T10719_Análisis del consumo de energía activa del sector industrial para una propuesta comercial de eficiencia energética en clientes del mercado regulado (50 800 kva) de Acopi-Yumbo

•

Escuela Universidad Nacional

alonso Garzón

26/2/2024

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ANÁLISIS DEL CONSUMO DE ENERGÍA ACTIVA DEL SECTOR INDUSTRIAL
PARA UNA PROPUESTA COMERCIAL DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN
CLIENTES DEL MERCADO REGULADO (50 – 800 KVA) DE ACOPI-YUMBO.

ANDRÉS FELIPE MANZANO SUAREZ
2195405
JUAN PABLO GARCÍA LÓPEZ
2196217

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE
FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN
PROGRAMA MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS
SANTIAGO DE CALI
2023
ANÁLISIS DEL CONSUMO DE ENERGÍA ACTIVA DEL SECTOR INDUSTRIAL
PARA UNA PROPUESTA COMERCIAL DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN
CLIENTES DEL MERCADO REGULADO (50 – 800 KVA) DE ACOPI-YUMBO.

ANDRÉS FELIPE MANZANO SUAREZ
JUAN PABLO GARCÍA LÓPEZ

Tesis Para optar al título de
Magíster en Administración de Empresas

Director
JOSE ALDINEVER BONILLA ARIZA
Estadístico, Economista, Magister en mercadeo

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE
FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN
PROGRAMA MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS
2023
3

Nota de aceptación:

Aprobado por el Comité de Grado
en cumplimiento de los requisitos
exigidos por la Universidad
Autónoma de Occidente para optar
al título de Magíster en
Administración de Empresas

CARLOS IGNACIO CHAVEZ UBILLOS
Jurado

JORGE ORLANDO PARRA RODRIGUEZ
Jurado

Santiago de Cali, 12 de mayo de 2023

CONTENIDO
pág.
RESUMEN 11
INTRODUCCIÓN 13
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN 15
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN 17
2. JUSTIFICACIÓN 18
3. OBJETIVOS 20
3.1 OBJETIVO GENERAL 20
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 20
4. MARCOS DE REFERENCIA 21
4.1 MARCO TEÓRICO 21
4.1.1 Gestión de la demanda eléctrica 21
4.1.2 Infraestructura de Medición Avanzada o AMI (Advanced Metering
Infrastructure) 24
4.1.3 Datos de energía eléctrica 26
4.1.4 Medidor avanzado de energía eléctrica 27
4.1.5 Gestor Independiente de Datos e Información (GIDI) 27
4.1.6 Mercado eléctrico regulado 29
4.1.7 Eficiencia energética 30
4.2 MARCO CONTEXTUAL 30
4.2.1 El caso de PJM en Estados Unidos 31
5

4.2.2 El caso de la empresa Électricité de France – EDF 32
4.2.3 Contexto latinoamericano y colombiano de la medición avanzada 32
4.3 MARCO LEGAL 33
5. METODOLOGÍA 40
5.1 MUESTRA 40
5.2 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Y TÉCNICAS 40
5.2.1 Revisión documental 41
5.2.3 Recolecciones matrices de consumo energético 42
5.2.4 Modelado y desarrollo de patrones de consumo de energía 45
5.2.5 Métodos estadísticos 46
5.3 MÉTODO DE REGRESIÓN LINEAL MÚLTIPLE 54
6. RESULTADOS 60
6.1 ANÁLISIS DE LA DEMANDA DEL SERVICIO, CARACTERÍSTICAS DEL
MERCADO ENERGÉTICO Y TENDENCIAS ACTUALES Y POTENCIALES. 60
6.1.1 Análisis de la demanda del servicio y características del mercado 60
6.1.2 Operador de red y avances AMI 67
6.1.3 Características y atributos del servicio de análisis del consumo
energético de los clientes del mercado regulado 74
6.1.4 Proyecciones líneas de negocios de análisis de datos asociados a la
gestión de la demanda en el operador de red 77
6.2 MODELADO DE PATRONES DE CONSUMO DE ENERGÍA ACTIVA DEL
MERCADO REGULADO (50 – 800 KVA) PARA CLIENTES INDUSTRIALES DEL
SECTOR DE ACOPI-YUMBO. 81
6.2.1 Descripción general consumo de energía eléctrica de clientes
industriales. 82
6

6.2.2 Modelado de patrones de consumo de energía eléctrica de clientes
industriales 88
6.3 PROPUESTA DE UN MODELO DE NEGOCIO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA
PARA CLIENTES DEL SECTOR INDUSTRIAL EN EL MERCADO REGULADO
(50 – 800 KVA) DEL SECTOR DE ACOPI-YUMBO. 109
7. PROPUESTA COMERCIAL: 132
8. PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE UN EVENTO: 132
9. CONCLUSIONES 145
REFERENCIAS 151

LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1 Arquitectura general de un sistema 26
Figura 2 Tendencia positiva 49
Figura 3 Variación cíclica con tendencia positiva 49
Figura 4 Variación estacionaria 50
Figura 5 Variación irregular 50
Figura 6 Diagrama del balance energético de Colombia para el año 2015
(kTEP/año) 61
Figura 7 Caracterización del consumo de energéticos y electricidad en el
sector industrial colombiano. 62
Figura 8 Evolución del PIB por actividades Pesos Constantes- Colombia 64
Figura 9 Relación entre viabilidad y penetración de cada funcionalidad para
Colombia 65
Figura 10 Diagrama funcionamiento tecnologías GPRS 68
Figura 11 Diagrama funcionamiento tecnologías PLC-TWACS 69
Figura 12 Visualización de medición de datos de medidores inteligentes 76
Figura 13 Consumo de energía eléctrica de los clientes industriales según su
actividad económica 84
Figura 14 Consumo máximo de energía electica según actividad económica
86
Figura 15 Consumo mínimo de energía electica según actividad económica
87
Figura 16 Consumo promedio diario de energía por turnos 89
Figura 17 Promedio de consumo diario entre el turno 1 y sector económico
91
8

Figura 18 Promedio de consumo diario entre el turno 2 y sector económico
91
Figura 19 Promedio de consumo diario entre el turno 3 y sector económico
92
Figura 20 Distribución consumo diario de energía 98
Figura 21 Histograma serie de consumo diario validación normalidad 99
Figura 22 Consumo diario en KVA 99
Figura 23 Distribución de los retornos diarios de consumo de energía 100
Figura 24 Distribución de los retornos del consumo de energía diario. 100
Figura 25 Estacionalidad consumo eléctrico diaria 101
Figura 26 Función de Autocorrelación y Autocorrelación Parcial 102
Figura 27 Retornos estacionariedad 102
Figura 28 Prueba de normalidad 103
Figura 29 Función de Autocorrelación y Autocorrelación Parcial con una
diferencia 105
Figura 30 Retornos del consumo de energía diferenciados 106
Figura 31 Residuales del ARIMA 107
Figura 32 Modelo cadena de beneficios-servicio de atención al cliente 115
Figura 33 Propuesta de valor 116
Figura 34 Mapa de empatía con el cliente 125
Figura 35 Proyección ingresos por ventas de servicio durante tres años de
operaciones 135

LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Perfiles de entrevistados 42
Tabla 2. Estructura de datos de matrices de consumo de energía por hora y
por día. 44
Tabla 3. Estructura de datos de matrices de consumo de energía (total
consumo, promedio de consumo y máximo y mínimo de consumo). 45
Tabla 4. Ventajas y desventajas tecnologías PLC-TWACS y RF-Hibrido 70
Tabla 5. Cuadro contratos clientes activos/ inactivos 71
Tabla 6. Proyección desarrollo productos y servicios AMI 2018-2023 74
Tabla 7 Frecuencias empresas según actividad económica 83
Tabla 8 Consumo promedio de energía por día 88
Tabla 9 Matriz de correlaciones Cualitativas 90
Tabla 10 Medidas de Bonda Ajuste 94
Tabla 11 Prueba ANOVA 94
Tabla 12 Modelo de Regresión Múltiple consumo promedio 95
Tabla 13 Recursos clave de la propuesta de modelo de negocio 127
Tabla 14 Modelo de negocio asociado a la eficiencia energética para clientes
del sector industrial en el mercado regulado (50 – 800 kva) del sector de Acopi-
Yumbo. 131
Tabla 15 Servicios a prestar de la propuesta de negocio 134
Tabla 16 Proyección crecimiento ventas por mes, trimestral y anual: 135
Tabla 17 Estructura equipo de trabajo y salarios 136
Tabla 18 Gastos fijos mensuales oficina 137
10

Tabla 19 Gastos variables mensuales 138
Tabla 20 Gastos de instalación de oficina 139
Tabla 21 Estructura de cuentas por cobrar 139
Tabla 22 Estructura cuentas por pagar 140
Tabla 23 Estructura de financiamiento para inicio de operaciones 140
Tabla 24 Estado de resultado. Año 1. 142
Tabla 26 Estado de resultados. Año 3. 144

RESUMEN
La gestión de la demanda eléctrica como estrategia de las empresas de energía
para controlar la demanda alentando a los consumidores a modificar sus patrones
de consumo energético es un fenómeno que, aunque lleva varias décadas
desarrollándose y aplicándose en varios países del mundo, en Colombia apenases
una tecnología incipiente.
Debido a este panorama es importante y necesario preguntarse si es posible
proponer un modelo de negocio de análisis de consumo de energía activa para un
comercializador de energía eléctrica buscando una eficiencia energética para
clientes industriales en el sector de Acopi en Yumbo.
Esta investigación es de carácter exploratorio y se basa en un enfoque mixto, en el
cual se mezclan procesos de recolección y análisis de datos cualitativos como
cuantitativos.
Para esto se realizó una revisión extensa de bibliografía en bases de datos de
artículos y textos científicos, además de una revisión sobre la reglamentación
indagando en documentos del Ministerio de Minas y Energía y específicamente de
la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
Sumado a esto se realizó tres entrevistas con personal a nivel gerencial del
operador de red indagando sobre las perspectivas de la medición inteligente en la
ciudad de Cali, se realizó una revisión de mediciones consumo de energía eléctrica
de 37 clientes industriales, con los cuales se creó un modelo de parametrización de
consumo y por último una proyección financiera para observar la viabilidad de la
propuesta de negocio.
Entre los hallazgos más importantes de la investigación se encuentra que la
instalación de medidores inteligentes está creciendo exponencialmente ampliando
la posibilidad de captación de clientes, sumado al desarrollo de una legislación
adecuada para la operación de las redes inteligentes augura a mediano plazo un
panorama favorable a este tipo de negocio.
La realización de este trabajo permite un acercamiento a establecer indicadores que
analicen monitoreo y control de procesos de consumo y es un gran impacto desde
el punto de vista energético, ambiental y social, para los clientes industriales y
comunidades circundantes. Además, que permite caracterizar el sector de mayor
12

consumo mediante la estimación con las variables estudiadas, de igual manera se
recomienda realizar un seguimiento o backtesting al mismo que permita
posteriormente un análisis confirmatorio de las predicciones realizadas, así también
como la actualización del mismo debido a la variabilidad del consumo a largo plazo.
Estos datos de monitoreo y control son el insumo básico para la prestación
parametrización y creación de matrices de consumo, visualización de consumo en
tiempo real para el asesoramiento en eficiencia energética cumpliendo con la
propuesta de valor propuesta.
Palabras clave: Gestión de la demanda eléctrica, parametrización de
consumo, clientes industriales, eficiencia energética, redes inteligentes.

INTRODUCCIÓN
En este trabajo de grado se propuso analizar los parámetros de consumo de energía
activa del sector industrial para una propuesta comercial de eficiencia energética en
clientes del mercado regulado (50 – 800 kva) de Acopi-Yumbo. El espacio o unidad
de análisis fue el operador de red y 37clientes industriales poseedores de medidores
inteligentes.
La idea de abordar esta temática nace de la necesidad del operador de red de tener
la posibilidad de apertura de una nueva línea de negocio, sin embargo, cabe aclarar
que este fenómeno de la eficiencia energética es muy reciente en Colombia y el
desarrollo de las redes inteligentes para una gestión de la demanda eléctrica es
apenas un escenario incipiente, aunque ya existan medidores inteligentes
instalados y funcionando.
Así pues, se planteó como problema de investigación la viabilidad de proponer
un modelo de negocio de análisis de consumo asociado a la gestión de la
demanda en un comercializador de energía eléctrica de la ciudad de Santiago
de Cali. De esta forma y aunque el operador de red se ubica en la ciudad de Cali
se planteó como objetivo central analizar los parámetros de consumo de energía
activa del sector industrial para una propuesta comercial de eficiencia energética en
clientes del mercado regulado (50 – 800 kva) de Acopi-Yumbo.
El trabajo en sus resultados desarrollo la descripción la demanda del servicio
eléctrico en Colombia y las características del mercado energético que permitan
examinar las tendencias actuales y potenciales, sumado a la descripción de los
avances de AMI en el operador de red.
Se desarrolló también un modelado de consumo de energía activa en 37clientes
industriales del mercado regulado, del sector de Acopi-Yumbo para analizar su
consumo y por último se desarrolló una propuesta de negocio asociada al análisis
de consumo para una eficiencia energética.
Debido a las características de información existente frente la gestión de demanda
y específicamente hacia el análisis de consumo se puede categorizar esta
investigación bajo un carácter exploratorio; ya que la información es limitada,
además mucha información del operador de red es clasificada buscando
salvaguardar procesos y ventajas comerciales.
14

De esta manera, la monografía se organiza de la siguiente manera:
 En los capítulos primero, segundo y tercero, se abordan el planteamiento, la
formulación, la justificación y los objetivos de la investigación.
 El capítulo cuarto atiende los marcos de referencia de la investigación; entre estos
el marco teórico y contextual además del legal.
 El capítulo quinto incluye la metodología que describe la muestra y los
instrumentos de medición y técnicas, además de los procesos metodológicos.
 Los capítulos sexto y séptimo incluyen los resultados por objetivo alcanzado y las
conclusiones respectivamente.

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
La Energía eléctrica es vital para todas las regiones a nivel global, esta impulsa el
desarrollo, crecimiento y mejora en la calidad de vida de las personas (Arango,
2015). Puesto que la energía eléctrica está presente casi en todo: fábricas, oficinas,
hospitales, centros de emergencias, entretenimiento, iluminación, labores del hogar,
etc. (Républica Dominicana, 2021). No se percibe su importancia si no cuando se
carece de ella.
En el caso de Colombia las primeras lámparas iluminadas con energía eléctrica
fueron encendidas en Bogotá a finales del siglo XIX sirviendo como alumbrado
público (Arango, 2015). El desarrollo y ampliación de este servicio fue acogiendo
diversas esferas tales como la comercial, residencial e industrial y su cobertura se
amplió tanto en las ciudades principales como en poblaciones rurales.
De este modo, en Colombia el Índice de Cobertura de Energía Eléctrica (ICEE)
reportado para el año de 2018 expuso que el 96, 53% del territorio nacional posee
el servicio de energía eléctrica; teniendo las cabeceras municipales una cobertura
del 99,52% y las zonas rurales un 86, 83% (Sistema de Información Électrico
Colombiano, 2019).
Para el funcionamiento de esta cobertura, Colombia cuenta con el Sistema
Interconectado Nacional (SIN) que ejecuta las actividades de generación,
trasmisión, distribución y comercialización; algunas zonas en donde el SIN no tiene
cobertura son denominadas Zonas No Interconectadas (ZNI).
De este modo, la matriz de generación de energía en Colombia se basa en un 70%
en el recurso hídrico, ya que el país cuenta con una de las mayores riquezas hídricas
a nivel global. El 30% restante lo componen fuentes alternativas, teniendo en cuenta
que la disponibilidad del recurso hídrico depende de los eventos climatológicos
(Arango, 2015).
Se estima que el consumo de energía eléctrica anual del país está muy cerca de
alcanzar 70.000 GWh/año y la Unidad de Planeación Minero Energética proyecta
que este consumo hasta el año 2030 tendrá un incremento de un 2% anual,
teniendo en cuenta las expectativas de dinámica del sector industrial, la
electrificación de la economía y un incremento en el número de vehículos eléctricos,
que para 2030 se estima sean 400.000 en circulación en las vías colombianas
(Arango, 2015).
16

El país para suplir este aumento de consumo de energía eléctrica ha puestoen
marcha la expansión de la infraestructura energética en los campos de generación
y transporte; sin embargo, con la situación actual la demanda podría cubrirse hasta
el 2021, con condiciones críticas de hidrología (Arango, 2015).
Así pues, en el caso de la oferta de este servicio los problemas se relacionan con la
hidrología; el atraso en proyecto de gran envergadura de generación hidroeléctrica
tal como Hidroituango. Es importante en este sentido que el Estado considere
medidas aplicables tanto a corto, mediano y largo plazo.
De este modo, en el corto y mediano plazo es indispensable asegurar el suministro
ante problemas de déficit; para esto la eficiencia energética asociada a la Gestión
de la Demanda Eléctrica, es un instrumento necesario. La modificación del consumo
por parte del usuario incrementaría la eficiencia y la sostenibilidad en el uso de
recursos energéticos.
Es entonces necesario tomar medidas en el lado de la demanda, por lo cual
son los programas de Gestión de la Demanda Eléctrica los llamados a
centrarse en la optimización del lado del consumidor y que puedan reportar
beneficios en el mercado eléctrico, ya que puede ser un recurso adicional.
(Vásquez, 2017, p. 3)
La gestión de la demanda eléctrica es una evolución en el campo de la electricidad
ya que suma las tecnologías de la información creando una red inteligente (o smart
grid) en la cual los clientes tienen participación;
Gracias a dicha tecnología, este puede intercambiar información, regular su
demanda, informarse en tiempo real sobre precios y consumos, entre otras
tantas posibilidades como: lectura, conexión y desconexión remotas,
detección de fallas, gestión de la demanda distribuida y disminución de
pérdidas no técnicas. (Superintendencia Industria y Comercio, 2016, p. 10)
Esta red inteligente articula “avances en materia de sensorización,
adquisición de datos e interfaces con otros aplicativos, métodos de control y
comunicaciones en las redes eléctricas. Para cumplir con dichos objetivos
resulta indispensable contar con una infraestructura de medición avanzada
(AMI, por sus siglas en inglés)”. (Superintendencia Industria y Comercio,
2016, p. 10)
17

La medición inteligente mediante una infraestructura de medición avanzada, junto
con entender las más profundas aspiraciones de los clientes permite desarrollar
conexiones significativas entre ellos y la empresa de energía, posibilitando así una
oferta exitosa de gran valor.
En el caso del sector eléctrico, los clientes (usuarios finales) están
empezando a demandar opciones más allá del mero suministro de
electricidad (ej. programar consumo, controlar electrodomésticos desde su
teléfono inteligente, facturas inteligentes en tiempo real, etc.), llegando
incluso, algunos, a estar interesados en participar como agentes activos o
prosumidores (producing consumers) (Superintendencia Industria y
Comercio, 2016, p. 15).
Todas estas nuevas opciones, aplicaciones y servicios habilitados mediante la red
eléctrica necesitan conocer la información sobre diversas variables en todo
momento.
Los dispositivos de medida acompañados por una red de comunicación y la
capacidad de procesamiento adecuado pueden proveer dicha información
para la toma de decisiones en la operación y planeación de los sistemas
eléctricos en el caso de los operadores de red y de gestión de la demanda
para el usuario final. (Superintendencia Industria y Comercio, 2016, p. 15).
Es por esto y debido a la necesidad de analizar grandes cantidades de datos de
mediciones, partiendo del actual interés de operadores de red de tener herramientas
o modelos para el mejoramiento de la calidad del servicio y para poder tomar
decisiones en tiempo real fue que se desarrolló esta propuesta de negocios de
servicios de análisis de consumo asociada a la gestión de la demanda eléctrica en
clientes industriales.
1.1 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
¿Cómo analizar el consumo de energía activa del sector industrial para una
propuesta comercial de eficiencia energética en clientes del mercado regulado (50
– 800 kva) de Acopi-Yumbo?

2. JUSTIFICACIÓN
La gestión de la demanda eléctrica es una oportunidad de oro debido a su poco
desarrollo en Colombia, ya que apenas se está legislando sobre la integración de
medidores inteligentes en la red eléctrica colombiana; se espera además que, para
el año de 2030, según los Objetivos de Desarrollo Sostenible decretados por la
ONU, que el 95% de usuarios de energía eléctrica urbana posean medidores
inteligentes
Además, el proyecto de decreto del Ministerio de Minas y Energía, por el cual se
establecen lineamientos de política pública para incentivar la autogeneración a
pequeña escala, “la gestión de la demanda de energía eléctrica y la medición
inteligente, busca que por lo menos el 95% de los usuarios urbanos estén atendidos
con medidores inteligentes a más tardar en el año 2030”. (Superintendencia
Industria y Comercio, 2016, p. 16). Lo cual proyecta la magnitud de esta
transformación en la prestación del servicio de energía eléctrica.
Ahora bien y según la Norma Técnica Colombiana #6079 “Requisitos para
Sistemas de Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) en redes de distribución
de energía eléctrica” en el país se permite la integración de medidores inteligentes
a la red eléctrica y dictamina como debe operarse y gestionarse una red AMI.
Esta infraestructura de medición avanzada abre la posibilidad al desarrollo en los
siguientes aliados, personas o grupos interesados que influyen en los servicios de
una empresa.
En el caso de la gestión de energía de usuarios industriales/comerciales:
aplicaciones y equipos para monitorear y ajustar consumos en tiempo real
conectados a los sistemas de información del mercado, mini redes aislables
en parques industriales y zonas francas apoyadas por cogeneración y
trigeneración con la posibilidad de vender excedentes, etc. (Superintendencia
Industria y Comercio, 2016, p. 18).
Para operadores de red (distribuidores) y comercializadores: Nuevos
servicios (eficiencia energética, almacenamiento de energía, respaldo,
medición bidireccional, gestión de alumbrado público, tráfico, seguridad
ciudadana, etc.) y opciones para el cliente (energía prepago, control directo
de carga, ciberseguridad) (Superintendencia Industria y Comercio, 2016, p.
18).
19

Para el caso del operador del sistema: (Sistemas de medición fasorial - PMU.
y monitoreo, medida y control exhaustivo del sistema (“wide”).
(Superintendencia Industria y Comercio, 2016, p. 19).
De esta forma se observa que el desarrollo de una red AMI y la actualización de
medidores inteligentes para clientes residenciales, comerciales e industriales es un
fenómeno que está tomando mucha relevancia y crea la posibilidad de generar
ideas de negocio alrededor de este.

3. OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar el consumo de energía activa del sector industrial para una propuesta
comercial de eficiencia energética en clientes del mercado regulado (50 – 800 kva)
de Acopi-Yumbo.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Describir la demanda del servicio y las características del mercado energético que
permitan examinar las tendencias actuales y potenciales en clientes del mercado
regulado (50 – 800 kva) del sector Acopi-Yumbo.
 Modelar el consumo de energía activa del mercado regulado (50 - 800 kva) del
sector de Acopi-Yumbo.
 Explorar una propuesta de modelo de negocio de eficiencia energética para
clientes del sector industrial en el mercado regulado (50 – 800 kva) del sector de
Acopi-Yumbo.

4. MARCOS DE REFERENCIA
4.1 MARCO TEÓRICO
En este punto se abordó los conceptos necesarios para tener una comprensión
optima sobre qué es y como se ha desarrollado la Gestión de la demanda eléctrica
y sus diferentes enfoques (Demand Side Management (DSM), Demand Response
(DR) o Demand Side Response (DSR), Demand Side Bidding (DSB) yla Demand
Side Integration (DSI)).
Sumado a esto se definieron varios conceptos derivados de la gestión de la
demanda, tales como: Infraestructura de Medición Avanzada o AMI (Advanced
Metering Infrastructure), Datos de Energía Eléctrica, Medidor Avanzado de Energía,
Gestor Independiente de Datos e Información (GIDI), Eficiencia Energética y por
último Mercado Eléctrico Regulado.
4.1.1 Gestión de la demanda eléctrica
La literatura especializada aborda el concepto de la gestión de la demanda eléctrica
desde distintos enfoques, sin embargo, convergen en que la identifican como
implementación de medidas que influyen en el perfil del consumo a través de
diversos métodos tales como incentivos financieros y el cambio de comportamiento
mediante la educación. (Wei-Yu et al., 2013)
El origen de este concepto se remonta a la década de los años setenta en Estados
Unidos, país que atravesaba una crisis petrolera y donde expertos sostuvieron “que
sería más barato reducir la demanda que aumentar la oferta, los economistas
señalaron que los precios regulados por debajo de los costos de los suministros
incrementales dan a los consumidores muy poco incentivo”. (Vásquez, 2017, p. 21).
De esta forma, una empresa de servicios públicos puede:
Mejorar sus incentivos a consumidores y reducir sus precios de recuperación
de costos pagando los periodos de reducción de demanda. En tanto que los
pagos no exceden la diferencia entre los costos marginales y los precios
minoristas, son "correcciones de precios" en lugar de subsidios. (Vásquez,
2017, pp. 21-22).
22

Durante la década de los años setenta la demanda de electricidad en Estados
Unidos siguió en aumento no obstante los precios del petróleo crecían
abruptamente y el gas natural con precios regulados no era muy común. Esta
situación llevo a que empresas de servicios públicos añadieran rápidamente su
capacidad de generación incluso cuando la Ley de Política Reguladora de Servicios
Públicos (PURPA) les exigía comprar electricidad a generadores que no sean ellas
mismas (NUG – Non Utility Generation). (Vásquez, 2017).
Para principios de los años ochenta, el precio del petróleo se derrumbó debido a
una sobre producción del mismo y el gas natural estabilizo su precio, esto obligo a
que los precios de la electricidad tuvieran un aumento continuo para cubrir los
costos de una red ampliada de generación.
El crecimiento de la demanda de electricidad se desaceleró por debajo de las
expectativas, creando un exceso de capacidad que llevó a aumentos aún
más en las tarifas y, en algunos casos, a las desventajas de costos que
crearon problemas financieros para los servicios públicos. (Vásquez, 2017,
p. 22)
A finales de los años ochenta y bajo este contexto, Gellings en un artículo publicado
por la IEEE Press (Prensa del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos)
definió por primera vez a que se refiere la gestión de la demanda o Demand Side
Management (DSM) de la siguiente forma:
La gestión del lado de la demanda es la planificación, implementación y
monitoreo de aquellas actividades de servicios públicos diseñadas para influir
en el uso de la electricidad por parte del cliente de manera que produzca
cambios deseados en el perfil de carga, es decir, cambios en el patrón de
tiempo y magnitud de la carga. Los programas que entran en el ámbito de la
gestión de la demanda incluyen: gestión de la carga, nuevos usos,
conservación estratégica, electrificación, generación de clientes y ajustes en
la cuota de mercado. (Gellings y Smith,1987, p. 37).
Desde y hasta mediados de la década de los años noventa sucedió una creciente
diferencia entre:
las tarifas de los servicios públicos altamente reguladas y los bajos costos
incrementales creó una presión para la competencia en la electricidad,
particularmente de los grandes consumidores que deseaban comprar a bajos
23

precios al por mayor en lugar de altas tarifas al por menor. (Vásquez, 2017,
p. 23).
Hasta aquí queda demostrada la importancia de los precios en la predicción de la
demanda de electricidad como una variable explicativa.
El alcance y contenido de la Gestión de la Demanda se ha diversificado y se usan
de forma distinta según el país y sus legislaciones, a continuación, se muestran las
definiciones más comunes e utilizadas según la Guía Básica de la Gestión de la
Demanda Eléctrica, escrita por Labein Tecnalia, (2007):
- Demand Side Management (DSM): en general, término utilizado para las
iniciativas de GDE (Gestión de la Demanda Eléctrica) relacionadas con el
ahorro energético.
- Demand Response (DR) o Demand Side Response (DSR): término
relacionado con la respuesta activa del consumidor a señales externas que
hacen referencia a niveles de demanda agregada, por ejemplo, a incentivos
de precio.
- Demand Side Bidding (DSB): parte de la gestión de la demanda relacionada
con la oferta de consumos negativos en un mercado que permita hacerlo.
- Demand Side Integration (DSI): definición propuesta por el grupo WG C6.09
de Council on Large Electric Systems (CIGRE) para agrupar todos los
conceptos incluidos dentro de la GDE.
Ya teniendo un panorama acerca de la evolución y desarrollo de la Gestión de la
Demanda Eléctrica, varios autores desde diversas perspectivas ayudan a darle una
forma más integral a este concepto.
En el caso de la autora Mora Villanueva (2014) expone que la gestión de la demanda
va a cobrar mucha más importancia debido a la integración de energías renovables
y el ajuste de gestión según las necesidades de los clientes.
La gestión de demanda, tiene como principal objetivo hacer que el sistema
eléctrico sea lo más eficiente posible, para ello los clientes deberán adaptarse
a cada formato de gestión según sus necesidades…En un futuro próximo va
24

a ser muy importante la gestión de demanda ya que además de hacer que el
sistema sea más eficiente va a ayudar a una disminución de los recursos
eléctricos actuales ya que se integrarán mucho más las energías renovables.
(p. 7).
Por otra parte, el autor Tejeda Alfonso (2010) expone y se centra en la gestión de
la demanda como una herramienta para el manejo de consumo de clientes finales.
La gestión de la demanda eléctrica concibe la existencia de una relación
dinámica entre distribuidores y consumidores, en que cada actor se adecúa
a las necesidades del otro. Un programa de gestión de la demanda realiza el
control directo automático de la carga, entregando el poder a la distribuidora
para manejar el consumo de los clientes del modo que estime conveniente,
es decir, puede desconectar consumos el tiempo que sea necesario, siempre
y cuando cumpla con las condiciones impuestas por el consumidor. Para
llevar a cabo estos planes de manera satisfactoria, se necesita disponer de
herramientas optimizadoras que funcionen en línea, lo cual implica
instrumentación, algoritmos de optimización y sistemas de automatización.
Por último, el autor Muñoz Velasco (2008) expone que la gestión de la demanda
consiste en una evaluación a priori, basándose en la experiencia y las tendencias
del mercado, cuándo la solución "más potente, más grande" es económicamente
más rentable (teniendo en cuenta los costos indirectos) que un análisis
pormenorizado de la situación. (p. 70).
4.1.2 Infraestructura de Medición Avanzada o AMI (Advanced Metering
Infrastructure)
Para la implementación de la gestión de la demanda es necesario el soporte en
tecnologías de información y comunicación.
La necesidad inicial es la medición, esta no solo se refiere a contadores sino
también, a sistemas integrados de recolección y transmisión de datos, lo que
implica que además de medidores de consumo, se utilizan redes de
comunicaciones y centrales de manejo o recolección de datos. Estos
sistemas internacionalmente son conocidos como AMI (Advanced Metering
Infrastructure)”. (Vásquez, 2017, p. 36).
25

La resolución 40072 de 2018 expedida por el Ministeriode Minas y Energía de
Colombia define al AMI o Infraestructura de Medición Avanzada como la
infraestructura que permite:
La comunicación bidireccional con los usuarios del servicio de energía
eléctrica. Esta infraestructura integra hardware (medidores avanzados,
centros de gestión de medida, enrutadores, concentradores, antenas, entre
otros), software y arquitecturas y redes de comunicaciones, que permiten la
operación de la infraestructura y la gestión de los datos del sistema de
distribución de energía eléctrica y de los sistemas de medida. (Ministerio de
Minas y Energía, 2018, p. 4).
Un sistema AMI generalmente se compone de tres mecanismos principales:
medidores inteligentes, redes de comunicaciones y el sistema de gestión de datos
de medición.
Los medidores según el Ministerio de Minas y Energía son definidos como medidor
avanzado de energía eléctrica; estos miden y registran datos de energía eléctrica
de los usuarios, “en intervalos máximo de una hora, con capacidad de almacenar y
trasmitir dichos datos, por lo menos, con frecuencia diaria. La información registrada
se podrá utilizar, entre otros fines, para la gestión comercial, la planeación y
operación del sistema y la gestión de pérdidas”. (Ministerio de Minas y Energía,
2018, p. 4).
En cuanto a las redes de comunicaciones debe existir la figura de operador de red
del STR (Sistema de Trasmisión Regional) y/o del SDL (Sistema de Distribución
Local), esta figura se encarga de la planeación, de la expansión, las inversiones, la
operación y el mantenimiento de todo o una parte de estos sistemas (STR/SDL)
incluyendo sus conexiones al Sistema de Trasmisión Nacional (STN): Los activos
pueden ser de su propiedad o de terceros. (Ministerio de Minas y Energía, 2018).
Por último, dentro de esta arquitectura se tiene a los sistemas de medición de datos:
la importancia de estos radica en la rapidez y seguridad de la información, de
tal manera que se le puedan tomar decisiones en el mercado de corto plazo,
por ejemplo, participar en la oferta de electricidad al hacer reducciones de
consumo ante precios altos del mercado. (Vásquez, 2017, p. 37).
26

La arquitectura de este sistema AMI descrito puede evidenciarse de manera más
sencilla en la Figura 1.
Figura 1
Arquitectura general de un sistema

Nota. Tomado de Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (2015)
Aplicación de tecnologías de medición avanzada (AMI) como instrumento para
reducción de pérdidas. Boletín IIE.
4.1.3 Datos de energía eléctrica
La resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) No.101 001
de 2022 define a los datos de energía eléctrica como:
El conjunto de información relacionada con la prestación del servicio público
domiciliario de energía eléctrica. Se incluyen, además de los registros de
voltaje, corriente, consumo o producción de energía activa y reactiva
periódicos, las tarifas del servicio, los relacionados con ausencia/presencia
de tensión, cantidad y duración de las interrupciones del servicio y todas
aquellas alarmas o señales que indiquen cambios en las condiciones del
medidor avanzado, así como la programación del medidor avanzado
incluyendo el software/firmware de operación del medidor y su posible
actualización sin afectar la parte metrológica y los saldos de energía en los
27

casos de los medidores con función de prepago. En adelante se denominan
datos. Dentro de estos datos se deberán tener en cuenta la existencia de
aquellos que tengan la calidad de datos personales en el marco de la Ley
1581 de 2012 y sus disposiciones reglamentarias, para lo cual, en estos
casos, se debe atender lo dispuesto en estas normas por parte de los agentes
que adquieran la calidad de responsables o encargados del tratamiento de
datos personales. (Ministerio de Minas y Energía, 2022, pp. 11-12).
4.1.4 Medidor avanzado de energía eléctrica
Dentro de las definiciones importantes para entender hacia donde se enfoca este
trabajo de grado, está la de medidor avanzado de energía eléctrica; de este modo
el Ministerio de Minas y Energía, mediante la Comisión de Regulación de Energía y
Gas (CREG) en su resolución No.101 001 de 2022 basado en la resolución 4 0072
de 2018 expedida por el mismo ministerio define:
Es el dispositivo que mide y registra datos de uso de energía eléctrica de los
usuarios, en intervalos máximos de una hora, con capacidad de almacenar y
transmitir dichos datos, por lo menos, con una frecuencia diaria, y que hace
parte de AMI. La información registrada se podrá utilizar, entre otros fines,
para la gestión comercial, la planeación y la operación del sistema, y la
gestión de pérdidas. (Ministerio de Minas y Energía, 2022, p. 12).
La misma resolución expone las características básicas que deben contar estos
medidores inteligentes, estos requisitos se acogen al reglamento técnico
metrológico expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio y son de
obligatorio cumplimiento.
Sumado a esto la Norma Técnica Colombiana NTC 6079 expedida por el Instituto
Colombiano de Normas Técnicas (ICONTEC) expone que estos medidores
inteligentes deben poseer un intervalo de lectura de cada 15 minutos y guardar
datos de los canales de energía, tensión y corriente durante un mínimo de 60 días
consecutivos. (Ministerio de Minas y Energía, 2022).
4.1.5 Gestor Independiente de Datos e Información (GIDI)
La resolución No.101 001 de 2022 expedida por la CREG defina al Gestor
Independiente de Datos e Información como “la persona prestadora de servicios
públicos domiciliarios, organizada en los términos del artículo 15 de la Ley 142 de
28

1994, encargada de realizar las funciones de gestión independiente de datos e
información y funciones independientes de intercambio, gestión, integración,
analítica y valor agregado de datos e información”. (Ministerio de Minas y Energía,
2022).
El GIDI tendrá la obligación de mantener la información que los operadores de red
les brindan con la confidencialidad y disponibilidad que se requiera para esto son
requisitos para el GIDI según la resolución CREG No.101 001 de 2022 (Ministerio
de Minas y Energía, 2022):
- Instalar, administrar, operar, mantener y reponer los sistemas informáticos según
las características y necesidades particulares de los usuarios de la información,
asegurando la integridad, confidencialidad y disponibilidad de la misma, según
corresponda. La solución escogida debe ser flexible, interoperable y escalable.
- Establecer los procedimientos y sistemas para el respaldo y recuperación de la
información ante eventos en su infraestructura y servicios.
- Recibir y mantener los datos entregados por los OR y comercializadores a partir
de su fecha de entrada en operación. El sistema de recibo de información del GIDI
deberá emitir comprobantes con las características principales de la información
entregada.
- Determinar un procedimiento trazable de reemplazo de la información, el cual debe
contar con notificaciones automáticas a las entidades de vigilancia y control según
se requiera.
-Desarrollar e implementar un sistema de verificación automático de la información
mediante la evaluación diaria de la coherencia de los datos reportados frente a
valores típicos o históricos, tendencias, estacionalidad, mediciones de los equipos
de respaldo y los demás parámetros que se consideren pertinentes; lo que servirá
a los comercializadores de energía en su proceso de análisis de desviaciones
significativas previo a la facturación.
En cuanto a los datos que deben estar disponibles para su presentación al usuario
y los demás agentes son:
- Todas las transferencias de energía y demás variables registradas en el punto de
medición (registros de voltaje, corriente, consumo o producción de energía activa y
29

reactiva periódicos, las relacionadas con ausencia/presencia de tensión, cantidad y
duración de las interrupciones del servicio), como máximo, una hora posterioral de
su entrega por parte del OR. Los usuarios y los agentes podrán realizar consultas
parametrizables de esta información.
- La presentación de los datos debe permitir su compilación por franjas horarias, por
tipo de día (hábil, sábado o festivo), semana del año y por mes.
- Se debe disponer de ejercicios comparativos de los usuarios residenciales, donde
se presente el consumo propio contra los promedios de los usuarios residenciales
del mismo estrato ubicados en el mismo municipio y código postal, u otros criterios
de comparación que le permitan al usuario concientizarse sobre su consumo
respecto de usuarios comparables y pueda modificar sus hábitos de consumo.
- Los eventos de interrupciones del servicio, frecuencia y duración, discriminados
por mes, con la posibilidad de identificar la información de cada evento con fecha y
hora de inicio y de finalización.
- Las tarifas de suministro de energía eléctrica y los servicios ofrecidos por los
distintos comercializadores que atiendan en el mercado de comercialización del
usuario que consulta, así como la valoración del comercializador que lo atiende
dada por cada usuario. (Ministerio de Minas y Energía, 2022).
4.1.6 Mercado eléctrico regulado
Ahora bien, en cuanto al mercado eléctrico regulado se puede definir como el
servicio:
Directamente contratado y servido por compañías de distribución, abarca
usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía
inferiores a 55 MWh. En este mercado, la estructura de tarifas es establecida
por la agencia reguladora CREG. En este tipo de mercado se encuentran
concentrados casi la totalidad de usuarios del país. La fórmula de cobro es
aprobada por el regulador, y cualquier usuario es atendido sin importar su
consumo. (VATIA, s.f.).
Por otra parte, el mercado regulado guarda una estrecha relación con el no regulado
o mercado mayorista, ya que depende del precio de la energía en el mercado los
precios que el comercializador ofrece a sus usuarios
30

Los usuarios regulados tienen relación con el mercado mayorista a través del
comportamiento de los precios de la energía en el mercado, dependiendo de
la gestión comercial de compra que realice su agente comercializador para
prestarle el servicio de energía eléctrica, quién debe trasladar los costos de
generación, transmisión, distribución y comercialización mediante fórmulas
reguladas. (Superservicios , s.f.).
4.1.7 Eficiencia energética
El Ministerio de Minas y Energía, mediante su resolución CREG No. 101 001 de
2022 la define como:
La relación entre la energía aprovechada y la total utilizada en cualquier
proceso de la cadena energética, que busca ser maximizada a través de
buenas prácticas de reconversión tecnológica o sustitución de combustibles.
A través de la eficiencia energética, se busca obtener el mayor provecho de
la energía, bien sea a partir del uso de una forma primaria de energía o
durante cualquier actividad de producción, transformación, transporte,
distribución y consumo de las diferentes formas de energía, dentro del marco
del desarrollo sostenible y respetando la normatividad vigente sobre el
ambiente y los recursos naturales renovables. (Ministerio de Minas y Energía,
2022, p. 2)
4.2 MARCO CONTEXTUAL
Este fenómeno de la gestión de la demanda eléctrica es relativamente nuevo y su
puesta en práctica viene desde apenas los años 80, es por eso que su desarrollo
es muy competitivo y constante; algunos referentes internacionales como Estados
Unidos, Europa, Japón, China, Brasil y Australia han logrado integrar con éxito las
algunas de las aplicaciones de la infraestructura de medición avanzada a partir de
la formulación de políticas públicas y marcos regulatorios orientados al desarrollo
de las redes inteligentes y tecnologías de la información.
Se pueden citar dos ejemplos de experiencias destacadas en programas de gestión
de la demanda eléctrica; el primero es el caso de la empresa PJM de Estados
Unidos y el segundo caso de Francia.
31

4.2.1 El caso de PJM en Estados Unidos
PJM fue fundada en 1927 como tres empresas de generación de electricidad; a
medida del transcurso del tiempo hacia 1996, PJM se convirtió en una empresa con
gran cobertura y en 1997 introdujo mercados en precios basados en oferta y precios
de los mercados locales.
Para PJM, los mercados requieren tanto un lado de la oferta como un lado de la
demanda para funcionar eficazmente. “El lado de la demanda de los mercados
mayoristas de electricidad está subdesarrollado. Los mayores participantes de la
gestión de la demanda provienen del sector económico de la manufactura”
(Vásquez, 2017, p. 49).
PJM ofrece a sus clientes la posibilidad de participar en tres programas de la gestión
de la demanda eléctrica, estos son:
Emergency Load Response (Respuesta a la carga de emergencia):
Este programa se basa en reducciones voluntarias del consumo durante las
condiciones de emergencia. Los clientes reciben pagos por reducciones de
energía, pero no por capacidad. Deben reducir un mínimo de 100 kW, con un
máximo de dos horas de anticipación. El pago que reciben los clientes por la
reducción de la carga se basa en el precio marginal real de la energía, más
un ajuste por pérdidas. (Vásquez, 2017, p. 50).
Full Emergency Load Management (Gestión completa de la carga de emergencia):
Los participantes reciben una compensación tanto en concepto de energía
como de capacidad. Al igual que en el programa Emergency Load Response,
los clientes que necesiten interrumpir la carga deben reducir un mínimo de
100 kW, con un máximo de dos horas de anticipación, hasta un máximo de
10 veces durante los meses de verano. El pago que reciben los clientes por
la reducción de la carga se basa en el precio marginal real de la energía más
un ajuste por pérdidas. (Vásquez, 2017, p. 51).
Economic Load Response Programs (Programas de respuesta económica a la
carga): “Los clientes que participan en este programa reciben un pago por reducir
su consumo de electricidad cuando los precios marginales PJM son altos. Los
32

participantes tienen la posibilidad de participar en programas del día a día o en
tiempo real”. (Vásquez, 2017, p. 51).
4.2.2 El caso de la empresa Électricité de France – EDF
En el caso de Francia, debe tenerse en cuenta que, al no tener un único mercado
de energía, no se han desarrollado programas colectivos; el desarrollo de estos
programas depende en gran medida de la disposición e iniciativa del país y sus
regulaciones.
Francia tiene una tradición de los programas de gestión de demanda ejecutados por
Électricité de France - EDF, el operador histórico francés. “Su parque generador
tiene un componente nuclear del 62% e hidráulica del 16%, así mismo es importador
como exportador de electricidad”. (Vásquez, 2017, p. 55).
Los programas de gestión de la demanda se basaban en regímenes variables de
precios al por menor, y EDF gestiona tanto programas de gestión de cargas
residenciales como industriales. La respuesta a la demanda residencial se
encuentra mediante el control de la carga directa y la fijación de precios dinámicos
como los precios críticos de pico y precios de tiempo de uso para los clientes que
se asignan a la tarifa Tempo. Ya en 2010, EDF tenía alrededor de 350.000 clientes
residenciales y más de 100.000 clientes de pequeñas empresas utilizando la tarifa
Tempo. (Vásquez, 2017). Dentro de este esquema tarifario se identifican los días
dentro del año bajo un sistema de colores que representa el precio de la electricidad.
4.2.3 Contexto latinoamericano y colombiano de la medición avanzada
Para el caso de la región suramericana Brasil es el país que lleva la delantera en el
desarrollo avanzando en el cobro de tarifas por horario, sumado a la penalización o
sobre cargos por exceso de consumo y bonos de recompensa por consumos
menores o por uso eficaz.
El Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica – PROCEL-,
tienecomo objetivo promover la racionalización de la producción y el
consumo de energía eléctrica, para evitar consumos innecesarios de energía
y por ende obtener una reducción de costos en las transacciones en el
mercado eléctrico. PROCEL motiva el uso eficiente y racional de la energía
eléctrica, además apoya la promulgación de leyes y reglamentos que
fomenten la eficiencia energética.
33

Una de las formas de racionalización de la energía eléctrica en Brasil, fue fijar
el límite de consumo dentro del cual el precio de kWh es normal
(0,208$/kWh), sin embargo, del si el cliente excedía este límite, el precio del
kWh era penalizado, esta campaña fue emitida a nivel nacional, la cual
obtuvo grandes resultados, aproximando un 20% de reducción en el
consumo mensual de energía eléctrica, además a los usuarios que tuvieron
reducciones mayores a las fijadas, el estado pago más de $200 millones de
dólares en bonos para los clientes. (Comisión Económica para America
Latina y el Caribe (CEPAL), 2015, p. 14).
En el caso de Colombia, la iniciativa sectorial Colombia Inteligente, se encuentra
conformada por:
Diferentes empresas (XM, EPM, CODENSA, EMCALI, CELSIA, EPSA,
ELECTRICARIBE, EEB, ISAGEN), centros de desarrollo tecnológico (CIDET,
CINTEL) y entidades sectoriales (CNO, CAC, COCIER), quienes con el
liderazgo de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y auspicio
del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) desarrollaron el mapa de ruta
para el aprovechamiento de las tecnologías “Smart Grid” en Colombia titulado
“Smart Grid Colombia Visión 2030””. (Superintendencia Industria y Comercio,
2016, p. 16).
El mapa de ruta “Smart Grid Colombia Visión 2030” es un “insumo de total
importancia para políticas de gobierno y sus ajustes regulatorios, la articulación de
actores, incentivos, investigaciones y priorización de acciones. Este mapa expone
que en Colombia la Infraestructura De Medición Avanzada es una tecnología
madura y actualmente hay disponibles en el mercado varios modelos de distintos
fabricantes”. (Superintendencia Industria y Comercio, 2016, p. 16).
4.3 MARCO LEGAL
La legislación, leyes, decretos y reglamentos son uno de los aspectos más
importantes a la hora de desarrollar una actividad económica y en el desarrollo de
acciones y estrategias frente a la demanda de energía, como expone el
Departamento Nacional de Planeación:
En los últimos años con el desarrollo de nuevas tecnologías, el creciente
interés en tener un suministro y un consumo energético más eficiente y con
la irrupción de recursos al alcance de los usuarios, tales como la generación
distribuida residencial o industrial, los vehículos eléctricos y la respuesta de
34

la demanda, los usuarios están llamados a tener un papel cada vez más
activo. La legislación debe entonces permitir y facilitar su participación como
un agente más dentro de la cadena de suministro, así como fomentar las
acciones de eficiencia energética dentro del sistema. (Departamento
Nacional de Planeación, 2017, p. 29).
Es importante de aquí en adelante que en términos legales la gestión de la demanda
eléctrica sea tratada como Respuesta de la Demanda Eléctrica. El país ha sido
pionero en la en la legislación para un consumo eficiente de energía, la Ley 697 de
2001 que declara el uso racional y eficiente de energía como un asunto social, de
interés público y de conveniencia nacional, fundamental para asegurar:
1. El abastecimiento energético pleno y oportuno.
2. La competitividad de la economía colombiana.
3. La protección del consumidor.
4. La promoción de FNCER de manera sostenible con el medio ambiente y
los recursos naturales. (Departamento Nacional de Planeación, 2017, p. 29).
Esta ley buscaba incentivar en el país las Fuentes No Convencionales de Energías
Renovables (FNCER) sin embargo su lenta reglamentación no garantiza su
desarrollo como política pública en la cual pueda evaluase y medirse sus metas y
acciones. Vale añadir que en Colombia las políticas enfocadas a la eficiencia
energética y uso de la energía necesitan una caracterización inicial satisfactoria,
esta información es gestionada por la Unidad de Planeación Minero-Energética
(UPME) con alto nivel de incertidumbre.
El primer decreto a partir de la Ley 607 de 2001 fue el decreto 3683 de 2003 con el
cual se creó la Comisión para el Uso Racional y Eficiente de la Energía y Fuentes
No Convencionales de Energía (CIURE), este decreto le asigno la función al
Ministerio de Minas y Energía la función de definir políticas para la eficiencia
energética y la promoción de las mismas.
Aunque este decreto fue publicado en 2003 y asigno labores a algunos entes
estatales, solamente se empezaron a ver resultados visibles a partir del año 2006
con la expedición de la Resolución 180609 de 2006, expedida por el Ministerio de
35

Minas y Energía, donde se definieron los subprogramas del programa de Uso
Racional y Eficiente de la Energía. Los subprogramas son los siguientes:
1. Cultura, Investigación y promoción del URE (Uso Racional y Eficiente de Energía)
y análisis prospectivo de nuevas tecnologías de transformación energética
relacionadas con el mismo.
2. Fomento y desarrollo de proyectos con fuentes energéticas no convencionales y
de eficiencia energética, incluidos los proyectos de energías limpias o renovables
con prioridad en las zonas no interconectadas.
3. Edificaciones arquitectónicas y equipamiento asociado para el URE.
4. Control de pérdidas de energía.
5. Cambio Climático e iniciativas de mercado de metano y secuestro y captura de
carbono.
6. Estímulos e incentivos a tecnologías, productos y proyectos URE o al uso total o
parcial de energías no convencionales.
7. Proyectos o actividades de producción más limpia y de ahorro y de eficiencia
energética, que requieran equipos, elementos y maquinaria destinados a la
reducción en el consumo de energía y/o eficiencia energética.
8. Fomento del URE en los sectores oficial, comercial, transporte, residencial
(incluida vivienda de interés social), industrial (Medianas y Pequeñas Empresas
MYPIMES y Empresas de Servicios Energéticos, ESCOS).
9. Sustitución de combustibles tradicionales por otros combustibles potencialmente
más limpios y específicamente el fomento y utilización de los biocombustibles.
10. Actualización y/o reconversión tecnológica de equipos industriales en función
del URE.
36

De todos estos subprogramas los más relacionados con el objeto de nuestro estudio
son los puntos: 1, 4, 6 y 7 ya que están relacionados o apuntan al desarrollo de la
gestión de la demanda eléctrica en Colombia. Sin embargo y “en términos de
avance de metas en estos subprogramas no hay información suficiente para hacer
una medición apropiada”. (Departamento Nacional de Planeación, 2017, p. 30).
Después de cuatro años de la expedición de la anterior resolución surge la nueva
Resolución 180919 de 2010, expedida por el Ministerio de Minas y Energía y se
emite el Plan de Acción Indicativo 2010-2015 en donde se creó el Programa de Uso
Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de Energía No Convencionales
(PROURE), en el cual su objetivo general es:
Promover el Uso Racional y Eficiente de la Energía y demás Formas de
Energía No Convencionales, que contribuya a asegurar el abastecimiento
energético pleno y oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la
protección al consumidor y la promoción del uso de energías no
convencionales de manera sostenible con el ambiente y los recursos
naturales. (Departamento Nacional de Planeación, 2017, p. 31).
Los objetivos específicos del PROURE son:
1. Consolidar una cultura para el manejo sostenible y eficiente de los recursos
naturales a lo largo de la cadena energética.
2. Construir las condiciones económicas, técnicas, regulatorias y de información
para impulsar un mercado de bienes y servicios energéticos eficientes en Colombia.
3. Fortalecer las institucionese impulsar la iniciativa empresarial de carácter
privado, mixto o de capital social para el desarrollo de subprogramas y proyectos
que hacen parte del PROURE.
4. Facilitar la aplicación de las normas relacionadas con incentivos, incluyendo los
tributarios, que permitan impulsar el desarrollo de subprogramas y proyectos que
hacen parte del PROURE. (Departamento Nacional de Planeación, 2017, p. 31).
En términos generales el PROURE fue un insumo para el desarrollo de incentivos
para la eficiencia energética, sin embargo, fue difícil medir el cumplimiento de las
metas propuestas.
37

Para el año 2014 fue expedida la Ley 1745 que señala dentro de su objeto la
promoción y la gestión eficiente de la energía comprendiendo la eficiencia
energética como la respuesta de la demanda.
Aquí esta ley definió legislativamente la respuesta de la demanda para Colombia,
esta fue definida como “cambios en el consumo de energía eléctrica por parte del
consumidor, con respecto a un patrón usual de consumo, en respuesta a señales
de precios o incentivos diseñados para inducir bajos consumos”. (Departamento
Nacional de Planeación, 2017, p. 33).
Específicamente en el tema de la respuesta de la demanda, el Estado colombiano
expidió el Decreto 2492 de 2014:
En este decreto se adoptan disposiciones en materia de implementación de
mecanismos de respuesta de la demanda, y en el cual se establece que la
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá definir un
mecanismo de remuneración para transmisión y distribución que incluya
tarifas horarias o canasta de tarifas, de tal forma que permitan incentivar el
uso más eficiente de la infraestructura y la reducción de costos. Estos
mecanismos deberán ser diseñados de tal manera que lleguen a los usuarios
finales, y únicamente aplicará en la medida que los usuarios cuenten con el
equipo de medida adecuado para su implementación. Deberá incluirse la
respuesta de la demanda en la elaboración de los planes energéticos y de
expansión del sistema. La CREG deberá diseñar mecanismos de
participación de la demanda en el mercado mayorista mediante desconexión
voluntaria o reducción de carga y adicionalmente la CREG definirá el
mecanismo para que el cálculo de cargos en las áreas de distribución de
energía eléctrica sea por nivel de tensión y por hora. Con motivo de la
amenaza del fenómeno del niño sobre el SIN la CREG reguló mediante las
resoluciones 025 y 026 de 2016 la participación de la demanda en el mercado
diario en condiciones de escasez”. (Departamento Nacional de Planeación,
2017, p. 35).
Finalmente, mediante el “Decreto 1543 de 2017 por el cual se reglamenta el Fondo
de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), se
plantea que el objeto de este fondo será financiar programas de FNCER y gestión
eficiente de la energía, a través de su fomento, promoción, estímulo e incentivo”.
(Departamento Nacional de Planeación, 2017, p. 37).
Este decreto se encuentra dentro del marco de la Ley 1819 de 2016 y es importante
ya que nos expone o nos da un panorama acerca de la medición bidireccional, la
38

autogeneración, la gestión de la demanda eléctrica, además muestra atisbos de la
implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada.
Si bien la Ley no plantea explícitamente la reglamentación en cuanto a temas
de medición sí habla de medición bidireccional para la autogeneración y en
diferentes decretos se ha identificado la necesidad de medición avanzada
como facilitador de la entrega de excedentes, la gestión eficiente de la
energía y la respuesta de la demanda. Actualmente se encuentra en
comentarios una propuesta de decreto del MME por el cual se establecen los
mecanismos para implementar la Infraestructura de Medición Avanzada en
el servicio público de energía eléctrica. Esta propuesta de decreto introduce
nuevas definiciones al sector, acorde a los desarrollos y nuevas tecnologías
disponibles en la actualidad de infraestructura avanzada de medición (AMI
por sus siglas en inglés). Éstas incluyen ciberseguridad, operación remota,
interoperabilidad, medidores avanzados y redes inteligentes. (Departamento
Nacional de Planeación, 2017, p. 37)
Esta ley contempla la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada
bajo los siguientes objetivos:
1. Facilitar esquemas de eficiencia energética, respuesta de la demanda, y modelos
de tarificación horaria y/o canastas de tarifas.
2. Permitir, entre otros, la incorporación eficiente de tecnologías de autogeneración,
generación distribuida y vehículos eléctricos.
3. Mejorar la calidad del servicio a través del monitoreo y control de los sistemas de
distribución.
4. Dinamizar la competencia en la comercialización minorista de energía eléctrica.
5. Gestionar la reducción de las pérdidas técnicas y no técnicas.
6. Reducir los costos de la actividad de comercialización.
Esta ley también delega a la CREG en un plazo de 12 meses la expedición de la
regulación para implementar AMI por parte de los diversos Operador de Red (OR),
planes de implementación de AMI, en donde la meta objetivo es garantizar para el
39

año 2025 un 95% de los usuarios pueda hacer uso de la infraestructura avanzada
de medición.
Por último, en este marco legal esta la resolución más actual expedida por la
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esta es la resolución No. 101
001 de 2022; el objeto de esta es el establecimiento de las condiciones para la
implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN (Sistema
Interconectado Nacional).
Esta resolución determina:
Los responsables de la instalación, administración, operación, mantenimiento
y reposición de la infraestructura de medición avanzada; se establecen
lineamientos con respecto a los requisitos de interoperabilidad,
ciberseguridad, manejo, uso y protección de datos que garanticen un
adecuado funcionamiento de AMI; se establecen elementos en cuanto a los
requisitos y procedimientos para el acceso a la información de AMI, el
seguimiento de su implementación y elementos con respecto a la manera en
que se debe llevar a cabo su remuneración. (Ministerio de Minas y Energía,
2022, p. 11).

5. METODOLOGÍA
Aunque el tema de la gestión de la demanda eléctrica en Colombia es un tema
relativamente nuevo existe la posibilidad de encontrar información desarrollada en
el país; sin embargo, al referirse al análisis de datos relacionados a la gestión de la
demanda es muy poca o nula la información a conseguirse, esto le da un carácter
exploratorio a la investigación. “Los estudios exploratorios sirven para
familiarizarnos con fenómenos relativamente desconocidos”. (Zafra Galvis, 2006, p.
13).
Esta investigación se basa en un enfoque mixto, en el cual se entremezclaron un;
Conjunto de procesos sistemáticos, empíricos y críticos de investigación e implican
la recolección y el análisis de datos cuantitativos y cualitativos, así como su
integración y discusión conjunta, para realizar inferencias producto de toda la
información recabada y lograr un mayor entendimiento del fenómeno bajo estudio
(Hernández Sampieri et al., 2014, p. 534).
5.1 MUESTRA
El tipo de muestra usada fue la muestra no probabilística, “también llamadas
muestras dirigidas, suponen un procedimiento de selección orientado por las
características de la investigación, más que por un criterio estadístico de
generalización. Se utilizan en diversas investigaciones cuantitativas y cualitativas”.
(Hernández Sampieri et al., 2014, p. 189).
La muestra usada para desarrollar los patrones de consumo de energía activa
correspondió a la lectura de 37 clientes del sector industrial del mercado regulado,
éstos ubicados en el sector de Acopi- Yumbo. Estos clientes responden a un plan
piloto del operador de red y cuentan con medidores inteligentes; cabe añadir que
aún en el país no se ha desplegado una red AMI que permita explotar todas las
funcionalidadesde estos medidores, aunque esta se encuentra en desarrollo.
5.2 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Y TÉCNICAS
La selección de las herramientas de investigación de un “proyecto en particular
depende del planteamiento del estudio, los objetivos específicos de análisis, el nivel
de intervención del investigador, los recursos disponibles, el tiempo y el estilo”.
(Hernández Sampieri et al., 2014, p. 417).
41

En el caso de esta investigación y en pro de cumplir el objetivo central que fue la
propuesta de un modelo de negocio de análisis de consumo asociado a la gestión
de la demanda en un comercializador de energía eléctrica de la ciudad de Santiago
de Cali, se optó por el uso de siguientes técnicas.
5.2.1 Revisión documental
La revisión de la literatura implica detectar, consultar y obtener la bibliografía
(referencias) y otros materiales que sean útiles para los propósitos del estudio, de
donde se tiene que extraer y recopilar la información relevante y necesaria para
enmarcar nuestro problema de investigación. (Hernández Sampieri et al., 2014, p.
61).
En este caso y debido a la complejidad de un estudio exploratorio fue necesario
una investigación exhaustiva sobre el tema; se realizó la revisión de antecedentes
en bases de datos de artículos y textos científicos, además de una revisión sobre la
reglamentación nacional de todo lo relacionado con nuestro objeto de estudio,
indagando en documentos del Ministerio de Minas y Energía y específicamente de
la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) quien es la encargada de
legislar, autorizar y dar los lineamientos para el desarrollo de la red AMI en el país.
Esta información secundaria fue procesada para tener un contexto sobre el objeto
de estudio.
Por último, se realizaron registros a documentos internos de la compañía
comercializadora, pertinentes al objetivo general, entre estos a informes de avances
en proyectos relacionados con AMI tanto en el sector residencial, comercial e
industrial y matrices de consumo de algunos clientes poseedores de medidores
inteligentes como fuente primaria de análisis.
5.2.2 Entrevistas: dirigidas y semiestructuradas
Para Hernández Sampieri et al. (2014) la entrevista se define como una reunión
para conversar e intercambiar información entre una persona (el entrevistador) y
otra (el entrevistado) u otras (entrevistados), por consiguiente, “se convierte en una
estrategia para hacer que la gente hable sobre lo que sabe, piensa y cree”. (Guber,
2001, p. 75).
En esta técnica existen variantes; hay entrevistas dirigidas que se aplican con un
cuestionario preestablecido, semiestructuradas, grupos focalizados en una
42

temática, y clínicas (Guber, 2001, p. 75). Las entrevistas fueron realizadas a tres
personas expertas e involucradas en el desarrollo de la red AMI en el operador de
red donde se propondrá esta línea de negocio.
A continuación, se presenta una tabla con el perfil de los entrevistados:
Tabla 1.
Perfiles de entrevistados
CARGO NIVEL EDUCATIVO TIEMPO
LABORADO
EN LA
EMPRESA
Profesional operativo – Unidad
Prospectiva y Desarrollo de
Negocio
Maestría en Telemática. 28 años
Gerencia Unidad Estratégica
del Negocio de Energía
Ingeniero de Sistemas 5 años
Ingeniero AMI – Gerencia Área
Comercial y Gestión al Cliente
Ingeniero Electrónico,
Especialista en Telemática,
Maestría en Sistemas Energéticos
13 años

5.2.3 Recolecciones matrices de consumo energético
Los datos que se utilizaron fueron obtenidos a partir de medidores inteligentes de
consumo eléctrico. Estos medidores son instalados por la empresa operadora de
red, las características de los medidores y el concentrador compacto son las
siguientes:
Concentrador PRIME, serie COMPACT DC: La misión principal de un concentrador
PLC es la de leer, a través de la red eléctrica, los contadores de energía y exportar
estos datos a uno o varios sistemas informáticos encargados de gestionar
concentradores y en su defecto contadores. La capacidad de enviar los mismos
datos recolectados por el concentrador a diferentes sistemas agiliza, por ejemplo,
las facturaciones ya que la obtención de las medidas son inmediatas.
43

No sólo las distribuidoras de energía u operadores de la red de distribución pueden
optimizar sus procedimientos. Las comercializadoras de energía, empresas de
servicios energéticos e incluso el mismo cliente final puede llegar a beneficiarse de
la obtención de los datos de sus consumos, ya que el sistema permite conocer sus
hábitos de consumo y optimizar su tarifa o potencia contratada.
En cuanto a los medidores, el operador de red usa tres distintos, estos son:
CIRWATT B 405. Contador trifásico multifunción con conexión indirecta: es un
contador trifásico indirecto, registrador y multitarifa de energía activa y reactiva. Este
medidor ofrece una gran versatilidad en programación, comunicaciones y módulos
de expansión, dando como resultado un contador adaptable a cualquier necesidad
del usuario.
CIRWATT B 200 RCP. Contador monofásico de energía activa clase 1 y reactiva
clase 2 con relé de corte: es un contador monofásico digital multifunción de clase B
en medida de energía activa, y clase 2 para la energía reactiva. La aplicación
principal del contador CIRWATT B es la de la medida de energía activa y reactiva
para facturación, en los casos en los que se requiera un contador de altas
prestaciones a un precio razonable; la comunicación PLC proporciona la descarga
a distancia de todos los datos registrados por el contador, a través de un
concentrador.
PRIME. B410DP / B410TP: Son contadores industriales de medida directa e
indirecta, en suministros superiores a 15 kW en Baja Tensión.
Luego de tener claro las características de los medidores y del concentrador, ahora
es importante describir las matrices de consumo subyacentes; las bases de datos
de consumo eléctrico se descargaron de una plataforma del operador de red,
consisten en archivos Excel que contienen las mediciones por hora entre el 31 de
julio de 2021 a 31 de julio de 2022.
Las mediciones están expresadas en KWh, y son grabadas en intervalos de 1 hora.
De esta manera, se espera que cada medidor registre 24 datos de consumo
diariamente. A continuación, se muestran detalles de los archivos de bases de
datos.
N° esperado de registros por medidor = 24 datos diarios * N° días
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N° esperado de registros = N° medidores * N° esperado de registros por medidor
Rango lecturas (inicio/fin): 31-07-2021 a 31-07-2022
N° meses: 12
N° días: 365
N° medidores: 39
N° esperado de registros totales: 342576
N° esperado de registros por medidor: 8784.
Para poder trabajar correctamente sobre los datos de consumo, es necesario
conocer cómo están estructurados. La base de datos de consumo eléctrico posee
distintos atributos, tales como: el consumo por hora y por día, el consumo total por
día, el consumo máximo y mínimo por día y el promedio del consumo.
Tabla 2.
Estructura de datos de matrices de consumo de energía por hora y por día.

Tabla 3.
Estructura de datos de matrices de consumo de energía (total consumo, promedio
de consumo y máximo y mínimo de consumo).

Antes de comenzar con el curso de los análisis y luego de haber analizado las
estructuras de las bases de datos a utilizar, es necesario hacer algunos ajustes que
permitan un desarrollo correcto de la investigación. En este caso se tenían datos de
40 empresas, sin embargo, los datos de tres empresas fueron excluidos, quedando
un total de 37.
Una de estas empresas termino el contrato con el operador de red, la segunda
empresa inicio su contrato con el operador de red tiempo después de la fecha de
inicio de análisis seleccionada y la tercera empresa tiene consumos de energía
eléctrica superiores a los establecidos para este trabajo, por lo tanto, estas
empresas no cumplían los datos con el periodo establecido y fueron retiradas
5.2.4 Modelado y desarrollode patrones de consumo de energía
Las matrices de consumo de energía de estas 37 empresas nos brindaron los
insumos necesarios para el desarrollo de unos patrones de consumo, para esto la
regresión lineal múltiple con variables cualitativas brindó la posibilidad de ver la
correlación de variables.
En el modelo de regresión lineal múltiple se supone que más de una variable tiene
influencia o está correlacionada con el valor de una tercera variable. Por ejemplo,
en el peso de una persona puede influir edad, género y estatura, en la renta pueden
influir trabajo, capital físico, conocimientos, etc. (Montero Granados, 2016)
46

En regresión lineal múltiple sólo suele haber una variable endógena y puede haber
varias variables exógenas. Es decir, se individualiza el fenómeno observado.
También puede darse el caso de la existencia de varias variables endógenas, pero
su solución es difícil por lo que no es el caso general. (Montero Granados, 2016).
También se usó en el modelado de patrones de consumo las series de tiempo, estas
son una serie de registros realizados en diversos periodos de tiempo (días,
semanas, meses, trimestres, años). Los registros son valores numéricos que varían
en el tiempo. Un aspecto básico del estudio de las series de tiempo requiere analizar
la naturaleza de estas variaciones. (Moreno Sarmiento, 2008).
Las variaciones de una serie de tiempo se clasifican en sistemáticas y aleatorias;
las sistemáticas ocurren con regularidad y se pueden modelar; las aleatorias son
causadas por situaciones aisladas como terremotos, huelgas y en consecuencia,
son difíciles de modelar. (Moreno Sarmiento, 2008).
Por último, se usó la metodología ANOVA es el análisis de la varianza es una
fórmula estadística que se utiliza para comparar las varianzas entre las medias (o
el promedio) de diferentes grupos. Una variedad de contextos lo utilizan para
determinar si existe alguna diferencia entre las medias de los diferentes grupos.
5.2.5 Métodos estadísticos
En este apartado del estudio, se presenta una revisión literaria relacionada a la
aplicación de métodos estadísticos para predecir y analizar perfiles el consumo de
energía. La información recaudada proviene de bases de datos como: Scopus, IEEE
Explorer, Science Direct y otras fuentes. En general los artículos se componen de
series temporales, sean del Consumo de energía eléctrica y/o de otras variables,
cuentan con exploraciones preliminares hacia los datos, además de secciones que
validan y evalúan los modelos estimados en base a medidas de errores estadísticos
y otros criterios.
Técnicas univariantes como el promedio móvil y el suavizamiento exponencial,
permiten predecir el Consumo de energía eléctrica de manera simple. En Electricity
Load Forecasting in UTP Using Moving Averages and Exponential Smoothing
Techniques (Abdul Karim y Azli Alwi, 2013) se aplicaron estos métodos, para
predecir diferentes consumos de energía eléctrica de la Universidad Teknologi
Petronas (en Malasia), los modelos se estiman en base a una serie de tiempo de un
año de datos de Consumo de energía eléctrica y se evalúan por el error absoluto
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porcentual medio (EPAM), concluyendo, que la mejor predicción se obtiene del
suavizamiento exponencial, ya que presenta menos error porcentual (EPAM).
Otros modelos consideran un conjunto de datos multivariable, que generalmente se
conforma por variables climáticas. Por ejemplo, en Linear model to predict energy
consumption using historical data from cold stores (Safa et al., 2015) se estudia la
utilización de factores ambientales y la cantidad de fruta almacenada para predecir
el Consumo de energía eléctrica de una cámara frigorífica en Nueva Zelanda. El
método estadístico seleccionado es la RLM, el cual es validado por el coeficiente de
correlación y evaluado por el error cuadrático medio (RECM), entregando resultados
que presentan errores aceptables y resaltando que un factor importante para
anticipar el Consumo de energía eléctrica en la cámara frigorífica es la cantidad de
fruta almacenada
Y al valorar la calidad de predicción mediante el error cuadrático medio de
calibración, el método de regresión de mínimos cuadrados parciales es el que mejor
capacidad de predicción presenta. En otro caso, en el Pronóstico de demanda y
precios de energía en un mercado eléctrico (Guzman Perez, 2014) realiza la
predicción a corto plazo (en las próximas 24 horas) del Consumo de energía
eléctrica y el precio de la energía eléctrica del mercado eléctrico de Ontario en
Canadá; mediante el FAC determinan estacionalidad diaria y semanal en las series
de datos. Y luego de mucha experimentación, obtienen errores bajos en la
predicción, medidos por el EPAM.
Las series temporales son métodos que en su mayoría son aplicados al campo de
la economía, aunque se puede citar trabajos enfocados a la predicción del Consumo
de energía eléctrica. Ese es el caso de Modelización y predicción de energía
eléctrica producida en un aerogenerador utilizando modelos estocásticos
temporales a partir de series de viento (Marco Carpena, 2017), que prueba modelos
ARIMA, para predecir la potencia eléctrica generada por un aerogenerador, en
horizontes de tiempo de corto plazo. Con los datos depurados de temperatura,
velocidad del viento y potencia generada, el análisis descriptivo de la serie temporal
determina sus componentes. Seguido se estiman los modelos a partir de las
funciones de autocorrelación (FAC y FACP) y para medir la eficiencia de predicción
aplica: RECM, EAM, EPAM, EM y EPM; ahora del modelo seleccionado se realiza
la predicción para cada variable exógena, concluyendo, que para predicciones a
corto plazo no influye el tipo de modelo, sea univariante o multivariante.
Los estudios en pronóstico de demanda de energía eléctrica que utilizan con
Modelación de Series Temporales son enfocados a la profesión de Ingeniería
eléctrica; en el trabajo Métodos utilizados para el pronóstico de demanda de energía
eléctrica en sistemas de distribución (2013) se determinó un modelo que de mejor
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comportamiento de la demanda y pronóstico, usando modelos ARIMA de medias
móviles y suavización pero el modelo que presento mejor ajuste fue el generado por
Redes Neuronales Artificiales con un coeficiente de correlación de 0,9985.
5.2.5.1 Series de tiempo
Este método estadístico se define como;
la secuencia de observaciones que están ordenadas en el tiempo. Pueden
ser medidas instantáneamente o en intervalos uniformes denominándose a
estas mediciones continuas y discretas respectivamente… la demanda
puede ser considerada como una serie temporal, debido a que varían sobre
el tiempo. (Siavichay Cumbe, 2018, p. 27).
Se propone que, para estudiar las características de una serie de tiempo, primero
esta debe ser graficada, lo cual permite detectar irregularidades, patrones e incluso
valores atípicos. Es necesario conocer sus componentes para analizarlos y tratarlos,
el objetivo es obtener una serie estacionaria, para que el análisis sea preciso.
(Siavichay Cumbe, 2018, p. 27).
Es importante ahora que se ha definido series de tiempo comprender los
componentes de los mismos; se nombran 4 componentes, pero se centrará en la
variación cíclica y estacionaria.
- Tendencia: “El componente de tendencia generalmente se presenta en series de
tiempo de largo plazo, eso quiere decir que existe una gran cantidad de
observaciones, su dirección puede o no ser uniforme en forma positiva (creciente)
o negativa (decreciente)” (Siavichay Cumbe, 2018, p. 27). Tal como lo muestra la
Figura 2.

Figura 2
Tendencia positiva

- Variación cíclica: “Esta es un componente que muestra aumentos y reducciones
alrededor de la tendencia, en periodos uniformes, estas fluctuaciones comúnmente
se pueden encontrar en el sector financiero, ya que indican las fases expansivas y
recesivas de la economía”. (Siavichay Cumbe, 2018, p. 28). La Figura 3 muestra el
comportamiento