Un nuevo aumento en las tarifas de energía implicaría la implantación de un sistema medición avanzada – AMI.

Con la resolución 40072 del 29 de enero de 2018 el Ministerio de Minas y Energía estableció los mecanismos para la implantación de la Infraestructura de Medición Avanzada en el servicio público de energía eléctrica, lo que implica un cambio de 12,6 millones de medidores de energía en el sector residencial y pequeños negocios y la instalación de toda una infraestructura de comunicaciones.

A continuación, se presentan las principales razones por las cuales se debería revaluar la implementación de un sistema de Infraestructura de Medición Avanzada – AMI en Colombia, basadas en información obtenida del informe realizado por la firma The Carbon Trust²CT y de los talleres realizados por la Universidad Nacional y la UPME.

En los siguientes párrafos se trascriben apartes del informe realizado por CT para Colombia.

“ …El consumo de electricidad en Colombia es relativamente bajo, dado los estándares mundiales. Esto significa que aun si el porcentaje de electricidad ahorrada a través de la reducción en las pérdidas es significativo, éste no compensa el costo de la instalación de un sistema AMI …”.

“…Colombia cuenta con un bajo consumo per cápita comparado con estándares globales, por lo que las ganancias esperadas de cambios en la conducta de consumo por tarifas diferenciadas u horarias puede ser muy limitada…”

El bajo consumo se explica en parte porque 11,7 millones de usuarios son residenciales de estratos 1, 2 y 3 según la Superintendencia de Servicios Públicos y esto sumado a que en el país no existen estaciones, hace que el consumo sea mucho menor que el de los países desarrollados e incluso de los latinoamericanos, pues incluso Ecuador, Venezuela, Chile, Argentina entre otros tienen consumos mayores, solo superamos a Bolivia de los países más representativos.

“…Los costos de mantenimiento de un sistema de medición avanzada AMI son inciertos. Sin embargo, de acuerdo con la experiencias de los consultores se asumió un costo de operación y mantenimiento del 5% del costo de la infraestructura de comunicaciones…”.

“…La tecnología de comunicación PLC ha sido menos confiable en recibir paquetes de información que la tecnología basada en RF. Sin embargo, los sistemas RF han sido más costosos y difíciles de mantener…”

El mayor costo de Administración, Operación, Mantenimiento – AOM y reposición de estos sistemas es la parte de comunicaciones, dado que la tecnología que se utilizaría sería PLC, la cual presenta problemas de confiablidad según CT.

“…La regulación de la interoperabilidad debe ser incluida en el programa de expansión para asegurar la compatibilidad de los sistemas. Sin embargo, sería equivocado recomendar que Colombia debe adoptar el sistema ‘Meters and More’ pues éste favorece a un proveedor en particular…” Pág. 47.

Este sistema es el desarrollado por Enel-Codensa, quienes tendrían un porcentaje significativo del mercado, dado que aparte de sus usuarios vía acuerdos con otros OR aumentarían su participación como ya ha pasado en otros países.

“…Manejo y vigilancia de la información de los medidores inteligentes debe ser manejada por una agencia independiente que requiere ser creada…” Pág. 49.

Actualmente no se tiene contemplado un cambio en la regulación para considerar la creación de una entidad independiente, centralizada y controlada por el estado.

“…El usuario en este modelo no asume ningún costo del programa…” Pág. 62.

Sin embargo, en el modelo Colombiano se plantea todo lo contrario, es así que la Creg en su Resolución 015 de 2018, art. 25 indica que: “…adoptará los ajustes regulatorios con el fin de remunerar mediante la tarifa del servicio de energía eléctrica, las inversiones y funcionamiento asociados, para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada

“…En esta etapa no consideramos la necesidad de una interfaz con la red del usuario, dado que la respuesta de la demanda aún no es una necesidad en Colombia…”. Pág. 24

Esto se evidencia con el tipo de usuario objetivo, que en su gran mayoría son estratos bajos de la población.

“…Los sistemas que no son en tiempo real, como los sistemas basados en PLC, o que funcionan en un ancho de banda estrecho, tienen que basarse en las llamadas telefónicas por parte de sus usuarios, para identificar las interrupciones del servicio…”

El sistema que se implementaría en Colombia sería un PLC con banda estrecha pues es el más utilizado y más económico, pero que no es en línea.

En las conferencias con la UN se mencionó que la principal justificación para implantar un sistema AMI es aplanar la curva de demanda, sin embargo, dado que el cambio de medidores está orientado a clientes residenciales, éstos tienen poco margen de maniobra para cambiar sus hábitos de consumo, por lo que sería más viable obtener resultados favorables vía campañas de publicitarias que cambiando los medidores o incluso con un programa masivo de cambio de neveras cuyos resultados en la disminución del consumo serían inmediatos y menos costosos. Según la UPME en los estratos 1 y 2 las neveras constituyen el 62% del consumo de energía de estos hogares y con un cambio se podría obtener hasta un 25% de ahorro de energía.

Aunque el cambio de medidores está orientado a usuarios residenciales y pequeños negocios el aumento en la tarifa afectará a todo el mercado, es decir castigando toda la actividad productiva, disminuyendo así aún más la competitividad del país.

El hecho de solicitar requerimientos innecesarios para los medidores encarece aún más la implantación de un sistema AMI, como lo es la opción de registro bidireccional, dado que no es viable que un usuario residencial venda energía al sistema simplemente porque económicamente no es rentable , como se evidencia en los cálculos realizados por la UPME.

A pesar de que la industria y el comercio en general tienen mejores medidores que los que se pretende instalar, hasta ahora no perciben ningún beneficio por tener medidores con esta tecnología, como las tarifas horarias y cambios de comercializador inmediatos como se plantea con el nuevo esquema.

Los usuarios residenciales van a perder las inversiones realizadas en los medidores que actualmente tienen instalados, tendrán que pagar por

programa de manejo de residuos de dichos equipos y además tendrán que asumir el costo del nuevo sistema, pues necesariamente se van a cambiar medidores antes de cumplir su vida útil, ya que se plantea que el cambio se realizará en 6 años. (Según la Creg el 49% de los medidores se instaló entre el 2001 y 2015).

Es decir que se va a cambiar un sistema de medición de energía que esta funcionado por uno que presenta múltiples fallas en su implementación y operación, pues los problemas de comunicaciones son frecuentes.

En resumen, mientras no se haga un cambio regulatorio que cree una entidad independiente que maneje la información y las comunicaciones y demás cambios que se requieren para generar la competencia, de nada va a servir cambiar todos los medidores, pues no se van a obtener los beneficios planteados para los usuarios, como el acceso a tarifas horarias, cambios de comercializador inmediatos y tarifas competitivas entre otros.

Según el informe de CT el costo por usuario estaría alrededor de 1,2 millones (COP) por usuario (Entre 358 y 410 dólares según la tecnología) y mantenimiento (5%) de 60 mil pesos anuales, contra un ahorro de medio dólar anual por concepto de lectura remota, una mejora de un 20% en la duración de las interrupciones que al 2015 eran de 35 horas que quedarían en 28 h y un ahorro en reconexión de 16 dólares para aproximadamente el 1,2% de los usuarios a quienes se les suspende el servicio. No se ha mencionado cual va a ser el impacto en la tarifa, sin embargo, lo que se observa es que la inversión estimada sería de 15 billones, que las empresas de energía van recuperar en alrededor de 4 años, es decir hay que cargar a las tarifas casi 4 billones anuales.

En conclusión, la relación beneficio costo para los usuarios es insignificante a pesar de ser quienes pagaran por el nuevo sistema. Serán las empresas las que obtendrán las mayores ganancias, pues definirán todos los costos del sistema, el medidor y toda la infraestructura de comunicaciones, instalación, AOM y la reposición, que en últimas son los que realmente representan el negocio, más las ventajas adicionales obtenidas de la implantación de éste tipo de sistemas, como la reducción de pérdidas no técnicas y los ahorros obtenidos por menores pagos por energía no suministrada, entre otras.


Bibliografía

  1. Unidad de Planeación Minero Energética – UPME. Informe Final para el proyecto de implementación de Infraestructura de Medición Avanzada, AMI para Colombia. Año 2016 [en línea]. -y-Eficiencia-Energetica.aspx
  2. Empresa consultora de gobiernos y sector público. La misión de Carbon Trust es acelerar la transición a una economía sustentable con bajas emisiones de carbono. Disponible en el portal web: https://latam.carbontrust.com/es/.
  3. https://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC?end=2014&locations=CO-GB-AT-BR-EC-CH-BO-SE-IT-DE&name_desc=false&start=1960&view=chart
  4. Programa de uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales – PROURE. ía http://www1.upme.gov.co/DemandaEnergetica/MarcoNormatividad/plan.pdf
  5. Plan de expansión de referencia generación – transmisión 2017 – 2031 / anexo i. autogeneración ag y generación distribuida gd http://www1.upme.gov.co/Documents/Energia%20Electrica/Plan_GT_2017_2031_PREL.pdf
  6. Implantación de tecnología de medición inteligente en los servicios de acueducto, energía eléctrica y gas natural en Colombia Bogotá D.C. septiembre de 2015 PROYECTO PILOTO.
  7. https://www.eltiempo.com/economia/sectores/calidad-del-servicio-de-energia-en-colombia-en-2016-37983
  8. Documento CREG 020 de 2012, Anexo 4.
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Sistema de Infraestructura de Medición Avanzada
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Aumentar tarifas energéticas implica implantar un sistema de medición avanzada – AMI en 12,6 millones de medidores residenciales y pequeños negocios.
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