AriasBarraganLuisAlejandro2019

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AGENTE INTEGRADOR DE RECURSOS ENERGÉTICOS 
DISTRIBUIDOS EN EL NIVEL DE DISTRIBUCIÓN DEL 
SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO 
 
 
 
 
 
 
LUIS ALEJANDRO ARIAS BARRAGÁN 
 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
PROGRAMA DE DOCTORADO EN INGENIERÍA 
ÉNFASIS EN CIENCIA DE LA INFORMACIÓN Y EL CONOCIMIENTO 
BOGOTÁ, D.C. 2019 
 
 
 
 
2 
AGENTE INTEGRADOR DE RECURSOS ENERGÉTICOS 
DISTRIBUIDOS EN EL NIVEL DE DISTRIBUCIÓN DEL 
SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO 
 
 
 
Tesis de grado para optar por el título de Doctor en Ingeniería 
 
 
Presentada por: 
M.Sc LUIS ALEJANDRO ARIAS BARRAGÁN 
 
 
 
Director: PhD EDWIN RIVAS TRUJILLO 
Co-Director: PhD FRANCISCO SANTAMARÍA PIEDRAHITA 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
PROGRAMA DE DOCTORADO EN INGENIERÍA 
ÉNFASIS EN CIENCIA DE LA INFORMACIÓN Y EL CONOCIMIENTO 
BOGOTÁ, D.C. 2019 
 
 
Comisión de Doctorado 
 
Esta tesis, titulada “AGENTE INTEGRADOR DE RECURSOS ENERGÉTICOS 
DISTRIBUIDOS EN EL NIVEL DE DISTRIBUCIÓN DEL SISTEMA 
ELÉCTRICO COLOMBIANO”, escrita por Luis Alejandro Arias Barragán, ha sido 
aprobada en cuanto a estilo y contenido intelectual. 
 
Hemos leído esta tesis y la aprobamos, 
 
 
______________________________________ 
Doctor Jurado 1 
 
 
______________________________________ 
 Doctor Jurado 2 
 
 
______________________________________ 
Doctor Jurado 3 
 
_____________________________________ 
Doctor EDWIN RIVAS TRUJILLO director 
 
______________________________________ 
Doctor FRANCISCO SANTAMARIA Codirector 
 
Fecha de la defensa: 10 de junio de 2019 
 
4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
©Derechos de Autor 2019 de Luis Alejandro Arias Barragán 
Todos los derechos reservados. 
 
 
 
 
 
 
 
Dedicatoria 
 
 
 
Gracias a Dios por fortalecerme cada día. 
A mis padres, Alcira y José Nubier por la vida. 
 
A mi esposa Eusebia, mis hijos María Alejandra y Juan David, por su compañía, 
comprensión, amor y apoyo permanentes en este tiempo de formación donde el 
aprendizaje, la búsqueda incesante de soluciones y la voluntad férrea por perseverar 
en las metas fueron y seguirán siendo el principal sentido de nuestras vidas 
 
A mis hermanos: Viviana y Elver quienes me dieron su aliento y oración en este 
proceso de formación.
6 
 
Agradecimientos 
 
 
A Dios por la oportunidad de realizar mis sueños y la bendición de seguir soñando aún 
más. 
 
A los Doctores, Edwin Rivas y Francisco Santamaría, directores de la tesis por su 
paciencia y sus sabias enseñanzas durante todo mi proceso doctoral. 
 
A todos los miembros que hacen parte del Doctorado, quienes me ayudaron en lo 
académico y administrativo. 
 
A la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, institución que me apoyo en todos 
los aspectos. 
 
A todos mis estudiantes y a todos aquellos otros que contribuyeron de alguna manera 
con la realización de este proyecto. 
7 
 
 
 
 
Lista de siglas y abreviaturas 
 
 
 
AI Agente integrador 
DDV Demanda desconectable voluntaria 
DER Recursos energéticos distribuidos 
CPP Precio pico crítico 
GD Generación distribuida 
IP Internet protocol 
MEM Mercado eléctrico mayorista 
OpenADR Open Automated Demand Response Communication 
Standards 
OR Operador de red 
RD Respuesta de la demanda 
PG Potencia Gestionable 
SI Sistema Interconectado 
SPV Sistema Fotovoltaico 
UML Lenguaje de Modelado Unificado 
ASIC Administrador del sistema de intercambios comerciales 
CAC Comité asesor de comercialización 
CAPT Comité asesor de planeamiento de la transmisión 
CND Centro Nacional de Despacho 
CNO Consejo Nacional de Operación 
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas 
SIC Superintendencia de Industria y Comercio 
SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 
UPME Unidad de Planeamiento Minero Energético 
 
 
 
8 
 
 
 
TABLA DE CONTENIDO 
 
1. INTRODUCCION ............................................................................ 19 
1.1 Antecedentes .................................................................................. 21 
1.2. Objetivos ....................................................................................... 23 
1.3. Pregunta e hipótesis de la investigación ....................................... 23 
1.4. Metodología y organización de la tesis ......................................... 24 
2. MARCO DE REFERENCIA ............................................................ 27 
2.1. Integración de recursos energéticos distribuidos .......................... 27 
2.1.1. Aspectos técnicos en la Integración de DER ......................... 28 
2.1.2. Estrategias de Integración de DER ........................................ 30 
2.1.3. Incentivos a los DER.............................................................. 34 
2.2. Respuesta de la Demanda ............................................................. 37 
2.3. Venta de excedentes de energía a partir de GD ............................ 43 
3. AGENTE INTEGRADOR DE RECURSOS ENERGÉTICOS 
DISTRIBUIDOS ...................................................................................... 49 
3.1. Parámetros técnicos y económicos ............................................... 49 
3.1.1 Parámetro técnico ............................................................... 49 
3.1.2 Parámetros económicos...................................................... 51 
3.2. Módulos funcionales del AI de DER ............................................ 54 
3.3. Modelamiento UML de los módulos funcionales del agente 
integrador .............................................................................. 60 
3.3.1 Diagramas de Casos de Uso para el AI .............................. 61 
3.3.2. Diagramas de Clases para el agente Integrador ..................... 64 
3.3.3. Diagramas de secuencia para la operación del agente integrador
 66 
3.4. Lineamientos para el contrato de gestión de DER entre los usuarios 
y el agente integrador ............................................................ 72 
4. PLATAFORMA DE ACCESO EN EL ESPACIO DE 
COMPUTACIÓN EN LA NUBE ............................................................ 77 
4.1 Roles de los actores de la plataforma ............................................. 77 
4.2 La operación de la plataforma para el manejo de las transacciones 
económicas y técnicas ........................................................... 83 
5. TRANSACCIONES COMERCIALES DE LOS SERVICIOS DE 
DESCONEXIÒN DE POTENCIA A PARTIR DE RD Y DE 
EXCEDENTES DE ENERGÍA CON GD ............................................... 91 
5.1. Transacción comercial del servicio de desconexión de potencia 
gestionable a partir de RD ..................................................... 91 
9 
 
5.1.1. Formulación matemática del problema de optimización para la 
comercialización del servicio de desconexión ..................................... 94 
5.1.2. Formas de participación de usuarios en el servicio de 
desconexión de potencia gestionable a partir de RD ........................... 95 
5.2. Transacciones comerciales con los excedentes de energía entre el AI 
y el OR ................................................................................. 100 
6. CASOS DE ESTUDIO .................................................................... 103 
6.1. Evaluación de costo del servicio de desconexión de potencia a partir 
de RD para diferentes formas de participación de los usuarios.
 ............................................................................................. 103 
6.2. Inclusión de GD en el programa de RD por incentivos ....... 112 
6.3. Venta de excedentes en usuario autogenerador con potencia de 0.1-
1 MW ...................................................................................122 
7. CONCLUSIONES GENERALES .................................................. 130 
8. APORTES ....................................................................................... 133 
9. RECOMENDACIONES Y FUTUROS TRABAJOS ..................... 135 
10. REFERENCIAS .............................................................................. 137 
11. ANEXOS ......................................................................................... 152 
11.1. ANEXO 1 .................................................................................. 152 
11.2. ANEXO 2 .................................................................................. 155 
11.3. ANEXO 3 .................................................................................. 161 
 
 
10 
Lista de tablas 
 
Tabla 2.1 Cuadro comparativo de principales estrategias de integración de 
recursos energéticos distribuídos ............................................................. 33 
Tabla 2.2 Mecanismos para incentivar la promoción de recursos 
energéticos distribuidos............................................................................ 35 
Tabla 3.1 Parámetros técnico y económico que el agente integrador tiene 
en cuenta durante su operación ................................................................ 54 
Tabla 4.1. Lista de requerimientos principales para la plataforma .......... 81 
Tabla 5.1. Forma de la matriz de asignaciones de participación de los 
usuarios en el servicio de desconexión a partir de respuesta a la demanda
 .................................................................................................................. 96 
Tabla 5.3 Formas de venta de excedentes de energía de acuerdo con la 
legislación colombiana vigente en 2018 ................................................ 100 
Tabla 5.4. Propuestas para la venta de excedentes de energía a partir de 
generación distribuida ............................................................................ 102 
Tabla 6.1. Intervalos de capacidad del agente integrador para pruebas . 104 
Tabla 6.2 Costos fijos, potencia instalada y potencia gestionable por 
usuarios .................................................................................................. 105 
Tabla 6.3. Costos variables, 𝐶𝐹𝑖 𝑈𝑆𝐷/𝑘𝑊ℎ ......................................... 105 
Tabla 6.4. Valores del vector de demanda para 𝐷ℎ ≤ 0.25 𝑃𝑇𝑚 (*) .... 105 
Tabla 6.5. Valores del vector de demanda para 𝐷ℎ ≤ 0.5 𝑃𝑇𝑚 (*) ...... 105 
Tabla 6.6. Valores del vector de demanda para 𝐷ℎ ≤ 0.75 𝑃𝑇𝑚 (*) .... 106 
Tabla 6.7 Matriz de asignación para la participación de los usuarios para 
KMAXi =4 ................................................................................................ 108 
Tabla 6.8. Matriz de asignación para estrategia combinada de generación 
distribuida y respuesta de la demanda .................................................... 109 
Tabla 6.9. Resumen de la evaluación de costo del servicio de desconexión 
de potencia a partir de respuesta de la demanda para las diferentes formas 
de participación de los usuarios ............................................................. 111 
Tabla 6.10 Características de las líneas de la red de distribución utilizadas
 ................................................................................................................ 112 
Tabla 6.11. Parámetros de potencia para las cargas de la red IEEE-34 
utilizada .................................................................................................. 113 
Tabla 6.12. Parámetros característicos de los usuarios para el escenario de 
prueba ..................................................................................................... 114 
Tabla 6.13. Horas de participación de los usuarios de acuerdo con su 
contrato de interrumpibilidad para un día particular .............................. 115 
Tabla 6.14. Evaluación del perfil de tensión de la red en el escenario base, 
con los recursos de respuesta de la demanda y con los recursos de respuesta 
de la demanda y generación distribuida ................................................. 120 
11 
 
Tabla 6.15 Parámetros del usuario ......................................................... 122 
Tabla 6.16. Consumo mensual del usuario autogenerador ..................... 123 
Tabla 6.17. Características de sistema fotovoltaico del usuario ............. 124 
Tabla 6.18. Promedios de radiación solar mensual y de energía generada
 ................................................................................................................ 124 
Tabla 6.19. Balance energético de la energía entregada por la planta de 
140,9 kWp. ............................................................................................. 125 
Tabla 6.20. Ingresos por venta de excedentes para formas de remuneración 
propuestas ............................................................................................... 128 
Tabla 8.1 Publicaciones realizadas durante el desarrollo de tesis doctoral
 ................................................................................................................ 134 
Tabla 8.2 Participación en congresos ..................................................... 135 
 
 
 
12 
Lista de figuras 
Figura 1.1 Perspectivas de desarrollo para redes y sistemas eléctricos ... 20 
Figura 1.2 Metodología y organización de la tesis .................................. 25 
Figura 2.1 Integración de recursos energéticos distribuidos .................... 30 
Figura 2.2. Temas relacionados con la respuesta de la demanda ............. 39 
Figura 2.3. Línea de tiempo de las normativas sobre autogeneración en 
Colombia 1994-2018................................................................................ 46 
Figura 3.1 Estructura del agente integrador de recursos energéticos 
distribuidos ............................................................................................... 56 
Figura 3.2 Estructura del mercado eléctrico desde el punto de vista 
organizacional, incluyendo agente integrador de recursos energéticos 
distribuidos ............................................................................................... 59 
Figura 3.3 Diagrama general de caso de uso para la administración del 
agente integrador de recursos energéticos distribuidos ............................ 61 
Figura 3.4 Diagrama de caso de uso para el ingreso al sistema del agente 
integrador de los recursos energéticos distribuidos (Actor 0). ................. 62 
Figura 3.5. Diagrama de casos de uso para la gestión de usuarios que agrupa 
el agente integrador .................................................................................. 63 
Figura 3.6. Diagrama de caso de uso para el manejo de transacciones 
económicas con el operador de red .......................................................... 65 
Figura 3.7. Diagrama de clases de la estructura del agente integrador y los 
actores del sistema ................................................................................... 66 
Figura 3.8. Diagrama de secuencia para la operación de registro de usuarios 
de la red .................................................................................................... 67 
Figura 3.9. Diagrama de secuencia para la transacción de servicios al 
operador de red a partir de respuesta a la demanda ................................. 69 
Figura 3.10. Diagrama de secuencia para la gestión de usuarios y sus 
recursos energéticos distribuidos ............................................................. 70 
Figura 3.11 Diagrama de secuencias para la oferta de excedentes de energía 
al operador de red a partir de generación distribuida de los usuarios ...... 71 
Figura 1.12 Diagrama de flujo de lineamientos para contratos de recursos 
energéticos distribuidos entre el agente integrador y los usuarios ........... 73 
Figura 3.13 Mapaconceptual de la forma como se realiza el control de la 
potencia gestionable para un usuario que participa en un programa de 
respuesta de la demanda ........................................................................... 76 
Figura 4.1. Mapa conceptual de las herramientas de software utilizadas en 
la implementación de la plataforma de acceso ......................................... 78 
Figura 4.2. Diagrama de clases de los actores de la plataforma de manera 
detallada ................................................................................................... 80 
Figura 4.3. Diagrama de flujo para el diseño de la plataforma de acceso de 
usuarios .................................................................................................... 82 
13 
 
Figura 4.4. Diagrama de flujo para la oferta de productos energéticos del 
agente ........................................................................................................ 84 
Figura 4.5. Diagrama de caso de uso general para la plataforma de 
integración de los recursos energéticos distribuidos ................................ 85 
Figura 4.6. Diagrama entidad-relación para la base de datos diseñada para 
la plataforma de acceso............................................................................. 87 
Figura 4.7. Interfaz gráfica principal de la plataforma de integración ..... 88 
Figura 4.8. Despliegue de los roles de actores de la plataforma de 
integración ................................................................................................ 89 
Figura 4.9. Interfaz para ingreso de datos de usuarios agrupados por el 
agente integrador ...................................................................................... 90 
Figura 6.1. Red IEEE-13 nodos para prueba .......................................... 104 
Figura 6.2. Potencia desconectada por cada usuario ante una demanda de 
desconexión de hasta el 25 % de capacidad del agente integrador de 
respuesta de la demanda. Sin restricciones en la participació ................ 107 
Figura 6.3. Potencia desconectada por cada usuario ante una demanda de 
desconexión de hasta el 25 % de capacidad del agente integrador de 
respuesta de la demanda. Con restricciones en la participación para 
KMAXi = 4 ............................................................................................. 108 
Figura 6.4. Potencia desconectada por cada usuario ante una demanda de 
desconexión de hasta el 25 % de capacidad del agente integrador de 
respuesta de la demanada. Con restricciones en la participación para 
KMAXi = 4 a través de matriz de asignación ........................................ 109 
Figura 6.5. Participación de los usuarios mediante la estrategia combinada 
de generación distribuida y respuesta de la demanda ............................. 110 
Figura 6.6. Costos para diferentes formas de participación de los usuarios 
con desconexiones de 50 %, 75 % y 100 % de la capacidad total de potencia 
gestionable del agente integrador ........................................................... 111 
Figura 6.7. Red de pruebas IEEE-34 nodos para el programa de respuesta de 
la demanda con inclusiòn de generación distribuida .............................. 113 
Figura 6.8. Curvas de consumo base, con utilización de recurso de 
respuesta de la demana y con utilización combinada de los recursos de 
respuesta de la demanda y generación distribuida para los usuarios que 
participan del programa de respuesta a la demanda en la hora 22:00 .... 117 
Figura 6.9. Perfil de tensión del sistema para la hora 22, en el escenario 
base y cuando se implementa la respuesta de la demanda ..................... 119 
Figura 6.10. Participación de generación distribuida en respuesta de la 
demanda y su impacto en el mejoramiento del perfil de tensión............ 121 
Figura 6.11. Consumo promedio diario .................................................. 123 
Figura 6.12. Radiación solar diaria promedio y consumos de los días de la 
semana .................................................................................................... 126 
14 
Figura 6.13. Proyección de ingresos por sustitución de energía y venta de 
excedentes para el usuario analizado de acuerdo con el marco normativo 
vigente para venta de excedentes ........................................................... 127 
Figura 6.14. Proyección de ingresos por sustitución de energía y venta de 
excedentes para el usuario analizado con estrategia de venta de excedentes 
al costo de kWh no consumido .............................................................. 128 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
RESUMEN 
La integración de recursos energéticos distribuidos (DER, por sus siglas en inglés) 
en redes de distribución presenta una dispersión con una baja apropiación de estos 
en la gestión de los recursos energéticos por parte del operador de red (OR) 
(Niknam, Ranjbar y Shirani, 2005; Bouffard y Kirschen, 2008; Levin y Thomas, 
2016. De igual forma, se observa un desarrollo incipiente de los mecanismos de 
integración de DER, los cuales básicamente están centrados en soluciones en lo 
concerniente a la autogeneración y, generalmente, están ligados a proyectos 
aislados, caracterizados por baja sostenibilidad y por ofertar ocasionalmente 
algunos servicios auxiliares a las redes eléctricas (Ilic, Black y Prica 2007; Yano 
et al. 2012; Faria et al., 2014; Dietrich et al., 2015; Yang, Zhang y Xiao, 2015). 
 La presente tesis doctoral se ha enfocado en proponer un AI de DER en el nivel de 
distribución del sistema eléctrico, lo que permite una integración económica y 
tecnológica de ellos, mediante de su participación como oferentes de excedentes 
de energía y servicios para la red. 
Metodológicamente, se realizó el diseño de la estructura y la funcionalidad del AI 
de DER propuesto por medio de herramientas de modelamiento como el UML 
(Lenguaje de Modelamiento Universal). El modelamiento matemático para los 
costos de los productos energéticos que puede ofertar el AI a la red: servicios de 
desconexión de potencia y venta de excedentes de energía, se ha realizado a partir 
de la configuración de problemas de optimización del tipo entero-mixto, teniendo 
en cuenta los aspectos normativos vigentes en los ámbitos nacional e 
internacional. En cuanto al comportamiento estocástico de algunos recursos DER 
se ha hecho uso de funciones de distribución de probabilidad tipo Weibull y los 
criterios de Adisson-Dassler. Finalmente, aspectos ligados al control automático 
de procesos sobre los DER fueron simulados con software de automatización: Fluid 
SIMM 3.6, Matlab 2016 y Gxdeveloper 3.2. La verificación se realizó con ayuda 
de Digsilent 15.1, DSS-SIMM 2012 y Power World 2007. 
Como productos o resultados de la tesis doctoral se encuentra el diseño del AI en 
una plataforma de acceso en el espacio de computación en la nube y el 
planteamiento formulaciones matemáticas y problemas de optimización para la 
venta de los excedentes de energía a partir de GD y para la venta de los servicios 
de desconexión de potencia con RD que se ofertan al OR. De la misma manera, se 
diseñaron diferentes formas de participación de los usuarios con sus DER en la 
oferta de productos energéticos a la red. 
16 
La integración de los DER a través del AI propuesto ha mostrado la viabilidad de 
su participación activa en tareas concretas de aplanamiento de la curva de 
demanda, la respuesta ante picos de demanda y el mejoramiento de los perfiles de 
tensión en la red. 
 
Como conclusión general, la tesis doctoral diseñó un AI de DER que se incorporara 
en la red eléctrica en calidad de actor dentro de la gestión que se realiza a nivel de 
distribución y comercialización de manera conjunta con el operador de la red y 
prestando servicios a este. Dicho AI estará inicialmente adscrito al 
comercializador, pero puede llegara manejarse en forma de un ente independiente 
si llega a ser necesario en un futuro cercano. 
 
Palabras clave: agente integrador, recursos energéticos distribuidos, generación 
distribuida, respuesta de la demanda, mejoramiento del perfil de tensión, servicios 
al operador de red, plataforma de integración de DER, despacho de energía de 
excedentes, demanda desconectable voluntaria, mecanismo de segmentación de la 
red. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
 
ABSTRACT 
 
The integration of distributed energy resources (DER) in distribution networks 
presents a dispersion with a low appropriation of them in the management of 
energy resources by the OR (Niknam, T., Ranjbar AM, Shirani AR 2005) 
(Bouffard and Kirschen 2008) (Levin and Thomas 2016). Likewise, an incipient 
development of the mechanisms of integration of DER is observed, which are 
basically focused on self-generation solutions and generally linked to isolated 
projects, characterized by low sustainability and by occasionally offering some 
auxiliary services to electricity networks (Ilic, Black & Prica 2007, Yano et al., 
2012; Faria et al., 2014; Dietrich et al., 2015; Yang, Zhang & Xiao 2015). 
 
The present doctoral thesis has focused on proposing an integrating agent of DER 
in the level of distribution of the electrical system, allowing an economic and 
technological integration of them, through their participation as suppliers of 
surplus energy and services for the network. 
 
Methodologically, the design of the structure and functionality of the DER 
integrative agent was proposed through modeling tools such as the UML 
(Universal Modeling Language). The mathematical modeling for the costs of the 
energy products that the integrating agent can offer to the network: power 
disconnection services and sale of surplus energy has been made from the 
configuration of optimization problems of the integer-mixed type, having take into 
account the normative aspects in force at national and international level. 
Regarding the stochastic behavior of some DER resources, Weibull probability 
distribution functions and the Adisson-Dassler criteria have been used. Finally, 
aspects linked to the automatic control of processes over DER were simulated with 
automation software: Fluid Simm 3.6, Matlab 2016 and Gxdeveloper 3.2. 
Verification was carried out with the help of DIGSILENT 15.1, DSS-SIMM 2012 and 
Power Word 2007. 
 
As products or results of the doctoral thesis is the design of the integrating agent, 
of an access platform in the cloud computing space and mathematical 
formulations and optimization problems have been proposed for the sale of 
surplus energy from GD and for the sale of power disconnection services with RD 
that are offered to the OR. In the same way, different forms of user participation 
have been designed with their DER in the supply of energy products to the network. 
18 
The integration of the DER through the proposed integrating agent has shown the 
viability of their active participation in concrete tasks of flattening the demand 
curve, the response to peak demand and the improvement of the voltage profiles 
in the network. 
 
As a general conclusion, the doctoral thesis has designed an integrating agent of 
DER that will be incorporated into the electricity network as an actor within the 
management carried out at the level of distribution and commercialization jointly 
with the operator of the network and providing services to this. Said integrating 
agent will initially be assigned to the marketer, but may be managed in the form 
of an independent entity if it becomes necessary in the near future. 
 
Keywords: integrating agent, distributed energy resources, distributed 
generation, demand response, management web platform, surplus energy 
dispatch, voluntary desconectable demand, segmentation mechanism. 
 
19 
 
1. INTRODUCCIÓN 
 
Actualmente, en las redes energéticas se cuenta con la inclusión de elementos de 
generación distribuida (GD), apoyados en fuentes de energía renovables y no 
renovables; sistemas de almacenamiento de energía; elementos para el control de 
la calidad de la energía o su compensación, como filtros; y programas de respuesta 
de la demanda (RD) (Ruiz-Romero et al. 2014). Normalmente, la GD, los RD y los 
sistemas de almacenamiento se agrupan bajo el concepto de recursos energéticos 
distribuidos (DER) (Wei, Jie y Qing 2012; Huang et al. 2012). 
 
La gestión energética es interpretada como la optimización en el uso de la energía, 
con lo cual se busca su uso racional y eficiente, sin disminuir el nivel de 
prestaciones y el grado de satisfacción por parte los usuarios. Mediante la gestión 
energética se mejora en aspectos de calidad, confiablidad y seguridad de la red 
eléctrica. La masificación de los DER en las redes supone escenarios de mayores 
exigencias para la gestión de la red, en gran parte, por características como la 
estocasticidad de los DER y su cambio dinámico de roles de consumidores a los 
prosumidores o usuarios administradores de su consumo, autogeneradores y 
suministradores de servicios y de energía para la red (Giuntoli y Poli, 2013). 
 
La gestión de los recursos energéticos es el principal componente que se enmarca 
dentro de las perspectivas de desarrollo de las redes eléctricas. En la figura 1.1. se 
observa que la gestión de los recursos de RD y de las fuentes de GD ocupan un 
lugar importante en las tendencias futuras para las redes eléctricas (International 
Energy Agency, 2014). 
 
La integración de DER en redes de distribución puede ayudar en la operación de la 
red desde los puntos de vista técnico y económico, así como ante fallos, 
mantenimientos u otras contingencias de la red. Además de aspectos técnicos, la 
integración de DER se encuentra dentro de los compromisos adquiridos por parte 
de muchos gobiernos a nivel mundial desde el punto de vista medioambiental 
(Bauen,2006; Palizban, Kauhaniemi y Guerrero 2014; Lopes et al., 2007; ONU, 
2015). 
 
20 
Retiro de plantas
a base de carbón
Gestión de
 recursos solares
 por en redesPV
 de Distribución
Gestión de
 la Demanda
Integración
 de
 Generación
 Distribuida
Fuentes de
potencia
Reactiva
Integración en
el transporte de
vehículos
eléctricos 
Integración de
 plantas de
 generación a
 base de gas
Confiabilidad en
las Microredes
Almacenaje
de Energía
Integración
progresiva de
eólicas y solares
 
Figura 1.1 Perspectivas de desarrollo para redes y sistemas eléctricos 
Fuente: adaptado de Conferencia Internacional del capítulo Power and Energy, de IEEE (2014). 
21 
 
Los DER posibilitan que los usuarios de la energía eléctrica sean oferentes de 
energía y de servicios auxiliares en cuanto a la distribución, (Ackermann, 
Andersson y Söder 2000; Bruckner, Morrison y Wittmann, 2005; Ackermann, 
2007; Congreso de Colombia, 2014). Frecuentemente se coordina la gestión de 
los DER a partir de agentes denominados agregadores integradores, los cuales 
participan en negociaciones dentro de mercados energéticos, ese es el caso de los 
REP (Retail Electricity Providers) (Fotouhi Ghazvini et al., 2015). 
 
Los REP pueden gestionar los riesgos del mercado mediante el empleo de los 
programas de RD (respuesta a la demanda), así como el uso de sus activos de 
generación y almacenamiento en la red de distribución para atender a los clientes 
(Bae et al. 2014). Los programas RD realizan la gestión sobre cierta cantidad de 
potencia denominada potencia gestionable que el usuario o grupo de usuarios 
consideran pueden llegar a desconectar en ciertas horas del día y que redunda en 
una disminución del consumo para toda la red (Hayes et al., 2014; Safamehr y 
Rahimi-Kian, 2015). 
 
La integración de los DER en las redes electricas es una tendencia de desarrollo de 
gran perspectiva presente y futura para el sistema eléctrico engeneral, en la cual 
la presente tesis doctoral ha decidido profundizar a partir de la propuesta de un AI 
de DER en la que convergen aspectos técnicos y económicos beneficiosos, tanto 
para los operadores de la red como para sus usuarios. 
 
1.1 Antecedentes 
 
Estudios del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), de la Agencia 
Internacional de Energía (International Energy Agency, 2013) y de otros autores 
como Notton et al. (2011), Wierzbowski y Olek (2014), Mallikarjun y Lewis 
(2014) y Trümper et al. (2014) señalan una tendencia en la integración de los DER 
en la red eléctrica con mayores niveles de penetración o participación en esta 
última (Kassakian et al., 2011). 
 
Como consecuencia de la revisión de la literatura científica se puede concluir que 
hay un desarrollo incipiente de los mecanismos de integración de los DER, puesto 
que básicamente están centrados en soluciones a nivel de autogeneración y, 
generalmente, están ligados a proyectos aislados, caracterizados por baja 
sostenibilidad y por ofertar ocasionalmente algunos servicios a las redes 
eléctricas, que incluyen compensación de reactivos, balance de flujos de potencia, 
22 
cobertura de picos de sobredemanda entre otros (Ilic, Black y Prica, 2007; Yano 
et al., 2012; Faria et al., 2014; Dietrich et al., 2015; Yang, Zhang y Xiao, 2015). 
 
En relación con la integración de los DER en las redes de distribución, en la 
literatura científica se ha propuesto el desarrollo de herramientas como modelos, 
algoritmos y estrategias, que responden a funciones objetivo variables en el 
tiempo y con criterios de evaluación técnico, económicos, social, normativo y 
medio ambiental (Sismotto y Hage 2005; Sadeghi, Larimian y Molabashi, 2012; 
Di Somma et al., 2015). 
La Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, 2014) señala 
“La mejor integración de todos los elementos de los sistemas eléctricos hará las 
operaciones más complejas, pero también mejorará el funcionamiento, la 
eficiencia y la resiliencia, y optimizará los recursos energéticos y las inversiones”. 
Por lo tanto, la planeación de la red de distribución se está orientando a incluir los 
DER como parte de portafolios energéticos de las empresas de distribución (Ruiz 
R. et al., 2013; De Olivieri et al., 2014; Chen et al., 2015; Zahurul et al. 2016). 
 
Un aspecto importante en la integración de los DER lo constituye el marco 
normativo; este se encuentra en una dinámica de desarrollo constante dentro de la 
legislación internacional. Entre los cambios o las tendencias se encuentra la 
promoción de incentivos regulatorios para la puesta en marcha de soluciones 
energéticas apoyadas en DER; otros aspectos se centran en los incentivos 
financieros y económicos para la adquisición de la tecnología y la posterior venta 
de productos energéticos a partir de DER; finalmente, la tendencia menos 
desarrollada está ligada a incentivos de tipo social y político (United Nations, 
2015). 
 
Para el caso de Colombia, en la estructura de la producción energética actual no 
existe un ente que articule la participación de los usuarios con DER y que les 
permita entrar a ofertar energía y servicios —la cobertura de picos de demanda y 
el mejoramiento del perfil de tensión— de forma que se brinden beneficios 
económicos y técnicos tanto para el usuario como para el operador de la red; esto 
se debe a que, en la actualidad, la provisión de los servicios para la red se realiza 
mediante inversiones propias en infraestructura o bien subcontratando con otras 
empresas, por lo general, de tipo privado (CREG-242, 2017; Quintero, 2013). 
23 
 
1.2. Objetivos 
 
Objetivo general 
 
Proponer un agente integrador (AI) de recursos energéticos distribuidos en el nivel 
de distribución del sistema eléctrico colombiano, para su participación como 
oferente de energía y servicios para la red. 
 
Objetivos específicos 
 
Objetivo 1. Diseñar la estructura del AI de los DER para que pueda convertirse en 
oferente de excedentes de energía en el sector de distribución y de servicios para 
el operador de red. 
 
Objetivo 2. Plantear una plataforma de acceso en el espacio de cloud computing 
para el manejo de la información de la red, las transacciones del nivel de 
distribución, para que faciliten la integración de DER y su interacción con el AI. 
 
Objetivo 3. Adaptar una estrategia para la transacción bilateral de servicios de 
desconexión de potencia y de excedentes de energía en el ámbito de distribución 
a través del AI. 
 
1.3. Pregunta e hipótesis de la investigación 
 
La pregunta de investigación de la presente tesis doctoral es la siguiente: 
 
¿Cómo estructurar un agente que permita integrar a los DER
1 para que participen 
como oferentes de energía en un nivel de distribución en el Sistema Eléctrico de 
Colombia, y como oferentes de servicios para el operador de red? 
 
Para abordar dicho cuestionamiento se ha propuesto una hipótesis general cuyo 
planteamiento en el siguiente: 
 
“Mediante el AI propuesto se puede lograr la integración horizontal de los DER, 
en el nivel de distribución del sistema eléctrico colombiano, como oferentes de 
energía y servicios para la red”. 
 
 
1 En el presente proyecto DER, hace referencia exclusivamente a RD y GD. 
24 
1.4. Metodología y organización de la tesis 
 
La tesis doctoral propone un agente integrador de DER, en adelante denominado 
AI cuyo análisis implica aspectos técnicos de la red eléctrica y también involucra 
el procesamiento de datos para la gestión de la información técnica y económica 
de la red mediante una plataforma de integración. 
 
La metodología de la tesis se desarrolló a partir de los tres objetivos específicos 
planteados, los cuales tienen como base la implementación de fases que 
involucren una continua fundamentación teórica, a la par con el diseño de los 
bloques que componen el AI y sus diferentes interacciones con la red y el operador 
de la red a nivel técnico y económico. De manera particular, para el primer y 
segundo objetivo se utilizó la metodología de diseño UML (Unified Modelling 
Language por sus siglas en inglés). En el modelamiento UML fueron diseñados los 
casos de uso, los diagramas de clase y diagramas de secuencia. El objetivo dos 
requirió realizar diagramas entidad-relación para la plataforma de acceso de los 
usuarios y la base de datos involucrados en el proceso de gestión de usuarios. El 
objetivo tres tomó como base los lineamientos económicos y jurídicos de 
normativas internacionales. Se abordaron los marcos legales vigentes en 
Colombia al momento presente para proponer formas de transacción económica 
de los excedentes de energía y servicios de desconexión de potencia que se le 
ofertan al operador de la red. En la figura 1.2 se plasma un resumen de la 
metodología llevada a cabo, como se estructuraron los objetivos específicos que 
dieron pie al objetivo general, así como los artículos derivados que dan soporte a 
la tesis doctoral. 
 
El presente documento se estructura en seis capítulos, incluida la introducción, --
en los que se presentan los antecedentes del tema, los objetivos, la pregunta y la 
hipótesis de la investigación, así como la metodología desarrollada abordada de 
acuerdo con el paradigma holístico (Londoño y Marín, 2014). 
 
El capítulo 2 aborda el marco de referencia y se exponen los temas de integración 
de DER, las normativas legales en el contexto internacional y nacional que 
incentivan el desarrollo de los DER (GD y RD). Adicionalmente, se abordan 
aspectos relacionados con RD, GD y los diferentes tipos de usuarios, mercados y 
servicios en que pueden participar. 
25 
 
Figura 1.2 Metodología y organización de la tesis
Fuente: elaboración propia. 
 
26 
 
En el capítulo 3 se presenta el diseño de la estructura del AI de los DER que facilite 
ser oferentesde energía, producto de excedentes generados a partir de GD en el 
nivel de distribución y servicios para la red (mejoramiento del perfil de tensión en 
los nodos de la red y la cobertura de picos de demanda), que se ofertan al OR o 
distribuidor. 
 
El capítulo 4 propone una plataforma de acceso en el espacio de computación en 
la nube para así manejar la información de la red, las relaciones entre los actores 
del sistema (usuarios, AI y OR) en el nivel de distribución, los cuales facilitan la 
integración de los DER y la interacción entre todos los actores. 
 
En el capítulo 5 se presentan estrategias para la transacción bilateral de energía a 
nivel de distribución y de servicios para la red mediante el ambiente integrador. 
Para la venta de excedentes de energía a partir de GD, se proponen estrategias para 
su comercialización; de igual forma, se proposieron estrategias para ofrecer 
potencia gestionable, en el marco de un programa de respuesta de la demanda por 
incentivos, tomando como referencia las normativas vigentes tanto 
internacionales como nacionales. 
 
Se propone una estrategia para la oferta combinada de recursos de RD con GD. Las 
estrategias para la venta de energía a partir de GD y de servicios con RD abordan 
aspectos tanto técnicos como económicos en lo que respecta a las transacciones 
que se establecen con el operador de la red. 
 
Por último, en el capítulo 6 se plantean casos de estudio utilizando escenarios de 
pruebas las redes IEEE de 14 nodos y 34 nodos, con cargas dimensionadas de 
acuerdo con los consumos habituales de usuarios comerciales e industriales, 
involucrando tecnologías de la información mediante el diseño de una plataforma 
web encargada de la gestión de usuarios poseedores de DER, del recibo de pedidos 
del operador de la red y de la evaluación técnico-económica del proceso de oferta 
de servicios mediante el uso de los DER. 
 
 
27 
 
2. MARCO DE REFERENCIA 
 
En este capítulo se realiza una aproximación conceptual de los temas involucrados 
en el desarrollo de la investigación: “Integración de recursos energéticos 
distribuidos, generación distribuida, respuesta de la demanda y el marco 
normativo de DER (RD y GD) en Colombia”. 
 
2.1. Integración de recursos energéticos distribuidos 
 
La revisión de la literatura especializada sobre mecanismos de integración para 
DER evidencia el desarrollo de herramientas de evaluación económica, donde se 
plantean funciones de costo para GD a partir de los cambios en los flujos de 
potencia y en la tensión (Pudjianto et al., 2007). En Ackermann (2007) y 
Ghofrani-jahromi et al. (2008) se plantea el desarrollo de mecanismos que ajusten 
la elasticidad de los precios de energía en mercados energéticos con DER. Así 
mismo, evalúan la forma como RD se convierte en un factor reductor del poder 
centralizado de los mercados no liberalizados. 
 
Por otra parte, en Zhu y Tomsovic (2007) se formulan estrategias para optimizar 
los flujos de potencia durante el despacho económico de la energía y la oferta de 
servicios auxiliares en las redes de distribución. Para ello incluyen DER para la 
minimización de las pérdidas en mercados de corta duración. Andersen et al. 
(2008) utilizan estrategias de cogeneración mediante bombas de calor ligadas al 
aprovechamiento de las pérdidas que se presentan al conectar DER, debido a sus 
fluctuaciones de potencia y tensión. 
 
Bracale et al. (2012) exponen el proyecto Atlantide del Ministerio de Energía de 
Italia, cuyo objetivo es la interacción con el mercado para la toma de decisiones 
en función al estado de los DER presentes en la red, con el fin de minimizar costos. 
Los recursos son centralizados en un DMS (Distributed Management System), los 
DER no son propiedad de los usuarios; el modelo de gestión es de propiedad del 
operador de la red. La función de costos del proyecto Atlantide analiza: 
minimización de pérdidas, costos por almacenamiento, costos por generación de 
GD, costo de compensación reactiva, costo por integración de la demanda. 
 
Por su parte, Wierzbowski y Olek (2014) proponen una estrategia de coordinación 
entre el mercado energético, la energía provista por la red y la GD para redes de 
media tensión. En su investigación se destaca la comparación entre escenarios que 
28 
consideran flujos de potencia para la red abastecida de manera convencional, así 
como escenarios híbridos de GD y empresas de distribución, pero sin balances de 
potencia activa y reactiva. Por último, se realiza una integración entre la GD y las 
empresas de distribución, realizando balance de flujos de potencia. Las GD 
intervienen para disminuir los niveles de potencia que entrega la empresa 
distribuidora, pero no se cuenta con mecanismos de RD en el análisis. Las GD y 
los recursos DER pertenecen a las empresas de distribución y permiten disminuir 
la energía que aportan las empresas a la red. 
 
Desde el punto de vista económico, la integración de los DER posibilita que el OR 
pueda disminuir las inversiones en infraestructura de cableado y transformadores 
para atender una demanda en expansión. De acuerdo con lo anterior resulta 
importante analizar escenarios de variabilidad en la demanda, inclusión de 
vehículos eléctricos y de sistemas de almacenamiento de energía en la operación 
que el operador de la red deberá realizar a futuro. Para ello, autores como Van 
Zoest et al. (2014) afirman que se tienen tres pilares fundamentales para la futura 
gestión e integración en las redes: La gestión del lado de la demanda, los sistemas 
de carga de vehículos eléctricos y los sistemas inteligentes de almacenamiento. 
2.1.1. Aspectos técnicos en la integración de los recursos energéticos 
distribuidos (DER) 
 
Desde el punto de vista técnico se encuentra documentación científica sobre cómo 
integrar las fuentes de energía renovables, en cuanto generación, y en calidad de 
suministradores de energía para la red. El objetivo principal es servir de respaldo 
ante excesos de demanda, con el fin de asegurar la estabilidad de la red a la hora 
de suministrar electricidad, a partir de diversas fuentes renovables como la 
fotovoltaica, eólica y mareomotriz (Lund, 2005; You y Segerberg 2013). 
 
A fin de facilitar la integración de los DER, se plantean estrategias de adaptación 
de los flujos de potencia en las líneas de transmisión y la red, en general, a partir 
de FACTS (Flexible AC Transmission System), los cuales están encargados de 
subsanar las fallas que provocan las instalaciones DER en la red. Así mismo, se 
plantea una estrategia de adaptación que se enfoca en facilitar el despacho 
energético, incluyendo elementos de GD tales como: fotovoltaica, eólica, 
microturbinas y celdas de combustible junto a sistemas de almacenamiento como 
baterías, para abastecer usuarios industriales, comerciales y residenciales 
(McDonald, 2008). 
 
29 
 
Casolino et al. (2012) y Tan et al. (2013) proponen técnicas para determinar la 
forma de integración de DER a través de redes de carga locales y algoritmos para 
determinar la ubicación óptima de la energía renovable en una red. Para ello, 
utilizan métodos convencionales como la lógica difusa, el flujo óptimo de potencia 
y programación no lineal mezclada, junto a otras alternativas como algoritmos de 
colonias de hormigas o de abejas y algoritmos imperialistas colectivos. Así 
mismo, se proponen parámetros de evaluación como el TEF (factor técnico 
económico) para los DER, que evalúa las pérdidas y los desbalances de potencia 
que se presentan en la red cuando se inicia la generación suministrada por la GD a 
la red. A través del TEF se busca evaluar el impacto a nivel técnico y 
medioambiental de los DER en función a modelos de arribo estocástico de estos a 
la red (Moghimi et al., 2013). 
 
Los beneficios de la integración de los DER, ligados al ahorro energético, el control 
de tensión y el flujo de potencia enla red son analizados mediante modelos 
matemáticos como los coeficientes de correlación de Gray, que evalúan las 
pérdidas de las fuentes y las líneas en escenarios de alta penetración de DER (Wang 
et al., 2015), y permiten la disminución de los impactos nocivos de los DER 
mediante la utilización de transformadores inteligentes, capaces de modificar sus 
parámetros en forma dinámica (Carne et al., 2014). Con respecto al ahorro de 
energía se cuenta con experiencias exitosas de control directo de cargas a nivel 
eléctrico y en suministro de agua caliente, que hacen parte de mecanismos de RD, 
con operaciones centralizadas en el OR (Chua et al., 2011; Negnevitsky y Wong 
2014). 
 
La integración de los DER puede ocasionar problemas de estabilidad de los 
convertidores DC-AC al acoplar los elementos de GD, para lo cual se han planteado 
soluciones que buscan reducir los niveles transitorios durante los procesos de 
conexión de DER, con lo cual se realiza una adecuación de la impedancia de 
entrada del convertidor mediante la inyección de una señal de estabilización activa 
en el bucle de control de convertidor (Sajjad Seyedalipour y Adabi 2016). 
 
 
30 
2.1.2. Estrategias de integración de recursos energéticos distribuidos 
 
En la figura 2.1 se muestran algunas de las principales estrategias de integración 
para los DER desde el punto de vista tecnológico como son los sistemas Scada 
(Supervisory Control and Data Acquisition), las microrredes y las plantas 
virtuales de potencia (VPP). 
 
 
 
Figura 2.1 Integración de recursos energéticos distribuidos 
Fuente: elaboración propia. 
 
2.1.2.1. Integración con Sistemas Scada 
Los sistemas Scada son utilizados en labores de gestión; reciben datos de 
dispositivos sensores que monitorean el estado de las subestaciones y dispositivos 
de protección que puedan alterar sus alcances en función a la conexión o la 
desconexión de elementos de GD, ya sea aguas arriba o aguas abajo de los barrajes 
principales, y que resulta imprescindible para índices altos de penetración de GD 
en la red (Nair y Zhang, 2009). Los Scada son utilizados en la planificación de las 
redes asignando la potencia eléctrica óptima a cada unidad de generación, 
minimizando los costes de funcionamiento de producción. Cuando la producción 
de energía se realiza gracias a un sistema híbrido con fuentes renovables y 
convencionales, la reducción al mínimo de los costos funcionales conduce a la 
minimización de la energía convencional (Figueiredo y Martins, 2010). 
 
En la actualidad, una buena parte de la gestión de redes que incluyen DER a gran 
escala se apoya en sistemas Scada, compuestos básicamente por software para la 
31 
 
toma de decisiones, interfaces hombre-máquina con módulos de accesibilidad y 
controles locales y remotos para las comunicaciones, a menudo soportados en 
redes Ethernet. Los objetivos principales de los Scada son la vigilancia y el control 
de la tecnología a partir del seguimiento de los parámetros eléctricos y no 
eléctricos del sistema híbrido de la producción y el consumo de electricidad a 
partir de fuentes de energía renovables. De igual forma, se realiza el control sobre 
los elementos de toma de decisiones que hacen parte del Scada (Dumitru y Gligor, 
2012). 
 
2.1.2.2. Integración con microrredes 
Una microrred es un sistema discreto de energía eléctrica a pequeña escala, que 
puede estar desconectado (modo aislado) o conectado a la red (modo 
interconectado) y consiste en fuentes renovables y tradicionales interconectadas 
entre sí. Adicionalmente, las microrredes cuentan con sistemas de 
almacenamiento y pueden realizar control sobre la demanda de los usuarios 
(Soshinskaya et al., 2014; Xiaoyan, Tianqi y Xueping, 2012). 
 
La GD surgió bajo el paradigma de que los flujos de potencia solo van de las 
subestaciones de distribución hacia los consumidores, pero nunca en dirección 
opuesta. Dicha interpretación pone de manifiesto la necesidad de un control y una 
arquitectura de gestión que permita la integración tanto de la microgeneración —
a partir de las GD— como de los programas de manejo activo de respuesta de la 
demanda en el sistema eléctrico convencional. Una solución es evaluar la GD y las 
cargas asociadas como un subsistema o microrred. 
 
En Dobakhshari, Azizi y Ranjbar (2011) se aborda la gestión de la red de 
distribución que integra DER, por medio de microrredes desde la perspectiva de 
redes autónomas de energía caracterizadas por alto nivel de penetración de 
recursos distribuidos de energía, que participan en un mercado de precios en 
tiempo real. La operación de estas redes autónomas se realiza sin un operador 
central y se fundamenta en las redes públicas de comunicación. Las microrredes 
resultan una estrategia bastante interesante, sobre todo, si se muestran como 
soluciones integrales para energía no solo de suministro eléctrico, sino también de 
gas y calefacción (Ramírez, Chica y Arias, 2013). 
 
Karabiber et al. (2013) y Palizban, Kauhaniemi y Guerrero (2014) analizan la 
gestión de la microrred enfocándose en el problema de mantener la sincronización 
de la microrred cuando pasa de modo interconectado a modo aislado, lo que 
32 
resulta vital en el momento de evaluar la estabilidad de los puntos de operación 
una vez sea necesaria una reconexión posterior. Para este caso, la gestión es 
soportada en la observancia de las restricciones técnicas para la interconexión de 
elementos de GD, parte fundamental de los DER, a la red de distribución y que son 
tratados ampliamente en el protocolo IEEE 1547 (Basso y DeBlasio, 2011). 
 
Al integrar DER mediante microrredes debe analizarse el impacto de la 
distribución de costos y beneficios entre los agentes participes del mercado: el 
administrador de la microrred, la red eléctrica regulada, los clientes dentro de la 
microrred y los clientes que están fuera de la microrred. Una herramienta de 
análisis usada en microrredes es la teoría de juegos cooperativos donde se evalúan 
diferentes escenarios de sinergia entre los agentes del mercado (Lo Prete y Hobbs 
2016). 
 
2.1.2.3. Integración con plantas virtuales de potencia 
Las plantas virtuales de potencia (VPP, Virtual Power Plants) se definen como una 
red o grupo de usuarios interconectados, que combinan fuentes tanto renovables 
como no renovables de energía, al igual que dispositivos de almacenamiento y 
usuarios no necesariamente conectados entre sí, que se encuentran 
descentralizados del sistema general de abastecimiento y que establecen 
mecanismos de gestión de la energía entre ellos mismos y ante la red (Bignucolo 
et al., 2006; Asmus, 2010). 
 
La VPP puede verse como una planta de energía con una salida horaria definida y 
unas posibilidades propias de generación que le permiten incluso ofertar en un 
mercado mayorista, siendo incluidos en procesos de despacho horario diario o de 
mediodía (Danny Pudjianto et al., 2010; Bayod R., 2009; Giuntoli y Poli, 2013). 
 
Andersen et al. (2008) presentan un modelo de gestión para la integración de DER, 
apoyado en VPP, a partir de arquitectura de software, la cual está orientada a 
servicios. Se proponen tres escenarios: uno inicial donde la VPP aparece como eje 
central donde convergen los elementos de DER, que comprenden GD, dispositivos 
de almacenamiento y controladores para cargas puntuales. Seguido, es propuesto 
un escenario intermedio, donde se tienen varias VPP auxiliares, que gestionan los 
DER de cada microrred, y que a su vez son controlados por una VPP central; y un 
tercer escenario, donde se presenta un sistema de servicios centralizado que 
involucra los servicios de la VPP y gestiona la información del entorno externo a 
la red como estado de las troncales adyacentes a cada microrred, el estado 
33 
 
meteorológico y sus previsiones para las fuentes de GD y los precios de la energía 
en tiempo real. 
 
Sowa et al. (2014)utilizan las VPP como estrategias de integración para unidades 
descentralizadas de tipo eólico y fotovoltaico, y ofrecen multiplicidad de servicios 
para un pool de mercados de electricidad, abordada mediante un análisis técnico-
económico de cada unidad de GD y su consumidor asociado. La versatilidad de las 
VPP permite que integren, además de usuarios poseedores de DER, elementos de la 
red como plantas de procesamiento de residuos, lo que permite establecer clúster 
económicos y energéticos en el marco de proyectos económicos, social y 
medioambientalmente sostenibles (Arias, Rivas y Vega, 2014; Schäfer et al., 
2015). 
 
Las VPP facilitan la integración de los DER, lo que permite subsanar en gran 
medida inconvenientes ligados a la incertidumbre en el comportamiento de la GD, 
gracias al manejo paralelo de tecnologías asociadas a sistemas de 
almacenamiento, y mecanismos de RD. La facilidad de adaptación de las VPP 
permite que participen en mercados de tipo DAM (day ahead market: mercado de 
día anterior) y en mercados de tipo BM (balancing real time market: mercado de 
balance en tiempo real) (Dietrich et al., 2015). 
 
En la tabla 2.1, se presenta un cuadro comparativo de los sistemas Scada, 
microrredes y VPP como estrategias de integración de los DER. 
 
Tabla 2.1 Cuadro comparativo de principales estrategias de integración de recursos energéticos 
distribuídos 
Factor Sistemas Scada Microrredes Plantas virtuales de 
potencia 
Objetivo Control de 
dispositivos de GD, 
ocasionalmente de 
RD. 
Control/Integración de 
DER en la red. 
Gestión/control e 
integración de DER. 
Rango de 
aplicación 
Elementos de la red. Sectores locales de la 
red. 
Sin restricción 
Infraestructura Elementos de control, 
sensors. 
Dispositivos AMI, 
medidores de flujo, 
tecnología de 
comunicaciones. 
Dispositivos AMI, 
medidores de flujo, 
tecnología de 
comunicaciones, enlaces 
con el mercado. 
Operación Centralizada Con la red o en forma 
aislada. 
Centralizada o 
descentralizada. 
34 
Enfoque Eficiencia técnica de 
elementos de la red. 
Eficiencia energética de 
la microrred. 
Eficiencia energética y 
económica de la red. 
Elementos 
funcionales 
Control de GD, 
administración de 
mecanismos de RD. 
Control de GD, control 
de almacenamiento y 
RD. 
Coordinación/ Control de 
GD, RD, sistemas de 
almacenamiento, elementos 
compensadores, integración 
de vehículos eléctricos. 
Fuente: elaboración propia. 
 
Los modelos de gestión para las nuevas redes deben posibilitar, además de la 
integración, una sinergia total entre los operadores de la red, los entes de 
regulación, los usuarios que pueden aportar energía a la red, los que pueden 
almacenar energía y los usuarios convencionales, partiendo el hecho de que sus 
funciones dentro de la red pueden llegar a intercambiarse en una dinámica de 
juego que será dictada tanto por parámetros internos de la red como la disminución 
de pérdidas y el flujo óptimo; así como parámetros externos ligados a 
fluctuaciones del mercado energético. En la integración de los DER deberán 
considerarse aspectos como el cambio en la negociación por el pago de los kWh 
generados y consumidos por los usuarios, quienes ahora tienen la posibilidad de 
autogenerarse, el monitoreo y el control de las variables energéticas de los 
sistemas de fuentes alternativas y renovables, con su inherente aleatoriedad, el 
mantenimiento de la infraestructura y aspectos normativos que afectan a la red. 
 
2.1.3. Incentivos a los recursos energéticos distribuidos 
 
La revisión de información documental en torno a los diferentes incentivos 
políticos, económicos y sociales que ofrecen algunas legislaciones internacionales 
en procura de la promoción de las fuentes alternativas de energía muestran un 
panorama bastante alentador. Programas como el 20/20/20, formulado por la 
Comunidad Económica Europea que propone para el 2020 una reducción del 20 % 
de emisiones de gases efecto invernadero, y que la matriz energética esté 
compuesta por un 20 % de energías renovables es un ejemplo de que existe un 
compromiso por promover las fuentes renovables como una opción real y 
sostenible de generación. Las políticas de incentivos a las energías renovables han 
tenido un desarrollo caracterizado por un gran dinamismo, encontrando que hacia 
el 2014 cerca de 138 países del mundo ya contaban con políticas de apoyo a este 
tipo de energías (Brower et al., 2014). 
 
35 
 
Al analizar la literatura especializada sobre el tema, se señala en forma general la 
existencia de políticas regulatorias, tales como tarifa de alimentación (feed-in 
tariff en inglés) con la cual las empresas de distribuidoras de energía pagan a los 
productores de energía renovable una tasa garantizada por unidad de electricidad, 
lo que garantiza su acceso prioritario a la red eléctrica (Environmental and Energy 
Study, 2010). Existen los pagos premium con los cuales el nivel de pago se basa 
en una prima ofrecida por encima del precio de mercado de la electricidad para 
quienes producen con energía renovable. Esta prima puede ser constante o puede 
variar en función al mercado y sus fluctuaciones (Georgopoulos and Issaias, 
2012). 
 
También existen cuotas de obligación eléctrica que describen la cantidad de 
energía renovable que un usuario puede exigir de la empresa de distribución 
(Cory, Couture y Kreycik, 2009). Así mismo, se tienen mecanismos comunes 
como: medición neta, obligaciones o mandatos de transporte, obligaciones de 
energía térmica, certificados de energía renovable, licitaciones energéticas; al 
igual que incentivos fiscales y de financiamiento como: reducciones en impuestos 
por venta de energía a partir de renovables, pagos por generación de energía, 
exenciones tributarias, subsidios y amortizaciones aceleradas entre otros (REN21, 
2017). La tabla 2.2. registra algunos de los mecanismos para incentivar las 
energías renovables de mayor utilización y aceptación en las legislaciones 
internacionales de acuerdo con la revisión realizada por entidades como el Banco 
Mundial, la Agencia Internacional de Energía, el Concilio Mundial de Energía 
Renovable y la Red de Políticas de Energía Renovable para el siglo XXI 
(Renewable Energy Policies Network for 21th century-por sus siglas en ingles). 
 
Tabla 2.2 Mecanismos para incentivar la promoción de recursos energéticos distribuidos 
Mecanismo Descripción 
Sistema de licitación competitiva Subsidio a inversionistas privados. Licitación. 
Impuestos a los combustibles fósiles Impuesto de carbono. Penalización por uso de 
combustibles fósiles. 
sistemas de precios verdes Usuarios que quieren energía limpia, certificados de 
energía renovable. 
Certificados comerciables de 
energía renovable 
Se venden por separado de la electricidad. Cubren el 
régimen de cuotas u obligaciones. 
Precios garantizados feed in Precio garantizado de compra a la empresa que produce 
con prelación a la renovable. 
Créditos tributarios, exenciones o 
reembolsos 
Exención de impuesto de consumo, devolución de IVA, 
créditos a los impuestos de inversión. 
36 
Subsidios, concesiones y reembolso 
de capital 
Subsidios a la inversión y producción. Fondos nacionales 
de apoyo a energías alternativas. 
Conciencia pública Concientización sobre los beneficios de las renovables. 
Productos con etiqueta do de “hecho con energía limpia”. 
Compras del gobierno Es un cliente para empresas de distribución con sistemas 
de energías renovables. 
Programas voluntarios Impuestos opcionales de los consumidores para promover 
renovables. 
Financiación por terceros Créditos bancarios con el gobierno o fondos especiales 
como garantes. 
Investigación y desarrollo Enfoque en el avance tecnológico de gobierno y 
particulares. 
Electrificación rural Promoción en zonas no interconectadas. 
Obligaciones / portafolio estándar Porcentaje de renovables en la ofertade generadores y 
comercializadores. 
Medición neta Venta de excedentes a la red, medidores bidireccionales 
son la base. 
Fuente: elaboración propia. 
 
El análisis del marco normativo de apoyo a las energías renovables en Colombia 
indica las siguientes leyes: 
 
Ley 697 del 2001: se fomenta el uso racional de la energía eléctrica y la 
implementación de energías alternativas, para así poder asegurar el 
abastecimiento energético oportunamente, mediante, la implementación de 
fuentes renovables de energía. Mediante el Decreto 3683 dek 2003 se reglamenta 
la Ley 697 del 2011. 
Resolución CREG 097 del 2008: se aprueban los principios generales y la 
metodología para establecer los cargos por uso y sus aclaraciones, ya que la 
afectación en continuidad de energía en cada uno de los circuitos en los que se 
implementan la GD y AGPE (autogeneración a pequeña escala) puede llevar a 
modificar de manera negativa los indicadores regulatorios que definen el cargo 
reconocido al OR por administración, operación y mantenimiento (AOM). El 
cambio de los parámetros eléctricos en los equipos de red del SDL (sistema de 
distribución local) al incluir masivamente la GD, tales como corriente corto 
circuito y variaciones en tensiones de línea, pueden derivar en reducción de su 
vida útil o incluso en averías muy frecuentes. 
 
Ley 1715 del 2014: tiene por objetivo promover la implementación de fuentes de 
energía no convencionales, principalmente las que son de tipo renovable, esto con 
37 
 
el fin de integrarlas en el sistema interconectado nacional y así proveer energía a 
los sitios que actualmente no se encuentran interconectados al sistema. La Ley 
1715, en sus artículos 11, 12, 13 y 14, plantea incentivos económicos como lo son 
deducción de impuesto sobre la renta, depreciación acelerada, privilegio en 
gravámenes arancelarios y exclusión de bienes y servicios de IVA, para las 
diferentes entidades que puedan estar interesadas en gestionar proyectos que 
involucren fuentes de energía no convencionales (Congreso de Colombia, 2014). 
Resolución CREG 121 del 2017: su objetivo es regular los aspectos operativos y 
comerciales de la integración de AGPE y GD al Sistema Interconectado Nacional 
(SIN). En esta resolución se aclara que la integración en Colombia se hará de forma 
gradual, lo anterior basado en argumentos que generalizan la integración de la GD 
en tres etapas: la integración moderada de los recursos de generación con la red 
existente, integración total y desarrollo de marcados de energía localizados (CREG, 
2017). La resolución CREG 066 del 2017, anexo de la resolución 121 detalla varios 
aspectos técnicos y comerciales en el que se nombran los siguientes efectos sobre 
la red: regulación de tensión, reversión de flujos de potencia, limites térmicos, 
corrientes de corto circuito, coordinación de protecciones, calidad de potencia y 
operación en isla. 
 
2.2. Respuesta de la demanda 
 
La respuesta de la demanda (DR) se define como el conjunto de estrategias para 
influir en el consumo de energía de los diferentes participantes del mercado 
energético mediante incentivos o precios (Klaassen et al., 2017). Existen 
diferentes revisiones bibliográficas que abordan la DR y partiendo de los 
mecanismos de remuneración, programas complementarios y la relación con los 
DER (Ibrahim et al., 2017), logrando caracterizar los aspectos de DR y sus 
tendencias. En la figura 2.2 se ve un diagrama de bloques sobre la respuesta de la 
demanda y sus diferentes tendencias. Dentro de los temas que se consideran 
estrechamente relacionados con la respuesta de la demanda fueron analizados los 
siguientes: remuneración, usuarios, servicios, mercados, programas 
complementarios, recursos energéticos distribuidos. 
 
Un análisis a profundidad de los temas antes mencionados se detalla en Arias, 
Rivas y Santamaría (2018), donde se destaca que en los recursos energéticos 
distribuidos se presenta una tendencia hacia la integración de la GD y sistemas de 
almacenamiento con los programas de DR en la adaptación o la creación de nuevas 
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redes inteligentes, en procura de proponer soluciones energéticas robustas 
caracterizadas por su escalabilidad, adaptabilidad, robustez y sostenibilidad 
(figura 2.2.). 
 
En Colombia se han adoptado mecanismos de la respuesta de la demanda, dentro 
de la ley de energías renovables (Ley 1715 del 2014). Las disposiciones de esta 
ley se reglamentaron mediante el Decreto 2492 del 2014 que contribuye a la 
competitividad y hace participe a los usuarios finales o clientes en la formación 
del precio de la energía eléctrica. Este decreto obliga a la CREG a diseñar cargos 
que remuneren las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias o 
canasta de tarifas de forma que permitan incentivar económicamente el uso más 
eficiente de la infraestructura y la reducción de costos de la prestación del servicio. 
Adicional a esto, la CREG deberá diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que 
permitan que al usuario final o cliente le lleguen señales horarias. De igual forma, 
la UPME deberá considerar criterios de respuesta a la demanda dentro del Plan 
Energético Nacional, el Plan de Expansión de Referencia y el Plan Indicativo de 
Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica (UPME, 2013). 
39 
 
LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
tales como
RECURSOS 
ENERGÉTICOS DISTRIBUIDOS
tiene una estrecha relación con
LAS REDES INTELIGENTES
LA OPTIMIZACIÓN DE LOS SISTEMAS
ENERGÉTICOS 
LA RESPUESTA DE LA DEMANADA es utilizada para SERVICIOS 
A LA RED como
MEJORA EN 
PERFILES DE TENSIÓN 
FIABILIDAD DEL
SISTEMA ELÉCTRICO 
RECORTES DE PICOS
ESTABILIDAD DE TENSIÓN 
LOS MERCADOS
ENERGÉTICOS 
en los que puede participar
tales como
MERCADO DE 
ENERGÍA 
MERCADO DE
SERVICIOS AUXILIARES
MERCADO DE
RESERVA
MERCADO DE
CAPACIDAD
es calificada por
TIPO DE USUARIOS
tales como
RESIDENCIALES INDUSTRIALES
COMERCIALES
MECANISMOS DE REMUNERACIÓN 
tales como los de
PRECIOS INCENTIVOS
 
Figura 2.2. Temas relacionados con la respuesta de la demanda 
40 
 
Para la participación en el mercado mayorista, la CREG deberá diseñar los 
mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente, puedan ofertar 
reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo 
de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar obligaciones 
de energía firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de 
restricciones. La remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su 
demanda deberá cumplir el criterio de eficiencia económica Estas iniciativas se 
complementaron con varias normas por parte de la CREG que reforman el esquema 
energético, dándole a la demanda un lugar importante dentro de la gestión 
energética mediante políticas como las tarifas horarias y la desconexión voluntaria 
de la demanda. Dentro de las principales legislaciones se tienen: 
La tarificación horaria por parte de la CREG siguiendo los lineamientos de las leyes 
142 y 143 de 1994, en las que se exponen principios tarifarios de eficiencia 
económica, transparencia, simplicidad, solidaridad y redistribución mediante la 
calidad del servicio, establece el costo unitario de la energía eléctrica que viene 
implementándose desde su formulación en la Resolución 031 de 1997 y realiza su 
ajuste posterior con la Resolución 119 del 2007. 
Es así como con la Resolución 031 de 1997 se aprueban las fórmulas generales 
que les permiten a los comercializadores de electricidad establecer los costos de 
prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado 
Nacional, se han tenido las siguientes modificaciones: 
 Artículo 7º: derogación de la obligación de obtener aprobación del costo 
base de comercialización con la Resolución CREG 007 de 1999, artículo 
4°. 
 Artículo 8°: modificación del alcance del costo de comercialización conResolución CREG 007 de 1999, artículos 1° y 3°. 
 Artículo 10°: derogación de la actualización de los costos y las tarifas 
con la Resolución CREG 112 2001, artículo 3°. 
 Anexo 1.2.2: modificado el costo promedio por uso del Sistema de 
Transmisión Nacional (STN) con la Resolución CREG 043 de 1999, 
artículo 8°. 
 
La Resolución 240B del 2015 plantea tomar de la fórmula del costo unitario de la 
energía eléctrica, en sus componentes de generación, transmisión y distribución, 
e implementar la tarificación horaria a diferencia de la tarificación mensual que 
se tiene en la actualidad. 
41 
 
Paralelo a estas normativas, el Ministerio de Minas y Energía promulgó las 
resoluciones 41430 del 2015 y 40634 del 2016, las cuales prorrogan y crean 
diferentes campos de trabajo dentro del Programa de Uso Racional y Eficiente de 
Energía (PROURE), que buscan reducir el consumo de energía y la demanda 
energética en Colombia. 
Uno de estos proyectos destacados es la normalización y el etiquetado de 
eficiencia energética, con la cual el Gobierno de Colombia elimina barreras para 
la comercialización masiva de electrodomésticos, balastos y motores industriales 
y así los ciudadanos puedan comparar equipos de similares características y elegir 
el que, de acuerdo con sus necesidades, presente menor consumo de energía y 
mejor desempeño de eficiencia. 
La regulación de RD llegó con la Resolución 098 del 2014 como proyecto de 
resolución de carácter general “Por el cual se regula la Respuesta a la Demanda 
para el mercado diario en condiciones de escasez”. Luego, con la Resolución 011 
del 2015 de la CREG se dio la regulación del programa de respuesta de la demanda 
para el mercado diario en condición crítica. 
Partiendo de estas resoluciones se comenzó a trabajar en la activación del 
programa de respuesta de la demanda en el pre despacho ideal y el ajuste de la 
verificación horaria del programa de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) 
con la Resolución 025 del 2016 y las aclaraciones y los ajustes de las resoluciones 
042 y 049 del 2016 (CREG, 2016). 
Ya con la Resolución 029 del 2016 se buscó promover el ahorro voluntario de 
energía creando un sistema tarifario diferencial que establecía los costos de la 
prestación del servicio de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN, 
iniciativa que finalizó con la Resolución 051 del 2016 y quedó en fase de estudio. 
Las políticas de respuesta a la demanda también se encuentran ligadas a las 
políticas económicas, las cuales dependen de la elasticidad del precio de la 
demanda. Este es empleado para describir la respuesta del uso de la energía 
eléctrica ante cambios de precio. 
Los clientes no regulados son los principales participes de los programas de 
respuesta a la demanda, ya que son ellos los que usan la electricidad como un 
insumo para producir bienes, o para prestar servicios a diferentes comunidades y 
por su alto consumo o demanda pico realizan negociaciones directas con las 
empresas comercializadoras, estableciendo tarifas de energía asociados a la 
comercialización y generación a largo, mediano y corto plazo, donde a mayor 
elasticidad, y mayor respuesta de la demanda. 
42 
Otra de las propuestas presentadas por el gobierno colombiano fue la resolución 
CREG 076 del 2013 “Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) ajuste a 
liquidación”, la cual tiene como objetivo analizar el proceso de liquidación de la 
Demanda Desconectable Voluntaria como anillo de seguridad del cargo por 
confiabilidad. Esta resolución le permite a un generador que anticipe que su 
energía no es suficiente para cumplir con sus obligaciones de energía firme, podrá 
negociar con los usuarios, por medio de su comercializador, la reducción 
voluntaria de la demanda de energía. 
La Resolución CREG 025 del 3 de marzo del 2016, resolución por la cual se adopta 
el procedimiento que utilizará el Centro Nacional de Despacho para la activación 
del programa de Respuesta a la Demanda RD en el predespacho ideal, el cual fue 
establecido en la resolución CREG 011 del 2015. 
La Resolución 025 presenta los objetivos para reglamentar los procedimientos de: 
 Activación del programa RD para el mercado critico en condición crítica, 
RD, en el despacho ideal. 
 
 Ajuste de la verificación horaria del programa de la Demanda 
Desconectable Voluntaria DDV. 
 
 Procedimiento transitorio que flexibiliza la medición de los programas 
de la DDV y RD, con el objeto de incentivar la participación de la 
demanda en estos programas. 
 
El marco normativo de Colombia con respecto al RD se ha caracterizado por un 
gran dinamismo durante los últimos años y se espera que pueda hacer realidad una 
injerencia directa de los usuarios en la planeación y la administración del sistema 
eléctrico. No obstante, el mercado energético en Colombia se encuentra en mora 
de implementar una serie de medidas que permitan dinamizar en forma más ágil 
su desarrollo: 
En primera instancia se debe disminuir el umbral para pertenecer al mercado no 
regulado, ya que desde el 2000 no se modifica el umbral de 55 MWh (Resolución 
CREG 131/1998). Esto permitiría que usuarios propietarios de pequeñas empresas 
y agrupaciones de usuarios residenciales pudieran, en dado caso, acceder a 
mejores tarifas y tener una participación más activa en las negociaciones con los 
operadores de red. 
En segunda medida se debe migrar a mercados organizados regulados (MOR) con 
lo cual se da la posibilidad a escenarios de mayor competitividad. Por otra parte, 
se deben establecer mecanismos para que la demanda pueda participar en la 
43 
 
conformación del precio de la energía y también oferte servicios a la red tal y 
como pasa en mercados de Alemania, Inglaterra, Singapur y California (Kumar y 
Jayantilal, 2011). 
 
Propender al desarrollo de redes inteligentes que permitan integrar tecnología de 
las redes energéticas con sistemas de comunicaciones y redes de control 
automatizado junto a sistemas de gestión y administración de parámetros tanto 
técnicos como económicos y medioambientales. En consecuencia debe 
masificarse la participación de la GD en las fases de generación, transmisión y 
distribución de la cadena energética(Wojszczyk, 2012). 
 
Por último, abrir la posibilidad a la implementación de mercados intradiarios para 
servicios complementarios y para el abastecimiento en tiempo real (Vargas, Palma 
y Moya 2001; Heydarian-forushani y Shafie-khah, 2011). 
 
2.3. Venta de excedentes de energía a partir de generación distribuida 
 
En la revisión de los marcos normativos internacionales más representativos sobre 
la venta de excedentes de energía se encuentran los siguientes lineamientos 
generales. 
 
En el mercado de energía norteamericano cuando el sistema DER produce energía 
que excede las necesidades del cliente, esa energía puede ser vendida en el sistema 
de distribución. Las ventas al servicio público interconectado podrían ocurrir bajo 
un acuerdo de medición neta, un valor de tarifa solar, una tarifa de alimentación, 
un contrato de tipo Purpa (Public Utility Regulatory Policies Act), o como una 
venta mayorista negociada. Purpa es una ley federal promulgada en 1978, como 
reacción a una crisis energética; esta ley fue implementada por las comisiones de 
servicio público del Estado para los servicios de electricidad regulados por la 
tarifa. Con este esquema de pago por excedentes los distribuidores deben pagar la 
energía a un valor promedio del ahorro que tienen al no comprar a un generador 
convencional (Pechman, 2016). 
 
En los mercados energéticos asiáticos resulta común que la comercialización de 
excedentes se realice de acuerdo con el esquema Feed-in Tariff o tarifa de 
alimentación (FIT). El FIT, o tarifa regulada, es una política de suministro 
energético que promueve la generación de energía renovable, con un precio 
mínimo garantizado por KWh durante un periodo estipulado. En