombiano considerando tópicos tecnológicos, normativos, regulatorios de propuestas
sectoriales y las lecciones aprendidas de las empresas.
4. Almacenamiento: Realizar un referenciamiento de los aspectos regulatorios, normativos,
tecnológicos y de caso de negocio a nivel nacional e internacional, con el fin de identificar
aquellos aspectos que se deban adaptar y definir estrategias para acelerar la inserción del
servicio de almacenamiento en el sistema eléctrico colombiano.
Los GTC soportan la generación de conocimiento para crear proyectos que fortalezcan las
capacidades de la organización y aporten a las necesidades de sus miembros. Se realizaron 6 reuniones
presenciales y en enero de 2018 se finalizará las actividades definidas para la formulación de proyectos
y propuestas de documentos (ver figura participación de miembros CI por GTC).
Aprendizajes:
- Fomentar la participación presencial para
maximizar el compromiso de los
participantes, el aporte en sus respectivos
proyectos y estimular el trabajo
colaborativo.
- El desarrollo de los productos (entregables)
de cada GTC se construyó con base en la
discusión y consenso, en el que se
identifican las convergencias y diferencias
para lograr un aporte país.
- Los GTC son el espacio para la discusión de
temas sectoriales, es importante evitar la
multiplicidad de grupos en temáticas
similares para optimizar los recursos.
Demanda Activa
Medición flexible
AlmacenamientoConexión
GD
Productos- Doc. Referenciamiento- Doc. Lineamientos de política- Doc. Formulación proyecto
Productos- Doc. Referenciamiento- Doc. Formulación proyecto
Productos- Doc. Referenciamiento- Doc. Recomendaciones
(empresas/empresas aportan con lecciones aprendidas)
Productos- Doc. Referenciamiento- Doc. Recomendaciones
Acción: entrega doc lineamientos (ene) e inicio estudio (feb)
CELSIA, CIDET, CODENSA, EMCALI, ISAGEN, UPME, XM
CELSIA, CIDET, CODENSA, ELECTRICARIBE,EPM, UPME
CELSIA, CIDET, CNO, CODENSA, EPM, GEB, ISA, UPME, XM
CELSIA, CIDET, CNO, COCIER, CODENSA, EPM, GEB, ISA, UPME, XM
Acción: Finalización formulación (ene) y ejecución (feb / financiación)
Acción: entrega doc recomendación (ene)
Acción: entrega docrecomendación (ene)
Informe de gestión 2017
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REFERENCIAMIENTOS
A continuación, se describe el alcance y un resumen de los referenciamientos realizados durante el 2017.
Temática Objetivo referenciamiento Estructura
Demanda activa
Identificar el potencial de
demanda activa, bajo
diferentes escenarios de
incentivo adaptables a
Colombia, con base en la
caracterización de la
demanda para el diseño de
programas que fomenten la
participación de la demanda
en el mercado
Estado del arte en demanda activa: contiene la descripción general de las
actividades y participación de la demanda activa en los sistemas eléctricos.
Mecanismos para incentivar la respuesta de la demanda: caracterización de los
mecanismos para incentivar los programas de respuesta de la demanda a nivel
internacional.
Contexto Internacional en mecanismos de respuesta de la demanda: análisis de
experiencias internacionales, en diferentes tipos de mercados, en la integración
de mecanismos para promover la participación de la demanda activa.
Línea base para Colombia: descripción de las políticas y regulaciones
implementadas en el país, así como los estudios e investigaciones adelantadas
por las universidades y otras instituciones. Finalmente, algunas experiencias
adelantadas por las empresas a nivel nacional.
Medición flexible
Desarrollar un piloto para la
implementación de medidores
de energía eléctrica con
display virtualizado y sistemas
de medición centralizada para
facturación de clientes,
considerando aspectos
geográficos, segmentos del
mercado, estandarización de
datos, normativa, evaluación y
certificación de la función de
medición
Caracterización tecnológica: se realiza una desagregación de los diferentes
componentes de la arquitectura de un sistema de medición centralizada y
display virtualizado.
Experiencias internacionales: descripción de algunas experiencias
internacionales en torno a infraestructura de medición avanzada.
Identificación de tendencias: resultados de búsqueda en documentos de
patente acerca de tendencias tecnológicas en medición centralizada y display
virtualizado.
Tecnologías en medición flexible: se resumen proveedores y equipos con
soluciones que pueden contribuir al objeto del proyecto.
Levantamiento de línea base Colombia: línea base en infraestructura de
medición avanzada para Colombia, a partir de estudios realizados por
Colombia Inteligente, la UPME y diferentes actores del sector.
Conexión GD
Generar recomendaciones en
busca de habilitar la inserción
confiable, segura y ágil de la
generación distribuida y
autogeneración a pequeña
escala en el sistema eléctrico
colombiano considerando
tópicos tecnológicos,
normativos, regulatorios de
propuestas sectoriales y las
lecciones aprendidas de las
empresas
Mecanismos de remuneración: contiene la descripción general de los
mecanismos para tarifación de la generación y una comparación respecto a su
funcionamiento, ventajas y desventajas.
Requerimientos de conexión: contiene una descripción de los requerimientos
técnicos para la conexión de generación distribuida, teniendo en cuenta dos
tendencias normativas, la europea y la estadounidense.
Experiencias en Latinoamérica: se realiza un análisis y comparación de la
experiencia regulatoria en tres países latinoamericanos, Chile, Brasil y México.
Línea base para Colombia: descripción de la evolución en política pública y
regulación en torno a auto y cogeneración en Colombia. Así como la
identificación de lecciones aprendidas a partir de las experiencias de las
empresas participantes en el Grupo de Trabajo Colaborativo en tres temas,
técnicos, regulatorios y de interacción con el usuario.
Almacenamiento
Recopilar las lecciones
aprendidas en relación a las
tecnologías de
almacenamiento de energía y
su aplicación específica para
el caso colombiano, con el fin
de identificar los aspectos
técnicos y regulatorios que
podrían adaptarse para
acelerar la inserción de estas
tecnologías y estrategias para
habilitar el servicio de
almcenamiento en el sistema
eléctrico colombiano
Aplicaciones de almacenamiento de energía eléctrica: este capítulo contiene
una descripción general de los servicios que puede prestar el almacenamiento
de energía clasificados en 7 macro-servicios: en el mercado, servicios
complementarios, servicios de red en T&D, movilidad eléctrica y servicios al
usuario final, tanto en Zonas No Interconectadas como en el Sistema
Interconectado Nacional.
Diseño de habilitadores a nivel internacional: este capítulo contiene un análisis
de los habilitadores usados internacionalmente para el almacenamiento de
energía eléctrica, destacándose los países que cuentan con regulación que
permite la prestación de servicios por parte del almacenamiento,
principalmente en Europa y Norteamérica.
Ciberseguridad
Identificar características
funcionales de un CSIRT
aplicado al sector eléctrico en
Colombia y lecciones
aprendidas
- Referenciamiento internacional y mejores prácticas.
- Evaluación del nivel de madurez de la estructura de seguridad digital del
sector eléctrico colombiano.
- Diseño del CSIRT (prevención, gestión y mitigación) del sector eléctrico
colombiano (CSIRT-SEC).
- Definición de indicadores de desempeño, acciones de mejoramiento
continuo, análisis de impacto y cierre de brechas.
- Protocolo de seguridad digital y manejo de incidencias.
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DEMANDA ACTIVA
El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE por sus siglas en inglés) propone dos tipos de
mecanismos para incentivar programas de respuesta de la demanda1, los programas basados en
precios y los programas basados en incentivos, que dependen del periodo en que se realiza la
planeación de los sistemas como se muestra en la Figura 3 (DOE, 2016).
Figura 3 Línea base de políticas y regulación en demanda activa para Colombia
Fuente: adaptado de (DOE, 2016)
Los programas basados en precios son aquellos en los que la demanda responde a una señal de precio,
en casos donde se presentan grandes consumos en horas cuyos costos del suministro de energía son
altos. La señal de precio es trasladada al usuario final con el objetivo que este traslade su consumo hacia
horas con precios más bajos, logrando así que se aplane la curva de carga. Existen variaciones de los
mecanismos dependiendo del contexto del país y del mercado (Albadi & El-Saadany, 2008) (DOE, 2016).
En la Tabla 2 se presenta una descripción de este tipo de mecanismos.
Tabla 2 Descripción mecanismos basados en precios
Fuente: Adaptado de (DOE, 2016)
Mecanismo Descripción
Tarifas de tiempo de
uso (Time-of-use rates)
En el mecanismo de tarifas de tiempo de uso el usuario recibe un descuento por
cambiar el uso de energía de periodos pico del día a horas no pico, cuando hay
menor demanda de electricidad. Entre más uso de electricidad el usuario cambia a
los horarios no pico mayor será el ahorro al que podrá acceder.
Precios en Tiempo Real
(Real Time Pricing):
Con el mecanismo de precios en tiempo real el usuario recibe información del precio
de la energía en cualquier momento, así este puede decidir en qué periodos de
tiempo consume energía eléctrica. Regularmente se aplica con periodos horarios,
aunque pueden presentarse periodos de hasta 5 horas o intra--diarios. La aplicación
de este mecanismo está estrechamente relacionada con la volatilidad del precio de
la energía, ocasionada, por ejemplo, por eventos en el sistema por lo que el incentivo
está en función del precio de la energía eléctrica.
1 Mecanismo para gestionar la demanda de electricidad en respuesta a las condiciones del sistema de suministro, tales como precios, incentivos
económicos o directivas de la empresa de energía, con el fin de mantener la confiabilidad del servicio o evitar altos precios.
Eficiencia
energética
Programas basados en precio
Tiempo
de uso
Precios
horarios Precios
tiempo real
Programas basados en incentivos
Confiabilidad /
servicios
complementarios
Ofertas de la
demanda
Programas en
emergencia Programas de
interrupción
Control
directo
de carga
Planeamiento
de años Planeamiento
de meses
Despacho
del día
siguiente
Re-despacho <15 min
Despacho
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Mecanismo Descripción
Precios Picos Variables
(Variable Peak Pricing)
Este programa es una combinación entre los dos casos anteriores, donde los precios
para diferentes periodos se acuerdan independientemente, pero para ciertas horas
del día, especialmente durante el pico de demanda el precio pactado depende del
precio de la electricidad en dichas horas. Este mecanismo es usado para aplanar la
curva de demanda durante periodos de escases que ocasionan precios de la energía
altos.
Precio en Picos Críticos
(Critical Peak Pricing)
El precio en picos críticos es usado cuando los comercializadores observan que se
anticipan precios de bolsa altos, estos aumentan significativamente el precio de la
energía eléctrica con el objetivo de desincentivar el consumo de energía durante el
periodo crítico
Los programas basados en incentivos, descritos en la Tabla 3, buscan modificar los hábitos de consumo
de los usuarios a partir de estímulos económicos vía tarifa, disminución en la factura, contratos o dinero
en efectivo. El pago recibido por el usuario es acordado previamente (Albadi & El-Saadany, 2008) (DOE,
2016).
Tabla 3 Descripción mecanismos basados en incentivos
Fuente: Adaptado de (DOE, 2016)
Mecanismo Descripción
Control Directo de
Carga (Direct Load
Control)
Con este mecanismo el usuario acepta desconectar cierta cantidad de carga cuando
el sistema lo requiera, a cambio este recibe un incentivo económico. Para ponerlo en
práctica es necesario instalar dispositivos automáticos de conexión y desconexión. La
frecuencia y duración de los cortes debe ser acordado por las partes y están diseñados
especialmente para usuarios residenciales (Aplicaciones tipo termostato).
Carga
Interrumpible/intermite
nte (Interruptible and
curtailable)
Son programas diseñados para usuarios industriales y comprenden la desconexión
manual o automática de carga durante algún evento programado a cambio de
incentivos económicos en la factura del usuario.
Oferta de Demanda
(Demand
Bidding/Buyback)
En este mecanismo el programa de respuesta de la demanda es integrado al despacho
económico del sistema, mediante ofertas de desconexión presentadas por el usuario. En
caso de que la oferta sea aceptada, es decir sea competitiva con los precios de
producción el usuario debe desconectarse durante el periodo de tiempo ofertado y se le
remunera la cantidad al precio ofertado o precio de bolsa.
Respuesta de la
Demanda por
Emergencia
(Emergency Demand
Response)
Este tipo de mecanismos presentan el pago de un incentivo económico a la demanda, a
cambio de una desconexión en caso de presentarse escasez en las reservas de potencia
de energía o en condiciones de emergencia del en el sistema de potencia.
Mercado de
Capacidad (Capacity
Market)
En este tipo de programas los consumidores ofrecen reducciones de carga para
reemplazar generación de fuentes convencionales, por contingencias que se presenten
en el sistema. Los clientes reciben la notificación con algunos días de anticipación, y
reciben un pago por adelantado por la prestación del servicio
Mercado de Servicios
Complementarios
(Ancillary Service
Market)
Son programas donde los clientes pueden ofertar desconexiones de carga ante el
mercado de energía mayorista como reservas operativas. En caso de ser aceptada su
oferta, éstos reciben el precio de mercado por comprometerse a estar en espera. Si se
necesitan sus reducciones de carga, el operador del mercado les notifica y esta
desconexión puede ser pagada al precio de la energía en el mercado mayorista.
Recursos Energéticos
Distribuidos (Distributed
Energy Resources -DER,
Electric Vehicle -EV)
Son programas donde el usuario aprovecha los dispositivos de generación o
almacenamiento para participar en respuesta de la demanda, a partir de la inyección o
consumo de energía de acuerdo a las necesidades del sistema.
Dependiendo del contexto interno, diversos países han incorporado en el diseño de sus sistemas
eléctricos los mecanismos descritos en la Figura 3. Su diseño y regulación depende principalmente de
las características de los mercados, ya sea de energía, de capacidad o de los servicios complementarios
prestados en cada país.
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En general la elasticidad de la demanda ante las señales de precio ha sido aprovechada por los
mercados para reducir los picos y aplanar la curva de demanda, para conseguirlo se han aprovechado
los desarrollos tecnológicos en medición inteligente y telecomunicaciones, en busca de proveer a los
usuarios información acerca del comportamiento de los precios de la energía en tiempo real,
permitiendo que estos puedan tomar decisiones sobre su consumo.
La respuesta de la demanda puede participar de forma directa o indirecta en la formación de precios
en los mercados eléctricos. En forma directa, mediante la oferta en cantidad y precio para competir
con otros recursos en los diferentes mercados, dicha oferta puede hacerse de manera individual o por
medio de agregadores; mientas que la participación en forma indirecta consiste en la respuesta de la
demanda a las señales de precio en periodos de alta demanda o escases de recursos, reduciendo o
trasladando su consumo, esta situación hace que la curva de demanda baje y se necesiten menos
recursos para atender la carga.
Otra de las alternativas de participación de la demanda es prestar servicios complementarios, que en
los sistemas eléctricos tradicionales son prestados por las unidades generadoras. Dependiendo del
contexto regulatorio en cada país, la remuneración de estos servicios puede provenir de subastas por la
prestación de los servicios o tarifas reguladas.
En la Tabla 4 se presenta un resumen de los programas implementados en mercados eléctricos con
diferentes características y ubicados en diferentes países.
Tabla 4 Descripción general de los Mercados Eléctricos
Fuente: Adaptado de (Brown, Newell, Luke, & Spees, 2015)
Mercado Capacidad o emergencia Servicios complementarios Mercado de energía (además
de señales de precio)
PJM
Programa de respuesta de
carga en emergencia
(Mercado de Capacidad)
Programa de respuesta
de carga económica
(reserva sincronizada y
regulación)
Programa de respuesta de
carga económica (Energía)
ISO-NE Mercado de capacidad Ninguno
Respuesta al precio en tiempo
real
Respuesta al precio en tiempo
real transicional
Ontario
Programa de respuesta de
la demanda transicional
Carga despachable
Carga despachable
Carga despachable
Programa piloto de respuesta
de la demanda
Alberta Servicio de demanda
oportuna
Reserva rodante y
complementaria LSSi
Oferta del lado de la
demanda
ERCOT Servicio de respuesta en
emergencia
Reservas (principalmente
cargas incontrolables),
Reservas no giratorias,
regulación
Recurso de carga controlable
o Recurso de carga agregada
(solo energía)
Corea del sur Ninguno Reserva sincronizada y
regulación Carga despachable
Una descripción de los programas de respuesta de la demanda enunciados en la Tabla 4 se presenta
en el documento: “Referenciamiento servicio de demanda activa” construido para el grupo de trabajo
colaborativo de Colombia Inteligente.
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MEDICIÓN FLEXIBLE
La arquitectura de un sistema con Infraestructura de Medición Avanzada (AMI por sus siglas en inglés)
usando medición centralizada y display virtualizado se muestra en la Figura 4, compuesta por cinco
elementos principales, los equipos de medida centralizada, macro-medidores, sistema de recolección
de datos de medida (MDC), sistemas de gestión de la medida (MDM), y el interfaz con el usuario. Las
principales diferencias entre la arquitectura propuesta y la arquitectura típica para sistemas AMI, radica
en la ubicación centralizada de la función de medida para varios usuarios en un único dispositivo, y la
información suministrada a los usuarios, proveniente directamente del sistema de gestión de la medida,
la cual es posible visualizar en diferentes dispositivos como computadores, teléfonos inteligentes,
mensajes de texto, llamadas, entre otros.
Figura 4 Arquitectura general de medición centralizada y display virtualizado
Fuente: adaptado de (Rodríguez, Calvache, & Caicedo, 2017)
Entre los principales beneficios de la medición centralizada y display virtualizado se encuentra la
reducción de costos provenientes del ahorro de un dispositivo de visualización independiente y el control
de pérdidas no técnicas, además de otros beneficios como:
• Lectura de los medidores en forma remota y automática.
• Desconexión y conexión remota del suministro, mediante la existencia de un relé operado según
reglas del negocio.
• Posibilidad de integrar los procesos de facturación existentes. A través de la comunicación fluida del
sistema comercial y MDM.
• Limitación remota, de la potencia de suministro, produciendo una desconexión del consumo
cuando cliente supere cierto nivel de potencia.
• Detección de robo de energía, con la existencia de sensores de intervención del medidor.
• Optimización de redes y detección de pérdidas técnicas, gracias a software de balances de
energía.
• Disposición de mayor información para los consumidores sobre las unidades medidas y facturadas.
• Respuestas de los consumidores, ante estímulos de precio u otros incentivos.
• Incorporación de micro generación, por parte de los consumidores, al sistema eléctrico de la
suministradora del servicio, por la existencia de una contabilización de la energía en forma
bidireccional.
Componentes básicos de la arquitectura de medición centralizada: Los componentes básicos de la
arquitectura de medición centralizada mostrados en la Figura 4 dependen de la solución particular y de
las características de los equipos utilizados (equipo de medida centralizada -EMC, colector de datos –
CD, módulos de medida – MM, sistema de recolección de datos de medida – MDC, sistema de gestión
de la medida – MDM, macro-medidor e interfaz de usuario).
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Tecnologías en transmisión de información: Existen diferentes tecnologías desarrolladas para la
transmisión de información entre los equipos de medición inteligente (PLC Baja Frecuencia, PLC Alta
Frecuencia, Radio frecuencia LA, Radio Frecuencia MESH, Celular).
Interfaces de comunicación: La comunicación entre los dispositivos en un esquema AMI cobra vital
importancia para garantizar su funcionamiento, en ese sentido se identifican al menos cuatro tipos de
interfaces entre los equipos de la arquitectura para el caso de medición centralizada y display
virtualizado (CD-MM, EMC-MDC, Interfaz de usuario-MDM, EMC o MDC-MDM).
Dado el alto número de proveedores de equipos, tecnologías y protocolos de comunicación, se pueden
presentar barreras para la comunicación de los equipos en los diferentes interfaces, principalmente
cuando en una misma arquitectura se instalan equipos de varios proveedores. En ese sentido, tanto las
empresas del sector eléctrico como los proveedores de equipos asociados a AMI han trabajado para
superar las barreras asociadas a la interoperabilidad de los equipos. Los resultados de dichas iniciativas
aun no son contundentes y no se llega a un consenso en torno al estándar de interoperabilidad a utilizar
de manera masiva a nivel internacional (OPENmeter, Prime Allience, G3, Meters&More, OPEN-ADR, LORA
Alliance).
En ese contexto, varios países han emprendido la instalación de medidores inteligentes en sus sistemas
eléctricos, principalmente en el contexto europeo, donde en 2009 la Unión Europea recomendó la
adopción de medición inteligente en los estados miembros. Sin embargo, se rige por decisiones
autónomas de acuerdo con estudios de la relación beneficio costo de la implementación. Italia,
Finlandia, y Suiza avanzan hacia la adopción tecnología con instalación de 45 millones de medidores,
con otros 13 miembros. Sin embargo, en siete estados miembros (Bélgica, República Checa, Alemania,
Letonia, Lituania, Portugal y Eslovaquia), el análisis de costo-beneficio fue negativo, lo que implica que
el despliegue se retrasará o no se iniciará (EPRS , 2015). En la Tabla 5 se muestran grandes proyectos
emprendidos en el continente europeo para la masificación de la medición inteligente.
Tabla 5 grandes proyectos en medición inteligente en Europa
Fuente: Elaboración propia a partir de (GTD, 2016)
País Proyecto Cobertura Inversión declarada Costo por
medidor Comunicaciones
Italia
ENEL
TELEGESTORE
project Italy
32 millones de
Clientes
2.800 millones de
euros 87 €.
FSK estándar Propietario y
Open Meter
Francia ERDF Project
Piloto: 300 mil
Clientes
Total: 35 millones
de medidores
7.800 millones de
dólares americanos 185 US$
Estándar S-FSK y Linky G3-
PLC
España IBERDROLA
STAR project
10,5 millones de
Clientes
2.000 millones de
euros 213 US$
PLC Prime en BT y GPRS
PLC MT ADSL
España Proyecto ENEL
/ ENDESA
13 millones de
Clientes
6 millones de euros
(para 6 mil
medidores restantes)
112 US$
Modulación: B-PSK y
Estándar: Protocolo
Abierto (Meters and More)
En cuanto a la medición centralizada, esta ha sido abordada en países con problemas de pérdidas no
técnicas en los sistemas eléctricos, debido principalmente a los beneficios al concentrar la medida en
postes alejados y con difícil acceso para los usuarios. Países como Brasil, México y Honduras, han
obtenido beneficios adicionales como las tarifas intra-diarias, gracias a la disponibilidad de información.
Adicionalmente, las empresas han incurrido en grandes inversiones en busca de proveer información a
los usuarios acerca del comportamiento de su consumo, principalmente en aplicaciones móviles, y
programas de computador; sin embargo, este tipo de aplicaciones coexisten con los displays
convencionales. La tendencia en los últimos años es almacenar la información del consumo en la nube
y por medio de diferentes dispositivos consultarla, para generar reportes y visualización de forma
amigable para el usuario. Una mayor descripción se presenta en el documento: “Referenciamiento
Medición Flexible” construido para el GTC-Medición Flexible de Colombia Inteligente.
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CONEXIÓN GD/AG
La masificación de los Recursos Energéticos Distribuidos, DER por sus siglas en inglés, o generación
distribuida GD, ha obligado a diseñar mecanismos de remuneración para la compra y venta de energía
a la red eléctrica de tal forma que incentive la inversión en este tipo de sistemas, permitiendo aprovechar
sus beneficios mientras que se trata de disminuir las distorsiones en los mercados energéticos.
De acuerdo con National Renewable Energy Laboratory – NREL (2017), se pueden distinguir al menos tres
elementos para remuneración de los excedentes de la generación distribuida, acuerdos de medición y
facturación, diseño de tarifas de ventas, y diseño de tarifas minoristas como se observa en la Figura 5.
Figura 5 Elementos de un mecanismo de remuneración de generación distribuida
Fuente: Adaptado de (SEC, 2017)
En cuanto a los acuerdos de medición de la generación distribuida, medición neta, compra todo -
vende todo, y facturación neta, se pueden establecer comparaciones respecto a los principales
aspectos mostradas en la Tabla 6. Una descripción detallada de estos acuerdos se presenta en el
documento Referenciamiento Conexión Generación Distribuida.
Tabla 6 Comparación acuerdos de medición y facturación
Fuente: Adaptado de (Zinaman, Aznar, Linvill, Darghouth, & Dubbeling, 2017)
Característica Medición Neta Vende todo, compra todo Facturación neta
Permite el
autoconsumo Si No Si
Frecuencia de
Neteo Ciclo de facturación Ciclo de facturación Instantáneo
Cantidades
medidas y
facturadas
1) Consumo neto durante el
ciclo de facturación
2) Excedentes netos de kWh
a compensar o acumular
1) Consumo bruto durante el
ciclo de facturación
2) Producción bruta de
durante el ciclo de
facturación
1) Consumo neto
instantáneo a lo largo del
ciclo de facturación
2) Exportaciones netas
instantáneas durante todo el
ciclo de facturación
Valor de venta
aplicable
Créditos acumulados netos
de excedentes de
generación que han
expirado después del
período de conciliación de
crédito
producción bruta de
generación distribuida
Exportaciones de
generación distribuida
instantáneas
Valor de
generación
distribuida para
el cliente
• Valor de venta minorista
para autoconsumo y
generación exportada
Valor de venta de la
producción bruta de
generación distribuida
• Valor de venta minorista
para el autoconsumo
instantáneo
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Característica Medición Neta Vende todo, compra todo Facturación neta
• Valor de venta de créditos
netos excedentes por
generación vencidos
• Valor de venta para las
exportaciones generación
distribuida netas
instantáneas
Principales
Beneficios Simplicidad
• No reduce las ventas para
el comercializador
• Posibilidad de una
compensación más precisa
de la producción de DG
• Posibilidad de una
compensación más precisa
para las inyecciones netas
• Puede alentar el
autoconsumo (si se desea)
Desafíos
• Puede reducir las ventas
para el comercializador
• La compensación de tarifa
minorista puede no estar
alineada con el valor de la
generación distribuida
• Los clientes pueden
cablear ilegalmente para el
autoconsumo si es
beneficioso
económicamente
• Puede reducir las ventas
para el comercializador
El diseño de tarifas de ventas define el nivel exacto de compensación que recibe el propietario de un
sistema de generación distribuida por la electricidad exportada desde el sistema a la red eléctrica. El
valor de venta se aplica a cantidades distintas, según el acuerdo de medición y facturación
seleccionado. El valor de venta puede ser estático, permaneciendo fijo durante la duración de un
contrato de interconexión. También puede ser de naturaleza más dinámica, cambiar con el tiempo o
por ubicación con diversos grados de granularidad. Mientras que el diseño de tarifas minoristas define la
estructura tarifaria minorista y el valor de compra exacto que el propietario del sistema generación
distribuida debe pagar por la electricidad de la red y, por lo tanto, los costos que el propietario del
sistema puede evitar si autoconsume la electricidad producida.
Otros componentes importantes de cualquier mecanismo de remuneración de la GD son:
Duración del contrato: la duración del contrato especifica cuánto tiempo participarán el
propietario y el distribuidor del sistema de generación distribuida en un acuerdo de
compensación específico.
Términos de crédito: estos términos definen si la compensación se concede como crédito en la
factura (ya sea en moneda o kilovatios-hora) o directamente como pagos en efectivo. Los
términos de crédito determinan la medida en que el crédito puede trasladarse entre los ciclos
de facturación y las circunstancias en las que los créditos pueden vencer y / o los pagos en
efectivo se pagan al propietario del sistema de generación distribuida.
Límite de tamaño del sistema: un límite de tamaño del sistema establece el tamaño máximo del
sistema individual que puede participar en un esquema de compensación determinado. El límite
puede estar basado en la capacidad o en porcentaje (Ej., 120% del consumo anual).
Período de conciliación de crédito: un tiempo predeterminado en el que caducan los créditos
acumulados de kilovatios-hora (kWh) del cliente, si se utiliza la medición neta de energía.
Frecuencia de compensación: si el propietario del sistema consume electricidad de generación
distribuida, la frecuencia de compensación es el período de tiempo durante el cual la
producción de generación distribuida y el consumo de electricidad del cliente se suman y se
miden para fines de facturación.
Por otra parte, al realizar la comparación entre las tendencias normativas IEEE e IEC respecto a la
conexión de generación distribuida en los sistemas eléctricos (ver Tabla 7), se puede evidenciar que en
temas como las limitaciones de la inyección de DC, los armónicos, el flicker, el voltaje, la reconexión
fuera de fase y el tiempo de reconexión presentan similitudes. Cabe destacar que, las restricciones con
respecto a la protección contra la interferencia electromagnética, el paralelismo y el monitoreo, están
presentes solo en el estándar de América.
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Finalmente, esta comparación ha demostrado que las principales diferencias entre las normas europea
IEC 61727 y norteamericana IEEE 1547 son la capacidad de compensación de potencia reactiva, la
variación de potencia real en caso de sobre frecuencia, despeje de fallas, así como la posibilidad de
control en línea a través de comando remoto. Estos requisitos garantizan una mayor confiabilidad e
integridad del sistema de generación de energía, pero pueden conducir a algunas limitaciones de
topologías y sistemas de administración de inversores más complejos (Horst Figueira, Leães Hey, Schuch,
Rech, & Michels, 2015).
Tabla 7 Comparación normatividad norteamericana y europea
Fuente: Adaptado de (Horst Figueira, Leães Hey, Schuch, Rech, & Michels, 2015).
Descripción IEEE IEC
Limitación de inyección DC 1% sin tiempo de disparo 1% sin tiempo de disparo
Distorsión armónica total TDD: 5% TDD: 5%
Factor de potencia y
suministro de potencia
reactiva
Factor de potencia mayor que 0,92
inductivo para carga superior al 50%.
Los sistemas fotovoltaicos con
compensación reactiva pueden
operar fuera de este límite con la
autorización del operador de red
No hay requerimientos en cuanto al
factor de potencia. El sistema
fotovoltaico puede participar
activamente en la regulación del
voltaje cuando sea necesario.
Flicker IEC 61000-3-3
IEC 61000-3-5
IEEE 519
IEEE P1453
IEC 61000-3-7
IEC 61000-4-15
IEC 61400-21
Tensión
50% < Vred
Tiempo de disparo: inferior a 0,1s
Vred < 45%
Tiempo de disparo: inferior a 0,16 s
45% ≤ Vred < 60%
Tiempo de disparo: 0,1s -13s
85% ≤ Vred ≤ 110%
Tiempo de disparo: Ninguno
88% ≤ Vred ≤ 110%
Tiempo de disparo: Ninguno
110% ≤ Vred ≤ 150%
Tiempo de disparo: Inferior a 2s
110% ≤ Vred ≤ 120%
Tiempo de disparo: 1s – 11s
150% < Vred
Tiempo de disparo: hasta 0,04s
120% < Vred
Tiempo de disparo: hasta 0,16s
Frecuencia (f)
f < 57,5 Hz
Tiempo de disparo: inferior a 0,2s
f < 57,5 Hz
Tiempo de disparo: 0.16s -10s
f < 59.3 Hz
Tiempo de disparo: 2s - 300s
57,5 Hz ≤ f ≤ 60,5 Hz 57.0 ó 59.3 Hz ≤ f ≤ 60.5 ó 62.0 Hz
60,5 Hz < f
Tiempo de disparo: inferior 0.2s
60,5 Hz < f
Tiempo de disparo: 2s – 300s
62,0 Hz < f
Tiempo de disparo: 0,16s – 10s
Operación en isla (anti-
islanding) IEC 62116 UL 1741
Monitoreo remoto
Para cada GD de 250 kVA o más
(Agregada) debe tener disposiciones
para monitorear su estado de
conexión, potencia real, potencia
reactiva y voltaje
No considerado
Corto Circuito No considerado IEC 60364-7-712
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La inserción de los recursos energéticos distribuidos se ha ido incrementando en varios países,
principalmente en Europa y Estados Unidos. En el contexto latinoamericano se destacan los avances
políticos y regulatorios en Chile, Brasil y México los cuales se describen en la Tabla 8, que contiene los
aspectos relevantes en cada uno de los esquemas regulatorios. Como puntos a resaltar se puede
destacar que todos los países cuentan con formatos unificados tanto para la solicitud de conexión del
generador como para el contrato de conexión. Así como rangos de potencia para los cuales el proceso
es simplificado y la capacidad máxima permitida depende de la capacidad del circuito, llegando a
niveles entre el 80% y 100%.
Tabla 8 Benchmarking regulatorio
Fuente: Elaboración propia
Criterio Chile México Brasil
Límite de
potencia para
ser
considerado
GD
0,1MW
1,5 MW
9 MW
BT: < 1kV / 3Φ / < 50 kW
BT: < 1kV / 1Φ / < 30 kW
MT1: < 35kV / < 250 kW
MT2: < 35kV / < 500 kW
Micro: < 75 kW
Mini: < 3 MW Hidro; < 5 MW
otras
Formato único
de solicitud de
conexión
X X X
Formato único
de contrato X X X
Remuneración
Medición neta, la
remuneración se realiza al
precio en que los
concesionarios traspasan
a los clientes regulados,
más las perdidas evitadas
por la inyección. Los
remanentes de inyección
se trasladan hasta 12
meses siguientes
Usuario puede elegir entre:
Medición neta de energía
(balance entre inyecciones y
consumo) los remanentes se
trasladan por 12 meses y se
liquidan Precio Marginal
Local
Facturación neta (un precio
para venta y otro para
compra)
Venta total de energía (solo
precio de venta)
Medición Neta: los remanentes
son válidos por 60 meses.
También existe la posibilidad
de que el consumidor utilice
estos créditos en otras
unidades previamente
registradas dentro de la misma
área de concesión.
Se cobra adicional un valor por
disponibilidad de la red
Información de
la capacidad
de conexión
Solicitud al distribuidor y
respuesta en 10 días
hábiles
Distribuidor elaborará y
actualizará una base de datos
en la que se listen los circuitos
de distribución, su capacidad,
y la capacidad de
Generación Neta acumulada
de Centrales Eléctricas
interconectadas a ellos.
Disponible, cada usuario
puede instalar máximo la
disponibilidad contratada
Cargo de las
Obras
Adicionales
y/o
Adecuaciones
necesarias
para la
conexión
Solicitante de conexión
de la generación
distribuida
Solicitante podrá optar por
realizarlas a su costa o por
hacer aportaciones al
Distribuidor para su realización;
o solicitar que las obras y
refuerzos requeridos sean
agregados al programa de
ampliación y modernización
del Distribuidor.
La ejecución de la obra por la
distribuidora debe ir precedida
de la firma de contrato
específico con el interesado,
en el cual deben estar
discriminados las etapas y el
plazo de implementación de
las obras, las condiciones de
pago de la eventual
participación financiera del
consumidor.
Límite de
potencia
Estudio técnico
a) La corriente que circule
por la red de distribución
BT: Capacidad de generación
neta agregada menor 80% de
la capacidad del
transformador.
Hasta la potencia máxima del
circuito
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Criterio Chile México Brasil
eléctrica (Sin flujo inverso
en el transformador)
b) La regulación y
fluctuación del voltaje, y
c) La corriente de
cortocircuito
MT: Capacidad de generación
neta agregada menor 80% de
la capacidad del
transformador. 13.8 kW-4 MW;
23.0 kV-8 MW; 34.5 kV-10 MW
Grupo A: la demanda
contratada, expresada en
kilowatts (kW)
Grupo B: la resultante de la
multiplicación de la
capacidad nominal de
conducción de corriente
eléctrica del dispositivo de
protección general de la
unidad consumidora por la
tensión nominal, observado
el factor específico referente
al número de fases,
expresado en kVA
Estudios de
Conexión
Cuando tenga impacto
significativo en la red
No se requieren cuando la
instalación tiene una conexión
típica al sistema
Requerido para instalaciones
grupo A
Beneficios
Tributarios
Los ingresos por venta de
excedentes de
generación distribuida no
constituyen renta ni están
sujetos a IVA
No especifica
ICMS se aplica a solo la
diferencia entre el consumo y
la potencia inyectada (en
algunos estados de aplica a
total de energía consumida)
Requerimientos
de Medición
Cliente Final disponga de
un equipo medidor capaz
de medir las inyecciones
que se realicen a la red
de distribución eléctrica
(Responsable el
solicitante)
Dependiendo del tipo de
conexión puede ser
unidireccional o bidireccional,
en cualquier caso, debe
permitir lecturas en intervalos
menores al de tarifación
(Responsable el solicitante
cuando es solo inyección o el
distribuidor cuando también
tiene consumo)
Medición bidireccional, admite
dos medidores
unidireccionales. (Responsable
Distribuidor)
Responsable
de la
idoneidad de
la instalación
Distribuidor Unidades de Inspección
(Certificadoras)
Responsable técnico de la
instalación
Una mayor descripción se presenta en el documento: “Referenciamiento Conexión GD/AG” construido
para el GTC-Conexión GD/AG de Colombia Inteligente.
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ALMACENAMIENTO
La transformación del sector eléctrico apunta hacia mayores requerimientos de flexibilidad para abordar
los retos emergentes, como mayores exigencias de estabilidad y degradación de los activos. Bajo este
escenario el almacenamiento de energía eléctrica jugará un papel fundamental, gracias a sus
beneficios técnicos y económicos, incluida la reducción de inversión en transmisión, generación e
infraestructura de distribución, así como menores costos operativos para el sistema (Energy Storage World
Forum, 2014) (ESA, 2017). En cuanto a los proyectos operacionales internacionalmente, se destacan las
instalaciones utilizando las centrales eléctricas reversibles; mientras que las instalaciones con otros tipos
de tecnologías siguen siendo bajas. No obstante, se espera un crecimiento considerable en los próximos
años de este tipo de tecnologías. Bajo este contexto, el diseño de política pública, regulatorio y
normativo será un factor fundamental para la implementación efectiva de del almacenamiento en los
sistemas eléctricos.
En ese sentido, los responsables de los sistemas eléctricos en la actualidad se encuentran inmersos en
debates acerca de la propiedad, operación y modelo de negocio para este tipo de dispositivos (Usera,
Rodilla, Burger, Herrero, & Batlle, 2017). El propósito de este documento trasciende este debate y se
concentra en la forma de habilitar los servicios del almacenamiento, particularmente en el contexto
colombiano.
Según la base de datos del Departamento de Energía de los Estados Unidos, DOE por sus siglas en inglés,
en la actualidad se cuenta con 170 GW de potencia instalada en almacenamiento en todo el mundo,
destacándose el número de proyectos desarrollados en Estados Unidos, China, Japón, Alemania, Reino
Unido, Italia y España. En el caso latinoamericano, Chile es el país que cuenta con más proyectos,
dedicados principalmente al control primario de frecuencia; adicionalmente, se cuenta con
aplicaciones en Brasil, Argentina y Uruguay, ver Figura 6 (DOE, 2017).
Figura 6 Número de proyectos en almacenamiento por país
Fuente: adaptado de (DOE, 2017)
El tipo de tecnología utilizada en los proyectos depende de sus condiciones particulares, como el tipo
de servicio, ciclos de descarga, capacidad de almacenamiento, velocidad de respuesta, entre otros
criterios. Por años la tecnología más utilizada ha sido las hidroeléctricas reversibles, gracias a la madurez
tecnológica y el bajo costo de inversión comparada con otros tipos de almacenamiento. Aunque en la
actualidad este tipo de tecnología es la más utilizada, también existen importantes desarrollos con
tecnologías electroquímicas y electromecánicas. Como se mencionó anteriormente, excluyendo los
proyectos de hidroeléctricas reversibles, las tecnologías como almacenamiento térmico (2.100 MW),
electroquímico (1.500 MW) y electromecánico (930 MW) son las tecnologías con mayor capacidad
instalada a nivel mundial. En cuanto a la participación en los países presentados en la Figura 7, se
evidencia una participación distribuida del tipo de tecnología.
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Figura 7 Capacidad instalada (operación/en construcción) por proyecto y por país sin considerar hidro
Fuente: adaptado de (DOE, 2017)
Existen varios servicios que pueden ser prestados por los sistemas de almacenamiento, en la Figura 8, se
propone una clasificación para las diversas aplicaciones en la red eléctrica, donde se pueden distinguir
5 macro-servicios para el almacenamiento: usuario final, servicios de red T&D, servicios complementarios,
mercado, y movilidad eléctrica. Cabe destacar que, la condición particular de los sistemas de
almacenamiento de energía hace que estos puedan prestar servicios en varios de los eslabones de la
cadena de suministro de los sistemas eléctricos actuales, tanto en actividades liberalizadas como en
actividades monopólicas (Usera, Rodilla, Burger, Herrero, & Batlle, 2017), (SANDIA, 2014), (EPRI, 2016),
(DOE, 2017) , (IEA, 2014), (ESA, 2017), (Energy Storage World Forum, 2014) (IRENA, 2017).
Figura 8 Servicios de almacenamiento de energía
Fuente: adaptado de (IRENA, 2017) (IFC, 2017)
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Dependiendo de las características técnicas de cada tecnología se puede utilizar con mayor
desempeño en unos servicios que en otros, las hidroeléctricas reversibles, por ejemplo, han sido utilizadas
para compra y venta de energía con cerca de 150 GW de potencia instalada, en menor cantidad para
servicios de suministro de capacidad, black start y energía en firme para renovables. Sin considerar las
hidroeléctricas reversibles, las aplicaciones a nivel internacional se concentran en respaldo de
capacidad en firme para renovables, donde el almacenamiento térmico juega un papel protagónico
en las instalaciones que usan concentradores solares, así como el almacenamiento electromecánico y
electroquímico para el control primario de frecuencia (DOE, 2017).
Sin embargo, de acuerdo con las experiencias internacionales, los dispositivos de almacenamiento son
instalados para prestar más de un servicio, en la Figura 9 se presenta la relación entre los servicios
prestados por los proyectos que se encuentran en operación, evidenciándose agrupaciones de
acuerdo al macro-servicio, pero con fuertes relaciones con otros servicios. La regulación de frecuencia,
por ejemplo, presenta fuertes relaciones con otros servicios, principalmente soporte a renovables y
capacidad de energía.
Figura 9 Mapa de relación entre servicios del almacenamiento
Fuente: adaptado de (DOE, 2017)
A continuación, se describen los servicios de almacenamiento, cuya definición será utilizada en este
documento, basadas en las definiciones de instituciones internacionales como (SANDIA, 2014), (ESA,
2017) (EPRI, 2016), entre otras. Una mayor descripción se presenta en el documento: “Referenciamiento
Almacenamiento de energía” construido para el GTC-Almacenamiento de Colombia Inteligente.
Tabla 9 Servicios de almacenamiento
Fuente: Elaboración propia
Aplicaciones Servicio Descripción
Usuario Final
(SIN/ZNI)
Calidad de la
potencia
Uso de almacenamiento para proteger las cargas de los clientes in situ
contra eventos de corta duración que afectan la calidad de la energía
(variaciones de tensión, frecuencia, factor de potencia, armónicos, entre otras).
Confiabilidad
Uso de almacenamiento puede soportar las cargas del cliente cuando se
presenta una pérdida total de energía. Este soporte requiere que el sistema
de almacenamiento y las cargas de los clientes operen en isla durante el
corte de la red y se vuelvan a sincronizar cuando se restablezca el servicio.
Programas de
respuesta de
la demanda
Reducción del consumo de energía eléctrica por los usuarios en respuesta a
un aumento en el precio o a pagos de incentivos diseñados para inducir un
menor consumo.
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Aplicaciones Servicio Descripción
Maximizar uso
de energías
variables
Las energías variables se caracterizan por estar disponible en determinados
periodos de tiempo, usando almacenamiento se puede maximizar su uso,
almacenarla en otros periodos para consumirla o venderla a la red.
Soporte a
micro-redes
El almacenamiento es utilizado para mantener la estabilidad de las micro-
redes operando en isla o no y en función de la disponibilidad de las fuentes
energéticas (control sobre variables como la frecuencia o la tensión).
Mercado
Energía
El sistema de almacenamiento permite tomar energía para almacenarla en
periodos de baja demanda y entregarse a la red en momentos de alta
demanda o cuando sea requerido.
Potencia
El almacenamiento de energía podría usarse para diferir y/o reducir la
necesidad de instalar nueva capacidad de generación o para dar firmeza
a los recursos de generación de fuentes variables. Generalmente, la
necesidad de expansión de la generación de un sistema proviene de
deficiencias de capacidad durante horas pico.
Servicios
complementarios
Regulación de
frecuencia
La regulación se utiliza para conciliar las diferencias momentáneas
causadas por los desbalances entre generación y carga.
Reservas para
rampas
“Ramping”
El almacenamiento es utilizado para amortiguar la variabilidad de los
sistemas de generación variable e intermitente.
Reservas
rodantes
El almacenamiento tiene la capacidad de emular el efecto de generación
que está sincronizada al sistema de potencia pero que no está despachada
para la producción de energía y que puede responder rápidamente para
compensar pérdidas de generación o transmisión (rangos de respuesta de
segundos).
Reservas no
rodantes
Capacidad de generación que puede estar fuera de línea y estar
disponible en minutos. Este servicio también puede ser prestado por cargas
interrumpibles con el objetivo de controlar las desviaciones en frecuencia.
Soporte de
tensión
La tensión del sistema es el resultado del balance entre la cantidad de
potencia reactiva inyectada o demandada en los nodos. Mediante la
conexión del almacenamiento al sistema se puede controlar esta variable
dependiendo de su capacidad.
Capacidad
de arranque
en frío “Black-
start”
Los sistemas de almacenamiento proporcionan una reserva de potencia
activa que se puede utilizar para energizar las líneas de transmisión y
distribución y proporcionar la energía suficiente para conectar las plantas
de generación después de un apagón del sistema.
Servicios de red
(T&D)
Optimización
inversiones
En algunos casos, la instalación de una pequeña cantidad de
almacenamiento en subestaciones críticas podría brindar un espacio de
tiempo, para diferir inversiones en las redes eléctricas.
Alivio de
congestiones
El uso de sistemas de almacenamiento puede aliviar o reducir congestiones
debidas a las restricciones ocasionadas por agotamiento o por fallas de la
red de transmisión y distribución.
Reducción de
pérdidas
Al usar almacenamiento para disminuir la alta carga de los elementos de la
red se pueden reducir las pérdidas técnicas del sistema.
Calidad de la
potencia
Los sistemas de almacenamiento pueden ayudar a resolver los problemas
de calidad de la potencia derivados de la debilidad de la red de
transmisión o distribución, gracias a la calidad de su señal y velocidad de
respuesta.
Movilidad
eléctrica
Soporte a
sistemas de
carga
El almacenamiento puede atender las estaciones de carga de los vehículos
y requerir un menor uso de la red durante los periodos de máxima carga.
Soporte a la
operación de
la red
El uso de la movilidad eléctrica, variable y distribuida en la red, trae consigo
mayores exigencias a la red eléctrica, el uso de almacenamiento puede
suministrar servicios para garantizar la estabilidad y calidad de la red.
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TENDENCIAS
Junto con las actividades de recolección y análisis de información, se identificaron estudios en las
temáticas de interés y se difundieron al interior de la organización. A nivel semanal, se envió el correo
electrónico “Tendencias” con la recomendación de estudios de interés, la identificación de seminarios
virtuales (webminar) y noticias del sector (nacional/internacional).
Se realizaron 32 comunicados de “Tendencias Colombia Inteligente” y se registraron 278 estudios (174
energía, 54 TICs y 50 desarrollo sostenible) que aportaron a la actividad de referenciamiento y soporte
para la formulación de proyectos y documentos de lineamientos estratégicos (ver Figura 10 y Figura 11).
Figura 10 Relación de estudios sectoriales
Figura 11 Estudios por sector y temática de análisis
En la sección de referencias se listan los estudios registrados por temática principal y link de acceso a la
web de Colombia Inteligente para su revisión.
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Proyectos
2 Productos Aprendizajes
2 proyectos
formulados
3 documentos
con lineamientos
estratégicos
2 proyectos con
recursos
1. Socialización continua
del plan de acción
2. Fortalecer actividades
entre reuniones
3. Asegurar
disponibilidad de
recursos y gobernanza
4. Mejorar procesos de
suministro información
Las actividades de gestión de proyectos se enfocaron a la formulación de
proyectos, la construcción de documentos estratégicos para identificar
acciones que habiliten la inserción de nuevos servicios y la ejecución
colaborativa de proyectos.
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FORMULACIÓN DE PROYECTOS
Como parte de las actividades realizadas en el levantamiento de necesidades de los miembros de la
organización se definió para el 2017 enfocarse en la formulación de dos proyectos.
Demanda activa: el objetivo es identificar el potencial de demanda activa, bajo diferentes escenarios
de incentivo adaptables a Colombia, con base en la caracterización de la demanda para el diseño de
programas que fomenten la participación activa de la demanda en el sector eléctrico. En ese contexto
se consideran los siguientes objetivos específicos: • Realizar un referenciamiento del entorno nacional e internacional, con el fin de caracterizar el potencial de
demanda activa bajo diferentes escenarios de incentivo adaptables al contexto colombiano.
• Definir una metodología para la caracterización de la demanda.
• Identificar patrones de consumo de energía (sectoriales, regionales, clúster).
• Realizar el análisis de escenarios factibles de respuesta a la demanda en Colombia y su respectiva cuantificación.
• Brindar recomendaciones a las entidades gubernamentales tomadoras de decisiones, con respecto a los
mecanismos de incentivo que mejor promueven la participación de respuesta a la demanda en Colombia.
• Establecer una hoja de ruta para la implementación de los mecanismos sugeridos.
• Identificar barreras/riesgos y oportunidades para la implementación de los mecanismos.
Medición flexible: el objetivo es desarrollar un piloto para la implementación de medidores de energía
eléctrica con display virtualizado y sistemas de medición avanzada para facturación de clientes,
considerando aspectos geográficos, segmentos del mercado, estandarización de datos, normativa,
evaluación y certificación de la función de medición. En ese contexto se consideran los siguientes
objetivos específicos: • Evaluar la viabilidad técnica y operativa de la arquitectura y tecnología de la solución propuesta.
• Levantar los insumos para la construcción de un caso de negocio.
• Definir los indicadores de gestión y calidad para la medición de los resultados del piloto.
• Validar la aceptación de los clientes frente a la solución probada.
• Identificar barreras y riesgos asociados a la implementación de la solución propuesta y las estrategias de
mitigación respectivas.
• Definir los aspectos regulatorios y normativos que se deben intervenir para garantizar escalabilidad de la solución.
E1: Documento vigilancia de
entorno
E2: Caracterización de demanda
E4: Documento de recomendaciones
mecanismos de incentivo
E3: Análisis escenarios: potencial demanda y
cuantificación escenarios
E5: Hoja de ruta para implementación
E11: Documento referenciamiento
E12: Documento lineamientos a nivel de política
E21: Listado metodologías
existentes
E22: Línea base de patrones de
consumo
E23: Metodología seleccionada
E31: Listado escenarios análisis
E32: Listado criterios evaluación resultados
E33: Resultados simulación escenarios
E41: Mecanismos recomendados
E42: Listado barreras tecnológicas,
regulatorias y de mercado
E51: Actividades
E52: Actores y roles
E53: Cronograma sugerido
E54: Otros aspectos
E1: Informe de viabilidad técnica, operativa,
normativa, financiera de la solución del piloto
E2: Piloto planificado
E5: Informe de análisis técnico y financiero (expost) de solución
E4: Piloto implementado
E7: Informe de análisis de la gestión de riesgos
e interesados
E8: Documento propuesta de cambio
normativo
Que incluye E1?
Arquitectura del piloto, especificaciones técnicas, requisitos operativos y normativos, análisis financiero y de costos
Que incluye E2?
Diseño del piloto, plan de gestión operativo, de riesgos y de interesados, y aval normativo
Que incluye E4?
Consecución, instalación y soporte de equipos, medición y análisis de indicadores
Que incluye E6?
Análisis de indicadores medidos, socialización de conclusiones y lecciones
Que incluye E8?
Listado de cambios sugeridos en la normativa
Que incluye E7?
Conclusiones socializadas de la gestión de riesgos e interesados implementada, planes actualizados
E3: Esquema de indicadores operativos,
gestión y calidad y satisfacción de cliente
Que incluye E3?
Listado de indicadores y esquema de medición de los mismos
E6: Informe análisis resultados de medición
de indicadores
Que incluye E5?
Arquitectura y especificación equipos de la solución objetivo, caso de negocio actualizado
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DOCUMENTOS ESTRATÉGICOS
A continuación, se describe el alcance de los documentos estratégicos realizados durante el 2017.
Temática Objetivo documento Estructura
Demanda activa
Realizar recomendaciones y
lineamientos estratégicos en
busca de habilitar el
potencial de demanda
activa, bajo diferentes
escenarios de incentivo
adaptables a Colombia, con
base en la caracterización
de la demanda para
fomentar su implementación
Referenciamiento internacional: resumen de experiencias
internacionales, en diferentes tipos de mercados, en la
integración de mecanismos para promover la participación
de la demanda activa.
Línea base para Colombia: Resumen de las políticas y
regulaciones implementadas en el país, así como los
estudios e investigaciones adelantadas por las universidades
y otras instituciones. Finalmente, algunas experiencias
adelantadas por las empresas a nivel nacional.
Recomendaciones para fortalecer la participación activa
de la demanda en Colombia: a partir de ejercicios de
discusión entre los participantes del grupo de trabajo
colaborativo en demanda activa de Colombia Inteligente
se dictan recomendaciones para habilitar la participación
de la demanda activa en el país
Conexión GD
Generar recomendaciones
en busca de habilitar la
inserción confiable, segura y
ágil de la generación
distribuida y autogeneración
a pequeña escala en el
sistema eléctrico
colombiano considerando
tópicos tecnológicos,
normativos, regulatorios de
propuestas sectoriales y las
lecciones aprendidas de las
empresas
Referenciamiento internacional: contiene resumen con la
descripción general de los mecanismos para tarifación de
la generación y una comparación respecto a su
funcionamiento, ventajas y desventajas. Así como, la
comparación de la experiencia regulatoria en tres países
latinoamericanos, Chile, Brasil y México, y la descripción de
los requerimientos técnicos para la conexión de generación
distribuida, teniendo en cuenta dos tendencias normativas,
la europea y la estadounidense.
Línea base para Colombia: descripción de la evolución en
política pública y regulación en torno a auto y
cogeneración y lecciones aprendidas producto de las
experiencias de las empresas participantes en el Grupo de
Trabajo Colaborativo se enuncian varias lecciones
aprendidas en tres temas, técnicos, regulatorios y de
interacción con el usuario.
Acciones para la inserción confiable, segura y ágil de la
generación distribuida: se listan las barreras, acciones y
riesgos identificados por el grupo de trabajo colaborativo
en conexión de generación distribuida
Almacenamiento
Recopilar las lecciones
aprendidas con relación a
las tecnologías de
almacenamiento de energía
y su aplicación específica
para el caso colombiano,
con el fin de identificar los
aspectos técnicos y
regulatorios que podrían
adaptarse para acelerar la
inserción de estas
tecnologías y estrategias
para habilitar el servicio de
almacenamiento en el
sistema eléctrico
colombiano
Aplicaciones de almacenamiento de energía eléctrica: este
capítulo contiene una descripción general de los servicios
que puede prestar el almacenamiento de energía
clasificados en 5 macro-servicios: servicios al usuario final
(STN/ZNI), mercado (energía/potencia), servicios
complementarios, servicios de red en T&D, movilidad
eléctrica.
Línea base para Colombia: contiene una revisión general de
las investigaciones y estudios en sistemas de
almacenamiento por parte de las instituciones en
Colombia.
Acciones para habilitar el servicio de almacenamiento:
contiene las recomendaciones para habilitar el servicio de
almacenamiento en Colombia, producto de las discusiones
del grupo de trabajo colaborativo en almacenamiento de
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DEMANDA ACTIVA
Como resultado de las jornadas de discusión del grupo de trabajo colaborativo de Colombia Inteligente
en demanda activa, investigaciones académicas, análisis de las experiencias internacionales y las
actividades y aprendizajes realizados por las empresas en el país, se proponen recomendaciones de alto
nivel para fortalecer la participación activa de la demanda en el sector eléctrico colombiano. El objetivo
de dichas recomendaciones es abrir las discusiones con otros actores en el país, para definir acciones
en el corto y mediano plazo.
Cabe destacar que, en el contexto colombiano, si bien no se requeriría diseñar un mercado nuevo o
distinto a los ya definidos tales como el mercado de energía, servicios complementarios o confiabilidad
para lograr la participación de la demanda y que esto permita un aprendizaje y madurez de la misma,
si se requiere actualizar la reglamentación y procedimientos para el despacho, operación, liquidación
intra-diaria. A su vez, es importante ampliar el número de clientes que puedan participar del mercado
por lo que se hace necesario reducir el umbral para participar en el mercado no regulado y definir los
mecanismos para la representación y agregación de la demanda que garantice su participación en
igual de condiciones entre la oferta y la demanda. De esta forma, la demanda pueda evidenciar y
acceder a los beneficios que ofrece su recurso al funcionamiento óptimo y eficiente del sistema
eléctrico. Así como la conformación de precios en igualdad de condiciones que un generador
convencional. Cabe destacar, que la inversión en tecnología podría recuperarse vía la participación en
dichos mercados (spot, contratos de largo plazo, AGC, ENFICC, anillos de seguridad), pero es relevante
formar las capacidades tecnológicas para garantizar su participación integral y eficiente en un mercado
donde se evolucionará de una demanda pasiva a activa tanto en los procesos técnicos como en los
transaccionales del sistema eléctrico. Otro aspecto clave para fortalecer la demanda activa en el país,
y que de acuerdo a las experiencias internacionales ha sido el apalancador de otros mecanismos de
respuesta de la demanda, es habilitar tarifas intra-diarias para los usuarios finales, este tipo de tarifas
permite al usuario tomar decisiones acerca de su consumo, además de gestionar otros dispositivos
generadores y almacenadores instalados detrás de su medidor y de esta forma se maximizar los
beneficios de la demanda activa.
A continuación, se presentan recomendaciones para fortalecer la participación activa de la demanda.
Nivel Definir Promover Garantizar/Fortalecer
Sectorial
• Definir arquitectura y protocolo
estándar para la participación
de la demanda.
• Habilitar tarifas intra-diarias por
parte de la demanda.
• Promover la masificación de
infraestructura de medición
avanzada (AMI).
• Habilitar y fomentar el uso de
tarifas intra-diarias por parte de
la demanda.
• Incentivar el desarrollo de
programas híbridos de
respuesta demanda y
suministro de energía.
• Actualizar los mecanismos para
habilitar la oferta del servicio
de “demanda” en el mercado.
• Focalizar programas de
eficiencia energética.
• Gestionar eficientemente la
red.
Mercado de
energía eléctrica
• Definir criterios técnicos para la
oferta de la demanda.
• Definir representación de la
demanda ante el mercado.
• Definir mecanismo de oferta
del recurso demanda.
• Promover la estandarización de
contratos.
• Homologar condiciones de
participación.
Servicios
complementarios
• Definir criterios técnicos para
ofertar la demanda.
• Habilitar el agregador de
demanda.
• Homologar condiciones de
participación.
Cargo por
confiabilidad
• Definir criterios técnicos para
ofertar la demanda.
• Habilitar el agregador de
demanda.
• Fomentar el mecanismo DDV. • Homologar condiciones de
participación.
Empoderamiento
del usuario
• Establecer un marco general
para la gobernanza de datos.
• Fortalecer la cultura
energética.
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CONEXIÓN GD
A partir de las discusiones del grupo de trabajo colaborativo en conexión de generación distribuida de
Colombia Inteligente se recopiló un listado de barreras para la penetración masiva de generación
distribuida en el sistema colombiano, posteriormente estas barreras fueron clasificadas y priorizadas de
acuerdo al criterio de los expertos asistentes, además se definieron acciones para superar dichas
barreras y se identificaron riesgos asociados a las acciones descritas. A continuación, se presentan las
acciones desde el punto de vista técnico y empoderamiento del cliente. Dichas discusiones fueron
realizadas en el segundo semestre de 2017, incluso antes de la publicación de la resolución en consulta
CREG 121 de 2017, por este motivo algunas de las acciones se describen en la propuesta de resolución,
mientras que otras deberían considerarse para su integración al marco regulatorio de la GD.
Nivel Definir Promover Garantizar/Fortalecer
Habilitadores
técnicos
• Simplificar el proceso de conexión
para sistemas por debajo de 0,1 MW.
Sin embargo, se debe tener en
cuenta la capacidad instalada
agregada en cada punto de
conexión o en el área de influencia
del proyecto por lo que el OR deberá
validar el impacto sobre el sistema
para la solicitud de estudios.
• Definir metodología de evaluación de
impacto a la red (señal de eficiencia)
en función de la característica de
cada circuito o área de influencia
donde se conectará la GD.
• Definir que la exigencia del límite de
capacidad instalada sea en función
de la capacidad disponible a
inyectar a la red (exigencia de
cumplimiento para cualquier
condición de la carga).
• Implementar arquitecturas y
protocolos estándar para la red de
telecomunicaciones.
• Definir criterios en los que el OR deben
solicitar estudios adicionales para la
GD.
• Diseño de procedimiento estándar de
conexión. Esquema de transición para
adaptarse a las nuevas exigencias
por tipo de tecnología y/o
capacidad GD. Límites de tiempo en
cada etapa (calidad vs planeación).
• Reportar la intención
de conexión al OR
(geo-referenciación,
potencia de
consumo de la red,
potencia de
autogeneración,
potencia de
excedente, tipo
tecnología).
• Fortalecer la relación
usuario-OR y
formación al usuario.
• Caracterizar la GD
por intención de ser o
no ser auto-
generador como
criterio para exigir los
estudios de conexión.
• Realizar pilotos para
viabilizar la
masificación en el
uso de medidores
inteligentes.
• Acompañamiento
por parte del OR.
• Homologar terminología y
características normativas
respecto a la topología de
la red donde se conecta la
GD (alimentador, circuito,
transformador, ramal, entre
otros).
• Homologar propuesta
normativa para los
requerimientos de conexión
(estatuto ASOCODIS, IEEE
1547, IEC 61727). En el
Anexo B, se listan los criterios
recomendados con base
en la IEEE y la IEC.
• Validar que los procesos
actuales de certificación
incluyan la verificación de
la normativa vigente para
la medición bidireccional
(certificar en ambos
sentidos).
• Normalizar la posibilidad de
que el OR pueda intervenir
activos del usuario, en
escenarios donde se
requiera garantizar la
operación segura del
sistema (se incluyó en la
propuesta CREG(C)121,
pero se requiere por
ejemplo la posibilidad de
gestión remota).
Empoderamiento
del usuario
• Desarrollar mecanismos de difusión y
obligación a los proveedores de
informar los requerimientos para la
conexión y operación.
• Definir lista de chequeo pública para
el usuario (el sistema de información
propuesto en la CREG(C)121
aportaría a esta acción).
• Diseñar y socializar cartilla de
seguridad de instalaciones GD
(sistemas AC/DC, y civiles).
• Fomentar planes
tarifarios intra-diarios
en función del tipo de
GD (capacidad,
disponibilidad) y
consumo (energía,
potencia).
• Promover el
acompañamiento del
OR.
• Implementar mecanismos
de facturación que utilicen
la curva real intra-diaria del
usuario para masificar la
medición inteligente.
Nota: el concepto GD abarca las definiciones de Generación Distribuida y Autogeneración a pequeña escala descritas en la
resolución CREG 121/2017 (en consulta).
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ALMACENAMIENTO
A continuación, se resumen las acciones recomendadas por el grupo de trabajo colaborativo en
almacenamiento de Colombia Inteligente para habilitar el servicio, producto de discusiones entre los
expertos de las empresas y referenciamiento internacional.
Aplicaciones Evaluar Promover/Habilitar Garantizar /
Fortalecer
Usuario final
(SIN/ZNI)
• Evaluar el impacto de incentivos a la inserción de la
generación distribuida y programas de gestión de la
demanda con sistemas de almacenamiento, teniendo en
cuenta las restricciones para evitar distorsiones en el mercado.
• Evaluar el impacto de habilitar tarifación intra-diaria para
usuarios residenciales.
• Evaluar el impacto de habilitar otras formas de tarifación para
los recursos distribuidos como facturación neta, o compra
todo, vende todo con resolución intra-diaria.
• Evaluar el impacto de habilitar la figura de agregador de
recursos energéticos distribuidos como el agente que agrega
uno o más recursos distribuidos para propósitos de
participación en los mercados de energía, confiabilidad y
servicios complementarios.
• Evaluar el impacto de habilitar la participación del usuario en
el mercado de confiabilidad y servicios complementarios a
través de la figura de agregador de recursos energéticos
distribuidos.
• Evaluar el impacto de incluir sistemas de almacenamiento
para reducir emisiones de GEI asociadas a la generación.
• El uso de la
generación
distribuida y
programas de
gestión de la
demanda.
• Evaluar el impacto
de incluir el
almacenamiento en
la estructuración de
un esquema
empresarial
sostenible (por
ejemplo, una
cooperativa) que
involucre la
comunidad en la
operación,
mantenimiento o
instalación.
• Regular
participación del
almacenamiento
en el mercado.
Mercado
(energía y
potencia)
• Evaluar el impacto de habilitar la figura de almacenamiento
para participar en el mercado de energía.
• Definir lineamiento de política para regular la participación
de almacenamiento en el mercado y regular sus formas de
participación para evitar distorsiones en el mercado
provocadas por el almacenamiento.
• Evaluar el impacto de almacenamiento en los costos de
operación del sistema.
• Adaptar la metodología del despacho económico con el
almacenamiento para identificar el costo óptimo de
operación del sistema.
• Evaluar si con las diferencias de precios existentes, se viabiliza
el almacenamiento para arbitraje.
• Regular
participación del
almacenamiento
en el mercado.
• Evitar distorsiones
en el mercado
provocadas por
el
almacenamiento.
Servicios
complementarios
• Definir lineamiento de política para regular la participación
de almacenamiento en el mercado de servicios
complementarios.
• Evaluar el impacto de habilitar la figura de agregador.
• Diseñar mecanismos de remuneración que reconozcan las
características de desempeño de quienes prestan el servicio
complementario.
• Evaluar el impacto de habilitar la prestación de múltiples
aplicaciones (definir garantías, prioridades, restricciones y
responsabilidades para prestar cada servicio por parte del
almacenamiento).
• Regular
participación del
almacenamiento
en el mercado
de servicios
complementarios.
Servicios de red
T&D
• Regular la participación de almacenamiento para prestar
servicios de red (por ejemplo, esquema comercial de carga y
descarga para la nueva figura, pérdidas, pago de los activos
requeridos).
• Diseñar esquema de remuneración para el servicio y/o
equipos de almacenamiento.
• Incorporar almacenamiento como alternativa oportuna para
diferir proyectos de expansión de la red, teniendo en cuenta
las metodologías de evaluación de beneficios para el
sistema.
• El uso del
almacenamiento
como alternativa de
expansión de
infraestructura para
optimizar la gestión o
inversiones de los
Operadores de Red
Movilidad
eléctrica
• Crear nuevos
modelos de negocio,
donde el propietario
de las baterías no sea
el usuario.
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PROYECTOS COLABORATIVOS
Durante la ejecución del plan de acción se logró que la organización definiera y accediera a recursos
para la ejecución de dos proyectos. El primero, implementación del Sistema Nacional de Redes
Inteligentes – SNRI en conjunto con la UPME y el estudio para la identificación de un espectro dedicado
para servicios de misión crítica en conjunto con el CNO (EPM, CELSIA, CODENSA).
SISTEMA NACIONAL DE REDES INTELIGENTES - SNRI
El proyecto plantea el diseño e implementación del Sistema Nacional Redes Inteligentes que permita
brindar a los usuarios acceso a datos confiables, actualizados y de calidad, sobre empresas, grupos de
investigación y proyectos relacionados con redes inteligentes en Colombia, que sirva como insumo para
el análisis y evaluación del estado de tecnologías relacionadas en el país y para la planeación de futuros
proyectos. El proyecto parte del trabajo que se ha venido desarrollando al interior de Colombia
Inteligente en conjunto con el CIDET (como insumo fundamental se partió del trabajo que CIDET
desarrolló para Colombia Inteligente denominado definición y diseño conceptual del Sistema Nacional
de Redes Inteligentes en Colombia).
El proyecto está en ejecución y los recursos son suministrados por la UPME y Colombia Inteligente.
Actividades Ejecutadas Actividad por desarrollar
• Estructura de la Base de Datos.
• Diseño formato de registro de proyectos.
• Consulta miembros CI (84 registros).
• Construcción de la plataforma (UPME).
• Visor proyectos y análisis información
(UPME).
• Modulo registro de usuarios web.
• Funcionalidad web del módulo de registro de proyectos
diseñado.
• Autorización link público para revisión y registro de proyectos.
• Validación de los criterios (variables) de análisis de información.
En las siguientes figuras, se ilustra el consolidado de la información suministrada por los miembros de la
organización.
Área del proyecto Estado
Alcance Presupuesto
Adaptación tecnologías emergentes
14%
Automatización distribución
16%
Medición inteligente
19%
Movilidad eléctrica
12%
Otra, cuál?6%
Recursos distribuidos de energía
25%
Usuario activo (prosumidor)
2%
Distrito térmico1%
Transmisión flexible
1%
Eficiencia energética4%
Búsqueda de financiación8%
En ejecución60%
Finalizado32%
Adaptación tecnológica
9%Adquisición/implementaci
ón de tecnología27%
Comercialización de un producto
4%
Desarrollo de piloto/prototipo21%
Estudio de conceptualización/mer
cado/Análisis
financiero…
Identificación y/o evaluación de tecnologías
19%
Implementación metodología/proceso/norma
10%< 200 Millones
20%
> 2.000 Millones
42%
1.000 - 2.000 Millones
8%
200 - 500 Millones
14%
500 - 1.000 Millones16%
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ESPECTRO RADIOELÉCTRICO
El CNO, miembro del Comité Directivo de Colombia Inteligente, identificó la necesidad de garantizar la
confiabilidad (suficiencia y seguridad), calidad y disponibilidad en la transmisión de voz/datos para la
comunicación de los equipos que interactúan en el sistema eléctrico colombiano. Por tanto, se requiere
evaluar el rango del espectro radioeléctrico para soportar los servicios de operación y de misión crítica
del sector eléctrico acorde con la arquitectura tecnológica que permita una operación más segura,
confiable y económica del sistema eléctrico.
En ese contexto, el equipo de Colombia Inteligente trabajo junto con el Comité Tecnológico del CNO
en la socialización y definición del alcance definitivo del proyecto espectro radioeléctrico requerido
para soportar los servicios de operación y de misión crítica del sector eléctrico y acorde con la
arquitectura tecnológica que permita una operación más segura, confiable y económica del sistema
eléctrico considerando:
Las exigencias regulatorias.
Los rangos de espectro disponibles y factibles (técnico-económico).
El uso de la infraestructura de las empresas de energía “utilities” y la convergencia en la
prestación de los servicios públicos domiciliarios.
La seguridad (física y digital) requerida para la transmisión de datos.
En ese contexto, el objetivo del proyecto es identificar y proponer el rango del espectro radioeléctrico
para soportar servicios operativos y de misión crítica para el sector de servicios que en la actualidad
interactúen con el sistema eléctrico colombiano o a futuro considerando la evolución de las tecnologías
y la convergencia en la prestación de los servicios públicos domiciliarios. El desarrollo del proyecto
considera los siguientes objetivos específicos:
1. Identificación de experiencias internacionales para la prestación de servicios misión crítica.
2. Caracterización del uso del espectro actual de los servicios públicos en Colombia.
3. Identificación de espectro para servicios de misión crítica, protocolos para el uso del espectro y
criterios para definir los servicios de misión crítica (evolución tecnológica y convergencia
multisectorial).
4. Análisis de impacto y plan de cierre de brechas, acciones de mejoramiento continuo e indicadores
clave de desempeño.
5. Mapa de ruta operación y adaptación espectro servicios de misión crítica.
En la actualidad, el proyecto se encuentra en la fase de inicio y su ejecución permitirá los siguientes
beneficios:
• Segmentación de la banda requerida.
• Seguridad y disponibilidad del espectro para la comunicación.
• Identificación de los servicios misión crítica.
• Identificación de las tecnologías aplicables.
• Eficiencia en el diseño de equipos para operar en el espectro de servicios de misión crítica.
El proyecto es financiado por las empresas EPM E.SP., CELSIA S.A E.S.P. y CODENSA S.A. E.S.P. y es
administrado por el CIDET.
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Sectorial
3 Productos Aprendizajes
1 Iniciativa sector
(WEF-MME-UPME)
5 eventos difusión
e información
2 proyectos con
recursos
1. Fortalecer estrategia
difusión organización
2. Asignación de
recursos propios para
iniciar proyectos
3. Fortalecer logística
eventos 4. Fortalecer mecanismos
para la recolección de
información
Las actividades de gestión sectorial se enfocaron en articular iniciativas
sectoriales para fomentar acciones de transformación del sector
eléctrico, actividades de difusión de la organización y relacionamiento
con agentes de interés para el desarrollo de proyectos.
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INICIATIVA WEF
Se logró la vinculación a la iniciativa transformación del sector eléctrico colombiano. La iniciativa es un
ejercicio elaborado bajo el marco de la iniciativa WEF “Grid Edge Transformation Colombia”
desarrollada por el World Economic Forum (WEF, por sus siglas en inglés). Esta iniciativa tiene como
objetivo identificar las acciones que acelerarán la transformación del sector eléctrico colombiano para
apropiar los cambios de la revolución industrial y adaptarse a las necesidades de sus actores.
En ese contexto, la iniciativa WEF se soportó en un trabajo articulado del Ministerio de Minas y Energía
(MME), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y Colombia Inteligente para llevar a cabo las
actividades del WEF en Colombia.
Se construyo un documento colaborativo con el objeto identificar un escenario de transformación y
acciones para acelerar la transformación del sector eléctrico colombiano focalizado a cuatro (4) líneas
de trabajo con base en sesiones de trabajo de diferentes espacios de discusión y con la participación
de diversos actores del sector eléctrico colombiano (agentes del mercado, academia y proveedores).
Escenario de transformación Líneas de trabajo
Tener un sector eléctrico distribuido y digitalizado que
garantiza la confiablidad flexible, la portabilidad y la
movilidad para la oferta y acceso de servicios
convergentes multi-producto a un cliente informado,
consciente, diverso y activo en la toma de decisiones
donde la infraestructura del sistema eléctrico presta los
servicios de valor agregado en forma costo-eficiente
1. MODELOS DE NEGOCIO: Habilitar normativamente
la innovación en modelos de negocio.
2. DESPLIEGUE TECNOLÓGICO: Desarrollo masivo de la
medición inteligente con la participación activa del
usuario.
3. ELECTRIFICACIÓN DEL TRANSPORTE: Fomentar la
electrificación del transporte.
4. MICROREDES SOSTENIBLES ZNI: Desarrollo sostenible
de micro-redes en las Zonas No Interconectadas
(ZNI).
A continuación, se describen las acciones identificadas por cada línea de trabajo.
1. MODELOS DE NEGOCIO
1. Un mercado abierto a los clientes
2. Brindar señales eficientes a la demanda
3. Un cliente empoderado de la tecnología
4. Habilitar infraestructura y plataformas
tecnológicas para soportar los modelos de
negocio
5. Fortalecer la cultura de la energía eléctrica
como habilitador del desarrollo
socioeconómico
2. DESPLIEGUE TECNOLÓGICO
1. Establecer una política de modernización
tecnológica de la red (grid edge/top-down)
2. Generar programas estratégicos de corto y
mediano plazo para apoyar la planeación y el
control del sistema eléctrico
3. Generar programas estratégicos de corto y
mediano plazo relacionados con el mercado y
usuario final
4. Actualizar normas y códigos técnicos
3. ELECTRIFICACIÓN DEL TRANSPORTE
1. Condiciones normativas y de política nacional
en torno a la electrificación del transporte
2. Promover modelos de negocio alrededor de
la electrificación del transporte
3. Fortalecer la investigación, habilidades y
capacidades técnicas
4. Desarrollo de condiciones adecuadas en
infraestructura
4. MICROREDES SOSTENIBLES ZNI
1. Fortalecer el marco normativo y la
coordinación inter-institucional
2. Promover los encadenamientos productivos e
iniciativas empresariales
3. Empoderamiento y desarrollo de habilidades y
capacidades tecnológicas
4. Promover e incentivar el uso integral y eficiente
de tecnologías
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ACTIVIDADES DE DIFUSIÓN
A continuación, se describen las actividades realizadas para la difusión de la organización.
Evento Actividades
Congreso
ANDESCO
(junio)
Se presentó a la organización y realizó la relatoría de la sala Ciudades Inteligentes. Se presentaron
6 experiencias. A continuación, se destaca el aporte de cada una de ellas: 1. Jerusalén (Cundinamarca) apuesta de la CAR para un municipio ecoeficiente e inteligente (CAR): La
experiencia muestra que el desarrollo y gestión integral de la infraestructura del territorio mejora la
calidad de vida, aporta a los objetivos de desarrollo sostenible, incrementa el compromiso
comunitario, el desarrollo social y económico. Es una experiencia que debiese replicarse a nivel
nacional.
2. Ciberseguridad en servicios públicos (Tigo-Une): Se muestra como las brechas que se presenta en el
mundo digital requieren el desarrollo de competencias y habilidades para enfrentar la evolución
tecnológica, tanto como para maximizar los beneficios de las tecnologías digitales como para la
protección ante eventos que atenten contra la seguridad digital.
3. Transformación digital en una empresa de Servicios Públicos con el uso de la tecnología geográfica
(EPM): Los SIG fortalecen la interacción con los usuarios. La tecnología permite una mejor planeación
y gestión eficiente de los recursos en los territorios.
4. Optimización de recursos para ciudades inteligentes (Gas Natural): El gas y los procesos de
cogeneración son recursos para aportar a la sostenibilidad y la disminución de las emisiones
contaminantes.
5. Generación de energía en redes de acueducto (Aguas de Manizales): La sinergia entre
infraestructura de servicios públicos permitirá el logro de eficiencias operacionales que redundará en
beneficio de los usuarios.
6. Servicios, Cambio Climático y Ciudades Inteligentes en la India (Univ. Teri, India): Las acciones
coordinadas, vía planes de acción, son una herramienta viable para adaptarse a los efectos del
cambio climático. Sin embargo, se requiere del empoderamiento de los habitantes para la
implementación de estrategias sostenibles.
Se destaca el apoyo de ANDESCO para la difusión de la organización y trabajo conjunto en
futuros eventos.
Congreso
ANDICOM
(agosto)
Se presentaron los resultados de la actividad propuesta orientados a identificar los pilares para la
transformación digital en el sector eléctrico colombiano:
Transformación digital (el sector se está preparando, pero la velocidad de cambio requiere
cambios estructurales del sector):
La transformación no solo es tecnología, es transversal.
La cadena de valor ya no es lineal.
Los agentes asumen un nuevo rol.
La toma de decisiones se soporta en información dinámica.
Las TIC son fundamentales para la transformación y aumento de la competitividad.
Tecnologías que influyen en la transformación digital (Adaptarse a la convergencia tecnológica
multi-sectorial):
Vehículos eléctricos.
Almacenamiento.
Block-chain.
Cooperativas de consumo/suministro.
Ciberseguridad.
Efecto climático (monetización).
El rol de los agentes (Generar espacios de integración y sinergias)
Promover y fortalecer la relación Gobierno-Sociedad-Empresa.
El estado orientado a velar por los incentivos apropiados y en la formación de los conocimientos y
habilidad requeridas.
A su vez, se destacó las estrategias que identificaron expertos participantes en la línea de: 1. Crear ecosistemas de “aliados” para promover la innovación.
2. Formar en talento digital.
3. Fomentar el trabajo colaborativo.
4. Diseñar mecanismos simples y ágiles.
5. Diseñar mapas de ruta adecuados y ejecutarlos.
6. “Perder” el miedo a acelerar y hacer acciones de transformación digital
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Evento Actividades
Se destaca el apoyo conjunto de los miembros CIDET y CINTEL, el levantamiento de información
por parte de expertos del sector TIC, el acercamiento con entes gubernamentales MinTIC y el
cumplimiento de los objetivos de difusión de la organización.
Movilidad
WEC
(septiembre)
Se presentaron los resultados de la actividad propuesta orientados a identificar tópicos para el
desarrollo de la movilidad eléctrica y su inserción al sector eléctrico colombiano.
1. Sostenibilidad del negocio (convergencia tecnológica, normativa e incentivos, financiación de
tecnología-pilotos, remuneración de la infraestructura).
2. Flexibilidad del sistema (criterios de planeación y ubicación de infraestructura, reglamentos y
códigos, I&D+i y formación).
3. Servicios de valor agregado (estilos de vida saludable, servicios de ciclo de vida del VE y
almacenamiento, optimización del uso de la infraestructura, desarrollo de servicios y dependencia
proveedores).
A su vez, se hizo parte del taller sectorial diseñado por el WEC/COCIER/UPME con la participación
de diferentes agentes asociados a la electrificación del transporte (usuarios, empresas, entidades
gubernamentales, gremios).
Se destaca el apoyo conjunto del COCIER, el levantamiento de información por parte de expertos
y asistentes al encuentro de movilidad, cumplimiento de los objetivos de difusión de la
organización y fortalecer los mecanismos de integración de agentes de interés.
Workshop
WEF – MEM
(noviembre)
Se realizó una jornada de socialización y discusión de las acciones de transformación. La
metodología consistió en una sesión de trabajo con diversos actores del sector eléctrico. Se realizó
un ejercicio dividido en 3 fases: 1) priorización individual (definición jerárquica de las macro-
acciones y selección de hasta 3 acciones por macro-acción), 2) discusión grupal (creación de 5
mesas de discusión) y 3) socialización e identificación de macro acciones definidas por cada
mesa de discusión.
- Modelos de negocio: habilitar infraestructura y plataformas tecnológicas para soportar los modelos
de negocio, Un mercado abierto a los clientes, brindar señales eficientes a la demanda, un cliente
empoderado de la tecnología, fortalecer la cultura de la energía eléctrica como habilitador del
desarrollo socioeconómico.
- Despliegue tecnológico: generar programas estratégicos de corto y mediano plazo relacionados
con el mercado y usuario final, establecer una política de modernización tecnológica de la red (grid
edge/top-down), generar programas estratégicos de corto y mediano plazo para apoyar la
planeación y el control del sistema eléctrico, actualizar normas y códigos técnicos.
- Electrificación del transporte: condiciones normativas y de política nacional en torno a la
electrificación del transporte, promover modelos de negocio alrededor de la electrificación del
transporte, desarrollo de condiciones adecuadas en infraestructura, fortalecer la investigación,
habilidades y capacidades técnicas.
- Micro-redes sostenibles en ZNI: fortalecer el marco normativo y la coordinación inter-institucional,
promover los encadenamientos productivos e iniciativas empresariales, Promover e incentivar el uso
integral y eficiente de tecnologías, empoderamiento y desarrollo de habilidades y capacidades
tecnológicas.
Cabe destacar que el ejercicio complementario no sugiere el desarrollo secuencial de las macro
acciones porque se identifican importantes interrelaciones e interdependencias entre las acciones
a impulsar para desarrollar nuevos modelos de negocio, el desarrollo del despliegue tecnológico y
la electrificación del transporte. En ese sentido, el ejercicio de priorización busca identificar la
macro-acción y acciones de mayor relevancia que acelerarían el inicio de la transformación del
sector eléctrico.
Se destaca el apoyo conjunto de los miembros CAC y CNO para apoyar el desarrollo durante la
apertura del MEM y el trabajo conjunto con el MME y la UPME para el diseño y ejecución de la
actividad propuesta.
Congreso
de la
energía
CIER
(noviembre)
Se presentó el resultado de un ejercicio colaborativo diseñado para la identificación de proyectos
prioritarios para la adaptación del sistema eléctrico a la transformación sectorial y alineados con
los objetivos de desarrollo sostenible.
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RELACIONAMIENTO
A continuación, se describen las actividades realizadas para la generación de sinergias y el
fortalecimiento sectorial.
Evento Actividades
MME
Se presentó la organización Colombia Inteligente, sus acciones, actividades en desarrollo para
definición de proyectos sectoriales. Se logró la participación del viceministerio para fortalecer el
trabajo conjunto y fomentar acciones colaborativas en beneficio del sector junto con la Oficina
de Asuntos Regulatorios y Empresariales (OARE) y la Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales
(OAAS).
CREG
Se presentó la organización Colombia Inteligente, sus acciones, actividades en desarrollo para
definición de proyectos sectoriales. Se invitó a la dirección ejecutiva y se logró la vinculación
para fortalecer el trabajo conjunto y fomentar acciones colaborativas en beneficio del sector.
ANDESCO
Se logró la vinculación al Congreso ANDESCO. Colombia Inteligente fue el moderador de la sala
Ciudades Inteligentes. De igual forma, se realizó una invitación para asistir a la reunión de la
cámara sectorial de energía eléctrica No. 181 y al VII Seminario de Eficiencia Energética.
WEF
Se socializó las actividades realizadas durante la sesión de trabajo programada por la UPME para
la articulación de la iniciativa “grid Edge transformation” del Foro Económico Mundial (FEM o WEF
por sus siglas en inglés). Las actividades se enfocaron en:
i. Presentación de Colombia Inteligente al equipo WEF.
ii. Análisis del entorno macroeconómico y perspectivas en la transformación del país.
iii. Definición de temas de trabajo conjunto con la WEF.
De las actividades, se estableció lo siguiente:
i. Colombia Inteligente asume el rol de contraparte técnica WEF.
ii. Colombia Inteligente se articulará con la UPME-MME para el desarrollo de las actividades WEF.
iii. Los miembros de Colombia Inteligente harán parte de las actividades WEF.
iv. Se genera un espacio para promover los proyectos Colombia Inteligente, a su vez para la
gestión de potenciales financiadores.
v. Se crearán mesas de trabajo que estarán a cargo de la UPME y Colombia Inteligente.
COCME
Se generó un espacio para la presentación de las actividades que viene adelantando el Consejo
Mundial de la Energía (Colombia) y definir mecanismos para el trabajo conjunto.
Se participó en el programa de formación de líderes energético (asistencia de la analista FTC y
cátedra en una sesión por parte del líder de gestión) y el primer encuentro internacional de
movilidad eléctrica.
ASOCODIS
Presentó el estatuto de GD, se realizó una discusión acerca de los retos en tópicos regulatorios y
acceso a las redes. Se acordó trabajar colaborativamente para impulsar mecanismos para la
inserción confiable, segura y ágil de la GD.
Embajada
de Australia
Se presentó la Comisión Australiana de Inversión y Comercio (Austrade). Se acordó aunar
esfuerzo para lograr apoyo técnico/tecnológico y apropiación de lecciones aprendidas para el
desarrollo de sistemas inteligentes en Colombia (realiza misión tecnológica a Australia en 2018).
ACOLGEN Se participó del 10 encuentro anual del sector energético colombiano.
Comité
SEEBSC
Se vinculó al Comité Sectorial SEEBSC. Se presentó a la organización y se propuso trabajar
articuladamente en las actividades de interés para lograr una mayor sinergia y aporte al sector.
Se destaca la participación de representantes del MINCIT - PTP, el Consejo Privado de
Competitividad- CPC, los clústeres de energía del país, la cámara colombiana de la energía,
RIELEC, COCIER, COCME, la UPME, el MME y el CIDET.
Clúster
Suroccidente
Se presentó a la organización y se propuso trabajar articuladamente en las actividades de interés
para lograr una mayor sinergia y aporte al sector.
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Horst Figueira, H., Leães Hey, H., Schuch, L., Rech, C., & Michels, L. (2015). Brazilian Grid-Connected Photovoltaic Inverters Standards: A Comparison with IEC and IEEE. 2015 IEEE 24th International Symposium on Industrial Electronics (ISIE) (págs. 1104-1109). IEEE.
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IFC. (2017). Energy Storage Trends and Opportunities in emerging markets. ESMAP.
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Rodríguez, C. F., Calvache, B. A., & Caicedo, E. F. (2017). Una propuesta de modelos de datos y protocolos de intercambio de información estandarizados aplicables a sistemas de medida centralizada*. Revista Ingenierías Universidad de Medellín, 16(30), 149-167.
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SEC. (5 de 2017). Ley de Generación Distribuida (Ley 20,571). Obtenido de http://www.sec.cl/pls/portal/docs/PAGE/SEC2005/ELECTRICIDAD_SEC/ERNC/GENERACION_DISTRIBUIDA/SEMINARIOS/TAB6121713/1%20PRESENTACION%20LEY%2020571.PDF
Usera, I., Rodilla, P., Burger, S., Herrero, I., & Batlle, C. (2017). The Regulatory Debate About Energy Storage Systems: State of the Art and Open Issues. IEEE Power and Energy Magazine, 15(5), 42-50.
Zinaman, O., Aznar, A., Linvill, C., Darghouth, N., & Dubbeling, T. (2017). Grid-Connected Distributed Generation: Compensation Mechanism Basics. Denver: NREL.
Informe de gestión 2017
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DOCUMENTOS TENDENCIAS
5G
ERICSSON Scalable network opportunities 5G
AI (Inteligencia Artificial)
pwc What’s the real value of AI for your business and how can you capitalise?
Almacenamiento
ACOLA The Role of Energy Storage in Australia’s Future Energy Supply Mix
Brattle Group Stacked Benefits: Comprehensively Valuing Battery Storage in California
EASE EASE Position on Energy Storage Deployment Hampered by Grid Charges
EASE Storage Technology Development Roadmap 2017
ESA 35x25 A Vision for Energy Storage
European Comission Supporting innovative solutions for Smart Grids and Storage
IEEE Abriendo las puertas al almacenamiento de energía: Desafíos para sistema futuros
IET Code of Practice for Electrical Energy Storage Systems
ITT Emerging Storage Technologies for Solar Mini Grids
LAZARD Levelized Cost of Storage 2017
Leonardo energy Electrical Storage Systems: Efficiency and Lifetime
REA Batteries, Exports, and Energy Security
SEPA 2017 Utility Energy Storage Market Snapshot
STRATEGEN Consulting New York City’s Aging Power Plants: Risks, Replacement Options and the Role of Energy
Storage
UN Battery Storage in Electricity
WEC World Energy Focus: September
Big-Data
DNP Política nacional de explotación de dato (BIG DATA)
IEEE Big Data Analytics in the Smart Grid
Bio-energía
iea Technology Roadmap Delivering Sustainable Bioenergy
Block-Chain/Criptomonedas
ASOBANCARIA-CCIT Blockchain: Construyendo la digitalización financiera bloque a bloque
Banco de la Republica Criptomonedas
enisa ENISA Opinion Paper on Cryptocurrencies in the EU
IEEE Spectrum Block-Chain World
IFC BLOCKCHAIN: Opportunities for Private Enterprises in Emerging Markets
Univ.CAMBRIDGE 2017 Global Blockchain Benchmarking Study
WEC-pwc The developing role of blockchain
Cambio climático/Carbono neutro/ODS
ANDESCO Revista Andesco No 33
ANDI Estrategia para una nueva industralización II
Banco Mundial How Developing Countries Can Get the Most Out of Direct Investment
Banco Mundial Regulatory indicators for sustainable energy: a global scorecard for policy makers
Banco Mundial State and Trends of Carbon Pricing 2017
Banco Mundial The Growing Role of Minerals and Metals for a Low Carbon Future
BID Manual para la estimación y el seguimiento del costo de un programa de infraestructura
CarbonTrust-BID Developing clean energy solutions in Latin America’s major cities
CEPAL La economía del cambio climático en América Latina y el Caribe: paradojas y desafíos del desarrollo
sostenible
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CEPAL La economía del cambio climático en América Latina y el Caribe: una visión gráfica
CPC Informe Nacional de Competitividad 2017-2018
DNP Documento CONPES ODS
DNP Política nacional de edificaciones sostenibles
EDF Grid Modernization: The foundation for climate change progress
Energy UK Pathways to a low carbon future
ERT Advancing the deployment of technology solutions to make Europe’s cities smart, safe, healthy and
sustainable
EUI-FSRE Sustainable development goal number 7
European Comission Trends in global CO2 emissions
Green Alliance Natural Infrastructure Schemes in practice: how to create new markets for ecosystem services from land
Green Alliance Negotiating Brexit Positive outcomes for the UK on energy and climate
IFC Creating Markets for Climate Business
IRENA Development and deployment of climate change mitigation technologies: evidence to support policy
making
MIT 2016 Food, Water, Energy & Climate Outlook
NRDC America’s Clean Energy Frontier: The Pathway to a Safer Climate Future
NREL Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market (2016 Data)
OECD Green Growth Indicators 2017
OECD Investing in Climate, Investing in Growth
Policy Exchange Clean Growth: How to boost business energy productivity
re100 RE100: Accelerating change
SEFORALL 2017 Global Tracking Framework Report: A Clarion Call To Leaders
SEFORALL Opening Doors: Mapping the Landscape for Sustainable Energy, Gender Diversity and Social Inclusion
SEFORALL Why Wait? Seizing the Energy Access Dividend
U.S. GCRP The Climate Science Special Report
UN Climate Action
UN Greening the Blue report 2017
UN Informe de los Objetivos de Desarrollo Sostenible 2017
UN-Banco Mundial Roadmap for a sustainable financial system
UNIDO Accelerating clean energy through Industry 4.0
WGBC FROM THOUSANDS TO BILLIONS Coordinated Action towards 100% Net Zero Carbon Buildings By 2050
Ciberseguridad
BID-MINTIC-OEA Impacto de los incidentes de seguridad digital en Colombia 2017
enisa Study on CSIRT Maturity – Evaluation Process
EPRI Cyber Security Metrics for the Electric Sector
ForeScout How hackable is your smart enterprise?
GFCE Global Cyber Expertise Magazine Issue 3
ISA Annual Cybersecurity Assessment 2017 of Estonian Information System Authority (RIA)
MICROGRID KNOWLEDGE Microgrid Cybersecurity: Protecting and Building the Grid of the Future
MINTIC ¡Atención, Seguridad Digital en Construcción!
NCSC NCSC published factsheet on Indicators of Compromise (IoCs)
NIAC Securing Cyber Assets: Addressing Urgent Cyber Threats to Critical Infrastructure
OECD Supporting an effective cyber insurance market
Ponemon Institute Cyber crime costs 2017
pwc Strengthening digital society against cyber shocks
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Demanda (usuario/clientes)
ARENA Demand Management Incentives Review
Banco Mundial Civic Tech in the Global South : Assessing Technology for the Public Good
BID Are Blackout Days Free of Charge?: Valuation of Individual Preferences for Improved Electricity Services
CEER Consumer Empowerment
CEER Technology that Benefits Consumers
CNE Licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados: Un caso de éxito
CUB-EDF The Costs and Benefits of Real-Time Pricing
FERC Assessment of Demand Response and Advanced Metering 2017
NREL Identifying Potential Markets for Behind-the-Meter Battery Energy Storage: A Survey of U.S. Demand
Charges
ofgem Vulnerable consumers in the retail energy market: 2017
PRACTICAL ACTION Poor People's Energy Outlook 2017
SEPA Beyond The Meter: Planning the Distributed Energy Future, Volume I
SEPA Beyond The Meter: Planning the Distributed Energy Future, Volume II
SEPA-NAVIGANT Utility Demand Response Market Snapshot 2017
SGC New York Consumer Pulse Survey – July 2017
Economía Circular
EEA Circular by design - Products in the circular economy
Google Cities in the circular economy: the role of digital technology
NCM Circular Business Models in the Mobile Phone Industry
Economía Digital
accenturestrategy/etno Lead or Lose: A vision for Europe´s digital future
ACIEM Revista ACIEM Edición No 129: Ingenieros: ¡A emprender digitalmente!
Banco Mundial World Bank Doing Business Colombia 2018
Bertelsmann The No Collar Economy
BID Agencias latinoamericanas de fomento de la innovación y el emprendimiento
BID Robot-lución: el futuro del trabajo en la integración 4.0 de América Latina
BID Economía digital en América Latina y el Caribe: Situación actual y recomendaciones
Cintel Guía de la Transformación Digital
Cintel RCT76: Reinvertarse, la transformación es ahora !
citi Disruptive Innovations
ERICSSON 10 Hot Consumer Trends 2018
FMI Digital Revolutions in Public Finance
iea Digitalization & Energy
MINTIC [borrador] Política de Gobierno Digital
MINTIC Estudio de acceso, uso y retos de las TIC en Colombia
MINTIC Hoja de Ruta Regulatoria para el desarrollo de la Economía Digital en Colombia
OECD OECD Digital Economy Outlook 2017
OECD OECD Science, Technology and Industry (STI) Scoreboard
OECD Public Procurement for Innovation Good Practices and Strategies
Presidencia Colombia Alianza para el Gobierno Abierto
SmartIndustry New Protocols for the Digital Industrial Age
UN The Fight for Light: Improving Energy Access through Digital Payments
WEF The global shapers survey
Eficiencia Energética
BID 25 Ideas brillantes para eficiencia energética en América Latina y el Caribe
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BID Incrementando la eficiencia del sector eléctrico: Lecciones sobre la reducción de pérdidas
eléctricas en Ecuador
eceee Understanding energy efficiency in the European Commission’s Clean Energy Package
European
Comission Good practice in energy efficiency
European
Comission The macro-level and sectoral impacts of energy efficiency policies
frontier Action Plan for a comprehensive Buildings Energy Infrastructure Programme
iea Energy Efficiency 2017
iea Energy Efficiency Market Report 2016
iea Market-Based Instruments for Energy Efficiency
IPEEC Existing Building Energy Efficiency Renovation
UN Green Technology Choices
Eólica
DOE 2016 Offshore Wind Technologies Market Report
NREL 2015 Cost of Wind Energy Review
Espectro
DNP Documento CONPES Política nacional espacial (borrador)
Interoperabilidad
DOE CLS Interoperability Study Part 1: Application Programming Interfaces
IoT
CSA Future-proofing the Connected World: 13 Steps to Developing Secure IoT Products
enisa Baseline Security Recommendations for IoT
enisa Security Challenges and best practices in the IoT Environment
Frost&Sullivan The Promise and Risk of the Industrial Internet of Things
GAO Internet of Things Status and implications of an increasingly connected world
Gemalto State of IoT Security
SmartIndustry The Evolving Landscape of IIoT Platforms
Vodafone Vodafone IoT Barometer 2017/18
Micro-redes
IEEE Micro-redes
IRENA Accelerating renewable mini-grid deployment: A study on the Philippines
WRI Accelerating Mini-grid Deployment in Sub-Saharan Africa: Lessons from Tanzania
Movilidad eléctrica
BID Evolución de los sistemas de transporte urbano en América Latina
BID La incorporación de los vehículos eléctricos en América Latina
Centre for London Street Smarts: Report of the Commission on the Future of London’s Roads and Streets
CERES-MJB&A Accelerating Investment in Electric Vehicle Charging Infrastructure
CHORDANT Implications of the Data Exchange on the Connected Car Business Models
Deloitte Powering the future of mobility
DOE National Plug-In Electric Vehicle Infrastructure Analysis
Energy UK The Electric Vehicle Revolution
eurelectric Electrification of Heavy Duty Vehicles
eurelectric Smart Charging – Key to unlocking Electro-mobility’s potential
iea Global EV Outlook 2017
iea International Comparison of Light-Duty Vehicle Fuel Economy 2005-2015
NREL The Barriers to Acceptance of Plug-in Electric Vehicles: 2017 Update
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NREL Fuel Cell Buses in U.S. Transit Fleets: Current Status 2017
SEPA Utilities and Electric Vehicles: The case for managed charging
SFU Canada’s ZEV Policy Handbook
Transport & Environment Life Cycle Analysis of the Climate Impact of Electric Vehicles
WRI Connected Urban Growth: Public-Private Collaborations for Transforming Urban Mobility
Recursos energéticos distribuidos
CIER Revista Cier No73 - Edición Generación Distribuida
SEPA Distributed Energy Resource Aggregations in Wholesale Markets
SEPA DERMS Requirements (document for comment)
Renovables/Tecnologías limpias
ACER-CEER Renewables in the Wholesale Market
Berkeley Lab Impacts of Variable Renewable Energy on Bulk Power System Assets, Pricing, and Costs
BNEF Climatescope
BNEF-EATON-REA Flexibility gaps in future high-renewable energy systems in the UK, Germany and Nordics
CEER Informe de referenciamiento europeo
CEMAC Clean Energy Manufacturing Analysis Center Benchmark Report: Framework and Methodologies
EPRI Water Saving Opportunities with Electric Technologies
EUREC Renewable Energy Projects Catalogues - 2017
European Comission Analysis of the business case for the ZERO-PLUS technologies and processes
European Comission Monitoring R&I in Low-Carbon Energy Technologies
EY Renewable energy country attractiveness index
EY Renewable energy country attractiveness index
iea Renewable Energy for Industry From green energy to green materials and fuels
iea Renewables 2017
iea Tracking Clean Energy Progress
IEEE Las energías renovables juegan un papel fundamental en el equipo energético
IRENA Accelerating the Energy Transition through Innovation
IRENA Electricity storage and renewables: Costs and markets to 2030
IRENA Perspectives for the energy transition: Investment needs for a low-carbon energy system
IRENA Planning for the renewable future
IRENA Renewable Energy Auctions: Analysing 2016
IRENA Renewable Energy Market Analysis: Latin America
IRENA Renewable Energy Statistics 2017
IRENA REthinking Energy 2017: Accelerating the global energy transformation
IRENA Stranded Assets and Renewables
Nature Conservancy A Better Way to Harness the Power of Rivers
NREL Policies for Enabling Corporate Sourcing of Renewable Energy Internationally
OECD The Changing Tax Compliance Environment and the Role of Audit
OECD The empirics of enabling investment and innovation in renewable energy
REN21 REN21 Renewables Global Futures Report (GFR)
REN21 Renewable Energy Tenders and Community [Em]power[ment]: Latin America and the Caribbean (LAC)
REN21 Renewable Global Futures Report
REN21 Renewables 2017 Global Status Report
USAID Greening the Grid: Pathways to Integrate 175 GW of Renewable Energy into India’s Electric Grid
Sistema eléctrico/redes
ACER-CEER Facilitating flexibility
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ACER-CEER The Role of the DSO
Analysis Group Electricity Markets, Reliability and the Evolving U.S. Power System
Berkeley Lab Regional Transmission Planning: A Review of Practices Following FERC Order Nos. 890 and 1000
BID La Red del Futuro: Desarrollo de una red eléctrica limpia y sostenible para América Latina
Brattle Group Advancing Past “Baseload” to a Flexible Grid
CEER Distribution and Transmission Network Tariffs and Incentives
CEER Efficient System Operation
DOE Staff Report to the Secretary on Electricity Markets and Reliability
EPRI Potential Health and Safety Benefits of Efficient Electrification
European Comission interGRID Issue 1
European Comission Investing in European networks: The Connecting Europe Facility
FERC Planning Restoration Absent SCADA or EMS (PRASE)
GOV.UK Cost of energy: independent review
GRIDWISE Alliance Grid Modernization Index 4
IEEE Code for Power System Software Security
MoreThanSmart Coordination of Transmission and Distribution Operations in a High Distributed Energy Resource Electric
Grid
National Grid Roadmap for Frequency Response & Reserve
Rocky Mountain Institute The Role of Pilots and Demonstrations in Reinventing the Utility
SEFORALL Energizing Finance
Sistemas inteligentes (ciudades/redes)
ADEeF Valorisation socio-économique des réseaux électriques intelligents
Deloitte Funding and financing smart cities
FINDETER Planeando Ciudades Sostenibles
IBI Smart City Strategy Success Factors
IEEE SmartGrids
IESE Índice IESE Cities in Motion
OECD Integrating national policies to deliver compact, connected cities
ofgem Upgrading our energy system: smart systems and flexibility plan
ORPHEUS OrPHEuS research project show the potential of hybrid energy grids for smart cities
Utility Analytics The Current State of Smart Grid Analytics
Solar
ATKearney Solar Photovoltaic
EPRI Solar Siesta: Photovoltaic Generation and the Great American Eclipse
EY Solar PV Jobs & Value Added in Europe
GOGLA Global Off-Grid Solar Market Report
GOGLA Providing Energy Access Through Off-Grid Solar: Guidance for Governments
IRENA Boosting global PV markets: The role of quality infrastructure
NREL Evaluating the Technical and Economic Performance of PV Plus Storage Power Plants
NREL Insights on Technology Innovation – A Review of the U.S. Department of Energy Solar Decathlon
Competition Entries 2002–2015
NREL New Best-Practices Guide for Photovoltaic System Operations and Maintenance
NREL Pathways for Off-Site Corporate PV Procurement
NREL Solar Plus: A Holistic Approach to Distributed Solar PV
NREL U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2017
NREL Benchmarks the Installed Cost of Residential Solar Photovoltaics with Energy Storage for the First Time
NREL Charting the Emergence of Corporate Procurement of Utility-Scale PV
Informe de gestión 2017
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SEIA Profiles in American Solar Manufacturing
SolarPower Europe Digitalisation & Solar
SolarPower Europe Digitalisation & Solar Task Force Report
SolarPower Europe Global Market Outlook 2017-2021
SunShot - Berkeley Lab Utility-Scale Solar
Uso energético/transición energética
Berkeley Lab Value-Added Electricity Services: New Roles for Utilities and Third-Party Providers
BNEF Modelling of Australia’s National Energy Guarantee and Distributed Energy in Emerging Markets
Deloitte 2018 outlook on power and utilities
Energy UK Energy in the UK 2017
Energy UK Investment in the future energy system
entsoe How to integrate a substancial amount of renewables, maintain security of supply and foster efficient
markets?
EPRI Integrated Energy Network
ETIP-SNET Europe’s research priorities for a smarter Energy Transition
eurelectric A Bright Future for Europe: The Value of Electricity in Decarbonising the European Union
European Comission The Strategic Energy Technology (SET) Plan
European Comission Third Report on the State of the Energy Union
European Comission Towards sustainable and integrated European energy networks
iea Key World Energy Statistics 2017
iea Key World Energy Statistics 2017
iea World Energy Investment 2017
iea World Energy Outlook 2017
Metering & Smart Energy Utility modernisation and digitalisation
MIT Utility of the Future
ofgem Our strategy for regulating the future energy system
OLADE Anuario de estadísticas energéticas 2017
RAP Efficiency First: Reinventing the UK’s Energy System
Schneider Electric Cómo Sudamérica enfrentará el Dilema Energético Un análisis sobre las temáticas que los países van
a llevar a la COP-21
ScottMadden Generation to Generation: An Energy Evolution
WEC World Energy Scenarios 2017 | LATIN AMERICA & THE CARIBBEAN Energy Scenarios
WEC World Energy Trilemma Index 2017
ZNI
IEEE Off-Grid Technologies for Enhancing the Power System Operation and Control
Smart Energy GB A Smart Energy Future for Rural Areas
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Datos de contacto
Teléfono: +(574) 444 12 11 ext.190 - 171 - 117
Dirección: Carrera 46 # 56 – 11, Edf. Tecnoparque Piso 13
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