Revista 21 by CIDET.ORG

Edición Nº 21 / ISSN 2145-2938

CARLOS ARIEL NARANJO VALENCIA Director Ejecutivo

DIEGO ALEJANDRO VALENCIA Director (e) de Certiﬁcación

SANTIAGO TABARES

Director Laboratorios y Gestión de Activos

EDITORIAL

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CIDET, ALIADO DE LAS EMPRESAS INNOVADORAS EN COLOMBIA

ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD TECNICO ECONÓMICO PARA IMPLEMENTACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES (SOLAR FOTOVOLTAICA) EN APLICACIONES INDUSTRIALES EN LA EMPRESA TEJEPROCESOS S.A.

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ANÁLISIS DE METANOL Y ETANOL COMO REFERENTE PARA EL DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES CON PAPELES TÉRMICAMENTE ESTABILIZADOS

ANÁLISIS DEL COSTO NIVELADO DEL HIDROGENO VERDE EN COLOMBIA

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ANALYSIS TOOL FOR ENERGY OPTIMIZATION OFTHE OPERATION OF PARALLEL PUMPING SYSTEMS

COMPARACIÓN ENTRE LA MEDICIÓN Y LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA CON BASE EN ALGORITMOS DE ESTIMACIÓN Y RESULTADOS DE SIMULACIONES.

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CURADO EN HORNOS PARA EL CABLE CUBIERTODE DOS CAPAS EN XLPE

ARQUITECTURA TECNOLÓGICA Y TELECOMUNICACIONES PARA LA TRANSFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

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GALVANIZADO POR INMERSION EN CALIENTE – (HOT-DIP GALVANIZING – H.D.G)

COMPARACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS EN LA ADQUISICIÓN DE AUTOS ELÉCTRICOS Y AUTOMÓVILES CONVENCIONALES EN COLOMBIA PARA SERVICIO PARTICULAR Y TAXI

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RETOS DE LOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN COLOMBIA

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ASIMETRÍAS DEL MERCADO DEL GAS NATURAL (GN) EN COLOMBIA 1999 – 2019: REPERCUSIONES EN EL CICLO ECONÓMICO, SENSIBILIDAD EN PRECIOS Y CAPACIDAD DE SUSTITUCIÓN DE LOS ENERGÉTICOS EN HOGARES Y FIRMAS.

LA BOGOTÁ DEL SIGLO XXI: MÁS VIEJA Y SOLITARIA. IMPLICACIONES A LARGO PLAZO DE LOS CAMBIOS DEMOGRÁFICOS DE LA CIUDAD EN EL CONSUMO DE ENERGÍA SEGÚN EL CENSO 2018, LA ENCUESTA DE CALIDAD DE VIDA 2018 Y LA ENCUESTA MULTIPROPÓSITO

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ESCENARIOS DE MOVILIDAD ELÉCTRICA EN COLOMBIA BAJO EL IMPACTO DE CAMBIOS DEMOGRÁFICOS Y LA PERSPECTIVA MACROECONÓMICA: ¿MÁS ELÉCTRICOS, MENOS DIESEL? UNA TRANSICIÓN ENERGÉTICA A BAJA VELOCIDAD

CIDET, ALIADO DE LAS EMPRESAS INNOVADORAS EN COLOMBIA CIDET ya cumplió 24 años ayudando a empresas e instituciones en Colombia a allanar el camino para el progreso y el crecimiento, siendo no sólo su aliado en los temas de evaluación de la conformidad, formación e innovación, sino bridándoles una visión global y animándolos para emprender nuevos caminos nacional e internacionalmente. Para honrar este propósito, es necesario mantenerse como una organización muy dinámica que no solo mejora, sino que se transforma continuamente. Precisamente recién ajustamos nuestra oferta y procesos para ser aún más pertinentes para las empresas que están creciendo, internacionalizándose e innovando. Esta oferta comprende servicios para la innovación, formación, certificación, laboratorios, gestión de activos y servicios para el cumplimiento normativo y regulatorio. En esta edición de la revista CIDET, la edición que acompaña a uno de los grandes eventos de la industria colombiana, la Feria FISE, queremos compartir con ustedes algunos detalles de la oferta de CIDET para los innovadores de la industria colombiana. Con estos servicios estamos aumentando la velocidad, eficiencia y tasa de éxito al innovar por parte de nuestros clientes, facilitándoles no solo el concentrarse en donde generan más valor, esto es, su estrategia, su oferta, sus clientes, sino también interpretando más rápidamente las señales y oportunidades del mercado, reduciendo tiempos, personal interno y costos durante las etapas de desarrollo de productos o servicios y focalizando las acciones de los equipos de innovación empresarial para que cada peso invertido obtenga en mayor retorno posible. Dichas acciones, que generalmente son costosas para los equipos de innovación, resultan sumamente eficientes cuando se aprovecha la base de conocimiento e infraestructura tecnológica de CIDET. En CIDET creemos que las capacidades para innovar de cualquier persona, individuo, organización o sociedad pueden fortalecerse y expandirse estimulando una mentalidad creativa y brindando el acompañamiento adecuado para la implementación cotidiana y exitosa de soluciones novedosas. Este acompañamiento es el que ofrece CIDET con sus servicios para la innovación.

Innovación para CIDET

ÉXITO Si no se crea y captura valor, lo que deﬁne el éxito, probablemente es mas una idea o invención (Desarrollo Tecnológico) que una innovación.

“Implementación exitosa de soluciones novedosas”

INVESTIGA

CIÓN

NOVEDAD Si no es nuevo en la industria, o mercado objetivo, probablemente es mas optimización(productividad, mejoramiento) que innovación.

PRODUCTIVI

INNO

VACIÓN

DESARROLLO TECNOLÓGICO

DAD

SOLUCIÓN Si no se resuelve un problema / necesidad* de alguien, o se aprovecha una oportunidad* para alguien, probablemente es mas investigación que innovación. * Existente o futuro, conocido o desconocido

La oferta de CIDET para la innovación está organizada entonces en cinco categorías: � Inteligencia de negocios � Desarrollo de productos, servicios y modelos de negocio � Recursos para innovar � Sistematización de la innovación � Propiedad Intelectual Es obvio que los negocios son muy importantes como para basar su estrategia en percepciones, en dejar sus decisiones al azar. Los servicios de inteligencia de negocios proporcionan evidencia validada con respecto a opciones tecnológicas, competidores, aliados, oportunidades y ambiente de negocios (incluyendo aspectos normativos y regulatorios), incrementando la tasa de éxito de innovación de nuestros clientes. Recientemente hemos realizado inteligencias de negocios para empresas como el Grupo ISA, el Grupo Energía Bogotá, el Grupo SURA, el Grupo Puro Cuero y la Cámara de Comercio de Barranquilla, entre otras.

Inteligencia Competitiva

Vigilancia Normativa

Inteligencia Tecnológica

Información validada de todos los actores del entorno de su negocio (clientes, productores, proveedores, comercializadores).

Requisitos normativos y reglamentarios para acceder al mercado en el país de interés, además de los pasos a seguir para la certiﬁcación del producto.

Información validada a nivel global respecto al uso, adquisición o desarrollo de la tecnología que requiere su negocio existente o futuro.

Identiﬁcación de Oportunidades

Vigencia de Aliados

Identiﬁcación de las acciones donde la empresa debe enfocarse para satisfacer a sus clientes y sincronizarse con las tendencias globales.

Información de aliados o de capital disponible para conﬁgurar la mejor forma de alianza para innovar.

Libertad de Operación

Análisis de Patentabilidad

Estudios Sectoriales

Resultados para determinar la posibilidad de copiar y comercializar un producto o tecnología sin cometer infracciones.

Veriﬁca la inventiva y novedad de un producto nuevo para asegurar su protección adecuada (patentamiento).

Análisis de las variables requeridas en la construcción de políticas, normatividad o regulación con impacto industrial o energético.

“Somos el único centro de innovación en Latinoamérica con un sistema de vigilancia e inteligrncia certiﬁcado”

Con respecto a desarrollo de productos, servicios y modelos de negocio, CIDET asegura ágilmente la usabilidad y la mejor experiencia de usuario de una nueva oferta (producto/servicio) considerando también la eficiencia y sencillez del proceso de manufactura y la definición del mejor esquema para hacer dinero con la oferta. De esta manera, logramos que nuestros clientes inviertan sus recursos en desarrollar sólo las características de sus productos que serán más valoradas por los usuarios y les darán mayor éxito en el mercado. Entre nuestros últimos clientes en estos servicios están: INTELMOTICS, TRACOL, ATP, GL Ingenieros, DASOL, INGETESA, CM Eléctricos y Telecomunicaciones, RYMEL, MTG, SOLENIUM, EDEQ y NETUX. Desarrollo de Productos, Servicios & Procesos Método eficaz para desarrollar sus productos, procesos y servicios de forma muy eficiente con alta diferenciación y aceptación validadada por los clientes.

Modelos de Negocio Planteamiento del mejor esquema posible para hacer dinero con un producto / servicio considerando validaciones de usuario y ﬁnancieras.

CIDET es también el mejor aliado para capturar recursos para innovar. Prestamos ágilmente el servicio de formulación de propuestas de beneﬁcios tributarios y de I+D+i en los términos que aseguran una alta tasa de éxito captando recursos y la menor distracción con papeleo y burocracia. Hemos ya logrado más de $17.000 millones para nuestros clientes en los últimos tres años. Entre nuestros últimos clientes en esta categoría de servicio están: AZIMUT, GRUPO EPM, GRUPO ISA, POSTOBON, IBERPLAST, CENTRAL CERVECERA, GONVARRI, ATP, CELSA, NETUX, LAP TECHNOLOGIES y TRACOL.

Beneﬁcios Tributarios

Formulación de Proyectos de I+D+i

Los servicios de sistematización de la innovación son los contratados por empresas interesadas en implementar los procesos diseñados por CIDET para aumentar la velocidad, eﬁciencia, alineación estratégica y muy especialmente la frecuencia de la innovación. Aquí hemos atendido, entre otros, a GL Ingenieros, ATEC, XM, RYMEL, IEB y TRONEX.

Estrategia y Procesos para Innovar

Procesos para la priorización o Balance de Ideas / Proyectos

Proyectos I+D in situ

Talleres de Ideación, Focos, Cultura

Finalmente, con los servicios de propiedad intelectual (PI), CIDET acompaña los procesos para apropiar, proteger o explotar patentes y marcas, minimizando riesgos y maximizando el valor de estos intangibles. Entre nuestros clientes en esta línea de servicio han estado CELSA, TERCOL, la Universidad Jorge Tadeo Lozano y Cobres de Colombia.

valoración de Patentes

Estrategia y Procesos de PI

Esperamos que encuentren informativos y motivadores estos pocos detalles de los servicios de CIDET. Si se sienten inspirados para trabajar con algunos de los servicios de CIDET, o si desean obtener más información, no duden en ponerse en contacto y estaremos encantados de compartir nuestras ideas, métodos y herramientas.

Rubén D. Cruz, Ph.D. rubendario.cruz@cidet.org.co +57 321 636 70 41 Director Servicios para la Innovación CIDET Editor Revista CIDET

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DICIEMBRE 2019

Análisis de Factibilidad Tecnico Económico para Implementación de Energías Renovables No Convencionales (Solar Fotovoltaica) En Aplicaciones Industriales En La Empresa Tejeprocesos S.A.

AUTORES: Jimena Raigosa Gil - EPM Pablo Lisandro Flórez Ortiz - ECOPETROL Yazhir Guzmán González - ECOPETROL David Velásquez Velásquez - CIDET

I. Glosario Resumen—La masiﬁcación de las energías renovables no convencionales es una realidad en la actualidad de la transición energética promoviendo las mega tendencias en el tema de energía como la descarbonización, la industrialización 4.0, la generación distribuida y la digitalización. Las energías renovables no convencionales están involucradas en el desarrollo de la sociedad actual, siendo la industria un reﬂejo de dicho desarrollo en el que la energía es un factor determinante. Este artículo presentará un análisis detallado con aplicación real de un estudio de factibilidad técnico económico para la implementación de fuentes de energías renovables no convencionales-FRNC (solar fotovoltaica, solar térmica, eólica, biomasa, entre otras) para una importante industria colombiana como lo es la textil, relacionando los procesos industriales que tiene y buscando alternativas energéticas que brinden una opción viable. Comenzaremos realizando un análisis de las formas en que la energía es utilizada, transportada o almacenada en una industria real. Luego, se analizará el potencial de los recursos energéticos renovables en el sitio de ubicación de la empresa TEJEPROCESOS S.A., una vez conociendo su disponibilidad, se estudiará su implementación y evaluación técnica-económica. Palabras Clave—Aplicaciones industriales, fuentes de energías renovables, procesos industriales, retorno de inversión, energía solar fotovoltaica.

Energía renovable: energía cuyas fuentes se presentan en la naturaleza de modo continuo y prácticamente inagotable. FNCER: Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. TIR: Tasa Interna de Retorno. VPN: Valor Presente Neto. II. Introducción Actualmente, la energía eléctrica es una de las formas de energía más utilizadas por la industria. En la producción de la energía eléctrica, las compañías de generación consumen en su mayoría combustibles fósiles, los cuales al quemarse y crear residuos del proceso de combustión emiten gases efecto invernadero (GEI) lo cuales son una de las principales causas del calentamiento global y del cambio climático. Por lo anterior se busca mitigar las causas creando un desarrollo sustentable, es así como los diferentes tipos y fuentes de energías renovables aportan a reducir el impacto de generar electricidad. Este estudio sobre la empresa TEJEPROCESOS S.A. revisará los sistemas de energía convencionales utilizados usualmente en esta industria para sustituirlos por fuentes renovables de energías, analizando su factibilidad desde una evaluación de los aspectos técnicos y económicos.

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IV. DIAGONOSTICO ENERGÉTICO DE LA EMPRESA

A- Formas de energía utilizadas en la empresa Las principales formas de energía utilizadas en la empresa son la energía eléctrica y el gas natural, siendo la energía eléctrica predominante en la mayoría de los procesos industriales que ejecuta la empresa. Durante el último año, su consumo de energía eléctrica (EE) fue en promedio 149.578 kWh/mes a nivel de toda la planta y de 17.282 m3 de gas natural (GN). En la Tabla I, se muestra el registro histórico de los consumos de energía eléctrica y gas natural del último año:

TABLA III Consumo por procesos de gas natural C. Potencial energético en FNCER Para iniciar un diagnóstico del potencial energético de los diferentes sistemas de energías renovables a ﬁn de aprovechar los recursos renovables en la industria, es necesario obtener información meteorológica (condiciones climatológicas) de la zona donde se pretende realizar el proyecto, tales como temperatura, velocidad del viento, precipitaciones, radiación solar, humedad, densidad del aire, caudal, etc. En esta parte del análisis, se pretende obtener información basada en la ubicación geográﬁca de la empresa TEJEPROCESOS S.A. ubicada en el municipio de Itagüí, departamento de Antioquia – Colombia (Latitud: 6.176; Longitud: -75.5987)

TABLA I Costo consumos electricidad y gas natural mensual B- Sistemas que consumen esas formas de energía Se identiﬁcaron en términos generales los siguientes sistemas y áreas consumidoras de energía eléctrica y gas natural de la empresa [1]:

TABLA II Consumo por procesos de energía eléctrica

TABLA IV Datos climatológicos en la ubicación geográﬁca de la industria [2]

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Las fuentes de energía renovables con mayor potencial para implementación en esta industria se resumen en la siguiente tabla:

TABLA VI Consumos Energía Eléctrica kWh Presentamos el análisis para el consumo de electricidad en el proceso de tejeduría y para los de zonas comunes. Tomamos el 95% de esta carga, es decir, 578.526,94 kWh ya que como se mostrará más adelante, la cantidad de módulos requeridos si se tomara el 100% de la energía requerida, sobrepasaría la capacidad de área disponible para la instalación del sistema fotovoltaico. B. Sistema fotovoltaico y componentes

TABLA V Fuentes de energía potenciales para aplicaciones industriales V. FACTIBILIDAD ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA A. Carga eléctrica que será sustituida por el sistema fotovoltaico Después de analizar las diferentes cargas eléctricas de TEJEPROCESOS, se deﬁnió concentrar el estudio inicialmente en las cargas tejeduría y zonas comunes las cuales incluyen iluminación y aire acondicionado, que sumadas alcanzan un valor de potencia razonable para sustituirlo por un sistema solar fotovoltaico, ocupando el espacio disponible en el techo de la planta que es alrededor de 3000 m2. En el siguiente cuadro se muestran los consumos mensuales de energía eléctrica de la planta:

La solución propuesta es un sistema fotovoltaico conectado a la red, buscando que la inversión sea viable para la empresa en consideración a que la carga seleccionada es representativa (578.526 kWh). Además, la planta está ubicada en un sitio donde llega la red eléctrica del operador de red de la región, y cuenta actualmente con el servicio con altos índices de disponibilidad y calidad de la potencia. A continuación, se presenta un esquema del sistema:

Fig 1. Sistema solar fotovoltaico conectado a la red.

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Para el diseño del sistema con la cantidad de los módulos fotovoltaicos requeridos, se utilizó una hoja de cálculo (Solar-PV-Red-xMes-V2c) del curso “Aplicaciones industriales de las energías renovables” del Instituto Tecnológico de Monterrey [3]. Se seleccionó la ciudad de Medellín ya que la industria está ubicada en el municipio de Itagüí, se encuentra en la misma área metropolitana de esta ciudad (11 km), y por consiguiente sus características climáticas son muy semejantes. Investigamos diferentes tipos y marcas de módulos que hay en el mercado, seleccionando el módulo Jinko Solar JKM315P-72 295-315 W, con eﬁciencia (16.23%) y potencia nominal máxima (315 W). Los resultados se resumen en la siguiente tabla:

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Se debe tener en cuenta que el sistema móvil es más costoso y requiere un mantenimiento más soﬁsticado que aumenta los costos de operación. C. Cálculo de los demás componentes requeridos por el sistema fotovoltaico (1) Inversores. Se realizó la selección del inversor SMA-SunnyTripower-STP-30000TLUS10 / 1000Vdc, el cual cumple con las especiﬁcaciones del arreglo de módulos en cuanto a potencia, voltaje y corriente como para el suministro de AC a la red. Tiene 2 ramas o string, distribuyendo los módulos por cada uno de la siguiente forma:

TABLA VII Paneles solares del sistema fotovoltaico Se debe tener en cuenta, que de acuerdo con las medidas de los módulos Jinko Solar JKM315P-72 295-315 W correspondientes a 1956×992×40mm (77,01×39,05×1,57pulgadas), y con el área disponible en el techo de la industria de 3000 m2, la cantidad de módulos máximo sin margen de espacio para caminar en el techo, serían 1546 módulos. En la TABLA VIII, se muestra la cantidad de energía mensual que produciría el sistema fotovoltaico a partir de la radiación solar según las tres tecnologías de captación [4]. También se muestra la energía que el sistema fotovoltaico genera, entregando mayor energía el sistema Tracker de 2 ejes.

TABLA IX Sistema fotovoltaico por cada inversor Con base en los resultados, se determina que es necesario instalar 16 inversores. (2) Sistema de soporte (Racks). Los paneles se instalarán sobre el lado de 2m, se soportarán sobre un riel o rack cuya medida es de 6m, tanto en la parte superior como inferior de manera independiente multiplicando por 2, por lo cual el total de metros de riel de 6m se calcula con:

(3) Cableado. Para el cálculo detallado se tienen dos criterios a cumplir: a. Criterio de IMAX: Corriente máxima admisible por el cable >125% IMAX

TABLA VIII Energía generada mensual del sistema fotovoltaico

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b. Criterio de ΔVMAX: Caída de tensión máxima admisible <1,5%

Para calcular el ﬂujo de caja del proyecto, se tuvieron en cuenta los siguientes datos:

Por lo tanto, escogemos un cable mayor a 4,43mm2 y que soporte más de 31,8A. El conductor elegido es uno de 6mm2 de acuerdo con la siguiente imagen: TABLA XII Costos de inversión para proyecto solar fotovoltaico Los costos de O&M ﬁjos anuales se miden usualmente en dólares por kW instalado (USD/kW) ~30 USD/kW. Los resultados obtenidos en un horizonte de 25 años son los siguientes:

TABLA X Capacidad de corriente según diámetro D. Evaluación económica del sistema fotovoltaico En la TABLA XI se muestran los costos de inversión por un total de 366.180 USD para implementar un sistema solar fotovoltaico en TEJEPROCESOS S.A.:

TABLA XII Resultados de inversión sistema solar fotovoltaico VI. AGRADECIMIENTOS Se agradece a la empresa TEJEPROCESOS S.A. y en especial al Ingeniero Yeyson Lopera Coordinador de Mantenimiento por brindarnos información del consumo energético de la empresa en cada uno de sus procesos y acompañarnos en el desarrollo del proyecto académico presentado. VII. CONCLUSIONES Con los resultados obtenidos, se evidencia que es viable implementar el proyecto de energías renovables en especial la solar fotovoltaica para la industria TEJEPROCESOS S.A. empezando a recuperar la inversión desde el primer año de implementado el sistema. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que el sistema va perdiendo eﬁciencia al pasar de años, por lo que la demanda cubierta cada año va siendo menor.

TABLA XI Costos de inversión para proyecto solar fotovoltaico

Es importante resaltar, que los consumos anuales van aumentando, por lo que el sistema también va perdiendo capacidad para cubrir la demanda requerida. Si se implementara el sistema más eficiente, el Tracker de 2 ejes, a partir del año 4 el sistema fotovoltaico resulta insuficiente para cubrir la demanda esperada. La implementación dependerá de la capacidad financiera y la intención de la empresa.

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VIII. REFERENCIAS 1. S. S. Muthu. (2016). Handbook of Life Cycle Assessment (LCA) of Textiles and Clothing. Woodhead Publishing Series in Textiles: Number 172. 2. Datos meteorológicos de Medellín. [Online]. https://power.larc.nasa.gov/data-access-viewer/ 3. Moreno, R. (2019). Energía Solar - Solar Energy. (Material para el curso: Aplicaciones Industriales de Energías Renovables. Maestría en Administración de la Energía y sus Fuentes Renovables. ITESM). Recuperado de: http://ijustwanttolearn.com/Renewable/Solar/Solar.html. 4. Moreno, R. (2019) Aplicaciones Industriales de las Energías Renovables. Módulo 4. Aplicación de la Energía Solar Fotovoltaica en la Industria Parte II. Monterrey, México: Universidad Virtual del Sistema Tecnológico de Monterrey. IX. RESEÑA AUTOR(ES) Jimena Raigosa Gil, es Ingeniera Electricista de la Universidad Nacional de Colombia, Especialista en Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía de la Universidad de los Andes, Especialista en Regulación de Energía Eléctrica y Gas de la Universidad Externado de Colombia y Especialista en Gerencia de Proyectos de la Corporación Universitaria Minuto de Dios. Se ha desempeñado como Ingeniera de proyectos en la empresa GENSA S.A. E.S.P. para la administración de convenios PRONE (Programa de Normalización de Redes Eléctricas) y FAER (Fondo para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas) y desde hace 10 años trabaja en EPM como Profesional Gestión Regulación con experiencia en: Gestión comercial para la conexión al Sistema Interconectado Nacional de agentes Generadores y Autogeneradores; compra de activos eléctricos en el SDL y STR. A01685112@itesm.mx Pablo Lisandro Flórez Ortiz, es Ingeniero Electromecánico y está cursando la Maestría en Administración de la Energía y sus Fuentes Renovables en el Instituto Tecnológico de Monterrey. Se ha desempeñado como Ingeniero de Operaciones y cuenta con más de 15 años de experiencia en el área de servicios industriales. Actualmente labora en la empresa en ECOPETROL en la reﬁnería de Barrancabermeja. A01685387@itesm.mx

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Yazhir Guzmán González, es Ingeniero de Alimentos de la Universidad de Cartagena, Técnico en Instrumentación y Procesos Industriales y está cursando la Maestría en Administración de la Energía y sus Fuentes Renovables en el Instituto Tecnológico de Monterrey. Tiene más de 11 años de experiencia en el área de operaciones en procesos de generación de energía eléctrica en centrales termoeléctricas, actualmente se desempeña como Operador de Procesos en ECOPETROL en la refinería de Barrancabermeja. A01585207@itesm.mx David Velásquez Velásquez, es Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia y está cursando la Maestría en Administración de la Energía y sus Fuentes Renovables en el Instituto Tecnológico de Monterrey. Se ha desempeñado en el área de proyectos principalmente de energías renovables y eficiencia energética. Actualmente trabaja en el área comercial de certificación de productos de la empresa CIDET. A01684815@itesm.mx

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Análisis de Metanol y Etanol como Referente para el Diagnóstico de Transformadores con Papeles Térmicamente Estabilizados Resumen– Se ha conocido globalmente que la vida de un transformador está asociada a la degradación del sistema aislante sólido y enfocada casi exclusivamente a la detección de los subproductos generados como son los furanos. Sin embargo, con el desarrollo de las técnicas de construcción, se han implementado una serie de nuevos materiales, para este caso particular, el papel térmicamente estabilizado (TU) que por consecuencia en su degradación, no genera compuestos furánicos en las mismas cantidades que el papel Kraft, pero si otros marcadores, con los cuales es posible determinar la degradación de estos tipos de papeles y así poder determinar el envejecimiento de las unidades de transformación. Estos nuevos marcadores son el Metanol (CH3OH) y el Etanol (C2H5OH). Palabras Clave– Metanol (CH3OH) Etanol (C2H5OH), papel térmicamente estabilizado o TU. I. INTRODUCCIÓN Para la industria del sector energético es muy importante poder establecer el deterioro de sus transformadores, y prever la inversión que genera el cambio de una unidad de transformación o minimizar el riesgo de una desconexión generada por un efecto o una falla. Recordemos que los transformadores son activos sumamente costosos.

AUTORES: Oscar Londoño Astrid Margarita Álvarez CIDET

Debido al crecimiento mundial de los sistemas eléctricos en las décadas de 1950 y 1960, un gran número de transformadores ahora operan a una edad más allá de la vida nominal de diseño (30-40 años) [1]. Por lo tanto, el monitoreo de la condición es necesario para prever programas de mantenimiento o reemplazo satisfactorio. La mejor técnica para monitorear la degradación del aislamiento sólido sigue siendo la medida del grado medio de polimerización (DP) de la celulosa. Sin embargo, esta técnica es impráctica considerando que, para acceder al papel, la unidad debe ser apagada, la cuba abierta y el nivel de aceite bajado. La identiﬁcación de subproductos solubles en el aceite que son generados por la descomposición del papel fue un acierto debido a que el aceite es fácilmente muestreado. El sistema aislante de un transformador de potencia está dado por materiales aislantes dieléctricos, como son la celulosa y el aceite dieléctrico. Una unidad típica puede contener hasta 12.000 Kg de celulosa y 40.000Kg de aceite [2]. La fracción de celulosa o papel es conocida como el factor térmico limitante más signiﬁcativo en la vida de los trasformadores, una unidad construida con papel Kraft tradicional puede alcanzar temperaturas máximas de 95°C o 97°C, según IEEE C57.91-1995 e IEC 60076-7, mientras que las unidades construidas con papel térmicamente estabilizado pueden alcanzar los 110°C.

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Bajo los efectos combinados de la temperatura, el oxígeno y la humedad, se produce una ruptura irreversible de las cadenas moleculares de la celulosa, dejando con el tiempo un frágil material que ha perdido toda su fuerza mecánica. A pesar de todas las precauciones que se pudieran tener con el transformador, en el bobinado se pueden producir fallas catastróﬁcas. La degradación de la celulosa generada por la hidrólisis, oxidación degradación térmica son procesos competitivos dentro del transformador (Emsley y Stevens 1994), los cuales generan marcadores indirectos de la degradación de la celulosa, los primeros en identiﬁcar fueron el Dióxido de Carbono (CO2) y el Monóxido de Carbono (CO) (Kelly 1980; Tamura et al. 1981), junto con ellos se detectaron los compuestos furánicos tales como 5-hidroximetil-2-furaldehído, Furfuryl Alcohol, 2-furaldehído, 2-acetyl furano y 5-metil-2furaldehído presentes en aceite.

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Las siguientes figuras desarrollada por, Christophe Perrier muestran la correlación de los compuestos generados en la degradación de diferentes tipos de papel, como el papel Kraft, el papel presspboard y el papel TU [5]. La figura 1 muestra el envejecimiento del papel Kraft. A 105°C, la descomposición de la celulosa es muy leve y no hay generación 2-FAL. Sin embargo, la ligera disminución de DPv se correlaciona con generaciones muy bajas de Metanol (CH3OH). A 122°C, como se esperaba, la degradación del papel aislante es más severa y la DPv disminuye alrededor de 300 UC (Unidades de Celulosa), al final del envejecimiento.

Sin embargo, algunos de ellos presentan inestabilidad, diﬁcultad en el rastreo de bajas concentraciones, dependencia de la humedad y derivación en otros subproductos que diﬁcultan su uso como marcadores universales (Burton et al. 1984; Unsworth y Mitchell 1990) [1]. Desde la década pasada se ha venido trabajando en dos compuestos químicos diferentes, que son subproductos de la degradación de los sistemas aislantes sólidos, estos son los papeles convencionales tipo Kraft y los papeles térmicamente estabilizados (TU), el Metanol (CH3OH) y el Etanol (C2H5OH). Se ha encontrado que dichos compuestos se presentan en el aceite como subproducto soluble. Ha existido una limitante en el diagnóstico del envejecimiento de transformadores que están bobinados con papel térmicamente estabilizado TU. Actualmente los transformadores que están construidos con papel kraft o crepe, se les puede determinar la rata de deterioro o vida remanente por medio del análisis de furanos. Para los transformadores con papel térmicamente estabilizado (TU), las ratas de generación de los compuestos furánicos es muy baja y no corresponde con la realidad de la degradación del sistema aislante, solo hasta hoy está en vía de desarrollo una técnica que determina el contenido de metanol proveniente de todo tipo de papel, convencional o de los papeles térmicamente estabilizados (TU) y se puede relacionar con el deterioro del papel térmicamente estabilizado como también del papel convencional con la vida remanente del transformador.

Figura 1: Concentraciones de Metanol (CH3OH) y 2-FAL Vs. DPv para papel Kraft en aceite mineral inhibido a 105°C y 122°C. .

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Figura 2: Concentraciones de Metanol (CH3OH) y 2-FAL Vs. DPv para papel presboard en aceite mineral inhibido a 105°C & 122°C.

La ﬁgura 2 presenta el envejecimiento del papel prensado. Las mismas tendencias que para el papel Kraft se observan con la generación de 2-FAL solo a 122°C hay una mejor evaluación de la descomposición de la celulosa con Metanol (CH3OH).

Los compuestos de 2-furaldehído (2FAL) se generan, pero en una etapa posterior a la de la generación del Metanol. A partir de estos resultados, se optimiza la evaluación del papel aislante, por tener una generación más temprana que los compuestos furánicos, los cuales se generan, pero cuando el papel ya tuvo un desgaste mucho mayor. La ﬁgura 2 presenta el envejecimiento del papel prensado. Las mismas tendencias que para el papel Kraft se observan con la generación de 2-FAL solo a 122°C hay una mejor evaluación de la descomposición de la celulosa con Metanol (CH3OH).

Figura 3: Concentraciones de MeOH & 2-FAL s vs. DPv para papel TU en aceite mineral inhibido a 105°C & 122°C La ﬁgura 3 presenta el envejecimiento del papel TU. Como se esperaba, hay una degradación muy leve de este papel a 105°C. A 122°C, los compuestos 2-FAL no se producen mientras que la DPv tiene tendencia a bajar. Por el contrario, la generación de Metanol (CH3OH) va en aumento desde el inicio del proceso de envejecimiento. Figura 2: Concentraciones de Metanol (CH3OH) y 2-FAL Vs. DPv para papel presboard en aceite mineral inhibido a 105°C & 122°C.

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II. TÉCNICAS DE ANÁLISIS Las velocidades de generación de los compuestos de Metanol y Etanol son muy bajas, esto implica que las metodologías utilizadas en la detección de estos compuestos sean muy sensibles para determinar este tipo de compuestos en el rango de µg/Kg (ppb). Los resultados mostraron que el Metanol se puede medir en equipos con muchos años de operación y con un contenido significativo en aceite, independientemente del diseño de transformador, sistema de respiración de aire o nitrógeno, tipo de aceite (parafínico, no inhibido o inhibido, nafténico) y en conductores, todos estos con tipo de aislamiento (estándar Kraft o TU-Kraft). Desde la identificación del Metanol y el Etanol como marcadores de la degradación del papel, se buscó desarrollar un método robusto y simple, los primeros desarrollos están enfocados en una técnica que combina el Head Space acoplado a un cromatógrafo de gases equipado con un espectrómetro de gases (HS-GC-MS) [6]. Esta técnica ha demostrado poder determinar el Metanol y el Etanol desde la matriz de aceite mineral. Análisis de Metanol y Etanol por Cromatografía de Gases La técnica de Head Space consiste en poner una muestra de aceite en contacto con una fase gaseosa y generar la condiciones para que se permita que los compuestos disueltos en el aceite emigren a la fase gaseosa, una vez la fase gaseosa y liquida encuentren el equilibrio se hacen pasar los gases equipo de Cromatografía de gases (GC) y la detección de los analitos de interés se efectúa con un detector de masas, la ventaja de esta técnica es la sensibilidad del detector para cuantificar muestras en el rango de los µg/Kg o también entendido como partes por billón (ppb). Esta técnica se conoce como HS-GC-MS. También se ha desarrollado otra técnica de detección del Metanol y el Etanol, aunque utiliza el mismo principio de separación de los analitos, es decir el método de Head Space, pero la detección de los compuestos se realiza por un detector de ionización de llama (FID). Esta técnica es conocida como HS-GC-FID, que busca rebajar costos en el montaje del análisis debido a que los cromatógrafos asociados con GC-Masas tiene un alto costo en e l mercado. Cuando el grupo de trabajo de Vander Tumiatii [5], realizó el análisis comparativo de ambas técnicas HS-GC-MS Vs HS-GC-FID, encontró que ambas metodologías cumplen con los parámetros de la estandarización de un método analítico instrumental respecto a factores como Límite de detección,

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linealidad, selectividad, exactitud, entre otros. La diferencia más marcada técnicamente fue el límite de detección que cada metodología tiene capacidad de obtener. El método HS-GC-MS encontró un límite de detección de 4µg/Kg, mientras que el método HS-GC-FID tuvo un límite de 36 µg/Kg aproximadamente. TABLA I Ventajas y desventajas de los métodos

Método

Ventajas

Desventajas

(HS-GC-MS)

*límite de detección Bajo

* Alto costo de los equipos

*Costos más favorable de los equipos

*Límite de detección 9 veces por encima

(HS-GC-FID)

III. INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Si el Metanol y el Etanol son los nuevos marcadores para el diagnóstico de las unidades de transformación respecto al envejecimiento del aislante sólido, ellos deben de cumplir con la estabilidad necesaria para poder registrar su concentración en el tiempo y además debe de poderse relacionar su abundancia en la matriz aceite, con la degradación del sistema aislante sólido. Muchos artículos que promueven el uso de metanol como marcador para la degradación del papel, en etapas tempranas se han escrito desde 2007. Estos documentos fundamentales describieron diferentes estudios de envejecimiento de laboratorios que validan la ﬁabilidad del Metanol (CH3OH) como marcador químico para la degradación del papel de celulosa. De hecho, se ha demostrado que el Metanol (CH3OH) se puede producir a partir de papeles Kraft estándar y mejorados térmicamente TU en diferentes condiciones de envejecimiento. Los autores demostraron la relación directa entre la escisión del enlace glicosídico de la cadena de celulosa y la generación de Metanol (CH3OH) [7]. IV. INTERFERENCIAS DEL MÉTODO En una investigación realizada por la universidad de Manchester [3] a cargo de S. Y. Matharage, encontraron que existen dos tipos de interferencias en la evaluación del Etanol y el Metanol una está relacionada con los aceites con alto contenido de acidez y otra con los aceites con alto contenido de inhibidor.

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En la interferencia relacionada con la acidez en los aceites se pueden identificar tres etapas diferentes: 1.Valores de acidez bajos: Los alcoholes se generan a partir del aceite (proceso de oxidación del fluido aislante) 2. Valores de acidez moderados a altos: Algunos de los alcoholes generados reaccionan con los ácidos (esterificación), lo que resulta en una nivelación o una reducción en la tasa de incremento. Es decir, hay una reacción competitiva que se puede ir generando la reducción del Metanol y Etanol ya generados por la descomposición del papel. 3. Valores de acidez muy altos:

Figura 6 Variación del Metanol en envejecimiento de aceite inhibido.

El consumo comienza a dominar la generación de alcohol es lo que resulta en una reducción del Metanol y el Etanol en el aceite (Ver ﬁguras 4 y 5).

Figura 7 Variación del Etanol en envejecimiento de aceite inhibido.

Figura 4 Variación del Metanol Vs la acidez del aceite

Los resultados indican la posibilidad de dos reacciones que contribuyen a la concentración de alcoholes en aceite; uno genera los alcoholes del aceite existe otra instancia donde se consumen. V. CONCLUSIONES CIDET como centro de innovación para el sector eléctrico está enfocado en ayudar a establecer desarrollos que mantengan la operación competitiva del sector eléctrico del país.

Figura 5 Variación del Etanol Vs la acidez del aceite En lo referente al contenido alto de inhibidor de oxidación en los aceites se encontró que el Metanol en los procesos de oxidación llega niveles de 0.91 mg/kg y se redujo a 0.51 mg/kg mientras que el Etanol alcanzó un pico de 2.14 mg/kg, (ver ﬁguras 6 y 7).

La metodología reportada para analizar un nuevo marcador en el envejecimiento del aislante sólido en los equipos inductivos inmersos en aceites aislantes, como los transformadores, cumple con los criterios de validación de un método analítico instrumental. Se han propuesto dos técnicas de análisis para la determinación del Metanol y Etanol disueltos en los aceites aislantes, a pesar de que ambas son conﬁables, sin embargo, la metodología de Cromatografía de Head Space acoplada a un detector de masas (HS-GC-MSM) tiene como principal ventaja, su bajo límite de detección.

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Solo se han reportado interferencias en determinación de los alcoholes por un autor y este lo relaciona directamente con los aceites con gran cantidad de contenido de inhibidor y altas concentraciones de acidez del aceite, otros autores han observado que el uso de aceite inhibido funciona transparentemente en la técnica de análisis de Metanol y Etanol. La producción de Etanol se observa en los experimentos que fueron realizados a mayor temperatura respecto a la producción de Metanol. Esto genera como conclusión que se requiere de una mayor energía en el activo para generar el Etanol que el Metanol. VI. REFERENCIAS 1. Kinetics of the production of chain-end groups and methanol from the depolymerization of cellulose during the ageing of paper/oil systems. Part 3: extensión of the study under emperature conditions over 120°C, J. Jalbert,E. Rodriguez-Celis,Et Al, Science Business Media Dordrecht 2014. 2. Understanding ethanol versus methanol formation from insulating paper in power Transformers, E. M. Rodriguez-Celis . S. Duchesne . J. Jalbert . M. Ryadi. July 2015. 3. Generation of Methanol and Ethanol from Inhibited Mineral Oil Presenter: Shanika Matharage Date: 17 May 2017. 4. The Research of Methanol Generation in Aging Paper Insulation, L.A. Darian, R.M. Obraztsov, A.V. Maksimchenko et al, Procedia Engineering 202 (2017) 13–19. 5. Methanol As New Ageing Marker Of Oil-Filled Transformer Insulation, C. Perrier, Et al, 23rd International Conference on Electricity Distribution Lyon, 15-18 June 2015. 6. Robust and sensitive analysis of methanol and ethanol from cellulose degradation in mineral oils J. Jalbert, S. Duchesne, Et. Al. 7. CONDITION ASSESSMENT Presented by: Mohamed Ryadi (EDF-R&D) Principal investigators: Jocelyn Jalbert, Marie-Claude Lessard and Mariela Rodriguez-Celis (Hydro-Québec-IREQ)

VII. RESEÑA AUTOR(ES) Oscar Londoño, Químico de la Universidad de Antioquia, analista del laboratorio de ISA desde 1996 hasta 2012. Actualmente es Analista del laboratorio CIDET desde 2012. Email: oscar.londono@cidet.org.co Astrid Margarita Álvarez, graduada de Ingeniería de Materiales en 2011 y Tecnología Química en 2004, ambos títulos de la Universidad de Antioquía. En el año 2016 obtuvo el título de Especialista en Gerencia para Ingenieros, en la UPB. Actualmente se desempeña como Coordinadora del Laboratorio de Análisis Químico de CIDET, cargo que ha desempeñado el 2012. Email: astrid.alvarez@cidet.org.co

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Análisis del Costo Nivelado del Hidrogeno Verde en Colombia

Luis Miguel Diazgranados Julián Eduardo González Hinicio S.A

En este artículo se explora la factibilidad económica del uso de electrolizadores para la producción de hidrógeno verde con fuentes renovables en Colombia, determinando las condiciones bajo las cuales el costo del hidrógeno producido pudiese competir con combustibles fósiles, para su uso en el sector automotor. El análisis realizado identificó que el hidrógeno producido por medio de un electrolizador acoplado directamente a una central hidroeléctrica resulta en un costo final competitivo en el ámbito de la movilidad de baja o cero emisiones. Adicionalmente, se espera que en los próximos cinco años la reducción en los costos de inversión de las tecnologías asociadas, y el despliegue masivo de fuentes renovables de bajo costo, permitirá que configuraciones de electrolizadores acoplados a fuentes solares y eólicas resulten en costos de hidrógeno producido igualmente competitivos en el ámbito de la movilidad. Palabras Clave— Hidrógeno, electrolizador, renovables, movilidad eléctrica. electrolyser,

AUTORES:

Resumen— La producción de hidrógeno con excedentes de generación renovable, constituye una solución de almacenamiento energético técnica y económicamente viable, que además puede ser utilizado como combustible para vehículos cero emisiones con celda de combustible. El hidrógeno como vector energético está siendo fuertemente promocionado en la Unión Europea, Estados Unidos, Japón, Corea del Sur, Costa Rica, Chile y Uruguay.

Key Words—Hydrogen, electric mobility.

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renewables,

Abstract—The production of hydrogen with excess renewable electricity constitutes a credible solution for energy storage, which is technically and economically feasible, and that can also aid in the transition to zero emissions mobility via fuel cell vehicles. Hydrogen as an energy vector is being heavily promoted in Europe, USA, Japan, South Korea, Costa Rica, Chile and Uruguay. In this article the economic feasibility for using electrolysers to produce green hydrogen in Colombia is explored, to determine the conditions under which the levelized cost of hydrogen can be competitive with fossil fuels, in the field of mobility. The analysis carried out identified that the hydrogen produced by means of an electrolyser directly coupled to a hydroelectric power station results in a final cost that can be competitive in the field of low or zero emission mobility. Additionally, it is expected that in the next five years the reduction in the investment costs of the associated technologies, and the massive deployment of low-cost renewable sources, will allow electrolyser configurations coupled to solar and wind sources to result in hydrogen produced costs equally competitive in the field of mobility.

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I. GLOSARIO A continuación, se presenta un glosario de términos usados en el artículo, con sus siglas más comúnmente usadas en la literatura, provenientes en su mayoría del inglés. Celda de combustible – sistema electroquímico que convierte la energía potencial almacenada en el hidrógeno en electricidad, al hacerlo reaccionar con el oxígeno del aire en presencia de un catalizador. Costo nivelado de energía (LCOE) – indicador económico que refleja el costo total promedio de la energía generada por una fuente, tomando en cuenta su producción energética total y sus costos de inversión, operación y mantenimiento a lo largo de su vida útil. Costo nivelado de hidrógeno (LCOH) – indicador económico que refleja el costo total promedio del hidrógeno libre generado por una fuente, tomando en cuenta su producción de hidrógeno total y sus costos de inversión, operación y mantenimiento a lo largo de su vida útil. Electrolizador – equipo electroquímico que realiza la partición de la molécula de agua en hidrógeno y oxígeno, a través de un proceso de electrólisis y consumiendo energía eléctrica. Electrolizador alcalino (ALK) – tipo de electrolizador que emplea dos electrodos en una solución electrolítica alcalina, normalmente hidróxido de sodio o hidróxido de potasio. Electrolizador de membrana de polímero electrolítica (PEM) – electrolizador que emplea una membrana sólida polimérica separando los electrodos. Electrolizador de óxidos sólidos (SOEC) – electrolizador que emplea un electrolito de óxido sólido o de un material cerámico separando los electrodos. Factor de carga del electrolizador – potencia de entrada promedio del electrolizador entre la potencia pico del mismo, medida en un periodo específico de tiempo. Factor de Planta – energía efectiva entregada por una planta generadora dividida entre la máxima energía teórica que la planta podría entregar, en el mismo periodo de tiempo. Horas equivalentes de carga completa (EFLH) – una hora de carga completa es una hora en la que un generador produce a plena capacidad. Las horas equivalentes de carga completa es el número anual de horas que tomará a un generador determinado producir su meta anual si puede generar a su capacidad instalada todo el tiempo. Se obtiene de multiplicar el factor de planta o factor de carga por el total de horas en un año.

Reformado de metano con vapor (SMR) – proceso mediante el cual se produce hidrógeno libre a partir de la reacción de gas natural con metano en un reformador a alta temperatura. II. INTRODUCCIÓN El uso de hidrógeno como vector energético es una tecnología que tiene un alto potencial para apoyar la descarbonización del sector eléctrico, industria y transporte, al mismo tiempo que puede acompañar y facilitar la integración de mayor capacidad de energías renovables intermitentes. Las aplicaciones del hidrógeno energético están siendo investigadas y promocionadas principalmente en cinco polos a nivel global: la Unión Europea, Japón, Corea del Sur, China y California, en Estados Unidos. En estos mercados, se considera que el hidrógeno puede ser el eslabón faltante en la transición energética, sirviendo como vector de energía puente entre excedentes de electricidad renovable y sectores de uso final de energía que han probado ser difíciles de descarbonizar a través de la electrificación. A. Aplicaciones En general, existen tres sectores productivos donde el hidrógeno tiene aplicabilidad directa: - Industria: las industrias de producción de aceites y otros derivados de hidrocarburos, refinerías, vidrio flotado, producción de amoniaco, químicos, y semiconductores demandan actualmente hidrógeno libre. - Energía: el hidrógeno generado por fuentes renovables puede ser almacenado y luego convertido nuevamente en electricidad, posicionándose como una alternativa viable al almacenamiento con baterías a gran escala. Además, puede ser inyectado a la red de gas natural, con el fin de reducir el consumo de gas y las emisiones asociadas a su uso. Esta aplicación se denomina Power to Gas (P2G). - Transporte: el hidrógeno libre puede usarse directamente como combustible en vehículos de celda de combustible (FCEV), los cuales se constituyen como una opción de movilidad de baja emisión cuando el hidrógeno proviene de fuentes renovables. Los FCEV tienen ciertas ventajas potenciales frente a los vehículos eléctricos a batería (BEV), ofreciendo mayores autonomías (por ejemplo, autonomías aproximadas de 500 km y 600 km para el Toyota Mirai y el Hyundai Nexo respectivamente) y tiempos de recarga similares a los de un vehículo de combustión interna (es decir, menos de 5 minutos).

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B. Tecnologías de producción En la actualidad, más del 95% del hidrógeno libre se obtiene a través de combustibles fósiles [1]. El método para obtener hidrógeno más comúnmente usado es el reformado de metano con vapor (SMR, por sus siglas en inglés). En el proceso SMR, el hidrógeno es producido a partir de la reacción entre gas natural (compuesto principalmente de metano) y vapor de agua a alta temperatura (800-1000°C), en presencia de un catalizador de níquel, al interior de un reformador. La reacción principal que ocurre en el proceso SMR es la siguiente: La mayoría de los reformadores de metano se encuentran instalados en reﬁnerías de petróleo donde hay acceso a calor residual y gas natural, y donde además hay alta demanda de hidrógeno para procesos de hydrocracking. Aunque sus costos son bajos, su principal problema radica en que, por cada kg de hidrógeno producido, se generan alrededor de 10 kg de Co2eq. [2] Además del SMR, los procesos de gasiﬁcación directa de petróleo y gas también son ampliamente utilizados, como se muestra en la Figura 1. Sin embargo, presentan el mismo problema de generar importantes cantidades de CO2eq como subproductos.

Fig. 1. Diagrama de referencia. Fuente: [7] La electrólisis del agua cuando alimentada por electricidad proveniente de fuentes de energía renovables o de bajo carbono es un método alternativo de producción que se puede considerar de bajo carbono, dado que no depende de fuentes fósiles. El proceso de electrólisis consiste en la fragmentación de la molécula de agua (H2O) en sus componentes constitutivos: hidrógeno y oxígeno libres. Este proceso se realiza en un electrolizador, donde la reacción de fragmentación del agua requiere como insumo energía eléctrica.

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El uso de electrolizadores acoplados a fuentes variables de generación renovable, como la energía solar y la eólica, puede facilitar su integración en las redes eléctricas, pues el consumo de electricidad del electrolizador se comporta como una carga variable y el hidrógeno generado sirve como una fuente de almacenamiento de los excedentes de generación. Los electrolizadores pueden además prestar servicios auxiliares a la red (balance de nodos, desplazamiento de carga, manejo de picos, regulación de frecuencia), en paralelo a la producción un gas que puede valorizarse en varios sectores económicos. C. Clases de electrolizadores

En la actualidad, existen dos tecnologías de electrolizadores con madurez tecnológica alta y consideradas, por tanto, como opciones comercialmente viables. - Los electrolizadores alcalinos (ALK) son una tecnología madura, que se utiliza desde la década de 1920, principalmente para producir hidrógeno libre utilizado en procesos industriales. Estos electrolizadores se caracterizan por ser más económicos por el momento que otras tecnologías como los PEM y tienen una mayor durabilidad. Sin embargo, los electrolizadores alcalinos requieren tiempos largos de respuesta dinámica, lo cual les dificulta responder rápidamente a variaciones en la corriente de entrada y ajustar la producción de hidrógeno en función de esta. - Los electrolizadores de membrana de polímero electrolítica (PEM), pueden operar a mayores presiones y menores densidades de corriente que los ALK, además de mantener una alta eficiencia ante carga parcial. Por su electrolito sólido son más costosos que sus contrapartes ALK, tienen menor vida útil y, además, son más sensibles a impurezas en el agua de trabajo que se utiliza. Sin embargo, su amplio rango de condiciones de operación y rápida respuesta ante la entrada variable de corriente los hace idóneos para acoplarse a fuentes de generación renovable con comportamientos dinámicos altamente variables de generación. Por ejemplo, mientras que un electrolizador ALK requiere hasta 10 minutos para encenderse, la mayoría de PEM lo hacen en cuestión de segundos, y pueden variar su producción de 0 a 100% en un segundo. - Por último, los electrolizadores de óxidos sólidos (SOEC) tienen el potencial de obtener mayores eficiencias energéticas que los ALK y PEM, pero son una tecnología que se encuentra aún en una fase de desarrollo, además de que requieren trabajar en altas temperaturas [1].

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III. COSTO NIVELADO DEL HIDRÓGENO En la industria de la generación de electricidad, el costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) se utiliza como métrica para comparar el costo final de la energía producida por una fuente particular, incorporando tanto la inversión directa en equipos (CAPEX) y mantenimiento y operación de estos (OPEX) para obtener dicha energía. Todos los costos incurridos durante la vida útil de la fuente de generación son normalizados a valor presente, y divididos sobre la producción total de energía para calcular el LCOE. De manera análoga, el costo nivelado de hidrógeno (LCOH) permite determinar la viabilidad económica de producción de hidrógeno libre bajo múltiples condiciones y métodos de producción, con el fin de identificar si existe una ventaja económica para su producción y aprovechamiento. Para propósitos del presente artículo, el LCOH se calculó considerando los siguientes componentes: - CAPEX del electrolizador (componentes no asociados al Stack) y la vida útil esperada del mismo - CAPEX del Stack del electrolizador y su vida útil esperada - OPEX del sistema incluyendo todos los costos asociados a la operación y mantenimiento de mismo sin contar el costo de energía - LCOE de la energía usada como insumo para el electrolizador Considerando estos componentes, la ecuación aplicada para calcular el LCOH (en USD/kg) es, donde CE es el CAPEX del electrolizador y CD es el CAPEX del Stack (en ambos casos amortizados a través de su vida útil), O es el OPEX del sistema, LCOE es el costo nivelado de electricidad de referencia y la eficiencia del electrolizador. Todos los datos han sido normalizados a valor presente, y divididos sobre la producción total de hidrógeno del electrolizador. IV. PROYECCIONES DE COSTO DE HIDRÓGENO EN COLOMBIA A. Metodología general Se desarrolló un modelo que permitiera estimar el LCOH para hidrógeno producido por electrólisis en Colombia, para lo cual se consideraron cuatro esquemas posibles:

- Planta fotovoltaica de 20 MWp acoplado a electrolizador PEM de 1MW - Granja eólica en tierra de 20 MWp acoplado a un electrolizador PEM de 1MW - Electrolizador ALK de 1MW acoplado a una central hidroeléctrica de gran escala (superior a 100 MW) - Electrolizador ALK de 1MW tomando energía adquirida en el mercado no regulado a través del SIN Dado que el LCOE de una planta de generación renovable es altamente dependiente de su ubicación, para los escenarios con energía solar y eólica se seleccionó Uribia, en el departamento de La Guajira, ya que la península de la Guajira presenta las mejores condiciones de radiación solar directa y velocidades de viento a nivel nacional. Así mismo debido a la alta variabilidad de producción eléctrica de fuentes renovables no convencionales, se modeló la utilización de electrolizadores PEM para estos escenarios. Como se mencionó anteriormente, los electrolizadores PEM son capaces de operar en situaciones de entrada variable de corriente, mientras que los electrolizadores ALK requieren mayor estabilidad eléctrica para su operación. La metodología de cálculo de LCOH fue la siguiente: 1. Se calculan las horas equivalentes de carga completa (EFLH) del electrolizador con base en el factor de planta y datos de irradiación y velocidad de viento, para cada tecnología de generación a partir de los atlas interactivos de radiación solar y viento del IDEAM [3], [4] 2. Se obtiene el LCOE para cada configuración de sistema: para esto se utilizaron los promedios mundiales reportados para el año 2018 por IRENA [5], para las configuraciones donde el electrolizador se conecta a una planta solar, eólica, o hidroeléctrica. 3. Para la configuración de electrólisis partir de energía comprada al SIN, se tomaron precios de contratos no regulados publicados en XM [6], sumándoles los componentes por transmisión, distribución, perdidas y restricciones publicados en los pliegos tarifarios de ENEL-CODENSA para el mes de enero de 2019. 4. Se calcula cada uno de los componentes del LCOH en función del factor de carga del electrolizador, aplicando un modelo propietario de HINICIO, para calcular el costo final del hidrógeno producido.

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Por último, se calculó un LCOH objetivo para Colombia, el cual se estimó con base en un escenario de hidrógeno para movilidad. El precio objetivo ﬁnal del hidrógeno sería aquel que lo pondría a paridad con la gasolina corriente disponible en el surtidor (en términos de costo por km recorrido).

La gráﬁca proyecta los LCOH para diferentes factores de carga del electrolizador; se observa que a medida que el factor de carga aumenta el LCOH disminuye. Esto se atribuye a que, a mayores factores de carga, se produce mayor cantidad de hidrógeno, lo que acelera la amortización del CAPEX del proyecto.

En Colombia, a febrero 2019 el precio referente de gasolina corriente fue de 3,02 USD/galón. Asumiendo una eﬁciencia de 48 km/gal [7], el precio por km equivale a 0.063 USD/km. Para lograr el mismo desempeño económico en un FCEV, cuya eﬁciencia es de 125 km/kg [8], el hidrógeno debería tener un precio de venta de 7,9 USD/kg (en el surtidor). Considerando que, sobre ese precio de venta, el 58% corresponde al costo de producción [9] (el resto es transporte, distribución, almacenamiento y dispensación), el LCOH objetivo para Colombia resulta ser de 4,55 USD/kg.

La tabla 2 muestra los LCOH mínimos para los factores de carga máximos, en cada una de las conﬁguraciones analizadas.

B. Resultados Los LCOE considerados para la modelación y proyección del LCOH se presentan en la Tabla 1. Configuración

LCOE Utilizado (USD/ MWh)

Solar FV

$85

Eólica

$56

Hidroeléctrica

$47

Red Eléctrica

$145

Tabla 1. LCOE considerados. Datos de 2018 para renovables [5] y de 2019 para la red [6] A continuación, se presentan los LCOH calculados por el modelo siguiendo la metodología descrita anteriormente. En la ﬁgura 2 se pueden observar los LCOH para el hidrógeno producido por electrólisis utilizando las conﬁguraciones consideradas.

Configuración

LCOH Mínimo (USD/kg)

Solar FV

$8,7

Eólica

$5,3

Hidroeléctrica

$3,5

Red Eléctrica

$8,5

Tabla 2. LCOH mínimos proyectados bajo las configuraciones consideradas, a factor de carga máximo del electrolizador. Se observa que la configuración de electrólisis directa a partir de una fuente hidroeléctrica de gran escala resulta la más favorable a nivel de LCOH, lográndose un costo final del hidrógeno producido por debajo del precio objetivo final de 4,55 USD/kg. C. Conclusiones El uso de hidrógeno producido a partir de fuentes bajas en carbono es una tecnología con potencial para apoyar en la descarbonización del sector transporte y eléctrico, entre otros. Al hacer un análisis de los LCOH estimados para Colombia, se observó que la configuración con un electrolizador acoplado a una central hidroeléctrica alcanza un LCOH competitivo con la gasolina, y, por ende, se observa una interesante oportunidad para el desarrollo de proyectos de transporte de bajas emisiones competitivos a nivel económico con su equivalente a gasolina. Sería entonces interesante estructurar un proyecto bajo el cual se produzca hidrógeno directamente on-site en inmediaciones de la planta hidroeléctrica, y este sea utilizado como combustible para FCEVs. Dicho hidrógeno podría:

Tabla 1. LCOE considerados. Datos de 2018 para renovables [5] y de 2019 para la red [6]

- Ser transportado a los centros de demanda (ej. ciudades) donde sería distribuido a FCEVs que allí operen, siempre y cuando los costos adicionales de condicionamiento, transporte y dispensación no incrementen el costo ﬁnal al consumidor por encima de los 7,9 USD/kg

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- Ser utilizado para alimentar una flota de FCEVs que ubiquen su centro de operaciones en el área cercana a la hidroeléctrica para alcanzar una mayor rentabilidad debido a los menores costos de condicionamiento y transporte. Este proyecto hipotético no sólo tendría el potencial de servir de base para un ecosistema de transporte de bajas o cero emisiones, sino que también traería beneficios en términos de costos de combustible frente a tener la flota operando a gasolina teniendo en cuenta el LCOH proyectado por debajo del objetivo trazado de 4,55 USD/kg. En relación con las otras tres configuraciones consideradas, se presenta a continuación un análisis de factores que contribuyen a que sus LCOH no sean aún competitivos, usando electrólisis a partir de renovables no convencionales o energía de la red: - Bajos factores de carga en renovables: Los factores de carga de los electrolizadores conectados exclusivamente a fuente de energía renovable son demasiado bajos para amortizar los CAPEX de los electrolizadores. En el caso de la energía solar, el hecho de no poder producir energía durante la noche genera una alta indisponibilidad del electrolizador. En el caso eólico este efecto es menor. Una opción para contrarrestar los bajos factores de carga causados por la variabilidad de estas tecnologías es la de combinar dos o más fuentes complementarias de energía renovable, como por ejemplo Solar y Eólico. - Altos costos energéticos: Los LCOE utilizados para el cálculo en las tres configuraciones menos favorables son muy altos para la producción de hidrógeno competitivo económicamente para el sector movilidad. La tabla 3 muestra los LCOE que deben ser alcanzados con cada una de las tecnologías para alcanzar el precio objetivo de 4.55 USD/kg, considerando los mismos CAPEX y OPEX utilizados en el modelo desarrollado. Es difícil predecir cuándo o si se podrán alcanzar estos LCOE para las diferentes tecnologías. Aunque en subastas solares se han alcanzado LCOE muy cercanos a 11 USD/MWh, estás son subastas en países cercanos a los trópicos de Cancer y Capricornio, donde se encuentran los niveles mundiales más altos de irradiación, y por tanto se obtienen menores LCOE. Adicionalmente, los costos de energía solar están entrando en una etapa de estabilización, donde la reducción año a ñ es cada vez menor [5]. En contraste, el potencial eólico de la Guajira está entre los más altos del mundo y los costos de energía eólica siguen disminuyendo. Sería más fácil para la tecnología Eólica, y por tanto más probable que ocurra antes, lograr reducciones que permitieran alcanzar el LCOH objetivo de 4.55 USD/kg que para la tecnología fotovoltaica. En cuanto a la red eléctrica, la adición de costos de transmisión y distribución al costo de la energía la hace poco competitiva cuando se compara con los costos de energía a salida de planta.

- Altos CAPEX: La tecnología PEM de electrolizadores requerida para su conexión directa a fuentes de energía variable, y por tanto utilizada para modelar el sistema acoplado a Solar FV y Eólica, todavía se encuentra en etapas tempranas de su comercialización. Por esta razón sus costos todavía son bastante altos, y se requiere de un incremento en la capacidad mundial de producción de electrolizadores para conseguir menores precios. Se espera que a medida que el mercado crezca, los CAPEX disminuyan. Se estima que para 2025, los CAPEX de electrolizadores PEM se encuentren hasta un 30% por debajo de valores a 2017 [4]. - Alto costo de la energía de la red: la conﬁguración bajo la cual se compra energía del SIN para electrólisis considera una tarifa compuesta no sólo por el componente de generación, sino también los de transmisión, distribución, y comercialización, lo que incrementa sustancialmente el LCOE e imposibilita lograr un LCOH por debajo del objetivo salvo que se consiga negociar un mejor precio a través de un contrato bilateral de suministro más favorable consiga con el comercializador. Tecnología

Factor de carga de Electrolizador

LCOE Requerido (USD/MWh)

Solar FV

33,00%

$11

Eólica

78,00%

$42

Red Eléctrica

90,00%

$67

Tabla 2. LCOH mínimos proyectados bajo las conﬁguraciones consideradas, a factor de carga máximo del electrolizador. Aunque hoy en día no es posible alcanzar el LCOH objetivo de 4.55 USD/kg bajo estas tres conﬁguraciones, es factible que en los próximos años esto sea posible, debido a la disminución esperada en los CAPEX de electrolizadores PEM, así como a la tendencia mundial a la baja en los LCOE de las energías renovables. No obstante, para conseguir el crecimiento de mercado esperado se requiere del apoyo de regulaciones que faciliten este proceso, ya sea promoviendo estas tecnologías a través de instrumentos legales como incentivos tributarios, o castigando el uso de combustibles fósiles a través de la integración de impuestos para cubrir sus costos por externalidades. Los análisis realizados no tuvieron en cuenta los costos asociados a las externalidades de la gasolina. Aunque en Colombia existe un impuesto al CO2, y este está incluido dentro del precio de la gasolina, no está incluido por ejemplo el costo de las externalidades por contaminantes locales. Si el precio de la gasolina integrara apropiadamente todas sus externalidades, este sería mayor, y el LCOH objetivo sería más alto.

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Por otra parte, los cálculos desarrollados a través de este articulo asumen el precio del combustible en un punto determinado de tiempo. De subir los precios del combustible, aumentaría la potencial rentabilidad del hidrógeno. Adicionalmente, los precios del petróleo presentan una alta volatilidad, mientras que los precios de la energía eléctrica en un mercado como el colombiano, a través de la utilización del precio de escasez como tope en la bolsa durante tiempos de baja disponibilidad de generación, son más estables lo que se traduce en precios de hidrógeno estables y predecibles. Dicha estabilidad en precios es una ventaja adicional del hidrógeno sobre los combustibles. Se considera un excelente resultado el hecho de que nuestro análisis preliminar muestre la posibilidad en Colombia de producir hidrógeno verde competitivo a través de hidroeléctricas de gran tamaño, las cuales equivalen a aproximadamente el 68 % de la capacidad de producción eléctrica nacional. Un electrolizador acoplado a una gran hidroeléctrica es además un activo que puede generar un importante valor agregado a estas centrales, al permitir que la central opere una mayor proporción del tiempo a potencia nominal o pico (cuando el regulador da una señal de reducir potencia a la red, puede simplemente incrementarse la potencia al electrolizador, manteniendo así la salida de la central en un valor estable y valorizando la energía como hidrógeno verde). A medida que el mercado de hidrogeno madure, y la demanda por hidrogeno bajo en carbono crezca, el modelo de negocio se hará más robusto y menos riesgoso para los inversionistas. Países latinoamericanos como Chile, Costa Rica y Uruguay están desde ya preparándose para la entrada de estas tecnologías al mercado, desarrollando hojas de ruta de hidrogeno y explorando proyectos piloto. Colombia debería seguir su ejemplo y empezar a preparase, para poder aprovechar al máximo las ventajas que las tecnologías a base de hidrogeno traerán consigo una vez se masiﬁquen en el continente. V. REFERENCIAS 1. IRENA (2018), “Hydrogen from renewable power: Technology outlook for the energy transition”, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. Disponible: https://www.irena.org/publications/2018/Sep/Hydrogen-from-renewable-power 2. Chardonnet, C., Giordano, V., De Vos, L., Bart, F., & De Lacroix, T., Lanoix JC., Vanhoudt, W.. (2017). “Study on early business cases for H2 in energy storage and more broadly power to H2 applications.” Fuel cells and hydrogen joint undertaking, 228. 3. IDEAM (2015). “Atlas de Radiación Solar, Ultravioleta y Ozono de Colombia”. Disponible: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html

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4. IDEAM (2015). “Atlas de Viento de Colombia”. Disponible: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html 5. IRENA. (2019). “Renewable Power Generation Costs in 2018”. Disponible: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agenc y / P u b l i c a tion/2019/May/IRENA_Renewable-Power-Generatio ns-Costs-in-2018.pdf 6. XM. (2019) Indicadores: precio y volumen de transacciones. Colombia. [Online]. Disponible: https://www.xm.com.co/Paginas/Indicadores/Transacciones/Indicador-precio-volumen-transacciones.aspx 7. Department of Energy (2019) Modelo Mazda 3, 2.5L, 2018, USA. [Online]. Disponible: https://www.fueleconomy.gov/ 8. FCH JU (2017) “Development of Business Cases for Fuel Cells and Hydrogen Applications for Regions and Cities” 9. Bertuccioli, L., Chan, A., Hart, D., Lehner, F., Madden, B., & Standen, E. (2014). “Development of water electrolysis in the European Union”. Fuel cells and hydrogen joint undertaking, 83. Disponible: https://www.fch.europa.eu/sites/default/files/FCHJ U E l e c t r o l y sisStudy_FullReport%20(ID%20199214).pdf VI. RESEÑA AUTOR(ES) Luis Miguel Diazgranados es biólogo de la Universidad de los Andes, y cuenta con un máster en Administración de Energías Renovables de la universidad de Friburgo, Alemania. Cuenta con siete años de experiencia laboral, en los sectores de construcción sostenible, energía solar, movilidad eléctrica, almacenamiento energético e hidrógeno, entre los que se cuentan dos años como asistente de investigación en el instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar. Ha participado como coautor en varios artículos indexados sobre provisión de servicios ancilares para la red con baterías de litio. Se desempeña actualmente como consultor senior para Hinicio S.A en su oficina de Bogotá, y se le puede contactar en luis.diazgranados@hinicio.com Julián Eduardo González es ingeniero mecánico y ambiental de la Universidad de los Andes, y cuenta con un máster de tecnologías de energía sostenible de la Universidad Técnica de Delft, Holanda. Cuenta con cinco años de experiencia laboral, en los sectores de construcción sostenible, energía solar, movilidad eléctrica, e hidrógeno y celdas de combustible. Se desempeña actualmente como consultor senior para Hinicio S.A en su oficina de Bogotá, y se le puede contactar en julian.gonzalez@hinicio.com.

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Analysis Tool for Energy Optimization of the Operation of Parallel Pumping Systems Abstract— This article addresses the topic of optimization of the operation control of a set of parallel pumping units as an alternative to improve the energy performance of the process and reduce energy costs. Similarly, the use of performance indicators is proposed as a mechanism to verify the effectiveness of the decisions made on the activation of the pumping units. The programming for the dispatch in the operation of the pumping units is carried out through the optimization models that point to the significant use of energy, complying with the restrictions of the demand of the process with the premise of responding to the assurance of sustainability in the processes and the mitigation of the environmental impact. Keywords— Analysis tool; Pumping systems; Energy optimization; Sewage water; Parallel pumping. I. INTRODUCTION The optimization of the energy performance of parallel pumping systems is aimed at reducing operation and maintenance costs. The operating costs are related to the number of pumping units in simultaneous operation, the electrical power demanded, the mechanisms for regulating the output flow and the management in the operation of the pumping units according to the energy tariff structure [1]. Maintenance costs are related to equipment wear due to accumulation of operating hours and critical operating conditions [2]. The reduction of costs, seeks to operate optimally the pumping units through the on-off and speed variation of each unit by regulating the output flow from the significant use of energy and responding efficiently to the requirements of demand [3] .. [5].

AUTORES: Manuel Valencia Alejandro Paz Carlos Lozano Anny Correa Pontiﬁcia Universidad Javeiana Cali Jairo Palacios Universidad del Valle Dynamic characteristics of Parallel Pumping Systems In parallel pumping systems, the pumping unit consists of three elements: The electronic speed drive, the electric motor and the pump. In these processes, each pumping unit presents variations in its eﬃciency due to the location of the pumps

operating point, the load factor and the quality of the electrical energy entering the motor, the operating speed and the Traditionally, pumping systems are designed to work at an operating point, defined with the process requirements and operational parameters, provided by equipment manufacturers. However, the actual operating conditions as a change in the demand condition, change in the control strategy and modifications to the structure of the supply network, place the operating point away from the design condition, which generates energy inefficiency and impact on the reliability in the operation (Valencia, Paz, Quintero Spain 2017). Energy Efficiency of tne Parallel Pumping System The parallel operation of pumping units is the situation in which the combined flow of two or more pumps, flows to the same discharge pipe. Therefore, the shape of the resulting Q-P character curve depends on the number of units pumping in simultaneous operation.

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units under a strategy of significant energy use, are the most commonly used strategies to reduce operating costs. These strategies are topics under investigation in recent years in which developing analysis and programming tools for the operation of parallel pumping units becomes a high impact alternative in sustainable development and environmental preservation policies (Simpson & Marchi , 2013), (Song et al., 2014). Figure 1: Schematic diagram of a pump system in parallel operation.Source: Hidra software [10] The efficiency characteristic of the induction electric motor supplied by the manufacturer is valid only for motors directly connected to the power supply network and with load factors greater than 75% of the nominal value. When the motor is fed from an Electronic Speed regulator to change the speed and torque of the motor output, the motor efficiency varies due to the increase in internal losses in the motor. Similarly, the energy efficiency of the pump depends on the speed setting for a given operating condition, under which the operating point moves on the Q - H curve to the right or left of the maximum efficiency point (BEP). That makes to generate internal forces on the impeller of the pump that limit its useful life. In the same way, in the conduction lines and distribution pipes there are losses of load due to the effect of the friction of the flow on the walls of the pipe and in other components of the distribution network (valves, elbows, shunts, reductions, etc.); water leaks in the network also cause pressure losses (Viholainen et al. 2013). The evaluation of the energy performance of a pumping system should be based on the analysis of the Energy Balance, that is, the analysis of energy consumption and losses in each of the components of the system, following the order of the energy flow; Electronic Variable Speed Drive, Electric Motor, Pump, Pipes and additional hydraulic elements. B. Energy Optimization in Pumping System The energy optimization of the pumping systems is represented in i) technology substitution strategies, ii) Ecodesign and conservative sizing and iii) Ecodesign of the components of the pumping system. These factors increase the prospects for savings in assembly costs, energy consumption and maintenance. Additionally, demand management, based on the promotion of the culture of rational energy use and the optimal c o n t r o l o f t h e o p e r a ti o n o f t h e p u m p i n g

Within the theory of process optimization models, the prescriptive optimization models that are based on decision-making and have as constitutive elements stand out: The objective function, the decision variables and the constraints. The model is feasible if it satisfies all constraints and is capable of producing the best maximum or minimum value for the objective function. The performance of energy optimization models is quantitatively evaluated by means of indicators that are the basis for monitoring the reduction of losses and the evaluation of technological changes and system operation [27]. In this work, operation indicators were developed such as the ratio of the operational point present with respect to the design point; Speed of operation of the pumping unit with respect to the nominal speed, Percentage of evacuation in pumping (increase or decrease) of the reservoir tank level and the operating time slot with respect to the change in the energy rate. Likewise, energy indicators are distinguished as KWh cost with respect to the time slot, specific energy indicator, and energy efficiency. The present work is related to the demand management and operation control to improve the energy performance of the system. In this case, the development of a software tool for energy analysis and optimization of the operational dispatch of the units in a parallel pumping system is presented. The document is organized as follows; initially, the problem of optimization is approached from a constraint analysis model, with the objective function of achieving the lowest energy consumption with full coverage of the demand. Then, the document shows the development of an optimization tool whose output determines the number of units that must operate simultaneously and the operating speed of each unit of the system. At the end the results of validation of the performance of the tool in a wastewater pumping station, consisting of five pumping units, is presented.

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II. NERGY OPTIMIZATION MODEL FOR PARALLEL PUMPING SYSTEMS The development of the optimization model includes; i) the selection of a set of design variables, whose state variances allow to evaluate the model of optimization, ii) boundary constraints, that limit the range of variation of design variables, iii) behavioral constraints, derived from components and factors of the process to optimize and iv) the objective function that represents the operating criteria to be optimized.

Figure 2. Decision variables by the pumping station.

The eﬀectiveness of the optimization tool was validated in a sewage pumping station composed of ﬁve pumping units, each consisting of a multilevel PWM type electronic variable speed drive, which supplies electrical power to a 1000 HP three-phase Induction Motor which drives a centrifugal pump with a nominal capacity of 1.6m ^ 3 / s at a speed of 573 RPM. Wastewater evacuation pumping stations are designed to handle raw sewage water that enters through underground pipes and is stored in underground pits, known as wet wells. Through the parallel pumping system, the sewage from the well is evacuated, being conducted to the wastewater treatment plants, PTAR; there, biological and physicochemical processes carry out the removal of contaminants before being discharged to water sources.

A non-linear mathematical model is developed for a number of pumps that must operate simultaneously, controlling the output ﬂow of each pump from a new speed setpoint that will be updated automatically every hour. The optimization tool is developed in Matlab. Likewise, the interaction with the user is implemented in Labview. The two applications work in an integrated way. The digital signal processing algorithm is taken from the SCADA and the data array. A Mathscript Node function is responsible for executing the optimization function The input information to the optimization tool is processed by time-adjustable intervals, which are analyzed to generate the operation prediction for the next time interval. The algorithm estimates the following parameters. 1. Level of the reservoir entering the pumping station one hour before the current time. 2. Current operation time 3. Output capacity of each active pump unit t-1 4. Tendency of level change in the entrance reservoir. 5. Costs of kWh in the current and next hour. The Figure III presents the user interaction screen

Figure 4. Model of the well of the pumping station. The process operation data is entered into the optimization tool; water level one hour before, current working speed, pump output flow, amount of water pumped in the hour before, current water level and number of pumps operating, with these variables the tool provides a series of possible responses to the situation, providing a speed and a possible final level of the well. Five performance indicators are also presented; an indicator informs if the pump is close to the point of operation or not, recommendations of the level of the well that the station should have at that time, cost of the kilowatt at that time, analysis of water sent to the WWTP and energy analysis At a percentage lower than zero, the tool reports that the pumps have an inefficient evacuation percentage. Historical analysis of operating data and conditions of the demand for the pumping station are used to determine the inflow and outflow velocities. Bernoulli's theory is applied to the water outlet at the station. An approximation equation is obtained in the hydraulic model according to the following considerations: If (0≥ Well Level <3.20) then Quantity Pumps (i) = 1 If (3.20≥ Well Level <420) then Quantity Pumps (i) = 2 If (4.20≥ Well Level <5.20) then Quantity Pumps (i) = 3

Figure 3. Validation of results in the case of study.

Mรกs informaciรณn

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Comparación entre la Medición y la Producción de Energía Fotovoltaica con Base en Algoritmos de Estimación y Resultados de Simulaciones. Resumen— Este artículo presenta un análisis comparativo de la predicción de la producción de energía fotovoltaica a partir de cálculos y simulaciones realizadas utilizando RETScreen y PVSOL tomando en cuenta los valores medidos de producción real de energía. La instalación fotovoltaica que se está considerando es un sistema fotovoltaico conectado a la red de 102kWp ubicado a más de 2600 m.s.n.m. en la zona ecuatorial. El factor de rendimiento y las pérdidas de potencia en el sistema debido a variables como la temperatura, las pérdidas de cableado y la eﬁciencia en los equipos bajo las condiciones climáticas de Bogotá también son analizadas y tenidas en cuenta. Abstract— This paper presents a comparative analysis of the prediction of photovoltaic energy production from calculations and simulations performed using RETScreen and PVSOL taking into account the measured values of actual energy production. The photovoltaic installation under consideration is a photovoltaic system connected to the 102kWp network located at more than 2600 m.a.s.l. in the equatorial zone. The performance ratio and power losses in the system due to variables such as temperature, wiring losses and equipment eﬃciency under the climatic conditions of Bogotá are also analyzed and taken into account. Palabras Clave— solar fotovoltaica, solar conectada a la red, ahorros de energía, factor de rendimiento, predicción de la producción FV Key Words— solar photovoltaic, solar grid-tie, energy saving, performance ratio, PV production prediction.

AUTORES:

Javier Ruiz Daniel González Julio Quevedo MEEP

I. INTRODUCCIÓN La generación solar fotovoltaica está cobrando relevancia entre las fuentes de energía renovables debido a sus características distintivas, como la simplicidad de la instalación, la alta confiabilidad, el bajo mantenimiento, los bajos costos de operación, la ausencia de ruido y la larga vida útil. Además, la continua reducción de los costos de los paneles solares, los convertidores y la implementación de estos sistemas, así como el aumento de su eficiencia en la conversión de energía, presentan una alternativa atractiva de generación de energía. Sin embargo, a pesar del progreso sustancial realizado, todavía se necesitan esfuerzos de investigación para mejorar los métodos existentes para estimar la energía producida por los sistemas fotovoltaicos, en particular, las instalaciones conectadas a la red en la amplia variedad de condiciones climáticas. Las fuentes de generación de energía en Colombia están escasamente diversificadas, lo que generó una necesidad importante en la implementación de fuentes alternativas de energía [1]. Además, dado que la energía en Colombia depende en gran medida de las condiciones climáticas, existe la o p o r t u n i d a d d e r e d u c i r l a v o l a ti l i d a d d e l a producción de energía mediante el aumento del suministro de fuentes de energía no convencionales. Teniendo en cuenta estos aspectos, la Comisión Reguladora de Energía y Gas [2], regula la ley 1715 de 2014 [3] que promueve la integración de nuevas tecnologías con energías renovables y establece las condiciones favorables para su uso.

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Colombia tiene un recurso solar promedio (radiación) uniforme durante todo el año para todo el territorio, alrededor de 4.5 kWh/m2 [4], adecuado para su uso en la generación y suministro de electricidad a través de sistemas solares fotovoltaicos. De esta manera, debido a su clima y al número de horas de sol al año, Colombia es uno de los países con mayor radiación anual. Esta ubicación privilegiada brinda la oportunidad de explotar una fuente de energía limpia y segura con buena productividad y rentabilidad.

Bogotá está ubicada a una latitud de 4.6 °, cerca del ecuador y tiene una elevación alrededor de 2600 m.s.n.m. En consecuencia, su radiación global se encuentra en el rango de 4.0 kWh/m2 y 4.5 kWh/m2, lo que significa que sus horas de sol estándar son más altas que 4.0 [5]. Por otro lado, aunque la temperatura promedio en Bogotá es de 13.1°C, relativamente baja, el promedio anual de precipitaciones totales es de 797mm y la humedad relativa del aire oscila entre 77 y 83% durante el año, siendo considerablemente alta [6]. Por lo tanto, la posición geográfica de Bogotá genera una alta variabilidad en la predicción del clima, y estas variaciones pueden ser significativas al realizar estudios de factibilidad para la instalación de plantas de generación eléctrica basadas en energía renovable.

Fig. 1. Instalación FV en el ediﬁcio Alejandro Sandino Su diagrama de cableado, así como la distribución de los paneles por arreglo se ilustra en la Figura 2 y en la tabla 1 de forma correspondiente.

II. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO CONECTADO A LA RED El sistema fotovoltaico conectado a la red estudiado se encuentra en el techo del edificio Alejandro Sandino, en la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito, Bogotá. Esta instalación consta de 318 paneles de tecnología policristalina con una potencia de 320Wp cada uno, lo que da como resultado una potencia total instalada de 101.76kWp, cubriendo un área de 625,5m2. Estos módulos fotovoltaicos se distribuyen sobre el techo del edificio en 4 zonas: techos sur, este, oeste y norte. En cada una de estas zonas hay un inversor conectado a dos arreglos de módulos en sus respectivos puntos de seguimiento de potencia máxima. La disposición de los módulos en la superficie del techo del edificio se ilustra en la Figura 1.

Fig. 2. Diagrama de cableado de la instalación FV.

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TABLA I Distribución de los arreglos en la instalación FV

TABLA II Datos históricos de HBS y temperatura diurna de la estación meteorológica en el Aeropuerto El Dorado de Bogotá. [5] MES HORAS BRILLO SOLAR (HBS) T EMPERAT URA AMBIENT E DIURNA (°C)

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOST O SEPT IEMBRE OCT UBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 5.9

5.3

4.4

3.5

3.9

4.3

4.4

4.1

3.8

4.2

5.1

16.6

16.9

16.8

16.7

16.4

16.0

16.2

16.3

16.4

16.5

16.6

Tabla III Ubicación de datos meteorológicos del proyecto en RETScreen.

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A. Estimación de energía asistida por simulación mediante RETScreen y PVSOL La tabla III se presenta la ubicación de datos meteorológicos del proyecto en RETScreen, incluyendo los datos de radiación solar diaria promedio en kWh/m2/d.

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La ﬁgura 4, muestra los resultados de la predicción de la producción de energía llevada a cabo con PVSOL. De igual manera, la degradación de los módulos fotovoltaicos policristalinos a largo del tiempo.

Mediante el uso de RETScreen, el análisis de factibilidad mediante la evaluación y la optimización de la viabilidad técnica y financiera de proyectos de energía renovable y de eficiencia energética se facilita; igualmente, permite la medición y verificación del rendimiento de instalaciones, así como la identificación de oportunidades de ahorros/producción energética. En paralelo con el uso de RETSCreen, el modelo del sistema fotovoltaico fue ejecutado en PVSOL debido a que se puede llevar a cabo la simulación de sombreado en 3D sobre la instalación real y determinar las pérdidas con mayor precisión. La figura 3 muestra el análisis del sombreado sobre los paneles a lo largo del año.

Fig. 4. Estimación de energía por mes con PVSOL y degradación de los módulos durante el tiempo.

Fig. 3. Análisis de sombreado en la instalación.

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B. Factores de pérdidas en la instalación. En el funcionamiento de una instalación solar fotovoltaica, existen varios factores de pérdidas a tener en cuenta, ya que tienen un impacto importante sobre el rendimiento de la instalación. Para estos factores existen unos valores típicos que se han encontrado a partir de mediciones en diversas instalaciones fotovoltaicas. En este caso se han usado los valores recomendados por el Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red, del Instituto para la Diversiﬁcación y Ahorro de la Energía (IDAE) de España [8]. Algunos de estos factores son la pérdida por el cableado que dependen de la longitud y sección del cable, según el pliego de condiciones IDAE, el valor de pérdidas en el cableado se encuentra entre 1 al 3%. Las pérdidas por cableado se pueden calcular a través de (1) y (2).

Lcab =RI R=

(1)

(2)

Donde, Tcell es la temperatura de la célula Tamb es la temperatura ambiente E es la irradiancia TONC es la Temperatura de Operación Nominal de la Célula Así, la temperatura de la célula depende de la temperatura ambiente, de la irradiancia que se tenga sobre la célula, y de la temperatura de operación de la célula, lo cual se puede evidenciar en (4). En la tabla IV, se presentan otras de las pérdidas con sus valores típicos en % que se deben considerar al realizar una estimación de energía de un sistema solar fotovoltaico. TABLA IV Factores de pérdidas en una instalación solar fotovoltaica

Donde, R es la resistencia eléctrica que poseen todos los cables de la instalación. L es la longitud total de dichos cables. A corresponde a la sección de los cables.

De esta forma, en (5) se muestra como calcular el coeﬁciente de rendimiento, a partir de las pérdidas del sistema por el factor Lx.

Por otra parte, se encuentran las pérdidas por temperatura que es uno de los factores más importantes en la estimación de energía en cualquier sistema fotovoltaico, ya que la variación que causa sobre la tensión y la potencia es signiﬁcativa. Este factor dependerá del coeﬁciente γ (- %/°C) característico del módulo solar policristalino del sistema. En (3), se presenta la forma de calcular dicho factor.

Después de haber calculado cada uno de estos coeﬁcientes, se puede hallar el coeﬁciente de rendimiento total del sistema a través del producto de estos, como se puede observar en (6).

Ltemp = (Tcell

25)

E Tcell =Tamb + (TONC 20) 800

(3)

(4)

PR x =1 L x

(5)

PRTOTAL =PRinclinación PRorientación PR sombreacio PR suciedad PR disparidad PRcableado PRtemperatura ...

(6)

Finalmente, al conocer los promedios mensuales de las horas solar pico (HSP) por día, la temperatura en la ubicación del sistema de generación solar fotovoltaico, su potencia pico a instalar y el coeﬁciente de rendimiento, se puede realizar el cálculo de la energía que dicha instalación podrá llegar a producir. El cálculo para hallar este valor de energía, se muestra en (7).

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E p =HSP PFV PRTOTAL n dias

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(7 )

Al llevar a cabo la simulación, se encontró que el coeﬁciente de rendimiento total de la instalación fotovoltaica es de 86.7%, lo que es un valor cercano al encontrado a partir de los cálculos. Estos resultados pueden ser observados en la tabla V.

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TABLA V Resultados simulación de la instalación fotovoltaica en PVSOL.

8. Instituto para la Diversiﬁcación y Ahorro de la Energía - IDAE, «Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red,» Madrid, 2011. 9. SMA Solar Technology AG, «Coeﬁciente de rendimiento,» 2018. VI. RESEÑA AUTOR(ES)

IV. ANÁLISIS COMPARATIVO Los resultados de la energía generada en la instalación solar fotovoltaica bajo estudio se pueden observar en la ﬁgura 5. En esta gráﬁca se muestra la predicción de energía a partir del cálculo realizado, la simulación en PVSOL y los valores de energía reales que se encuentra produciendo el sistema hasta la fecha. Cabe destacar que para el mes de diciembre 2018 la energía generada por el sistema fue de 12347.56 kWh/mes, superando el valor teórico inclusive sin considerar las pérdidas con un 123.48% de exceso de energía, mientras que en abril 2019 la producción real fue de 9302.77 kWh/mes con un 85.35% de producción respecto a lo calculado. Fig. 5. Comparación de la producción real de energía con la estimación seguida por la metodología empleada.

VI. REFERENCIAS 1. Invest in Bogota, «Energías renovables en Bogotá,» Bogotá, 2018. 2. CREG, Resolución 121 de 2017, 2017. 3. Unidad de Planiﬁcación Minero Energética UPME, Ley 1715 DE 2014, 2014. 4. C. A. Toledo Arias y . A. Urbina Yeregui, «Evaluación de la energía solar fotovoltaica como solución a la dependencia energética de zonas rurales de Colombia,» Cartagena, 2013. 5. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales - IDEAM, «Atlas de Radiación Solar, Ultravioleta y Ozono de Colombia,» 2018. 6. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales - IDEAM, «Características climatológicas de ciudades principales y municipios turísticos,» 2017. 7. Natural Resources Canada, «RETScreen Expert,» 2018.

Javier Ruiz, Ingeniero Electricista de la Universidad de La Salle con estudios en Ciencias Exactas en la Universidad de Buenos Aires. Magíster en Energías Renovables de la Universidad de Dundee (Escocia, UK). Experiencia profesional en modelado y operación de parques eólicos Paciﬁc Hydro (Melbourne, Australia). En la Escuela es Profesor Asistente, coordinador de Campos Electromagnéticos, está vinculado al Centro de Estudios de Energía y hace parte del grupo de investigación Modelación Estratégica en Energía y Potencia (MEEP). Daniel González, Ingeniero Electricista y Magíster en Ingeniería Electrónica de la Escuela Colombiana de Ingeniería. Estudios en gestión energética avanzada, investigaciones en proyectos de energías renovables, micro-redes y recursos distribuidos. En la Escuela es Profesor Asociado, vinculado al Centro de Estudios de Energía, es coordinador del Laboratorio de Energía y hace parte del grupo de investigación Modelación Estratégica en Energía y Potencia (MEEP). Julio Quevedo, Ingeniero Electricista de la Escuela Colombiana de Ingeniería. Estudios de posgrado en Ingeniería Eléctrica con énfasis en Recursos Energéticos y participación en proyectos de investigación en el área de energía solar fotovoltaica. En la Escuela es Profesor Catedrático, vinculado al Centro de Estudios de Energía y hace parte del grupo de investigación Modelación Estratégica en Energía y Potencia (MEEP).

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Curado en Hornos para el Cable Cubierto de dos Capas en XLPE

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AUTORES: Ana María López Dario Muñoz CIDET

Resumen— Este documento contiene los principales aspectos técnicos del proceso de vulcanización en húmedo con o sin baño, esto con el ﬁn de mostrar el impacto que tienen sobre la construcción de redes de energía eléctrica un buen vulcanizado y como la diversa normatividad exige ciertas características sobre estos mismos para poder ser aceptados.

Ámbar: Un área localizada en el área circundante del aislamiento de polietileno reticulado (XLPE o TRXPLE) de color distinto (de amarillo brillante a rojo oscuro), por la cual pasa la luz y no siempre es fácil retirar del lado ﬂujo normalmente asociados con el proceso de extrusión.

Abstract— In this document a journey will be made through the construction of XLPE cables, raw material, construction processes and main standards which have demands around their construction and even storage.

Gel: Un área discernible de constituyentes del compuesto de aislamiento con base de etileno propileno, la cual es gelatinosa, no se puede retirar fácilmente del aislamiento y es traslúcida generalmente.

Palabras Clave— vulcanizado, materia prima, almacenamiento, standart, reticulado, silano, polietileno, peróxido Key Words— vulcanized, raw material, storage, standard, cross-linked, silane, polyethylene, peroxide. I. GLOSARIO A continuación, deﬁnimos una serie de defectos que se presentan en el proceso de reticulado. Aglomerado: Un área discernible de constituyentes del compuesto en un aislamiento basado en etileno propileno, por lo general opaco y frágil.

Contaminante: Cualquier material sólido o líquido, el cual no se pretende que sea un ingrediente.

Translúcido: Un área localizada en un aislamiento de polietileno reticulado (XLPE o TRXLPE) disímil del aislamiento circundante a través del cual pasa la luz y que no se puede retirar fácilmente del lado de aislamiento. Esta especiﬁcación no contiene requisitos para los translúcidos. Vacío: Cualquier cavidad de un compuesto, bien sea dentro o en interfaz con otra capa extruida. Arborescencia: Microcanales en el aislamiento, los cuales se desarrollan en presencia de humedad, por tensión o por cualquier catalizador; por ejemplo: un contaminante, una protuberancia, carga en un espacio o iones. Arborescencia Ventilada: arborescencia que se origina en la pantalla conductora o en la pantalla de aislamiento.

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Vulcanización: es un proceso mediante el cual se calienta el caucho crudo en presencia de azufre, con el fin de volverlo más duro y resistente al frío. Cable de dos capas: cable que consiste en la capa semiconductora del conductor y de la cubierta externa. II. INTRODUCCIÓN La demanda de cables aislados en XLPE (polietileno reticulado) o EPR (caucho etileno propileno) o EPR (caucho etileno propileno) se ha incrementado de forma exponencial durante los últimos 30 años, y hoy son los más usados en el mundo. Esta gran expansión del mercado de los cables con aislamiento plástico conlleva a realizar un reemplazo del tipo Oil-filled (inmersos en aceite); materiales de menor peso, mejores propiedades eléctricas, mecánicas y térmicas y menor costo de mantenimiento. Adicionalmente el reemplazo en áreas urbanas de las líneas aéreas por cables enterrados con aislamiento en XLPE o EPR [1]. Los cables aislados pueden parecer complicados. De hecho, muchos cables son eléctricamente sofisticados. Para comprender de manera más sencilla, debemos conocer los componentes de los cables y sus bases. Hay dos componentes básicos en cables monopolares de baja tensión: El conductor y el aislamiento eléctrico (dieléctrico); y en cables multiconductores o multipolares se agregan otros componentes como: Relleno, pantalla, armadura (protección mecánica) y chaqueta, según los requisitos de uso [2]. III. ASPECTOS TÉCNICOS A. Formato Materia Prima de la semiconductora reticulada para 90°C El material termoestable destinado a la extrusión, como blindaje del conductor, deberá cumplir los siguientes requisitos

El blindaje termoestable extruido del conductor debe reticularse de manera eficaz según lo determinadopor la prueba de ebullición de la oblea determinada en el numeral 6.7 de la norma ANSI/ICEA S121-733. La materia prima de la semiconductora debe ser diferente a la de curado por peróxido, su contenido de negro de humo conductivo debe ser seleccionado cuidadosamente para tener un buen proceso de fabricación y vulcanizado. B. Características de la cubierta exterior en XLPE 90°C Los cables cubiertos usados en las redes de distribución aérea de acuerdo con las especificaciones establecidas y las practicas constructivas de los mismos a nivel mundial se hacen por sistemas de curado en seco o vapor para los cables cubiertos desde 5KV hasta 46KV; la norma de cables cubiertos como las normas ANSI/ICEA S121-733, NBR-11873, IRAM-63005, NTC-5909 no establecen ningún sistema de producción y fabricación de procesos de curado o reticulación. La literatura encontrada y analizada se trata de procesos de curado en húmedo únicamente para la cubierta o aislamiento siempre para materias primas en LDPE y no en polietileno de alta densidad, de cables de baja tensión y algunas veces para cables menores de 10KV(7) que de acuerdo con la tabla 6 de la IEC 60502-2 corresponde a un espesor de 3.4mm. En el estudio de la DOW(8) establece que el método de curado en húmedo es recomendable hasta un cable aplicada en una sola capa hasta 5kv que de acuerdo a la tabla 4-7 para un cable de 5kv de 100% de nivel de aislamiento el espesor es de 3.43mm,no es recomendada para cables de espesores grandes o se mayores a 3.5mm. Espesores mayores el proceso de curado en húmedo la vulcanización no es homogéneo presentándose defectos en la cubierta. Ahora la norma ANSI/ICEA S121-733 establece en el numeral 4.1.2 que una cubierta de una sola capa o la capa exterior de un sistema de cubierta de material compuesto por dos capas deberá ser relleno o sin relleno de polietileno reticulado resistente al tracking y deberá cumplir con los requisitos dimensionales, eléctricos y físicos especificados en esta sección. Una cubierta de una sola capa o la capa exterior de un sistema de cubierta de material compuesto por dos capas deberá ser polietileno reticulado negro o gris. - Tipo II de Densidad Nominal > 0.925 a 0.940 g/cm3 o - Tipo III de Densidad Nominal > 0.940 a 0.960 g/cm3.

TABLA I Requisitos de la Pantalla Extruida de Conductor [3]

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Así cualquier proceso de fabricación de cable cubierto debe garantizar en su última capa rigidez, dureza, resistencias a la abrasión, al camino conductor conductivo y a la radiación solar, de buena corriente de fuga. C. Proceso de fabricación C.1. Reticulación de silano. La reticulación de silano es un método químico que implica la incorporación de agentes de acoplamiento de silano en las cadenas de polímero. Existen muchos agentes de acoplamiento de silano, la mayoría de los productos químicos de vinil silano con grupos metoxi o etoxi en Si se usan para la reticulación del polietileno, debido a sus dobles enlaces y la capacidad de la reticulación rápida. Estas sustancias pueden incorporarse a la estructura del polímero de dos maneras principales: • injerto radical de vinil alcoxisilanos en las cadenas de polímero mediante el uso de una pequeña cantidad de peróxido, • copolimerización de etileno con vinil alcoxisilanos. Las reacciones químicas de reticulación consisten en dos pasos de reacción: 1) La hidrólisis del grupo alcoxi a un grupo silanol en presencia de agua y un alcohol se libera como un subproducto. 2) Condensación de dos grupos silanol en reticulación de siloxano y regeneración de agua. Debido a que se necesita agua para las reacciones, este tipo de reticulación a menudo se denomina reticulación de humedad, agua o humedad. El agua, liberada durante el segundo paso, puede hidrolizar otro grupo alcoxi.

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Por lo tanto, el nivel de pH de la mezcla de polímeros también es un factor importante para la cinética de reacción. El contenido de vinil silano inﬂuye tanto en el contenido de gel como en la densidad de reticulación, lo que da como resultado diferentes propiedades morfológicas y mecánicas. También hay evidencia del aumento del retardo de llama del polímero con el aumento de la concentración de enlaces cruzados de siloxano. La reticulación puede ocurrir lentamente en presencia de humedad atmosférica a temperatura ambiente o puede acelerarse con un ambiente caliente y rico en humedad, por ejemplo, en autoclave, baño de agua o sauna. Las reacciones de reticulación o el grado de conversión de los grupos alcoxi o hidroxilo polares en enlaces siloxano pueden seguirse mediante métodos analíticos como la espectroscopía infrarroja. Los alcoxisilanos de vinilo consisten en tres grupos alcoxi que son capaces de crear enlaces siloxano. Por lo tanto, puede ocurrir alguna conversión interna de grupos alcoxi incluso si se alcanza el contenido máximo de gel, porque cada lado de alcoxi puede unir varias cadenas entre sí. La reactividad múltiple de los compuestos de silano también apoya una formación de red heterogénea durante la reacción de condensación [4]. C.2. Silane-grafting method. Incluso una pequeña cantidad de vinilalcoxisilano injertado (1 a 2 % de peso) en las cadenas de PE mediante el uso de peróxido ofrece la posibilidad de reticulación y, por lo tanto, enormes cambios en las propiedades físicas y químicas. Por otro lado, la descomposición del peróxido tiene lugar en el fundido debido a la formación de radicales libres, lo que puede conducir a reacciones laterales indeseables que incluyen escisión, ramiﬁcación, extracción inter-molecular de hidrógeno de la cadena principal o de los injertos, oligomérica injertos, reticulación carbono-carbono y otros. Por esta razón, él debe encontrarse la concentración óptima de vinilo alcoxisilano y peróxido [4]. C.3. Sioplas y Monosil.

Fig. 1. Esquema de las reacciones de reticulación de silano, donde R es generalmente -CH3 o -CH2CH3, y R * depende de si el compuesto de silano se incorporó por injerto (R * es -CH2CH2-) o por copolimerización (falta R *). Hay cinco factores principales que inﬂuyen en la velocidad de reacción y la reticulación: concentraciones de catalizadores, contenido de silano, concentración de agua en polímero, temperatura y geometría de la muestra. En general, hay varios tipos de catalizadores de reticulación de silano para mejorar la velocidad de las reacciones de condensación. Los compuestos organoestánnicos, como el dilaurato de dibutilestaño, los compuestos ácidos o básicos se usan generalmente para la catálisis.

El proceso de Sioplas consiste en dos mezclas separadas, donde el polietileno en primer lugar injertado por separado con silano con iniciadores de peróxido y granulado. Entonces, El PE injertado puede almacenarse en un lugar seco durante varios meses, generalmente en sellado Bolsas de vacío. Durante el procesamiento posterior, el PE injertado se mezcla con los gránulos de masterbatch que contienen catalizador y otros aditivos, como antioxidantes, retardantes de quemaduras, rellenos, activadores de metales, agentes secantes y otros, en una relación de peso típica de 5:95. El producto ﬁnal generalmente está conformado por extrusión y luego reticulado por agua [4].

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C.4. Copolímeros de etileno-vinil silano. Otro método para la producción de PE reticulable con silano implica la copolimerización de etileno con una pequeña cantidad de vinil alcoxisilano (generalmente vinil trimetoxisilano o vinil trietoxisilano) en un reactor. Por copolimerización, la distribución de grupos silano se mejora significativamente. La utilización del copolímero es similar al proceso de Sioplas. El copolímero de etileno-vinil silano (copolímero EVS) se almacena en bolsas de vacío debido a su corta vida útil (aproximadamente 9 meses). Cuando se pretende producir el producto final, el copolímero EVS se mezcla con el catalizador masterbatch, se forma y finalmente se reticula con agua [4]. D. Semiconductora del cable: Los materiales semiconductores para los procesos de curado con peróxido no se pueden usar en los procesos de curado en húmedo debido a la presencia de peróxido reticulado. Los semiconos utilizados para el curado en humedad deben diseñarse cuidadosamente, y el negro de carbón conductor cuidadosamente seleccionado para garantizar una buena capacidad de procesamiento y reticulación. Se encuentran disponibles pantallas de aislamiento pegadas y pelables para cables curados con humedad.

El curado es necesario para el aislamiento de XLPE para mantener las propiedades mecánicas / rendimiento y vida útil de los cables eléctricos que tienen aislamiento de XLPE. El proceso de curado para todas las tecnologías de silano descritas anteriormente procede a una velocidad que depende de (a) la difusión del agua y (b) el espesor de la pared del aislamiento. El aumento de la temperatura del agua aumenta la tasa de difusión del agua en el aislamiento y, por lo tanto, la tasa de reticulación (curado); es obvio que las paredes de aislamiento de cables más delgados se curarán más rápidamente. Es decir, las cámaras de humedad deben fabricarse a la medida de acuerdo con el espesor que pretende colocarse en cubierta, entonces no es igual una cámara para un espesor de 2mm a un espesor mayor de 4mm [5].

E. Cubierta exterior del cable: La literatura encontrada y analizada se trata de procesos de curado en húmedo únicamente para la cubierta o aislamiento siempre para materias primas en LDPE, de cables de baja tensión y algunas veces para cables de 10KV(7), no es recomendada para cables de espesores grandes, de igual manera no se halla literatura técnica qupara vulcanización en húmedo para semiconductora del conductor. F. Cámaras de alta humedad: El tiempo de residencia necesario en las cámaras de alta humedad puede conducir a una cantidad significativa de trabajo en progreso, lo que puede ralentizar el proceso de fabricación general. Sin embargo, este problema a menudo se ve más compensado por la libertad frente al chamuscado y la flexibilidad para muchos cambios rápidos. En el diseño del cable dentro de la producción. El tiempo necesario para la reticulación aumentará significativamente a medida que aumente el espesor del aislamiento. El tiempo de reticulación en un conjunto dado de condiciones depende del cuadrado del espesor del aislamiento.

TABLA II Tiempo de reticulación [6] Del cuadro anterior los curados mayores 3.3mm requieren gran tiempo de vulcanización donde muchas veces las empresas de energía no realizan pruebas de cables instalando un cable que no es ni PE ni XLPE, siendo una cable que puede fallar rápido en servicio G. Control de producción Teniendo en cuenta que la norma no se reﬁere al proceso productivo, referenciaremos estudios internacionales a través de artículos cientíﬁcos, donde se puede evidenciar que estos estudios no son referentes a cables aislados XLPE de media ni alta tensión como tampoco para cables cubiertos de 15KV a 69KV.

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H. Tiempo de almacenaje Los productos copolímeros son más estables durante el almacenamiento y se curan con un catalizador y agua, precisamente como en el caso de un copolímero de injerto Sioplas. Esta característica hace del copolímero etileno-silano un material adecuado para la fabricación de cables. Otra ventaja es la mayor vida de almacenamiento antes de introducir el catalizador (incluso es posible un almacenamiento de hasta un año). En la práctica, se necesita un mínimo de seis meses de almacenamiento y el uso de ZnO satisface este requisito con la eliminación o reducción signiﬁcativa del riesgo de reticulación prematura. Junto con el aumento de la vida útil, el grado de injerto también aumenta a través del efecto inhibidor del ZnO en la aparición de reacciones no deseadas entre el agua (u otras impurezas) y el silano. Fig. 2. Prácticas establecidas en la fabricación de cables por medio del Silano de polietileno [6].

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IV. VENTAJAS Y DESVENTAJAS Una desventaja significativa del PE reticulable con silano es la posibilidad de reticulación prematura por humedad, por ejemplo, durante el almacenamiento, y la formación de defectos relacionados con la creación de gel insoluble (falta de homogeneidad, superficie rugosa, aumento de la viscosidad y otros). Estos defectos pueden tener un impacto indeseable en las condiciones de procesamiento, propiedades mecánicas y eléctricas. Por esta razón, se añaden aditivos, como agentes secos, retardantes de quemaduras y otros, para evitar la reticulación prematura. Los grupos polares de silano pueden actuar como un compatibilizado en mezclas de PE llenas. Además, la reticulación proporciona una mejor adhesión a las superficies orgánicas e inorgánicas, como en el caso de los compuestos de madera, plástico o sílice, lo que mejora las propiedades mecánicas, la resistencia a la fluencia y la intemperie. V. REFERENCIAS 1. CENTELSA, Cables para media y alta tensión con aislamiento curado en seco, 2017 2. PROCABLES, Componentes de los conductores eléctricos aislados, julio 2007 3. Norma ANSI/ICEA S121-733 4. Crosslinking and Ageing Of Ethylene-vinyl Silane Copolymers, Esquema de las reacciones de reticulación de silano, donde R es generalmente -CH3 o -CH2CH3, y R * depende de si el compuesto de silano se incorporó por injerto (R * es -CH2CH2-) o por copolimerización (falta R *), 2017 5. Paul J. Caronia, Novel Polymer Crosslinking Chemistries for Cable Insulation, Electrical Insulation Conference, Philadelphia, Pennsylvania, USA, 8 to 11 June 2014. 6. Recent Developments in Cure Control for Crosslinkable Polyethylene (XLPE) Power Cable Insulation, Jicable 7. Polyethylene Cross-linking by Two-step Silane Method: A Review,Jalil Morshedian* and Pegah Mohammad Hoseinpour 8. Novel Polymer Crosslinking Chemistries for Cable Insulation. Paul J. Caronia.The Dow Chemical Company Spring House, PA, USA- Jeffrey M. Cogen The Dow Chemical Company Spring House, PA, USA Peter Dluzneski Arkema, Inc. ((King of Prussia, PA, USA.

9. Recent develompent in cure control crosslinkable polyethilene (XLPE) power cable insulation DOW chemical China. 10. Ovrview of polyethlene used in 600 volt underground secondary cable. The Dw Chemincal Company VI. RESEÑA AUTOR(ES) Ana María López. Es Ingeniera Electricista egresada de la Universidad de Antioquia, actualmente es estudiante de Maestría en la Universidad Pontiﬁcia Bolivariana-Colombia-Medellín, y trabaja en la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del sector eléctrico. Su interés en la investigación son las baterías, los cables y las políticas públicas que deben adaptarse a los cambios energéticos que se avecinan. Dario Muñoz. Ingeniero electricista egresado de la Universidad de Antioquia, experto durante más de 32 años en materiales y cables en Empresas Públicas de Medellín EPM, actualmente se desempeña como experto técnico en materiales, conductores y cables para la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del sector eléctrico CIDET. Ha sido auditor de materiales y equipos para la infraestructura eléctrica de acuerdo con normas y el Retie. Su interés en la investigación son las baterías, sistemas solare FV, conectores, empalmes y accesorios para cables, los conductores-cables y estandarización técnica de elementos de las líneas de distribución y transmisión eléctrica.

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Arquitectura Tecnológica y Telecomunicaciones para la transformación del Sector Eléctrico Colombiano Resumen— Este documento contiene una revisión de los retos para la transformación del sector eléctrico colombiano. En particular lo orientado a la digitalización de la infraestructura eléctrica y elementos para la transición de un sistema convencional a un sistema inteligente soportado en la medición avanzada, la generación distribuida, la respuesta de la demanda, el almacenamiento de la energía, los vehículos eléctricos y la red digital. Se identifican acciones fundamentales para soportar dicha transición las cuales son el diseño e implementación de la arquitectura tecnológica para la integración de las tecnologías (TO/TI) y el uso prioritario de la infraestructura de telecomunicaciones para soportar la prestación del servicio de energía eléctrica a costos eficientes. Palabras Clave— redes inteligentes, arquitectura tecnológica, telecomunicaciones, espectro radioeléctrico. I. TRANSFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO El Ministerio de Minas y Energía lleva a cabo un ejercicio prospectivo denominado “Misión de la Transformación Energética: Construyendo la hoja de ruta para la energía de futuro”, misión que tiene como propósito definir la hoja de ruta de la transición del sector energético hacia la modernización de éste, focalizado a 5 temáticas principales [1]:

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AUTORES: Juan David Molina Castro Diego Edison Sánchez Ochoa Jaime Alejandro Zapata 1. Competencia, participación y estructura del mercado eléctrico. 2. Rol del gas en la transformación energética. 3. Descentralización, digitalización de la industria y gestión eficiente de la demanda. 4. Cierre de brechas, mejora de la calidad y diseño y formulación eficiente de subsidios. 5. Revisión del marco institucional y regulatorio. El denominado Foco 3, está orientado en el impacto de los avances tecnológicos en TICs, supervisión y control del sistema eléctrico, sistema cada de más descentralizado, tanto a nivel operativo como transaccional donde se requiere de un marco que habilite e incentive la participación del consumidor. En particular, el foco analiza los cambios necesarios a nivel de: a.Modernización de los sistemas de distribución. b. Planeación integral de los sistemas de distribución. c. Aumentar la visibilidad y transparencia de los sistemas de distribución. d. Creación de una plataforma de intercambio de servicios de red. e. Agilizar el proceso de interconexión de recursos energéticos distribuidos. f. Fomentar la gestión eficiente de la demanda (específicamente, respuesta de la demanda) g. Reformar las tarifas de distribución para reflejar los costos del sistema de distribución

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Además, se identifican interrelaciones con otros focos, por ejemplo, el diseño de nuevos servicios y agentes tales como los sistemas de almacenamiento y agregadores (foco 1) y la convergencia con el uso de las telecomunicaciones (foco 5). Ahora bien, cabe destacar que en el sector eléctrico se han realizado estudios y acciones que le han permitido trazar una hoja de ruta para la transformación e integración de nuevas tecnologías. En el 2016, se presentó el estudio Smart Grids Colombia Visión 2030 en el que se identificaron 4 temáticas esenciales para la migración de un sistema convencional a un sistema inteligente en Colombia [2], las temáticas son: 1. AMI: Infraestructura de medición avanzada. 2. ADA: Automatización avanzada de la distribución. 3. DER: Recursos energéticos distribuidos. 4. VE: Vehículos eléctricos. Dicho estudio ha brindado lineamientos para la actualización reglamentaria y normativa del sector y la ejecución de proyectos por parte de empresas y entidades como la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- y Colombia Inteligente para avanzar en el despliegue tecnológico del sector y en el que se ha avanzado en: - AMI: Definición de especificaciones técnicas de los medidores avanzados, esquemas de sistemas de gestión de datos y directiva para soportar la implementación (Res. MME 4 0072/18 y 4 0483/19). - ADA: Actualización del marco regulatorio asociados a los sistemas de distribución y su desarrollo (Res. CREG 015/18 y afines). - DER: Desarrollo de proyectos pilotos, principalmente generación distribuida, y el diseño de microrredes (generación híbrida, almacenamiento). Marco normativo para el apoyo de ayudas financieras (Ley 1715/2014) y la reglamentación de los criterios de conexión y operación (Res. CREG 030/18, Res. (C) CREG 019/19, Res. CREG 098/19, Acuerdo CNO 1071). - VE: Desarrollo de infraestructura de recarga, promoción de alianzas entre actores relevantes y fomento del vehículo eléctrico (Ley 1964/19) y la estrategia de movilidad sostenible liderada por la UPME. Cabe destacar que en el 2018, la UPME y Colombia Inteligente revisaron el estado de las acciones identificadas en el mapa de ruta para la implementación de redes inteligentes en Colombia y se establecieron 5 acciones catalizadoras para acelerar el despliegue tecnológicos:

1- AMI: Definir e implementar las estrategias de apropiación de los beneficios de la medición avanzada para los usuarios y responsables de la prestación del servicio. 2. ADA: Definir los niveles de automatización de las redes eléctricas para fortalecer la calidad del servicio e integración a los planes de inversión. 3. DER: Identificar las preferencias de los usuarios para participar en programas de respuesta de la demanda y uso del almacenamiento de energía. Así cómo la promoción de casos de uso escalables de microrredes sostenibles en el SIN. 4. VE: Definir los mecanismos para el desarrollo de la infraestructura de recarga rápida (flotas de vehículos masivos y livianos) y habilitar modelos de negocio de valor compartido. 5. Definir la arquitectura tecnológica para la operación del sector eléctrico colombiano. II. SISTEMA ELÉCTRICO INTELIGENTE Para lograr la transformación del sistema eléctrico colombiano se requiere consolidar un sistema eléctrico inteligente que integre de forma eficiente y sostenible los recursos distribuidos de energía, se garantice el acceso a información confiable y oportuna para empoderar a los consumidores o prosumidores y mejorar la eficiencia operacional del sistema. Un sector eléctrico inteligente se caracterizará por: “Tener un sector eléctrico distribuido y digitalizado que garantiza la confiablidad flexible, la portabilidad y la movilidad para la oferta y acceso de servicios convergentes multi-producto a un cliente informado, consciente, diverso y activo en la toma de decisiones donde la infraestructura del sistema eléctrico presta los servicios de valor agregado en forma costo-eficiente” [3]. En ese contexto, se considera que la transición del sistema eléctrico convencional a un sistema inteligente en Colombia deberá soportarse en los siguientes elementos: - El uso de la medición avanzada para empoderar y hacer un uso confiable y eficiente de la energía eléctrica. - El uso de sistemas de generación distribuida soportado en energías renovables para abastecer parte o la totalidad del consumo de los usuarios. - El uso de incentivos para fomentar la respuesta de la demanda y lograr cambios en el comportamiento del consumo de la energía eléctrica para optimizar la operación del sistema eléctrico.

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- El uso del almacenamiento de la energía para optimizar el uso de los recursos energéticos. - El uso de vehículos eléctricos como estrategia de movilidad sostenible y acciones de mitigación de GEI. Cabe destacar que para el desarrollo óptimo de los elementos descritos anteriormente, se requiere digitalizar la red en el que coexistan tecnologías de operación (TO) e información (TI), procesos automatizados y tele-remotos con atributos de interoperabilidad y ciberseguridad donde se requiere el diseño de una arquitectura tecnológica para la deﬁnición de estándares y mejores prácticas para la conexión y operación de las diferentes tecnologías y los requerimientos de telecomunicaciones para soportarlo. III. ARQUITECTURA TECNOLÓGICA El uso masivo de las nuevas tecnologías, por ejemplo, la implementación de los DER plantea retos importantes en torno a la seguridad y protección de los sistemas cibernéticos y físicos, por lo que se requiere el desarrollo de políticas, planes de gestión, protocolos y normas utilizadas para la ciberseguridad, interoperabilidad y gobernanza de datos. Sin embargo, debido a las características particulares de las tecnologías (TO/TI), es necesario desarrollar estrategias para garantizar que los dispositivos estén en la capacidad de conectarse y operar, para conseguirlo se debe garantizar la interoperabilidad, compatibilidad, conﬁabilidad, y seguridad en las operaciones. Ahora bien, estudios adelantados por diferentes entidades como la UPME y la CREG (Circular CREG 087/19), han abordado las temáticas de ciberseguridad, interoperabilidad y gobernanza de datos A su vez, un ejercicio adelantado entre el Consejo Nacional de la Operación (CNO) y Colombia Inteligente, se analizó un modelo conceptual referencial para el sector

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eléctrico colombiano en el que se identiﬁcaron y se resaltaron las interacciones relevantes a nivel de demanda (clientes), generación, transmisión, distribución, operación, mercado y proveedores de servicios. Cabe destacar que el modelo conceptual de la arquitectura referencial (ver Figura 1) se construyó con base en los modelos desarrollados por organizamos como la IEC (62357), EPRI, NIST, SGAM, IEEE P2030 y SEPA-GRIDWISE ALLIANCE. Además, se destaca el proyecto realizado por la UPME en convenio con la Universidad Nacional de Colombia para el análisis de la gestión de la información basado en los centros de gestión de medida (gobernanza, interop erabilidad y ciberseguridad) para las redes inteligentes en Colombia”

En general, en el ejercicio se identificaron las funcionalidades tecnológicas para la gestión de la operación del Sistema Interconectado Nacional, con el objetivo de elaborar una propuesta unificada de las capacidades y funcionalidades tecnológicas requeridas para los componentes de unidades constructivas de centros de control, telecomunicaciones, ciberseguridad y gestión de activos, que garantice la operación segura, confiable, flexible y eficiente del sistema interconectado nacional con el objetivo de lograr eficiencias en: - El desarrollo de criterios comunes a nivel tecnológico, que oriente los esfuerzos de todos los agentes -actores relacionados con el SIN. - Implementar infraestructura que respondan a los requerimientos regulatorios. - Mitigar la obsolescencia temprana producto de decisiones tecnológicas de corto plazo sin tener una visión de arquitectura referencial para la integración tecnológica.

Figura 1 Modelo arquitectura referencial para el sector eléctrico Fuente: Tomado de [4].

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- Monitorear la incorporación de nuevas tecnologías en la operación de la red y en el mercado para definir criterios comunes de interoperabilidad y ciberseguridad, mitigando riesgos por la diversidad tecnológica. - Aunar esfuerzos en la adquisición e implementación de infraestructuras que respondan a las necesidades de la operación (confiabilidad y calidad) y requerimientos regulatorios. - Fomentar el despliegue de nuevas tecnologías, en particular las energías no convencionales y mitigar los riesgos que estas implica para la operación del SIN. - Identificar las brechas para resolver las problemáticas de interoperabilidad identificadas como barreras en la implementación de los sistemas de medición, monitoreo, control y protección. - Habilitar y armonizar la integración de nuevas tecnologías (GD, almacenamiento, vehículos eléctricos, entre otras) para garantizar la gestión eficiente de la operación (confiabilidad y calidad) del SIN. De acuerdo con lo anterior, se identificaron las siguientes funcionalidades tecnológicas que deberían concebirse en las unidades constructivas asociadas al sector eléctrico: - Los sistemas de supervisión, control, medida y protección (centros de control de respaldo). - Los sistemas de comunicaciones operativas (redes de control y comunicaciones). - Los sistemas de automatización de subestaciones. - Los sistemas de ciberseguridad (CSIRT/SOC). - Los sistemas de gestión de la medida (MDM). - Los sistemas de gestión de activos (EAM). Requerimiento

En la Tabla 1 se presentan los requerimientos y actividades para construir la arquitectura tecnológica. Por otra parte, en Colombia se cuenta con la guía de ciberseguridad en el sector eléctrico, Acuerdo CNO 1241, y se han identificado acciones para fortalecer la ciberseguridad en el sector. - Uso de una metodología estándar y formatos para realizar seguimientos y evaluaciones (definir indicadores de monitoreo y control). - Implementar pruebas de diagnóstico. - Implementar centros de control de respaldo y redes de comunicaciones independientes. - Fomentar la capacitación y socialización continua (niveles administrativos/tomadores de decisión). Fortalecer el trabajo colaborativo entre las empresas. Otro aspecto a tener en cuenta para la integración masiva de los DER es la interoperabilidad, entendida como la capacidad de los sistemas y dispositivos de hablar el mismo lenguaje, y es un elemento crítico para diseñar un mercado donde los dispositivos puedan conectarse y operar en cualquier lugar. Este atributo puede lograrse mediante el cumplimiento de estándares abiertos comunes, o mediante la implementación de sistemas y plataformas que permiten que los diferentes sistemas se comuniquen entre sí (por ejemplo, estándares como los descritos en la IEC 61850 y la implementación de modelos referenciales como el CIM -Common Information Model-). La falta de interoperabilidad puede crear barreras para los consumidores, ya que puede limitar la flexibilidad para la integración, el bloqueo de proveedores y obsolescencia prematura de los dispositivos (European Commission, 2016). Actividades

Identificar el nivel de madurez tecnológico

Evaluar la madurez y estado actual de la arquitectura aplicable al dominio de la operación del sector eléctrico

Análisis casos de uso referenciales

Diseño y caracterización de casos de uso para la definición de la arquitectura tecnológica referencial para el SIN. El análisis de los casos de estudio considerando como mínimo los atributos de interoperabilidad y ciberseguridad bajo lineamientos internacionales (SGAM/ IEC62559-62357/Intelligrid EPRI) y casos de uso en: 1. Supervisión y control de tecnologías flexibles (generación, transmisión y distribución). 2. Automatización de la red diferenciado para los casos de STN-Nivel IV y Nivel III y II. 3. Integración de recursos distribuidos considerando almacenamiento de energía, generación distribuida, vehículos eléctricos y respuesta de la demanda/agregador. 4. Servicios complementarios tales como AGC (AGC, f), control voltaje y reactiva (VQ), PMU y restablecimiento (black-start). 5. Plataforma tecnológica para la gestión de activos en generación, transmisión y distribución.

Implementación de la guía de arquitectura tecnológica

Estructuración de una guía que describa la arquitectura tecnológica del SIN con la descripción de sus componentes, los perfiles de los casos de uso y recomendaciones para su aplicación. Los perfiles deberán considerar como mínimo las siguientes secciones: 1) Descripción del caso, 2) Diagrama del caso (arquitectura referencial autocontenida), 3) Descripción técnica (actores e infraestructura, Supuestos y condiciones, referentes y estándares tecnológicos (información, telecomunicación), clasificación e interacción con otros casos), 4) Análisis del caso (escenarios normal, consignación, contingencia/falla), 5) Gestión de datos, y 6) Términos y definiciones.

Análisis de impacto normativo

Valoración del impacto (B/C) y análisis de riesgo para la implementación de la guía a nivel regulatorio, técnico y socioambiental

Plan de implementación

Definición del plan de gestión con la propuesta de mapa de ruta (identificación de hitos con tres fases de ejecución, corto plazo, mediano plazo y largo plazo), acciones (estrategias y metas propuestas para el logro de las actividades propuestas por cada fase y plazo de ejecución) e identificación de actores (matriz RACI). Así como el plan de cierre de brechas y mitigación de riesgos.

Tabla 1 Requerimientos para la deﬁnición de la arquitectura tecnológica del sector eléctrico

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En ese contexto, se requiere establecer las condiciones mínimas para soportar las comunicaciones operativas y servicios de misión crítica del sistema eléctrico. Por ejemplo, identificar el tipo de banda (Comercial, Restringida, Uso libre), tecnologías de acceso (RF, Trunking, UMTS/3G - GSM/2G, LTE/4G) y las características principales de las comunicaciones utilizadas en el sector eléctrico, en las que se destacan: 1) conexión (Alta-disponibilidad, Baja latencia, Tiempo real, ultra-confiabilidad), 2) nivel de seguridad (Libre, Encriptada), y 3) protocolo de interoperabilidad (TCP/IP, TDM, PDH o propio). En el país, las empresas del sector eléctrico utilizan el espectro radioeléctrico en cuatro fases principales de comunicaciones: El backbone de la red de comunicaciones (microondas, satelital), el backhaul (red celular, red punto a multipunto), el acceso a dispositivos de operación de la red eléctrica (red celular, DMR) y las comunicaciones de voz o datos por parte del personal de la empresa (Trunking, DMR). En la Tabla 2 se muestran los dispositivos identificados por tipo de aplicación ((*) (actual y en desarrollo)). Aplicación

Dispositivo Concentrador de datos Equipo de protección Medidor usuario final

Control

Protección, SCADA, voz y datos Reconectador Subestaciones Concentrador de datos Medidor integrador/Macromedidor Medidor usuario final Reconectador

Telemetría

Sistema de alertas tempranas Sistema gestión de la medida (MDM) Sistema recolección datos de medida (MDC) Gestor alumbrado público (*)

Comunicació n operativa

Sistema voz Sistema video Equipo control carga

Control Telemetría

Medidor usuario final Medidor integrador/Macromedidor (*) Reconectador

Tabla 2 Dispositivos y aplicaciones en el sector eléctrico

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Ahora bien, con base en el análisis de la discusión sectorial y el levantamiento de la información asociada al uso del espectro en el sector eléctrico y soportar la transición de un sistema convencional a un sistema inteligente se evidencia la necesidad que las telecomunicaciones soporten las aplicaciones asociadas a los mecanismos del mercado (tarifas intradiarias o en tiempo real, respuesta de la demanda, facturación dinámica, gestión de información del cliente, portal web del cliente, entre otros), sistemas de gestión, arquitecturas, esquemas o protocolos (AMR, DLC, gestión de redes AMI, conexión y desconexión remota, gestión de datos de medida, gestión de fallas de suministro, gestión de las plataformas de activos, respuesta de emergencias y conciencia situacional, despacho y automatización de equipos de trabajo) y sobre equipos (reconectadores automáticos, control de bancos de capacitores, monitoreo de transformadores, monitoreo de voltaje y corriente, monitoreo de protecciones y control de líneas, generación distribuida y carga de vehículos eléctricos en casa o estaciones). En la Tabla 3, se describen los parámetros de comunicaciones estimados para soportar las aplicaciones en el sector eléctrico. Con base en lo anterior, el marco normativo en Colombia y las experiencias internacionales, es posible identificar propuestas para resolver los requerimientos normativas y regulatorias del sector de telecomunicaciones a los casos aplicables del sector eléctrico colombiano. En particular, se recomienda el uso de seis (6) bandas de frecuencia con el fin de soportar la prestación del servicio público de energía eléctrica para dar cumplimiento a los requerimientos de confiabilidad, calidad del servicio, seguridad digital y soportar la política de medición avanzada a costo eficiente (desarrollo de infraestructura) (ver Tabla 4). V. RECOMENDACIONES La transformación del sector eléctrico requiere del uso de tecnologías (TO/TI) pero es fundamental el uso de una arquitectura referencial (estándar) para evitar la disminución de la confiabilidad, disponibilidad y la calidad del servicio; garantizar la trazabilidad e integridad de la información (seguridad digital) y la infraestructura para ello (telecomunicaciones y plataformas); limitar el impacto de la obsolescencia tecnológica; la pérdida de competitividad en el servicio/negocio y el potencial incremento de las necesidades insatisfechas de los clientes. Lo anterior conlleva a definir mecanismos que garanticen los requerimientos de inversión, formación y acceso a nueva tecnología para cumplir con las mayores exigencias en la prestación del servicio, metas de cobertura y competencia por nuevos negocios.

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Datos para teleprotección

Datos para telecontrol

Datos para AMI y gestión de la demanda

Datos para monitoreo y administración

< 3 ms

< 10 ms

< 1.000 ms

100 ms – 500 ms

Por excepción (basado en el comportamiento de la red eléctrica)

Periódico (Intervalos configurables)

Método de comunicación (unicast/ multicast/broadcast)

Multicast / Unicast

Unicast

Broadcast/Multicast

Multicast / Unicast

Confiabilidad y disponibilidad (muy alta/alta/media/baja)

Muy Alta (99,99%)

Alta

5 - 100

100 – 1.000

Parámetro Latencia (seg)

Intervalo de ocurrencia (Impredecible/periódico en seg)

Seguridad en los datos (alta/media/baja) Volumen de datos (kilobytes)

Tabla 3 Parámetros de comunicaciones para aplicaciones del sector eléctrico

Rango

Propuesta

30,0 - 526,5 kHz

Habilitar a las empresas de servicio público el uso de Sistemas de Portadora de Línea de Potencia (PLC), de la categoría “usualmente inactivo” en cualquier frecuencia en el rango de 30 kHz a 526,5 MHz, y de la categoría de sistema “continuo” en el mismo rango de frecuencias exceptuando los siguientes segmentos de 90 - 110 kHz (servicio de RADIONAVEGACIÓN), 190 - 415 kHz (servicio de RADIONAVEGACIÓN AERONÁUTICA), 490 kHz (información marítima de seguridad -MSI), 495 a 505 kHz (rango de operación restringida) y 518 kHz (sistema NAVTEX internacional).

169,4 169,475 MHz

Habilitar el uso libre del rango de frecuencias por parte de equipos que operen aplicaciones de telemetría, monitoreo y/o control, con una potencia máxima radiada de 500 mW.

450 - 470 MHz

Habilitar un proceso de asignación regional de espectro para las empresas de servicios público que requieran utilizar la banda para apoyar las labores de administración, operación y mantenimiento de sus sistemas y activos.

902 - 915 MHz

Modificar la atribución a título primario en el rango de 908 a 915 MHz que actualmente está para el servicio de acceso fijo inalámbrico (AFI), como elemento de la Red Telefónica Pública Básica Conmutada (RTPBC), y dejarla atribuida a título primario al Servicio FIJO. Habilitar un proceso de asignación a nivel regional para las empresas de servicios públicos que requieran utilizar la banda para apoyar las labores de administración, operación y mantenimiento de sus sistemas y activos.

4.940 – 4.990 MHz

Habilitar el acceso de Banda Ancha Inalámbrica en radiocomunicaciones para protección pública y operaciones de socorro (Res. 1661 de 2006) donde esta pueda ser utilizada por parte las empresas prestadoras del servicio público en labores relacionadas con la seguridad y la protección de la vida y la propiedad.

Servicio voz Acoger el documento de la UIT “Radiocommunication objectives and requirements for Public Protection and Disaster Relief operativa en (PPDR)” (UIT, 2015) para que los trabajadores de las empresas prestadoras de los servicios públicos puedan utilizar frecuencias en bandas PPDR las bandas PPDR para soportar los servicios de voz operativa.

Tabla 4 Recomendaciones para el uso eﬁciente del espectro radioeléctrico en el sector eléctrico Fuente: Elaboración propia

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VI. AGRADECIMIENTOS

sector eléctrico,» 2018.

A las empresas y entidades miembro de la red colaborativa Colombia Inteligente, red conformada por empresas y entidades, para la inserción integral y eﬁciente de las redes inteligentes a la infraestructura del sector eléctrico colombiano con el propósito de disminuir riesgos y maximizar beneﬁcios a los actores de interés.

5. UIT, Radiocommunication objectives and requirements for Public Protection and Disaster Relief (PPDR), Ginebra: Unión Internacional de las Telecomunicaciones, 2015.

VII. BIBLIOGRAFÍA

Juan David Molina Castro: Líder de Gestión de la red colaborativa Colombia inteligente. Ingeniero electricista y Magister de la Universidad de Antioquia, especialista de la Universidad Nacional de Colombia. Magister y Doctor en sistemas de potencia de la Pontiﬁcia Universidad Católica de Chile.

1. Misión de transformación energética, «Construyendo la hoja de ruta para la energía del futuro,» Ministerio de Minas y Energía, [En línea]. Available: https:// energiaevoluciona.org/transformacion#. [Último acceso: 24 10 2019]. 2. UPME, «Smart Grids Colombia Visión 2030 - Mapa de ruta para la implementación de redes inteligentes en Colombia,» 2016. [En línea]. Available: https://www1.upme.gov.co/Paginas/ Smart-Grids-Colombia-Visi%C3%B3n-2030.aspx. [Último acceso: 20 08 2019]. 3. WEF, «Frameworks for the Future of Electricity Leading the Transformation through Multistakeholder Cooperation,» 2017. 4. CNO, «Informe: funcionalidades tecnólogicas del

VIII. RESEÑA AUTORES

Diego Edison Sánchez Ochoa: Especialista de servicios para la innovación en CIDET y coordinador de investigación y referenciamiento de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista y candidato a magister en ingeniería eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia. Jaime Alejandro Zapata: Gerente del Centro Nacional de Despacho en XM y presidente de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista de la Universidad Pontiﬁcia Bolivariana, con especialización en derecho de los negocios de la Universidad Externado de Colombia y maestría en economía de la Universidad Eaﬁt.

PAUTA ERASMUS

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Galvanizado por Inmersion en Caliente – (Hot-dip Galvanizing – H.D.G)

AUTORES: José Fernando Otálvaro Samuel Ross Gonvarri MS Colombia

Resumen— Este documento presenta el proceso de galvanizado por inmersión en caliente por medio de tratamientos químicos de limpieza y preparación previa, incluyendo información técnica del proceso de inmersión, la normatividad que lo rige y sus principales aplicaciones industriales en productos del sector eléctrico.

Para prevenir o minimizar este efecto, los metales, usualmente son sometidos a procesos de recubrimiento, con el ﬁn de proporcionar una barrera entre la superﬁcie del metal y la atmósfera. Para esto se cuenta con diversas opciones, como lo son las pinturas, recubrimientos de tipo polimérico, recubrimientos metálicos, entre otros.

Abstract-- This document presents the hot-dip galvanizing process by means of chemical cleaning and pre-treatments, including technical information on the immersion process, the regulations that govern it and its main industrial applications on electrical products.

Dentro de los recubrimientos metálicos, se ubican los recubrimientos de la familia del Zinc, usualmente llamados galvanizados, los cuales a su vez ofrecen diferentes alternativas proporcionando características diferentes según sea la necesidad. El zinc brinda una alta durabilidad frente al ataque de la corrosión atmosférica y lo ubica como un elemento adecuado para proporcionar un recubrimiento de protección.

Palabras Clave— Inmersión, protección contra la corrosión, galvanizado Key Words— Immersion, corrosion protection, galvanizing I. INTRODUCCIÓN El acero, desde su estado natural y a medida que se somete a procesos de transformación, generalmente con fines industriales, sufre un proceso de oxidación debido a la reacción del oxígeno atmosférico con la superficie del metal (Acero = Hierro + aleaciones), formando superficialmente Óxido de Hierro, donde el crecimiento de este compuesto va degradando el metal, llegando a obtener perdidas de espesor, lo cual compromete directamente la capacidad o resistencia estructural, cuyos efectos pueden ser graves, costosos y de alto impacto. Este proceso, es conocido como CORROSIÓN.

II. TIPOS DE GALVANIZADO Los diferentes tipos de recubrimientos Zinc, se tienen como los más comunes el electrozincado, el pre-galvanizado y el galvanizado por batches. Todos los anteriores los abarca la norma ISO 14713 e ISO 9223. En comparación, estos tres tipos de galvanizado, ofrecen entre mayor durabilidad, menor aspecto estético, es decir, un electrozincado proporciona un acabado de alta calidad estética, pero a su vez menos micras de recubrimiento, lo cual implica menos tiempo de protección contra la corrosión; un galvanizado por inmersión (proceso por batches), ofrece una alta durabilidad, pero presenta un acabado irregular con variaciones en tono, brillo y rugosidad superﬁcial. Es aquí, donde el usuario evalúa su necesidad y con base en ella toma la decisión de cuál es la solución que más se ajusta a esta.

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Fig 1. Comparación de espesores de capa de recubrimiento en galvanizados. (* El espesor de capa en el HDG depende del espesor del metal base)

A. Galvanizado en frío (electrozincado) Es un proceso de recubrimiento electrolítico que consiste en depositar por vía electroquímica ﬁnas capas de zinc sobre la superﬁcie de una pieza sumergida en una solución de iones metálicos o electrolito. Este proceso lo abarca la norma ASTM B 633, y aunque los procesos pueden cambiar, se considera que el espesor de recubrimiento puede estar entre 5 y 25 micras aproximadamente.

B. Galvanizado por inmersión en caliente (Hot Dip Galvanizing – HDG) - Proceso Continuo (Lámina pre-galvanizada)

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En este proceso y en el siguiente se produce una reacción química de aleación de Hierro-Zinc (Fe-Zn), que se lleva a cabo mediante la inmersión de la pieza de acero en una cuba de zinc fundido a aproximadamente 450°C; esto proporciona una protección adicional, no solo de tipo barrera como lo es en el proceso anterior. De este modo se logra una mayor durabilidad y resistencia del recubrimiento para la protección del acero. La diferencia del proceso en continuo con respecto al de baches radica, en que, para proporcionar efecto estético, al ﬁnal del tren de galvanizado, los excesos de zinc después de la extracción del material de la cuba son removidos mediante cuchillas de aire, para

dar un acabado más liso y brillante. Usualmente este proceso se desarrolla para producir rollos de acero galvanizado, como materia prima, antes de someter el material a cualquier proceso de transformación. Este proceso puede ofrecer espesores de capa alrededor de 30 micras, o incluso más, dependiendo del calibre de la lámina a galvanizar y de la manipulación de las condiciones de proceso según sea la necesidad. La norma ASTM A 653 da los parámetros de cumplimiento para este proceso, básicamente enfocados al espesor de capa requerido.

C. Galvanizado por inmersión en caliente (Hot Dip Galvanizing – HDG) - Proceso por baches

La formación de la capa de recubrimiento en los galvanizados en caliente, se da debido a una reacción química de aleación entre el hierro y el zinc, donde se forman varias capas intermetálicas con diferentes proporciones de cada uno de ellos

Fig 2. Formación de la capa de recubrimiento en el galvanizado por inmersión en caliente, en proceso por baches.

Mรกs informaciรณn

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Las primeras capas, es decir las más cercanas al metal base, tienen más contenido de hierro y menos contenido de zinc que aquellas que se van alejando del metal base, llegando en la superficie, a una capa final 100% de Zinc. La presencia de capas de aleación a lo largo del espesor de recubrimiento, es una de las principales características que hace que el HDG sea tan duradero, pues el zinc funciona como un ánodo de sacrificio para proteger al acero, y en el caso que la superficie del recubrimiento sufra alguna deterioro por manipulación, golpes u otros, la presencia de zinc en el interior, garantiza que el oxígeno tendrá preferencia por oxidar al zinc y no al acero; este modo de protección se conoce como PROTECCIÓN CATÓDICA. Tanto el proceso por baches como el proceso en continuo, requieren de un proceso de limpieza química previa del acero el cual incluye desengrase, decapado (tratamiento con ácido), y fluxado (activación superficial para favorecer la reacción de aleación) Este proceso (HDG), cuenta con estándares internacionales que plantean parámetros de cumplimiento requeridos para las características del recubrimiento; las normas más usualmente aplicadas son la ASTM A 123, ASTM A 153 e ISO 1461; estas normas plantean como principales requisitos a cumplir para garantizar la calidad y un adecuado desempeño del recubrimiento, lo siguiente: • Espesor mínimo de capa de recubrimiento (según espesor y tipo del material base) • Ausencia de zonas sin recubrimiento en la superficie del material • Ausencia de excesos de zinc (goteras, puntas, ampollas u otros), que puedan afectar la funcionalidad del producto (p.e obstrucción en perforaciones para ensamble de tornillos, filos cortantes que puedan dañar un cable eléctrico, etc); o aquellos que puedan generar riesgo de accidente o lesión a las personas durante su manipulación o uso. • Estas normas expresan con claridad la variación en tono, brillo y rugosidad como características propias del proceso. Estudios realizados por entidades especializadas en este tema, han permitido llegar a crear una gráfica que ayuda a tener una predicción estimada del tiempo de desempeño del galvanizado según el ambiente donde este se desempeñe en función del espesor de recubrimiento.

Fig 3. Vida de servicio para el HDG. (Tomada de la American Galvanizers Asociación – AGA)

Ventajas del HDG: • Alta durabilidad del recubrimiento • Doble protección: Tipo barrera y protección catódica • Alta adherencia de manera metalúrgica. • Buena resistencia a la abrasión, y a la temperatura • Posibilidad de galvanizar piezas grandes y complejas después de fabricación • No requiere mantenimiento • Permite aplicaciones de soldadura o de pintura posteriores. Desventajas: • No puede aplicarse en sitio • Poco brillo, y tono variable en la superficie • Presencia de cierta rugosidad superficial en la superficie galvanizada III. REFERENCIAS 1- M. S. Agudelo, C. M. Pérez, y P. J. Ruíz, "Cálculo de la Resistividad del Terreno," IEEE Trans. Power Delivery, vol. 3, pp. 549-557, Apr. 1988. 2. Y. Molina, Análisis de Circuitos, vol. I. Medellín: Norma, 1990, p. 81. 3. S. L. Tello. (1997, May.). Sistemas de Puesta a Tierra: Ingetesa S.A., Medellín, Colombia. [Online]. Disponible: http://www.ingetesa.com/doc/products/bsg/intra/ infra/html 4. ISO 2081, Metallic and other inorganic coatings — Electroplated coatings of zinc with supplementary treatments on iron or steel 5. ISO 9223, Corrosion of metals and alloys — Corrosivity of atmospheres — Classification, determination and estimation

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6- ISO 9224, Corrosion of metals and alloys — Corrosivity of atmospheres — Guiding values for the corrosivity categories

21. EN 10240, Internal and/or external protective coatings for steel tubes — Speciﬁcation for hot dip galvanized coatings applied in automatic plants

7. ISO 9226, Corrosion of metals and alloys — Corrosivity of atmospheres — Determination of corrosion rate of standard specimens for the evaluation of corrosivity

22. EN 10346, Continuously hot-dip coated steel ﬂat products — Technical delivery conditions

8. ISO 9227, Corrosion tests in artiﬁcial atmospheres — Salt spray tests

23. EN 12501-1, Protection of metallic materials against corrosion — Corrosion likelihood in soil — Part 1: General

9. ISO 10684, Fasteners — Hot dip galvanized coatings

IV. RESEÑA AUTOR(ES)

10. ISO 11303, Corrosion of metals and alloys — Guidelines for selection of protection methods against atmospheric corrosion 11. ISO 11844-1, Corrosion of metals and alloys — Classification of low corrosivity of indoor atmospheres — Part 1: Determination and estimation of indoor corrosivity 12. ISO 12944-5, Paints and varnishes — Corrosion protection of steel structures by protective paint systems —Part 5: Protective paint systems 13. ISO 12944-8, Paints and varnishes — Corrosion protection of steel structures by protective paint systems —Part 8: Development of specifications for new work and maintenance 14. ISO 14713-2, Zinc coatings — Guidelines and recommendations for the protection against corrosion of iron and steel in structures — Part 2: Hot dip galvanizing 15. ISO 14713-3, Zinc coatings — Guidelines and recommendations for the protection against corrosion of iron and steel in structures — Part 3: Sherardizing 16. ISO 14657, Zinc-coated steel for the reinforcement of concrete 17. EN 10025-2, Hot rolled products of structural steels — Part 2: Technical delivery conditions for non-alloy structural steels 18. EN 10025-6, Hot rolled products of structural steels — Part 6: Technical delivery conditions for flat products of high yield strength structural steels in the quenched and tempered condition 19. EN 10080, Steel for the reinforcement of concrete — Weldable reinforcing steel — General 20. EN 10083–1, Steels for quenching and tempering — Part 1: General technical delivery conditions

José Fernando Otálvaro es profesional en Ingeniería Química de la Universidad Nacional de Colombia, especialista en Ingeniería Ambiental de la U.P.B; se desempeña desde hace 14 años como Líder de Aseguramiento de Calidad en la empresa Gonvarri MS Colombia. Email: jfotalvaro@gonvarri.com Samuel Ross es profesional en Ingeniería Mecánica de la Universidad EAFIT, actualmente está cursando magister en Gerencia de Proyectos de la Universidad EAFIT, labora en la compañía desde hace 5 años y actualmente se desempeña como Coordinador de I+D+i de la empresa Gonvarri MS Colombia. Email: sross@gonvarri.com

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Comparación Económica de Alternativas en la Adquisición de Autos Eléctricos y Automóviles Convencionales en Colombia para Servicio Particular y Taxi Resumen— En el presente documento se muestra un modelo de evaluación de proyectos especialmente adaptado para evaluar las alternativas de adquisición de vehículos eléctricos en Colombia en comparación con los vehículos tradicionales con base en gasolina. Se presenta un modelo matemático cuyo objetivo es evaluar los costos de cada vehículo en un horizonte de 10 años así como un conjunto de cifras que muestran los retos que enfrenta el país para hacer realidad los objetivos de movilidad eléctrica que hacen parte del plan nacional de desarrollo a la luz de la ley 1964 del 11 de Julio de 2019. Finalmente se muestra la proyección del consumo de energía de los vehículos que se pueden vender en el país en la misma ventana de evaluación para ilustrar el efecto que estos tendrían sobre la matriz energética nacional. Abstract—Present paper shows a project evaluation model specially adapted to evaluate the alternatives for the acquisition of electric vehicles in Colombia compared to traditional gasoline-based vehicles. A mathematical model is presented whose objective is to evaluate the costs of each vehicle over a 10-year horizon as well as a set of ﬁgures that show the challenges facing the country to realize the electric mobility objectives that are part of the national development plan and included into the law 1964 of July 11, 2019. Finally, the projection of the energy consumption of vehicles that can be sold in the country is shown in the same evaluation window to illustrate the eﬀect that these would have on the Colombian energy matrix.

AUTOR: Alejandro Paz Parra Pontificia Universidad Javeriana Cali Comparación económica de alternativas en la adquisición de autos eléctricos y automóviles convencionales en Colombia para servicio particular y taxiPalabras Clave— Movilidad eléctrica, evaluación financiera, desarrollo sostenible, matriz energética nacional. Key Words— Electric mobility, Financial evaluation, sustainable development, Colombian energy matrix. I. GLOSARIO Vehículo eléctrico (BEV): Un vehículo impulsado exclusivamente por uno o más motores eléctricos, que obtienen corriente de un sistema de almacenamiento de energía recargable, como baterías, u otros dispositivos portátiles de almacenamiento de energía eléctrica [1]. Movilidad sostenible: Tipo de movilidad que es capaz de satisfacer las necesidades de la sociedad de moverse libremente, acceder, comunicarse, comercializar o establecer relaciones sin sacrificar otros valores humanos ecológicos básicos actuales o futuros. Debe incluir principios básicos de eficiencia, seguridad, equidad, bienestar, competitividad y salud [1]. Pico y placa: Restricción a la movilidad aplicada a vehículos automotores de servicio público o particular de acuerdo con políticas definidas por las administraciones locales con el fin de facilitar la movilidad, reducir el impacto de las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar la calidad de aire en las ciudades. Dicha restricción puede ser horaria o por días dependiendo del número de matrícula del vehículo y el tipo de servicio que presta (Particular o público).

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MEDIO AMBIENTE Ya desde FISE 2017, CENTELSA había hecho una apuesta muy importante por sentar su compromiso con el medio ambiente, sin embargo, como el mismo Carlos Alfonso Lozano explica, este compromiso no solo debe quedar en el papel, sino reﬂejarse en toda la labor de CENTELSA. “Podemos decir hoy con total seguridad que todos nuestros productos que tenían componentes con PVC (Policloruro de Vinilo) cumplen con la Directiva Internacional RoHS que garantiza que están libres de elementos pesados o sustancias peligrosas” esclarece Carlos Alfonso Lozano. CENTELSA cuenta en el momento con 3 mil productos en el mercado por calibre, por referencias y por colores y en cada uno de esos productos que puedan tener un compuesto de PVC, hay una propuesta por tener un cuidado minucioso con el medio ambiente. “Sumado a esto, hemos hecho un trabajo muy fuerte a nivel de proyectos de energía renovable en los que hemos trabajado en los últimos años; este es el caso de cables para instalaciones fotovoltaicas, cables ecológicos (cubiertos), cables de potencia de baja y media tensión para sistemas de generación eólica y otros desarrollos como son los cables para instalaciones en vías de cuarta generación, cables para túneles y cables resistentes al fuego” comenta el Vicepresidente de Técnica y Desarrollo de CENTELSA. PRIMERO EL SERVICIO AL CLIENTE Carlos Alfonso Lozano argumenta que a pesar de que CENTELSA es líder en Colombia y ha adquirido un papel protagónico en América Latina, la empresa persigue un ideal que va más allá de la innovación o el prestigio y es consolidarse como una empresa enfocada en el servicio al cliente. Parte del ADN de CENTELSA es ser un referente para todos los clientes a nivel de cotizaciones oportunas, entrega de productos, capacitaciones y asesoría en campo. CENTELSA sueña con ser visualizado por parte de la industria eléctrica como una empresa innovadora, donde el servicio al cliente es fundamental. “De hecho estamos trabajando en un tema de Academia CENTELSA para nuestros clientes y usuarios” agrega Lozano.

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Revisión técnico mecánica y de gases (RTM): Revisión periódica a la que deben someterse todos los vehículos automotores matriculados en Colombia con el fin de garantizar condiciones óptimas de funcionamiento y un nivel bajo de emisiones de gases de efecto invernadero y material particulado de acuerdo con la Ley 1383 de 2010 [2]. Autonomía: Medición de la cantidad de kilómetros que puede recorrer un vehículo eléctrico con una sola carga de energía en condiciones medidas de acuerdo con los lineamientos del fabricante y estándares internacionales. Rendimiento: Cantidad de kilómetros recorridos por un vehículo de combustión interna por cada galón de combustible consumido en condiciones medidas de acuerdo con los lineamientos del fabricante y estándares internacionales. Depreciación: Reducción del valor comercial de un vehículo debido a múltiples factores como el uso, el kilometraje recorrido y el estado técnico y mecánico del mismo. Ciclo de vida de un activo: Se refiere a los costos e inversiones necesarios para mantener un activo productivo a lo largo de toda su expectativa de vida. Incluye los costos asociados al mantenimiento y operación del activo. En el caso de los vehículos automotores se refiere a los costos de mantenimiento, seguro obligatorio, combustible y revisión técnico mecánica y de gases. Valor de recuperación: Valor en el que se espera poder vender un vehículo usado al cabo de algunos años de uso. Valor presente neto: Valor del ciclo de vida de un vehículo proyectado a valor actual mediante la tasa de oportunidad del mercado. II. INTRODUCCIÓN Como parte de la estrategia de transformación energética en Colombia, el gobierno nacional ha expedido recientemente la ley 1964 del 2019 con la cual se busca promover la incorporación de vehículos eléctricos al parque automotor nacional como parte de un plan nacional para mejorar la calidad del aire en las ciudades y contribuir de forma positiva a alcanzar las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que se fijó el país (reducir el 20% de sus emisiones sobre su línea base proyectada para el año 2030) y que quedaron definidas en la ratificación de los acuerdos firmados por Colombia en la COP21 [2].

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El gobierno nacional se ha ﬁjado la meta de introducir en el parque automotor nacional un total de seiscientos mil vehículos eléctricos o de cero emisiones y en el presente artículo se analizan las tendencias de desarrollo del parque automotor en Colombia así como las posibilidades reales de alcanzar dicha meta, así como las ventajas económicas que representa en la actualidad la adquisición de vehículos eléctricos tanto particulares como vehículos tipo taxi para cada uno de los usuarios, se hace un análisis comparativo de costos de cada tipo de vehículo en valor presente neto y su impacto potencial sobre la matriz energética nacional de acuerdo con diferentes parámetros de simulación.

Sector

TWh/año

Hogares

45.8

69%

Industria

9.2

14%

Minería

4.8

Servicios y comercio

4.5

Sector agropecuario

0.6

Construcción

1.3

Transporte y telecomunicaciones

0.4

III. DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA Y SU RELACIÓN CON EL SECTOR TRANSPORTE

TABLA I Demanda de energía eléctrica por sectores

Según cifras de XM la demanda de energía eléctrica en Colombia experimentó un crecimiento del 26% en la década del 2008 al 2018 (aproximadamente un 2.6% anual), año en el cual alcanzó los 79TWh/año según se muestra en la Figura 1.

Cuando se analizan otras formas de energía, se encuentra que el consumo total de energía en Colombia durante el año 2018 fue de 546TWh equivalentes de los cuales el 13% corresponde a energía eléctrica en general y el 10% a electricidad generada por agua como se muestra en la Figura 2 [3].

Fig. 1. Evolución de la demanda de electricidad en Colombia en el periodo 2008-2018.

En el periodo 2017-2018 el crecimiento parece haberse acelerado al alcanzar un crecimiento de 3.3%, mientras el comparativo de doce meses desde mayo 2018 hasta mayo 2019 muestra un crecimiento de la demanda del 4.1%. En el análisis de detalle del consumo por sectores, se encuentra que los mayores consumidores de energía eléctrica son los hogares con una representación del 69% mientras el sector transporte apenas alcana el 1% de la demanda nacional de electricidad como se aprecia en la Tabla 1.

Fig. 2. Evolución de la demanda de energía en Colombia en el periodo 2005-2018.

Dentro de las demás fuentes de energía se encuentran el petróleo (34.5%), gas natural (23.3%), carbón (26.7%), los biocombustibles (2.2%) y ﬁnalmente las fuentes no convencionales de energía renovable FNCER con una participación del 1%. Desde esta perspectiva, Las fuentes no renovables constituyen el 84.5% de la matriz energética nacional. [3]. El análisis de la demanda arroja que en Colombia, el mayor consumidor de energía es el sector transporte que demanda el 39.8% de la energía consumida en el país, seguido de lejos por el sector industrial que demanda el 26.4% de los energéticos totales, según se muestra en la Figura 3.

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El número de unidades vendidas durante los años 2018 y 2019 vendidas en Colombia se muestra en la Figura 5. Durante el año 2018 se vendieron un total de 256.662 unidades de autos y 553.361 Unidades de motos, en el año 2019 hasta septiembre 30 se habían vendido 185.092 unidades de autos y 453.536 unidades de motos lo cual marca una tendencia indicativa de que en Colombia se venden aproximadamente 2 motos por cada automóvil y de igual manera, el número de unidades de automóviles que se venden en el mercado nacional tiende a estabilizarse en unas 250.000 unidades al año.

Fig. 3. Demanda de energía en Colombia por sectores [4].

De este análisis se desprende que en los planes de desarrollo sostenible, el sector transporte representa un sector estratégico que amerita la formulación de una política nacional como aparece en la estrategia nacional de movilidad eléctrica ENME [5]. IV. CARACTERISTICAS DEL PARQUE AUTOMOTOR EN COLOMBIA De acuerdo con el informe de la asociación nacional de movilidad sostenible ANDEMOS 2019, en Colombia circulaban a ﬁnales del año 2017 un total de 13´831.502 unidades de vehículos y en julio de 2019 se alcanzó una cifra de Julio 2019 15´127.443 Unidades.

Fig. 5. Ventas de motos y autos en Colombia durante el año 2018 y con corte a septiembre 30 de 2019 [6] [7].

Por el uso de los vehículos, se encuentra que el 92.24% son de uso particular y apenas el 6.57% prestan servicio público.

El sector con mayor representación es el de las motocicletas que alcanzan una cifra de 7´964.558 unidades para una representación total del 57.6% del parque automotor, seguido de lejos por los autos que representan el 24.3% con un total de 3’367. 466 unidades [6].

Fig. 6. Clasiﬁcación de vehículos en Colombia según su uso.

Fig. 4. Distribución de vehículos por tipo al ﬁnal del año 2017 [6].

Las ventas de vehículos eléctricos en híbridos aunque vienen en aumento no son representativas aún dentro del parque automotor. En la Figura 7 se muestra un comparativo de las ventas de eléctricos (BEV), Híbridos (HEV) e híbridos no conectables (PHEV)

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Según cifras de ANDEMOS [8] en la actualidad circulan en el país un total de 1659 unidades de autos y 2587 motos eléctricas.

Fig. 7. Ventas de vehículos eléctricos (BEV), Híbridos (HEV) e Híbridos no conectables (PHEV) en Colombia durante el año 2018 y con corte a septiembre 30 de 2019 [9]

Frente a la antigüedad del parque automotor, de acuerdo con un estudio realizado por la revista motor [7], los vehículos particulares en Colombia se cambian cada 10 o 12 años, el 34% de los vehículos que ruedan en el país tienen una antigüedad que no supera los 5 años mientras un 27% se encuentra entre 5 y 10 años; un 23% se encuentran entre los 10 y los 20 años y solamente un 16% del parque automotor supera los 20 años de antigüedad. Esto permite trazar un horizonte de evaluación económica del proyecto de cambio de un vehículo tradicional por uno eléctrico en el horizonte de 10 años. V. BENEFICIOS ESTABLECIDOS EN LA LEY 1964 DEL 2019 PARA LA ADQUISICIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN COLOMBIA La ley 1964 de julio de 2019 declara en su artículo primero como objeto: “generar esquemas de promoción al uso de vehículos eléctricos y de cero emisiones; con el ﬁn de contribuir a la movilidad sostenible y a la reducción de emisiones contaminantes y de gases de efecto invernadero” [1]. Los principales beneﬁcios expresados en la ley se pueden resumir como se muestra en la Tabla II.

Aspecto

Artículo

Beneficio

Impuesto sobre vehículos automotores

Revisión técnico mecánica y de gases

Por definir

Descuento en seguro obligatorio de accidentes de tránsito SOAT

10%

Incentivos adicionales

Por definir a criterio de las entidades territoriales

Restricciones a la movilidad

Sin pico y placa ni día sin carro

Parqueaderos

2% de plazas disponibles para uso preferencial

Vehículos públicos o de transporte público

30% de los vehículos nuevos

TABLA II Beneﬁcios de la Ley 1964 de 2019 para vehículos eléctricos y de cero emisiones [1]

VI. MODELO DE ANÁLISIS ECONÓMICO DEL CAMBIO DE UN VEHÍCULO TRADICIONAL A GASOLINA POR UN VEHÍCULO ELÉCTRICO. Se presenta un modelo de análisis económico de vehículos eléctricos y a gasolina en dos modos de operación; como vehículos de servicio particular o como vehículos de servicio público. A. Modelo de depreciación. Se aplicará un sistema de depreciación del 20% en el primer año de uso y luego un 10% adicional por cada año después del primero sobre el valor comercial del vehículo de acuerdo con la ecuación 1. Vi =Vi

]

d (% ) i

(1)

Donde: Vi es el valor comercial del vehículo en el año i. Vi-1 es el valor comercial del vehículo en el año i-1. di es el porcentaje de depreciación aplicado en el año i.

Mรกs informaciรณn

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DICIEMBRE 2019

B. Impuesto de rodamiento El impuesto de rodamiento se rige por dos fórmulas diferentes dependiendo del tipo de vehículo, en cualquier caso se calcula como un porcentaje sobre el valor comercial del vehículo. En el caso de los vehículos a gasolina se rige por la ley 488 de 1998 que establece los valores que se aprecian en la Tabla 2, en el caso de los vehículos eléctricos se aplicará el valor máximo indicado en la Tabla 1 y establecido por la ley 1964 de 2019 [1].

Valor comercial del vehículo (millones de pesos)

Tasa

Menor a 46

1.5%

De 46 a 106

2.5%

Mayor a 106

3.5%

TABLA III Impuesto de rodamiento aplicable a vehículos a gasolina de acuerdo con el valor comercial del vehículo

La ecuación de cálculo es la ecuación 2.

I i =Vi t

(2)

Donde: Ii es el valor del impuesto de rodamiento a cancelar en el año i. Vi es el valor comercial del vehículo en el año i. ti es el porcentaje aplicable según el valor comercial del vehículo en el año i. C. Revisión técnico-mecánica y de gases. Para la revisión técnico-mecánica y de gases se aplicará un valor equivalente a la cuarta parte de un salario mínimo mensual vigente (SMMV) para los vehículos a gasolina y dado que la ley 1964 no estableció el porcentaje de descuento que se aplicará a vehículos eléctricos se aplicara el mismo descuento establecido para el SOAT equivalente al 10% del valor. Por cada año el valor se reajustara según las perspectivas de inﬂación. La ecuación de cálculo es la ecuación 3. RTM _ i = SMMLV0 25%

D (%)

] (1 +IPC )i (3)

Donde: R TM_i es el valor de la revisión técnico mecánica y de gases a pagar en el año i. SMMLV0 es el salario mínimo legal vigente en el año inicial. IPC es el índice de precios al consumidor que afecta al salario mínimo en cada año. D es el porcentaje de descuento aplicable según el tipo de vehículo. Cero para vehículos a gasolina y 10% para vehículos eléctricos. D. Seguro obligatorio de accidentes de tránsito SOAT. Para el seguro obligatorio de accidentes de tránsito se aplicará un valor equivalente a la mitad de un salario mínimo mensual vigente (SMMV) para los vehículos a gasolina y en el caso de los vehículos eléctricos se aplicara el descuento del 10% establecido por la ley 1964 del 2019. Por cada año el valor se reajustara según las perspectivas de inﬂación. La ecuación de cálculo es la ecuación 4. SOAT = SMMLV0 50% i

D (%)

] (1 +IPC )i (4)

Donde: SOATi es el valor de la póliza de seguro obligatorio de accidentes de tránsito a pagar en el año i. SMMLV0 es el salario mínimo legal vigente en el año inicial. IPC es el índice de precios al consumidor que afecta al salario mínimo en cada año. D es el porcentaje de descuento aplicable según el tipo de vehículo. Cero para vehículos a gasolina y 10% para vehículos eléctricos. E. Gastos de mantenimiento Para mantener las condiciones técnico-mecánicas del vehículo se requieren hacer inversiones periódicas que implican un cierto nivel de inversiones. Aunque se conoce que los gastos de mantenimiento son más bajos en los vehículos eléctricos que en los vehículos a gasolina, se han estimado en un 4% del valor inicial del vehículo para estos últimos y en un 2% del valor original para los vehículos eléctricos. Los gastos de mantenimiento también son afectados por la inﬂación. La fórmula de cálculo es la ecuación 5. M i =V0 t

(1 +IPC )i

(5)

Donde: Mi es el costo de mantenimiento del año i. V0 es el valor comercial del vehículo en el año inicial. t es el porcentaje aplicable según el valor comercial del vehículo en el año inicial. 4% para vehículos a gasolina y 2% para vehículos eléctricos. IPC es el índice de precios al consumidor en cada año.

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F. Gasto en combustible Para el cálculo del gasto en combustible, se debe tomar en cuenta el kilometraje recorrido por año, el rendimiento del vehículo, el costo de la unidad de combustible (galones o kWh según el caso) y el incremento histórico en el precio del combustible que indica la tendencia. Para el caso de los vehículos a gasolina la fórmula de cálculo es la ecuación 6. Ci = C

KM ÷

gas

1 +T

(6)

gas

Donde: Ci es el costo del combustible correspondiente al año i. C0 es precio base del combustible en el año inicial. KM es la cantidad de kilómetros recorridos al año. ηgas es el rendimiento del vehículo expresado en kilómetros/galón de combustible. Tgas es la tasa de incremento del valor del combustible cada año de acuerdo con un análisis histórico. Para el caso de los vehículos eléctricos la fórmula de cálculo es la ecuación 7. Ci = C

(1 +TkWh )i

(7 )

Donde: Ci es el costo del combustible correspondiente al año i. C0 es precio base del combustible en el año inicial. KM es la cantidad de kilómetros recorridos al año. ηe es el rendimiento del vehículo expresado en kWh/kilómetro recorrido. TkWh es la tasa de incremento del valor del kWh cada año de acuerdo con un análisis histórico. G. Costos totales de operación por año Para obtener los costos totales de operación por año se suman los costos de cada ítem en cada uno de los años de evaluación. De acuerdo con la ecuación 8. CT _ i = I i +RTM _ i +SOAT +M i +Ci i

(8)

Finalmente los gastos totales por año se traen a valor presente neto para hacer el análisis ﬁnanciero y hacer una comparación de alternativas en cada caso. El retorno a valor presente se hace con base en la tasa de depósito a término ﬁjo de largo plazo (DTF) la cual se encuentra actualmente en un 4.4% efectivo anual. La fórmula de cálculo es la ecuación 9.

CVPNT _ i =

N i =0

C T _i

(1 +DTF )

DICIEMBRE 2019

(9)

Donde: DTF es la tasa de depósito a término ﬁjo de largo plazo expresada en porcentaje. CT_i son los costos totales anuales calculados según la ecuación 8. CVPNT_i Es el costo de operación pasado a valor presente neto en cada caso. VII. APLICACIÓN DEL MODELO Y ANÁLISIS DE RESULTADOS Se hizo un análisis comparativo en dos casos especíﬁcos, un vehículo a gasolina comparado con un vehículo eléctrico comparable en términos de espacio interior, capacidad de carga y pasajeros. A. Parámetros de simulación Para la simulación se usaron parámetros que son válidos para ambos tipos de vehículos y otros que lo son separadamente de acuerdo con el caso a analizar. Los parámetros generales se muestran en la Tabla IV.

Parámetro

Valor

Unidad

828.116

COP

Inflación proyectada

DTF de largo plazo

4.4

Depreciación anual en el año 1

Depreciación anual a partir del año 2

Salario mínimo mensual vigente

TABLA IV Parámetros de simulación comunes para un vehículo comercial a gasolina o eléctrico

Los parámetros del vehículo tradicional a gasolina se muestran en la Tabla V.

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Parámetro

Valor

Unidad

Valor comercial del vehículo

MCOP

Mantenimiento

9.500

COP/gal

Incremento anual en el precio del combustible

Rendimiento del vehículo

Km/gal

Precio base del combustible

Se observa claramente que el costo de operación se debe fundamentalmente al gasto en combustible (89.9%). En el caso de los vehículos eléctricos que operan como taxi, los costos totales de operación son del orden de COP$192 millones sumado al costo inicial del vehículo el resultado del ciclo de vida del activo es de COP$332 millones. La inﬂuencia de cada componente en los costos totales de operación se muestra en la Figura 11.

TABLA V Parámetros de simulación para un vehículo comercial a gasolina

Los parámetros de simulación para un taxi eléctrico se muestran en la Tabla VIII Parámetro

Valor

Unidad

100

MCOP

Mantenimiento

Precio base del combustible

560

COP/kWh

Incremento anual en el precio del combustible

0.14

kWh/km

Valor comercial del vehículo

Fig. 8. Componentes de la matriz de costos de operación de un vehículo tradicional a gasolina.

B. Análisis de resultados para vehículos particulares

En el caso de los vehículos eléctricos que operan como particulares, los costos totales de operación son del orden de COP$35 millones sumado al costo inicial del vehículo el resultado del ciclo de vida del activo es de COP$135 millones. La inﬂuencia de cada componente en los costos totales de operación se muestra en la Figura 9. Se observa claramente que el costo de operación se debe fundamentalmente al gasto en combustible (46%) seguido de cerca por los costos de mantenimiento (42.2%). El valor de recuperación del vehículo de acuerdo con el modelo de depreciación es de COP$134 millones. Por tanto, si el vehículo se vende en el año 10 por su valor de recuperación, el costo total del proyecto sería de COP$101 millones.

En el caso de los vehículos a gasolina que operan como particulares, los costos totales de operación son del orden de COP$69 millones sumado al costo inicial del vehículo el resultado del ciclo de vida del activo es de COP$105 millones. La inﬂuencia de cada componente en los costos totales de operación se muestra en la Figura 8. Se observa claramente que el costo de operación se debe fundamentalmente al gasto en combustible (72.4%). El valor de recuperación del vehículo de acuerdo con el modelo de depreciación es de COP$12 millones. Por tanto, si el vehículo se vende en el año 10 por su valor de recuperación, el costo total del proyecto sería de COP$93 millones.

Fig. 9. Componentes de la matriz de costos de operación de un vehículo eléctrico.

Rendimiento del vehículo

TABLA VI Parámetros de simulación para un vehículo comercial eléctrico tipo taxi

La simulación se corrió sobre un horizonte de diez años. Para vehículos particulares se tomó como base un kilometraje anual de 20.000 kilómetros mientras para vehículos taxi se consideró un kilometraje anual de 170.000 kilómetros.

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Si se comparan los dos valores ﬁnales del proyecto los costos de ciclo de vida son claramente menores para el vehículo tradicional a gasolina. Por supuesto los costos de operación del vehículo eléctrico son mucho menores, pero el valor de la inversión inicial es mucho mayor. En el documento base de la estrategia nacional de movilidad eléctrica, se reconoce claramente que “Las brechas de mercado para una transición hacia tecnologías más limpias se relacionan principalmente a los altos costos de inversión que estas requieren y la falta de disponibilidad de dichas tecnologías en el mercado” [5].

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Para el caso de los vehículos a gasolina que operan como taxi, los costos totales de operación son del orden de COP$502 millones sumado al costo inicial del vehículo el resultado del ciclo de vida del activo es de COP$571 millones. La inﬂuencia de cada componente en los costos totales de operación se muestra en la Figura 10.

C. Análisis de resultados para vehículos tipo taxi En el caso de los vehículos que operan como servicio público, el modelo de depreciación es más acelerado y el valor de recuperación al cabo de diez años se considera como cero para el vehículo y se toma solamente el valor del cupo de servicio público. Los parámetros de simulación para un taxi a gasolina se muestran en la Tabla VII. Parámetro

Valor

Unidad

Valor comercial del vehículo

MCOP

Mantenimiento

9.500

COP/gal

Incremento anual en el precio del combustible

Rendimiento del vehículo

Km/gal

Precio base del combustible

Fig. 10. Componentes de la matriz de costos de operación de un taxi a gasolina.

TABLA VII Parámetros de simulación para un vehículo comercial a gasolina tipo taxi

Los parámetros de simulación para un taxi eléctrico se muestran en la Tabla VIII Parámetro

Valor

Unidad

140

MCOP

Mantenimiento

Precio base del combustible

560

COP/kWh

Incremento anual en el precio del combustible

0.14

kWh/km

Valor comercial del vehículo

Rendimiento del vehículo

TABLA VI Parámetros de simulación para un vehículo comercial eléctrico tipo taxi

Fig. 11. Componentes de la matriz de costos de operación de un taxi eléctrico.

Se observa claramente que el costo de operación se debe fundamentalmente al gasto en combustible (72.1%). Si se comparan los dos valores ﬁnales del proyecto los costos son claramente más favorables hacia la adquisición y operación de taxis eléctricos con un saldo a favor de COP$239 millones.

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D. Impacto sobre la matriz energética nacional Se hace un análisis del impacto sobre la matriz energética de la inclusión de 100.000 unidades de vehículos de servicio público tipo taxi eléctrico y el ahorro en gasolina que representa. Por supuesto, se espera un incremento en el consumo de electricidad. El incremento en el consumo de electricidad se calcula tomando como base un rendimiento de 0.14kWh/km y un kilometraje promedio de 170.000km/año, sobre esta base el consumo de electricidad por año de las 100.000 unidades de taxi sería del orden de 2380GWh/año lo cual con respecto a la demanda de electricidad proyectada para el año 2030 representara un incremento del 3.5%. La reducción en consumo de gasolina de reemplazar 100.000 taxis a gasolina por taxis eléctricos se calcula tomando en cuenta el mismo kilometraje (170.000km/año) con un rendimiento de 45km/galón de gasolina. En este caso se evitaría el consumo de 378 millones de galones de gasolina equivalentes al 6% de la demanda proyectada para el año 2030. VIII. CONCLUSIONES Cumplir la meta 2030 de introducir 600.000 unidades de vehículos eléctricos supone pasar de vender 650 unidades/año a 20.000 unidades/año en carros y casi 40.000 unidades/año en motos eléctricas, esta meta solo es alcanzable en la medida en que los costos iniciales de inversión se reduzcan signiﬁcativamente haciendo atractivos para los inversionistas la sustitución de los vehículos particulares a gasolina por vehículos eléctricos. El mayor impacto en la reducción del consumo d gasolina se encuentra en la sustitución progresiva de los vehículos de servicio público a gasolina por vehículos eléctricos, los cuales por su tipo de operación consumen signiﬁcativamente mayores cantidades de combustible fósil que los vehículos particulares. IX. REFERENCIAS 1. Congreso de Colombia. “Ley 1964 del 11 de julio de 2019 - por medio de la cual se promueve el uso de vehículos eléctricos en Colombia y se dictan otras disposiciones”. 2019. 2. Congreso de Colombia. “Ley 1383 de 2010 - por la cual se reforma la ley 769 de 2002 Código Nacional de Tránsito, y se dictan otras disposiciones”. 2010. 3. CASTAÑO, Rodrigo. Colombia se une al esfuerzo global de enfrentar el cambio climático. El ABC de los Compromisos de Colombia para el COP21. 3, 2015.

4. British Petroleum. “British Petroleum Statistical Review 2019”. June 2019. 5. Dirección nacional de planeación DNP – Gobierno de Colombia. “Energy Demand Situation in Colombia 2017”. December 2017. 6. Gobierno de Colombia – Ministerio de minas y energía – Unidad de planeación minero energética UPME. “Estrategia nacional de movilidad eléctrica ENME 2019” Octubre 2019. 7. Asociación nacional de movilidad sostenible ANDEMOS. “Informe Septiembre 2019 - Reporte de vehículos vendidos hasta septiembre 30 de 2019”. Septiembre 30 de 2019. 8. Asociación nacional de movilidad sostenible ANDEMOS. “Informe Septiembre 2019 - Reporte de motos vendidas hasta septiembre 30 de 2019”. Septiembre 30 de 2019. 9. Asociación nacional de movilidad sostenible ANDEMOS. “Informe Septiembre 2019 - Reporte de vehículos eléctricos, híbridos e híbridos no conectables vendidos hasta septiembre 30 de 2019”. Septiembre 30 de 2019. 10. Andrés Baraya Rubiano. “¿Qué tan antiguo es el parque automotor del país?”. Publicado en revista Motor. Septiembre 14 de 2018. Casa de redacción EL TIEMPO. 11. Congreso de Colombia. “Ley 488 de 1998” X. RESEÑA AUTOR(ES) Alejandro Paz Parra. Doctor en ingeniería eléctrica y electrónica – Universidad del Valle 2015, master en sistemas de generación de energía – Universidad del Valle 2004, ingeniero electricista – Universidad del Valle 1996. Profesor del Departamento de electrónica y Ciencias de la computación – Pontiﬁcia Universidad Javeriana Cali 2002 hasta el presente.

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Retos de los Vehículos Eléctricos en Colombia Resumen— El incremento en la capacidad de almacenamiento de energía de las baterías Ion-Litio y las políticas a favor del uso energías limpias aplicadas por algunos países a nivel mundial han originado el incremento en el uso de vehículos eléctricos en diferentes países, alcanzado en el año 2018 un total de 5,1 millones de unidades en el mundo. En Colombia, durante los últimos dos años se ha registrado un incremento significativo en la venta de este tipo de vehículos. En este trabajo se presenta las implicaciones técnicas que representa el incremento del uso de vehículos eléctricos en Colombia y las investigaciones que se deben realizar para garantizar el uso confiable de dicho vehículo. Abstract— Due to the increase in the energy storage capacity of the Lithium-Ion Batteries and policies to promote the use of clean energy applied by many countries worldwide, the number of electric vehicle on the world`s routes has reached 5.1 million units in 2018. In Colombian case, the last two years there has been a significant increase in the sale of these kind of vehicles. This paper presents the technical implications of the increase in the use of electric vehicles in Colombia and the investigations that must be carried out to guarantee the reliable use of electric vehicle. Palabras Clave— Vehículo eléctrico, Clasificación de vehículos eléctricos, cargadores de vehículo eléctrico Key Words— Electric vehicle, electric vehicle classification, electric vehicle charger

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AUTORES:

Agustín Rafael Marulanda Guerra, Carlos Daniel Vera Silva Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito I. INTRODUCCIÓN La Agencia Internacional de Energía (IEA, en sus siglas en inglés) en su informe Global EV Outlook 2019 [1], señala que durante el año 2018 el parque de vehículos eléctricos a nivel mundial, sin considerar transporte público, llegó a 5,1 millones de unidades, un aumento del 63% respecto al año 2017. Este porcentaje de crecimiento es similar a la tasa de crecimiento interanual del 57% obtenido en 2017 y del 60% en 2016. De acuerdo a la IEA, los vehículos eléctricos puros representan el 64% de la ﬂota mundial de automóviles eléctricos. Durante el año 2018, el 45% de la ﬂota mundial de vehículos eléctricos se encontraban en la República Popular de China, el 24% en Europa, el 22% en los Estados Unidos. El resto de los países representa alrededor del 9% de los vehículos eléctricos. El incremento en el uso de vehículos eléctricos se debe principalmente a tres factores; las políticas implantadas por algunos países, el desarrollo tecnológico de las baterías y la reducción de los costos. Países como China, Noruega e Inglaterra; entre otros, han implementado fuertes políticas para impulsar el uso de vehículos eléctricos. Por ello, China es hoy en día el país con mayor número de vehículos eléctricos y Noruega cuenta con el porcentaje más alto en relación a vehículos de combustión interna; de cada 10 vehículos que circulan en Noruega 1 es eléctrico. De igual forma, sólo otros 3 países superan el 1% de participación de vehículos eléctricos, a saber: Islandia (3,3%), Holanda (1,9%), Suecia (1,6%) y China (1,1%) [1].

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Por otro lado, la investigación y desarrollo en las baterías de Ion-Litio han permitido incrementar su capacidad de almacenamiento de energía y reducir su peso; en consecuencia, los vehículos eléctricos tienen mayor autonomía y pueden recorrer más kilómetros. Esta mejora en la tecnología de las baterías ha repercutido en su costo, reduciendo así el valor del vehículo eléctrico; ya que gran parte de él lo constituye la batería. Los signos de mejoras continuas de las tecnologías que se investigan actualmente confirman que esta tendencia continuará, reduciendo la brecha de competitividad de costos entre los vehículos eléctricos y los motores de combustión interna (ICE). Si los avances tecnológicos se mantienen a igual ritmo y las políticas ambientales continúan aumentando para cumplir con los objetivos climáticos y otros objetivos de sostenibilidad, como en el Escenario EV30@30, entonces la cantidad de vehículos eléctricos en las carreteras podría llegar a 220 millones en 2030 [2]. A medida que el número de automóviles eléctricos se incremente será necesario proveer a los usuarios de diferentes servicios eléctricos implicando nuevos modelos de negocios y nuevos retos técnicos para las empresas de distribución de energía. El objetivo de este trabajo es identificar algunos de estos retos técnicos a los cuales se enfrentarán las empresas de distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia durante los próximos años debido al incremento en el uso de los vehículos eléctricos. II. CLASIFICACIÓN DE LOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS Los vehículos eléctricos se pueden clasificar en dos grandes grupos, de acuerdo al origen de la energía eléctrica: Vehículos eléctricos puros y vehículos eléctricos híbridos. Los vehículos eléctricos puros utilizan la energía almacenada en un banco de baterías para mover el motor eléctrico de dos fuentes distintas: de un banco de baterías o desde una celda combustible. Por otro lado, un vehículo eléctrico híbrido (Hybrid Electric Vehicle, HEV) típico, combina un motor de combustión interna y un dispositivo secundario de almacenamiento de energía o fuente de energía, como un banco de baterías, una celda de combustible o un ultra-condensador, para proporcionar la potencia de tracción al tren motriz; este banco de baterías puede ser recargada de forma externa o por medio de un generador interno del vehículo. Esta configuración busca optimizar la eficiencia operativa del motor de combustión, con lo cual se incrementa la eficiencia en un 30-40% en combustible en comparación con los vehículos convencionales y, al mismo tiempo, ayuda a reducir la contaminación del aire [3], [4].

Los vehículos eléctricos híbridos se pueden clasificar según el sistema de propulsión, el sistema de almacenamiento de energía y la fuente de energía en configuración serie, configuración paralela, configuración serie-paralelo [8]. La figura 1 muestra un esquema básico de la clasificación de los vehículos eléctricos, los cuales se explican a continuación.

Fig. 1. Clasiﬁcación de los vehículos eléctricos de acuerdo al origen de la energía eléctrica.

A. Vehículos Eléctricos Puro de Batería Los vehículos eléctricos de batería (Battery Electric Vehicles, BEV) proporcionan energía al tren de transmisión desde un banco de baterías por medio de un motor eléctrico, por lo tanto, dependen únicamente de la energía almacenada en la batería. El concepto se basa en integrar unidades eléctricas que consisten en el motor eléctrico, convertidor DC/AC, banco de baterías, controlador electrónico de potencia, cargador interno y puerto para carga externa, por lo tanto su principio es muy simple: Un motor eléctrico alimentado por una batería reemplaza a un motor de combustión interna y un tanque de combustible y el vehículo está conectado a un puto de recarga cuando no esté en uso [5] [6]. La ﬁgura 2 muestra una arquitectura simpliﬁcada de los vehículos eléctricos de batería.

Fig. 2. Arquitectura básica de un vehículo eléctrico puro de batería.

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El banco de batería se utiliza para almacenar energía, que se convierte a CC o CA según el tipo de motor utilizado para mover el vehículo. El motor puede ser asíncrono, de corriente continua, síncrono, de corriente continua sin escobillas, o síncrono de imán permanente [3]. También es posible colocar más de un motor para dividir el par; los motores se colocan en cada rueda. Pero en este caso, cada motor necesita un convertidor separado con control de velocidad y par, lo que garantiza la división de par necesaria en cada condición [1].

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Cuando el estado de carga de la batería está en un mínimo predeterminado, el motor de combustión interna se pone en funcionamiento para cargar la batería, luego éste se apaga cuando la batería ha alcanzado un estado de carga máximo deseable. El conjunto motor-generador generalmente mantiene la carga de la batería entre un rango de 65% y 75%. Cabe señalar que, en un vehículo eléctrico en conﬁguración serie, no existe conexión mecánica entre el motor de combustión interna y el tren de rodamiento [3] [7] [9].

B. Vehículos Eléctricos Puro de Celdas Combustibles El vehículo eléctrico de celda de combustible (Fuel Cell Electric Vehicle, FCEV) es una tecnología que involucra ingeniería automotriz, eléctrica y química. Utiliza energía eléctrica proveniente de una celda combustible para mover un motor eléctrico. Una celda de combustible es un proceso químico que produce electricidad a partir de hidrógeno, y solo emite agua como un subproducto [3] [7] [8].

Fig. 4. Conﬁguración básica de un vehículo eléctrico híbrido en conﬁguración serie.

D. Vehículo Híbrido en Conﬁguración Serie –Paralelo

Fig. 3. Arquitectura básica de un vehículo eléctrico puro de celda combustible.

De acuerdo a lo mostrado en la figura 3, las celdas de combustible pueden verse como un reemplazo para baterías en vehículos eléctricos de batería. Por lo tanto, el vehículo de celdas de combustible posee una topología de tren de transmisión completamente eléctrica con la fuente de alimentación principal que es la celda de combustible. En el caso de las topologías FCEV propuestas por la industria automotriz, un dispositivo secundario de almacenamiento de energía, como un banco de baterías o un ultra-condensador, generalmente complementa las celdas de combustible. Esto se debe al hecho de que las celdas de combustible no es una fuente de energía firme y, por lo tanto, no puede responder a los cambios repentinos en la carga y los transitorios del sistema. Además, la pila de combustible no puede aceptar la energía regenerativa [3]. C. Vehículo Híbrido en Configuración Serie Un vehículo híbrido en serie es principalmente un vehículo eléctrico con un cargador de batería incorporado. Cuenta con un motor de combustión interna que generalmente funciona en un punto de máxima eficiencia para mover el generador y cargar el banco baterías del vehículo, tal como se muestra en la figura 4.

La configuración serie-paralelo, utiliza un generador acoplado al motor de combustión interna para recargar el banco de baterías [11]. Su arquitectura es más complicada; involucra conexiones mecánicas adicionales comparadas con la configuración serie y un generador adicional en comparación con la configuración paralelo [3], [9]. Durante la operación normal, el motor de combustión interna mueve el sistema de transmisión y el generador, que a su vez alimenta la batería a través de una unidad de control electrónico. Durante la aceleración a máxima potencia, el motor eléctrico recibe energía de la batería y ayuda al motor de combustión interna a alcanzar la aceleración solicitada [5]. La configuración serie-paralela ofrece la posibilidad de que el motor de combustión interna esté completamente desacoplado del vehículo, lo que hace posible que el vehículo sea accionado utilizando solo el motor eléctrico. También ofrece la posibilidad de operar el motor de combustión interna alrededor de su región de máxima eficiencia debido a la flexibilidad tanto en el torque como en la velocidad de cambio en la salida de éste. La figura 6 muestra un esquemático de la configuración serie-paralelo [11].

Más informac 72

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La sociedad de ingenieros automotrices (SAE por sus siglas en inglés) y la comisión internacional electrotecnia (IEC, por sus siglas en inglés), han definido estándares para los métodos de carga de los vehículos eléctricos por medio del estándar IEC IEC 61851-1, donde se describen 4 modos de carga descritos a continuación [14]: Fig. 6. Configuración básica de un vehículo eléctrico híbrido en configuración serie-paralelo.

F. Vehículos Eléctricos Híbridos Enchufables Los vehículos híbridos enchufables se perciben como un paso más cerca de los vehículos verdaderamente libres de emisiones, ya que es posible cargar de forma externa la batería lo que permite utilizar el modo totalmente eléctrico para recorrer mayores distancias y así reducir el consumo de combustible y emisiones [10] [12]. Estos vehículos normalmente se inician en modo totalmente eléctrico y funcionan con electricidad hasta que el estado de carga de su batería llega a su mínimo, algunos modelos cambian al modo híbrido cuando alcanzan la velocidad de crucero en carretera. Una vez que la batería alcanza su valor mínimo, el motor de combustión toma el control y el vehículo funciona como un híbrido convencional que no se puede enchufar [13]. Existen básicamente dos conﬁguraciones: - Serie: En este caso el motor eléctrico proporciona la energía de tracción a las ruedas y el motor de gasolina genera electricidad. Los complementos de la serie pueden funcionar solo con electricidad hasta que la batería se agote. El motor de gasolina genera electricidad para alimentar el motor eléctrico. - Paralelo: Tanto el motor como el motor eléctrico están conectados al eje de tracción y propulsan el vehículo en la mayoría de las condiciones de manejo. La operación solo eléctrica usualmente ocurre solo a bajas velocidades. III. TECNOLOGÍA DE RECARGA Existen diferentes tecnologías para la recarga de los vehículos eléctricos puros e híbridos enchufables. Éstas dependen en la forma cómo el vehículo toma la potencia de la red eléctrica, el equipamiento del vehículo y el tiempo requerido para completar la plena carga del banco de baterías. Por lo tanto, es necesario deﬁnir el rango de salida de potencia de los cargadores y la tensión utilizada, el protocolo de comunicación entre el vehículo y el cargador y la toma y el conector utilizados para la carga.

A. Modo 1 Se reﬁere a la conexión de un vehículo eléctrico a la red a través de una línea monofásica que no exceda de 250 VAC o una línea trifásica que no exceda 480 VAC a 50-60 Hz, máximo 16 A. Este modo de carga del vehículo de baja potencia es el modo más lento y puede recargar una batería durante la noche alcanzando la capacidad máxima antes de la mañana (8 a 12 horas). Garantiza una carga eléctrica baja para la red y el automóvil se recarga económicamente utilizando una potencia con tarifa nocturna de bajo costo, se utiliza en hogares y oﬁcinas, ya que no se requieren infraestructuras adicionales. B. Modo 2

Se reﬁere a la conexión de un vehículo eléctrico a la red con los mismos límites de tensión que el Modo 1, pero con un máximo de 32 A (3,7 kW – 7,2 kW). La diferencia con el Modo 1 consiste en el hecho de que la entrada y el conector del vehículo presentan un terminal de control, para comunicar el equipo con el vehículo. Este modo de recarga se usa principalmente para instalaciones privadas dedicadas. C. Modo 3

En este tipo de recarga, se utiliza un equipo destinado exclusivamente al suministro de energía para el vehículo que no exceda los 64 A por fase. En este caso, el terminal de control se extiende a un sistema de control conectado permanentemente a la red. Por lo tanto, se requieren conectores con un grupo de pines de control y señal para ambos lados del cable (5 ó 7 conductores) [15]. La potencia máxima que se puede entregar en este modo es de 7,4 kW en monofásico y 22 kW en conexión trifásica. Este modo de recarga es típico de las estaciones de carga públicas y, por lo general, se suministra desde la red trifásica a 50/60 Hz. También se llama solución de carga "semi-rápida” debido a que es posible cargar una batería en pocas horas mientras el usuario está en el trabajo o durante las actividades diarias.

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D. Modo 4 A diferencia de los modos anteriores, el modo 4 se caracteriza por realizar la recarga en corriente continua y por el uso de cargadores externos donde la función piloto de control se extiende también al equipo conectado a la red. Se realiza una conversión de CA a CC en la estación de carga y el enchufe asegura que solo se puede conectar un vehículo eléctrico correspondiente. Los tiempos de carga típicos están en un rango de 20 a 30 minutos, en este caso, el tiempo de carga está limitado por la corriente permitida de 125 A y la tensión permitida en el conector (CHAdeMO ó Combo 2). Avances tecnológicos que han permitido combinar convertidores de alta potencia con las últimas tecnologías de batería, este modo de carga podría permitir una recarga de 0 a 80% de la batería en menos de 5 minutos (carga ultra-rápida).

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Europa adoptó el estándar IEC 62196 que establece tres tipos conectores: El tipo 1 para conectores monofásico que permite cargar niveles de potencia de hasta 7,4 kW (230 V, 32 A) correspondiente al modo de carga 2, usado principalmente en vehículos asiáticos y de poco uso en Europa. El tipo 2 es el estándar más utilizado Europa, conocido como Mennekes, es un conector alemán de tipo industrial, el cual cuenta con siete bornes; cuatro para corriente trifásica y dos para comunicaciones (proximidad y control). Puede ofrecer una carga de hasta 22 kW por hora en su versión trifásica, mientras que en la opción uso doméstico puede entregar 7,4 kW por hora [19]. Adicionalmente, Europa también utiliza el Conector Único Combinado o CCS basado en el IEC 62196-3, una combinación del Mennekes con dos terminales para CC (CCS combo 2) y el CHAdeMO, para las recargas rápidas en CC (Modo 4).

TABLA I. Modos de carga según IEC-61851-1 [14]

E. Conectores A nivel mundial existen básicamente tres estándares diferentes para la conexión de vehículos eléctricos. EEUU utiliza como estándar los conectores SAE J1772 y CHAdeMO. El SAE J1772 tiene cinco bornes; dos de corriente, uno de tierra, uno de detección de proximidad y otro de control y comunicación con la red, tanto para los modos 3 y 4. El SAE J1772 CCS Combo combina la capacidad de recargas CA y CC [16]. Para cargas rápidas en CC se adoptó el estándar japonés CHAdeMO, con el cual se posible cargar en 30 minutos ó 15 en estaciones supe rápidas [17]. La ﬁgura 7 muestra un esquema de los conectores adoptados por EEUU.

Fig. 7. Tipos de conectores usado en estados unidos. Tomado de [18]

Fig. 8. Tipos de conectores usado en Europa.

En el caso de China, se utiliza el estándar GB/T 20234, para la carga en corriente alterna se utiliza un conector similar al IEC 62196, este es compatible para de modo 3 y 4. Si bien la disposición de los pines es similar al conector IEC, la funcionalidad no es idéntica. Para la carga en corriente continua existe una versión de nueve bornes con el estándar GB/T 20234.3.

Fig. 9. Tipos de conectores usado en China.

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La tabla II muestra un resumen de las tecnologías de recarga de vehículos eléctricos, de acuerdo al tipo de conector utilizado en EE.UU., Europa y China.

Como puede observarse en la ﬁgura 11, la mayor porción de mercado lo representan los vehículos eléctricos puros (BEV). Sin embargo, a pesar de que los vehículos híbridos (HEV) entraron tarde en el mercado, durante los primeros 10 meses del año 2019, este tipo de vehículo ha acaparado el 42,47% de las ventas, mostrando la preferencia del consumidor por un vehículo que le permita el ahorro de combustible y no depender de la recarga externa. Esto puede evidenciar la preocupación de los usuarios con respecto al proceso de recarga de los vehículos eléctricos y la autonomía que les permite la batería de dichos vehículos. Esto quiere decir, que el usuario muestra preocupación con respecto a dónde realizar la recarga, cuánto tiempo durará ésta o si dicha recarga le permitirá desplazarse de una ciudad a otra. Es decir, una deﬁciencia en los servicios prestados hacia los usuarios de vehículos eléctricos.

TABLA II. Resumen de las tecnologías de recargas de vehículos eléctricos. Tomado de [2]

IV. VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN COLOMBIA Con respecto a Colombia, tomando en consideración el periodo desde enero de 2017 hasta septiembre de 2019 se han vendido 2801 vehículos eléctricos. De estos vehículos vendidos el 41,77 % corresponde a vehículos eléctricos puros, mientras que los vehículos híbridos enchufables y los híbridos representaron el 23,17% y 35,06% de las ventas en el mismo periodo, respectivamente. La ﬁgura 10 muestra la evolución de las ventas totales de vehículos eléctricos en el periodo antes mencionado y su línea de tendencia, puede observarse que se mantiene una tendencia hacia el incremento en las ventas de vehículos eléctricos en Colombia.

Fig. 11. Evolución de las ventas de vehículos eléctricos en Colombia con respecto a la tecnología, desde enero de 2017 hasta septiembre de 2019. Tomado de [20].

V. RETOS EN COLOMBIA A medida que el grado penetración de los vehículos eléctricos se incremente será necesario proveer a los usuarios de diferentes servicios eléctricos implicando nuevos modelos de negocios y nuevos retos técnicos para las empresas de distribución de energía. Entre los principales retos técnicos que se enfrentarán las empresas de distribución y comercialización de energía eléctrica se encuentran: - Ubicación de cargadores rápidos (cargadores públicos) en zonas intra e interurbanas - Estandarización de conectores para los cargadores Compatibilidad de los protocolos de comunicación y software entre los diferentes cargadores rápidos

Fig. 10. Evolución de las ventas de vehículos eléctricos en Colombia, desde enero de 2017 hasta septiembre de 2019. Tomado de [20].

- Normativas para la instalación de cargadores lentos y semi-rápidos en ediﬁcaciones nuevas o existentes

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- Calidad de la energía en sistemas de media y baja tensión debido al uso de cargadores - Capacidad de la red de distribución ante un escenario de gran penetración de cargadores - Cargadores ultra-rápidos para buses de transporte públicos - Disponibilidad de energía por medio del vehículo eléctrico conectado a la red (V2G) A. Ubicación de cargadores rápidos En los últimos años, el uso del vehículo eléctrico ha ido en aumento, y a su vez los puntos de carga para satisfacer la necesidad de todos los nuevos usuarios. Se espera que los cargadores lentos de uso residencial sean el tipo de cargador más implementado. Sin embargo, el aumento de vehículos incrementará la necesidad de puntos de recarga, por lo cual se vuelve necesario implementar estaciones de carga rápida con el fin de aumentar la confianza en los usuarios. El desafío de la infraestructura de cargadores eléctricos públicos se centra en la tecnología a utilizar y dónde ubicar las estaciones de carga. El acceso a estas estaciones tendrá un impacto en las tasas de adopción de los vehículos eléctricos, las decisiones de uso, la demanda de petróleo, el consumo de energía del país y su comportamiento durante el día. Por lo que es necesario ubicar de manera óptima las electrolineras en las ciudades y en las principales rutas que unen al país, de forma tal, que un usuario en viaje interurbano tenga total seguridad de completar su recorrido y disponer de estaciones de recarga sin importar la ciudad a la cual se dirija. Y en el caso de un usuario urbano, las estaciones se deben ubicar considerando las vías de mayor tráfico y lugares de interés. B. Ubicación en zonas interurbanas Existen diferentes desarrollos para la ubicación de estaciones de recargas, entre las principales se encuentra el desarrollo por puntos de interés. El modelo basado en puntos de interés se centra principalmente en el usuario y, en consecuencia, requiere de muchos datos. Se asocia la ubicación óptima de las Estaciones de Carga (EDC) con edificios de infraestructura urbana; como centros comerciales, restaurantes, tiendas, parques y todos los demás puntos de interés (PDI) posibles, ya que estos constituyen destinos potenciales de viaje para los usuarios de vehículos eléctricos

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C. Ubicación en Zonas Intra-urbanas La pregunta básica a resolver es a cuanta distancia deben ubicarse las estaciones EDC entre dos ciudades. Para contestar esto se debe tener en cuenta que lo vehículos eléctricos tienen por lo menos 150 km de autonomía, aunque la mayoría de los modelos ofrecen una autonomía entre 200 y 500 km. Considerando que los conductores normalmente prefieren iniciar la carga rápida cuando el estado de carga de la batería (SoC) es de alrededor del 20 - 30% y que los tiempo de carga rápidas generalmente se reducen 20-30 minutos para el 80% de la carga máxima; entonces la distancia máxima práctica entre las estaciones de carga rápida debe ser de alrededor de 90 km (60% de los 150km). D. Estandarización de Conectores Existe principalmente tres estándares para los conectores, el que utiliza EE.UU. (SAE), Europa (IEC) o el Chino (GB/T). Por lo tanto, existe una multiplicidad de conectores que no beneficia al usuario de vehículo eléctrico, quien se encuentra en desventaja frente al del vehículo de combustión quien sí cuenta con un único sistema de recarga. Esto representa una desventaja competitiva y un desaliento al uso de vehículos eléctricos. Por lo cual, es necesario normalizar los conectores que se utilizarán en el país, así como los protocolos de comunicación entre los cargadores y los EVs. E. Protocolos de comunicación de los cargadores El modo de carga utilizados en el proceso depende del nivel de comunicación entre la infraestructura de recarga y vehículo eléctrico. El protocolo de comunicación impacta en el nivel de control del proceso de carga entre infraestructura de recarga y vehículo eléctrico. Existe actualmente un protocolo abierto pensado como un estándar de comunicación entre puntos de recarga de vehículos eléctricos y sistemas de gestión de los mismos, conocido como OCPP (Open Charge Point Protocol). Esta interfaz, pretende con su popularización, reducir el esfuerzo que podría suponer la adaptación de cualquier software a las características específicas de un punto de recarga. Si todas las estaciones se comunican por medio de este protocolo, el proveedor del software sólo debe preocuparse de que su plataforma también lo haga. OCPP es básicamente un sistema bidireccional basado en la arquitectura SOAP, en el que intervienen dos actores; los puntos de recarga y la estación central. En una u otra dirección, pueden realizarse "requests" y "responses" basadas en acciones propias de cada uno de estos actores.

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F. Normativa para Instalación de Cargadores Semi-rápidos

H. Capacidad de la red de distribución

Para la instalación de cargadores lentos y semi-rápidos se pueden aplicar las normas RETIE (artículo 20.7), NTC 2050 y la norma IEC 61851. Sin embargo, RETIE habla de las generalidades de las instalaciones y deja algunos aspectos sin considerar. Por ejemplo, cuando son proyectos nuevos o existentes no especiﬁca cómo debe ir la acometida.

La adopción de los vehículos eléctricos en el país aumenta el grado de complejidad de la operación del sistema eléctrico, debido a que el comportamiento del EV es una nueva carga la cual no se tiene certeza de dónde, por cuánto tiempo o en qué estado inicial (SOC) se va a conectar. Está demostrado que este nuevo agente interactuando en un sistema eléctrico presenta impactos en la calidad de potencia, sobrecargas, desbalances y variaciones de tensión, por mencionar algunos.

Los puntos de recarga se pueden clasificar en cuatro categorías: - Estación de carga con derivación desde el tablero de circuitos de la instalación (carga lenta). - Instalación de estación de carga en edificaciones con múltiples usuarios, medida centralizada o concentrada en cuarto técnico (carga lenta). - Medida descentralizada, a través de un bus de barras o sistemas de cables individuales como alimentadores de los diferentes tableros de medida (carga lenta). - Instalación de estaciones de carga pública. En cada caso, se considera instalación de cargadores en proyectos nuevos o proyectos existentes, teniendo en cuenta diagrama de conexión en proyectos existentes, consideraciones para proyectos nuevos, modos de carga, tipo de conector y materiales necesarios para la instalación, alturas de las instalaciones de carga y generalidades en cuanto a requisitos eléctricos de los cargadores. G. Calidad de la Energía en Redes de Media y Baja Tensión Se ha demostrado que el proceso de carga de los EVs tiene impactos sobre la calidad de potencia de las redes de distribución, tanto en baja como en media tensión. Algunos de estos impactos como los desbalances de tensión están asociados a su posible conexión monofásica, mientras que otros como las variaciones de tensión y frecuencia se relacionan con el incremento en la demanda de potencia, y las distorsiones armónicas por su comportamiento de carga no lineal. La magnitud de estos impactos depende de la potencia de la estación de carga. Los impactos son más significativos en estaciones rápidos de conexión bifásica o trifásica, que afectarán circuitos de media tensión, y se reducen en estaciones de carga lenta que afectan las redes baja tensión. No obstante, proyecciones ubican a los cargadores lentos como los que serán más empleados, y por tanto se espera que su impacto agregado supere al de los cargadores de media tensión.

El incremento en el uso y la tendencia en aumento de la adopción de vehículos eléctricos hace necesario determinar si las redes actuales están en condiciones de permitir la conexión de EV y cuál es la capacidad máxima de este sistema de distribución para permitir la integración de los vehículos, conocer el nivel de penetración y coincidencia de carga máximo en un sistema de distribución para que no se presenten alteraciones en la calidad de potencia, y contemplar desde la planeación de los sistemas la integración de este nuevo agente en escenarios de uso masivo o alta penetración. I. Cargadores Ultra-rápidos para Transporte Público El desarrollo de estaciones de carga en media tensión con potencias cada vez más elevadas ha dado como resultado la aparición de estaciones denominadas como ultra-rápidas. Estas funcionan en corriente continua, en el rango de los 150 a 300 kW, y han tomado especial importancia a nivel mundial por poder cargar vehículos eléctricos de transporte público que tienen baterías de alta capacidad de almacenamiento en cuestión de tan solo algunos minutos. A pesar de la capacidad de las estaciones de carga ultra-rápida de reducir dramáticamente los tiempos de carga, su implementación debe considerar una serie rigurosos estudios referentes a la selección de su topología en términos de costo, eﬁciencia, simplicidad en construcción y minimización de su impacto sobre la red de media tensión. Adicionalmente deben estudiarse los posibles fenómenos de resonancia en paralelo que aparecen con la implementación de estas estaciones de recarga, y si verdaderamente es la infraestructura de carga que mejor vendría con los parámetros de movilidad del transporte público en Bogotá. VI. REFERENCIAS 1. Internationa Energy Agency, «Global EV outlook 2019,» IEA, 2019. 2. International Energy Agency, «Global EV Outlook 2018.,» IEA, 2018.

Mรกs informaciรณn

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3. A. Emadi, K. Rajashekara, S. S. Williamson y S. M. Lukic, «Topological overview of hybrid electric and fuel cell vehicular power system architectures and configurations,» IEEE Transactions on Vehicular Technology, vol. 54, nº 3, pp. 763-770, 2005. 4. D. B. Richardson, «Electric vehicles and the electric grid: A review of modeling approaches, impacts, and renewable energy integration,» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 19, pp. 247-254, 2013. 5. A. Lulhe y T. Date, «A tecnology review paper for drives used in electrical vehicle and hybrid electrical vehicles,» de 2015 International Conference on Control,Instrumentation, Communication and Computational Technologies, Kanyakumari, India, 2015. 6. A. Mahmoudzadeh, A. Pesiridisa, S. Rajooc y R. Martinez, «A review of Battery Electric Vehicle technology and readiness levels,» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 78, pp. 414-430, October 2017. 7. S. Jain y L. Kumar, «Fundamentals of Power Electronics Controlled Electric Propulsion,» de Power Electronics Handbook, Oxford, Elsevier Inc, 2018, pp. 1023-1065. 8. Office of Energy Efficiency and Renewable Energy, «How Do Fuel Cell Electric Vehicles Work Using Hydrogen?,» 2015. [En línea]. Available: h tt p s : / / a f d c . e n e r g y . g o v / v e h i c l e s / h o w - d o - f u e l - c e l l - electric-cars-work. [Último acceso: 21 febrero 2019]. 9. O. Govardhan, «Fundamentals and Classification of Hybrid Electric Vehicles,» International Journal of Engineering and Techniques, vol. 3, nº 5, pp. 194-198, 2017. 10. M. Sabri, K. Danapalasingam y M. Rahmat, «A review on hybrid electric vehicles architecture and energy management strategies,» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 53, pp. 1433-1442, 2016. 11. W. Enang y C. Bannister, «Modelling and control of hybrid electric vehicles (A comprehensive review),» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 74, pp. 1213-1239, 2017. 12. B. Kramer, S. Chakraborty y B. Kroposki, «A review of plug-in vehicles and vehicle-to-grid capability,» de 2008 34th Annual Conference of IEEE Industrial Electronics, Orlando, FL, 2008. 13. T. Alagarsamy y B. Moulik, «A Review on Optimal Design of Hybrid Electric Vehicles and Electric Vehicles,» de 2018 3rd International Conference for Convergence in Technology (I2CT), Pune, India, 2018. 14. International Electrotechnical Commission, «IEC 61851-1: Electric vehicle conductive charging system - Part 1: General requirements,» IEC, 2017.

15. International Electrotechnical Commission, «IEC 62196-2:2016. Plugs, socket-outlets, vehicle connectors and vehicle inlets - Conductive charging of electric vehicles - Part 2: Dimensional compatibility and interchangeability requirements for a.c. pin and contact-tube accessories,» IEC, 2016. 16. SAE International, «SAE International Releases New Fast-Charging "Combo" Coupler Standard (SAE J1772™) for Plug-In Electric and Electric Vehicles,» 15 10 2012. [En línea]. Available: https://www. prnewswire.com/news-releases/sae-internationalreleases-new-fast-charging-combo-coupler-standard -sae-j1772-for-plug-in-electric-and-electric-vehicles -174183361.html. [Último acceso: 17 julio 2019]. 17. CHAdeMO, «Technology Overview,» [En línea]. Available: https://www.chademo.com/technology/technology-overview/. [Último acceso: 0 junio 2019]. 18. U.S. Department of Energy, «Developing Infrastructure to Charge Plug-In Electric Vehicles,» [En línea]. Available: h tt p s : / / a f d c . e n e r g y . g o v / f u e l s / e l e c t r i c i t y _ infrastructure.html. [Último acceso: 18 julio 2019]. 19. MENNEKES Elecktrotechnik, «The solution for Europe: type 2 charging sockets with or without shutter,» [En línea]. Available: The solution for Europe: type 2 charging sockets with or without shutter . [Último acceso: 1 julio 2019]. 20. Asociación Nacional de Movilidad Sostenible, «Informes Híbridos y Eléctricos,» septiembre 2019. [En línea]. A v a i l a b l e : h tt p : / / w w w . a n d e m o s . o r g / index.php/2019/10/11/septiembre-7/. [Último acceso: 26 10 2019]. VII. RESEÑA AUTOR(ES) Agustín Rafael Marulanda Guerra. Ingeniero Electricista de la Universidad del Zulia (1994). Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Zulia (2004). Actualmente, es profesor asociado en la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito y miembro del grupo de investigación Modelación Estratégica en Energía y Potencia. Sus áreas de interés son Modelación y optimización de sistemas de potencia, Integración de energía renovable y vehículo eléctrico. Email: agustin.marulanda@escuelaing.edu.co Carlos Daniel Vera Silva. Ingeniero Electricista de la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito (2017). Actualmente, se desempeña como Estudiante de la Maestría de Ingeniería Eléctrica y Miembro del grupo de Investigación Modelación Estratégica en Energía y Potencia de la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito. Sus principales áreas de interés son Integración de energía renovables en sistemas de distribución y vehículo eléctrico. Email: carlos.vera@escuelaing.edu.co.

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La Bogotá del Siglo XXI: Más Vieja y Solitaria. Implicaciones a Largo Plazo de los Cambios Demográficos de la Ciudad en el Consumo de Energía Según el Censo 2018, la Encuesta de Calidad de Vida 2018 y la Encuesta Multipropósito Resumen— La transición demográfica que experimenta Bogotá, ha conducido al envejecimiento de su población, en consecuencia, de su fuerza laboral. La población mayor de 60 años según la última encuesta de calidad de vida ECV 2018, superó por primera el millón de personas, representando 13% de la población total; el tamaño de hogares que era de 3.5 personas según las previsiones de censo 2005, se redujo a 2.8 en 2018 dato en el que confluyen el censo 2018, la ECV, y la Encuesta Multipropósito – EM; y como fenómeno adicional, los hogares unipersonales que según el censo 2005 eran 11% del total de hogares, pasaron a ser el 20% en 2018, según el censo 2018 y la ECV, mientras, de cada 100 hogares sólo 31 tienen 4 o más personas; estos cambios a priori, significan a futuro, una mayor demanda de servicios públicos aunque con un consumo de mayor moderación por hogar, considerando su menor tamaño y su tendencia a vivir en espacios más reducidos. Este trabajo muestra, que en un escenario donde se acentúe el envejecimiento de Bogotá, se siga aumentando la edad promedio de la población, y se siga disminuyendo el tamaño de los hogares, el crecimiento potencial de la demanda de gas natural y de electricidad se ubicarían en un rango entre 1% y 3%, con una mayor dinámica de crecimiento en estratos medios y menor en estratos bajos. Así mismo, considerando el creciente número de hogares con uso de gas para cocina, el mayor potencial de crecimiento de la demanda de gas, se daría en hogares, pero habría una ralentización de consumo, donde los crecimientos de la demanda se estabilizarían en tasas menores al crecimiento económico potencial de la ciudad, estimado en 3% – 3.5%.

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AUTOR:

Romel Rodríguez Hernández UPME

Abstract— The demographic transition that Bogota is undergoing has led to the ageing of its population and, consequently, of its labor force. The population older than 60 years according to the last ECV 2018 quality of life survey, exceeded for the ﬁrst time one million people, representing 13% of the total population; the size of households that was 3.5 people according to the 2005 census forecasts, was reduced to 2.As an additional phenomenon, single-person households, which according to the 2005 census were 11% of the total number of households, became 20% in 2018, according to the 2018 census and the ECV, while out of every 100 households only 31 have 4 or more persons; These a priori changes mean, in the future, a greater demand for public services, although with a greater consumption of moderation per household, considering its smaller size and its tendency to live in smaller spaces. This study shows that in a scenario where the aging of Bogotá is accentuated, the average age of the population continues to increase, and the size of households continues to decrease, the potential growth in demand for natural gas and electricity would be between 1% and 3%, with greater growth dynamics in the middle sectors and lower in the lower strata. Likewise, considering the growing number of households with use of gas for cooking, the greatest potential for growth in gas demand would occur in households, but there would be a slowdown in consumption, where demand growth would stabilize at rates lower than the potential economic growth of the city, estimated at 3% - 3.5%.

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Palabras Clave— Mercados de Energía, Energía Eléctrica, Gas Natural, Ciclo Económico, Indicadores Líderes.

Gráﬁca 3. Composición Población Bogotá por grupos etarios

Key Words— Energy Markets, Electric Power, Natural Gas, Economic Cycle, Leading Indicators. I. INTRODUCCIÓN Bogotá enfrenta el desafío de enfrentar una población que ha acelerado su nivel de envejecimiento, consecuencia de la reducción en la tasa de fecundidad, la cual descendió de 2.6 en 1990 a 1.9 en 2015, y el aumento de la esperanza de vida de la población, que subió de 69 a 78 años aproximadamente entre 1990 y 2015 (Gráficas 1 – 2). La respuesta a la mayor expectativa de vida, el menor peso relativo de la población menor de 15 años [1 – 2], y el incremento en el peso relativo de la población mayor de 45 años (Gráfica 3). Gráfica 1. Tasa Global de Fecundidad Bogotá

Fuente: GEIH DANE – Cálculos del Autor

Reflejo del envejecimiento de Bogotá, es el aumento de la edad promedio de su población (subiendo de 36 a 39 años aproximadamente, durante el período 2001 – 2017) aumento que se ha dado tanto e]. Estos cambios demográficos llevaron a que la población de Bogotá, con los datos del último censo de población hecho en 2018, se proyecte en 7.2 millones, 900 mil personas menos en relación con la proyección estimada en el censo 2005 (Gráfica 5). Gráfica 4. Edad Promedio en Años, Población Bogotá

Fuente: GAEIH – EM - DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 2. Esperanza de Vida Población Bogotá

Fuente: GEIH DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 5. Población Bogotá Censo 2005 Versus Censo 2018

Fuente: GAEIH – EM - DANE – Cálculos del Autor Fuente: Censo 2018 DANE – Cálculos del Autor

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La reducción en las expectativas de la población de Bogotá, que implican una drástica caída en el crecimiento poblacional entre los censos de 2005 y 2018 (Gráfica 6) son consecuentes con un aumento del número de hogares unipersonales (que son ya casi el 20% del total de hogares en Bogotá a 2017), y una reducción del tamaño de hogares de 3.4 personas en 2009 a 3.1 personas por hogar en 2017 (Gráficas 7 y 8). Gráfica 6. Crecimiento Anual Población Bogotá

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II. DINÁMICA DE CONSUMO DE ELECTRICIDAD Y GAS NATURAL La demanda de electricidad (EE) y de gas natural (GN), tuvieron una fuerte desaceleración entre 2014 y 2017. No obstante, se han mantenido tasas de crecimiento en promedio positivas entre 2010 y 2018 (Gráfica 9). Su comportamiento ha ido acorde a la dinámica de crecimiento económico de Bogotá que se ha mantenido alrededor del 3.9% en la presente década (Gráfica 10). La encuesta de calidad de vida de 2018 (ECV 2018) mostró la fuerte penetración del gas en los hogares: 90% del total de hogares bogotanos usa gas para cocinar (Gráfica 11) Gráfica 9. Crecimiento Anual Demanda de Gas Natural y Energía Eléctrica

Fuente: DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 7. Personas por Hogar en Bogotá

Fuente: CONCENTRA – SUI - Cálculos del Autor Gráﬁca 10. Crecimiento Económico Bogotá

Fuente: GEIH DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 8. Porcentaje de Hogares Unipersonales Bogotá Fuente: DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 11. Participación de Energéticos para cocción

Fuente: GEIH DANE – Cálculos del Autor

Fuente: ECV 2018 DANE – Cálculos del Autor

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Las dinámicas de crecimiento potencial para GN y EE muestran comportamientos antagónicos. El crecimiento potencial de gas natural se sitúo sobre -1.5% a 2019, luego de estar, al comienzo de la década, en el 2.5% (Gráfica 11). El crecimiento potencial de la demanda de electricidad muestra, al contrario una tendencia creciente, estable alrededor de 4.8% (Gráfica 12). Estas dinámicas de crecimiento potencial en energía, se dieron a la par de un descenso en el crecimiento económico potencial de Bogotá, el cual pasó de 6% en 2006 a 3.2% a 2018 (Gráfica 13). Gráfica 11. Crecimiento Potencial Histórico Demanda GN Bogotá

Fuente: CONCENTRA – SUI - Cálculos del Autor

III. PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGÉTICA Y CAMBIO DEMOGRÁFICO EN BOGOTÁ El factor que más incide en cuanto a población, en relación con el comportamiento de la demanda, es el tamaño de los hogares. De allí, que la proyección del tamaño de hogares es determinante en la estimación de la demanda de electricidad y gas natural. La proyección del tamaño de hogares para Bogotá a 2050 indica que su número se estabilizaría alrededor de 2.8 (Gráfica 14). A pesar que la estimación de crecimiento potencial de la economía de Bogotá, se ubica a largo plazo en 3.6%, la previsión de un bajo crecimiento de la población, así como del tamaño de hogares, hace prever a largo plazo, una situación de estado estacionario (crecimiento cero) en la demanda de GN (-0.6%) y EE (0.8%) – Gráficas 15 – 17. Ello debe llevar a considerar con cautela escenarios donde se incremente la oferta de energía, por cuanto hay un alto riesgo que se dé una sobreoferta de energía que reduzca precios, lo que si bien beneficia al consumidor, afecte la rentabilidad de la actividad económica y afecte a generadores y distribuidores. Gráfica 14. Tamaño Hogares Bogotá (Número de Personas por Hogar)

Gráﬁca 12. Crecimiento Potencial Histórico Demanda EE Bogotá

Fuente: DANE – Cálculos del Autor Fuente: CONCENTRA – SUI - Cálculos del Autor

Gráﬁca 15. Crecimiento Económico Potencial Anual Bogotá

Gráﬁca 13. Crecimiento Potencial Histórico PIB Bogotá

Fuente: DANE – Cálculos del Autor

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Gráﬁca 16. Crecimiento Potencial EE

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Gráﬁca 18. Respuesta Crecimiento Anual Población Colombia a Choque Crecimiento Anual Demanda EE (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 17. Crecimiento Potencial GN

Fuente: Cálculos del Autor Gráﬁca 19. Respuesta Crecimiento Anual Población Colombia a Choque Crecimiento Anual Demanda GN (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: DANE – Cálculos del Autor

El ejercicio de funciones impulso – respuesta que se construye a partir de modelos de vectores autorregresivos, muestra que a largo plazo los choques de crecimiento en la población, y la actividad económica, serán neutrales para el crecimiento a largo plazo de la demanda de gas natural y la electricidad (Gráﬁcas 18 - 23). Los impactos positivos a corto plazo, están asociados a una convergencia del crecimiento económico observado en Bogotá hacia su crecimiento potencial.

Fuente: Cálculos del Autor Gráﬁca 20. Respuesta Crecimiento Anual Demanda EE Colombia a Choque Crecimiento Anual Población (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

IV. CONCLUSIONES La demanda de gas natural y electricidad, tenderán a largo plazo a ralentizarse con tasas de crecimiento cada vez más bajas, aunque positivas, como consecuencia de la reducción del tamaño de los hogares, el envejecimiento de la población (que inhibe el crecimiento de la población joven) y un aumento de hogares unipersonales, además de una perspectiva de crecimiento a largo plazo para Bogotá alrededor del 3.6%, inferior a la que históricamente Bogotá tuvo en la década anterior.

Fuente: Cálculos del Autor

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Gráﬁca 21. Respuesta Crecimiento Anual Demanda EE Colombia a Choque Crecimiento Anual Demanda GN (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

V. BIBLIOGRAFÍA 1. Magnus, George (2009). The age of aging: How Demographics are changing the global economy and our world. New York: John Wiley. 2. Vejarano, Fernán y Alejandro Angulo (2016). Envejecer en Colombia. Bogotá: Universidad Externado de Colombia. Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE (2019). Censo de Población 2018. 2. Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE (2007 - 2018). Gran Encuesta Integrada de Hogares.

Fuente: DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 22. Respuesta Crecimiento Anual Demanda GN Colombia a Choque Crecimiento Anual Población (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

3. Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE – Alcaldía de Bogotá D. C. Encuesta Multipropósito. 4. Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE (2003). Evidencia reciente del comportamiento de la migración interna en Colombia a partir de la Encuesta Continua de Hogares. Bogotá: Dirección de Metodología y Producción Estadística. 5. Departamento Nacional de Planeación (2018). Indicadores mensuales de Coyuntura Económica. Disponible en: http://www.dnp.gov.co/EstudiosEconomicos 6. CONCENTRA (2019). Informe Mensual de Demanda Nacional de GAS

Fuente: DANE – Cálculos del Autor Gráﬁca 23. Respuesta Crecimiento Anual Demanda GN Colombia a Choque Crecimiento Anual Demanda EE (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: DANE – Cálculos del Autor

7. SUI – Sistema Uniﬁcado Información (2019). Reporte Demanda Mensual de Consumo y Facturación de Electricidad y Gas Natural. Superintendencia de Servicios Domiciliarios VI. RESEÑA AUTOR(ES) Romel Rodríguez Hernández. Economista, Econometrista. Candidato Ph. D. en Estudios Sociales. Magíster en Finanzas, Magíster en Economía. Especialista en Evaluación Social de Proyectos. Profesional Especializado Análisis Económico y Modelación Proyecciones Macroeconómicas y Sectoriales de la Subdirección de Demanda de la Unidad de Planeación Minero-Energética UPME, Ministerio de Minas y Energía. Asesor – Director de Trabajos de Grado & Experiencia Docente en Programas de Pregrado y Postgrado en Econometría, Finanzas, Microeconomía, Macroeconomía, y Métodos Cuatitativos.

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Asimetrías del Mercado del Gas Natural (GN) en Colombia 1999 – 2019: Repercusiones en el Ciclo Económico, Sensibilidad en Precios y Capacidad de Sustitución de los Energéticos en Hogares y Firmas. Resumen— El mercado nacional de GN ha enfrentado cambios de políticas y entorno que afectan su crecimiento sostenible a largo plazo: liberación de precios, reducción de reservas, retraso en infraestructura de almacenamiento y regasiﬁcación, volatilidad cambiaria, acentuada con la caída de precios de petróleo desde 2014. No obstante, el consumo de GN en Colombia desde 2000 hasta 2018, creció 4.2% promedio anual, cifra cercana al crecimiento económico en el mismo período (3.9%) pero con asimetrías y menor dinámica en la presente década: entre 2010 y 2018, el consumo de hogares aumentó 3.2% anual, el industrial lo hizo en 2.4%. Esta investigación explora a partir de un análisis macroeconómico y microeconométrico: a) diferencias en dinámicas de crecimiento en demanda de GN entre agentes y sectores productivos en Colombia, examinando sensibilidad en precios y capacidad de sustitución frente a los demás energéticos; b) relación entre mercado de GN y ciclo económico, con el ﬁn de establecer si los indicadores de producción y demanda de GN, son indicadores líderes adecuados para predecir el comportamiento del PIB en Colombia a corto y largo plazo.

DICIEMBRE 2019

AUTOR:

Romel Rodríguez Hernández UPME

Los resultados obtenidos permiten concluir: a) hay una diferencia significativa en la capacidad de respuesta entre agentes (industria, comercio, hogares, transporte) ante cambios similares en precios; b) la demanda tiende a ser cada vez más sensible ante los precios en todos los agentes; c) la demanda de gas en hogares es insensible a precios, y su capacidad de consumo es inferior a su nivel potencial con la estructura de precios actual; d) la industria es el agente que más ha absorbido los choques en precios; e) la demanda de gas sobrerreacciona a cambios en el ciclo económico, por lo que es un buen predictor del PIB, en particular, en períodos con mayor ajuste en el gasto de hogares y firmas. Abstract— The national natrual gas market has faced policy and environmental changes that affect its long-term sustainable growth: price liberalization, reduction of reserves, delay in storage and regasification infrastructure, exchange rate volatility, accentuated with the fall in oil prices since 2014. However, NG consumption in Colombia from 2000 to 2018, grew 4.2% annual average, a figure close to economic growth in the same period (3.9%) but with asymmetries and lower dynamics in this decade: between 2010 and 2018, household consumption increased 3.2% annually, the industrial did in 2.4%.

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DICIEMBRE 2019

This research explores from a macroeconomic and microeconometric analysis: a) differences in growth dynamics in NG demand between agents and productive sectors in Colombia, examining sensitivity in prices and substitution capacity compared to other energy sources; b) relationship between NG market and economic cycle, in order to establish whether indicators of NG production and demand are adequate leading indicators to predict the behavior of GDP in Colombia in the short and long term. The results obtained allow us to conclude: a) there is a significant difference in the response capacity between agents (industry, commerce, households, transportation) to similar changes in prices; b) demand tends to be increasingly sensitive to prices in all agents; c) gas demand in households is insensitive to prices, and its consumption capacity is lower than its potential level with the current price structure; d) industry is the agent that has most absorbed price shocks; e) gas demand overreacts to changes in the economic cycle, so it is a good predictor of GDP, particularly in periods with greater adjustment in household and firm spending. Palabras Clave— Mercados de Energía, Energía Eléctrica, Gas Natural, Ciclo Económico, Indicadores Líderes. Key Words— Energy Markets, Electric Power, Natural Gas, Economic Cycle, Leading Indicators. I. INTRODUCCIÓN. DINÁMICA DEL MERCADO El gas natural en Colombia es un mercado cuya demanda es en su mayoría no regulada, lo que significa que sus principales consumidores abastecen sus necesidades a partir de contratos con distribuidores, los cuales a su vez tienen que gestionar con los generadores, para poder atender los requerimientos del consumo, que principalmente está sustentado en la industria y los hogares (Gráfica 1, Gráfica 2). La demanda mensual de Gas natural (GN) con corte a abril de 2019 es aproximadamente 28 mil GBTU, que históricamente es el doble de la demanda de gas hace dos décadas [1]. Esto significa un crecimiento muy importante de la demanda, considerando que Colombia es un país que no ha logrado desarrollar una autosuficiencia a largo plazo de GN y que cuenta con un enorme potencial de hidroenergía, que reduce las necesidades de GN, en condiciones climáticas normales (v. g. sin la presencia del Fenómeno del Niño, donde se reduce drásticamente el nivel de precipitaciones, por ende el nivel de agua, y la capacidad de los embalses).

Gráﬁca 1. Composición Mercado Gas Natural Según Regulación

Fuente: SUI – CONCENTRA – Cálculos Propios Gráﬁca 2. Demanda Mensual GAS Natural en Colombia (GBTU)

Fuente: SUI – CONCENTRA

No obstante, cuando se examina la dinámica de crecimiento en el consumo de gas natural, se encuentra una fuerte desaceleración en la industria, que pasó de exhibir crecimientos entre el 5% y 10% anual, entre 2010 y 2012, a tener una contracción de su consumo entre 2016 y 2019 (Gráﬁca 3). Las razones, como se esgrime adelante, en este documento, se relacionan con el fuerte aumento en precios, y la mayor sensibilidad a éstos por parte de la industria. Gráﬁca 3. Crecimiento Anual Demanda Gas Natural Colombia

Fuente: SUI – CONCENTRA – Cálculos Propios

Sectores de la demanda que han mantenido una importante dinámica de consumo en GN han sido las termoeléctricas y Ecopetrol (para actividades de reﬁnería principalmente). La presencia del Fenómeno del Niño en 2015 y 2019, llevó a incrementos cercanos a 50% anual, en la demanda de GN por parte de termoeléctricas, demostrando que son un actor que condiciona la disponibilidad de GN para otros agentes, incidiendo en el nivel de precios (Gráﬁca 4).

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DICIEMBRE 2019

Gráﬁca 4. Crecimiento Anual Demanda Gas para Generación Electricidad y Uso en Reﬁnería

Gráﬁca 6. Participación Residencial, Industria y Térmicas en Demanda GN Colombia

Fuente: SUI – CONCENTRA – Cálculos Propios

Fuente: Cálculos Propios basados en datos CONCENTRA – SUI

La industria, quien es el principal consumidor de energía en Colombia, en lo que refiere a sectores productivos, ha tenido una disminución tanto en la demanda de gas natural como de la de electricidad. Comparando ambos mercados, ha sido mucho más fuerte el descenso de la demanda industrial en GN, cayendo en 12 años, desde 2006 hasta 2018 en 22 puntos porcentuales; el descenso de la industria en la demanda regulada de electricidad, ha tenido una menor pendiente de descenso, aunque su descenso es también significativo [2]: la caída en la participación en la demanda regulada de EE, de 2006 a 2018 ha sido de 10 puntos porcentuales. Al finalizar 2018, la industria es ya sólo la cuarta parte de la demanda de EE, y la tercera parte de la demanda de GN (Gráfica 5). Gráfica 5. Participación Industria en Demanda Regulada de EE – GN en Colombia

Fuente: Cálculos Propios basados en datos CONCENTRA – SUI

La recomposición en el mercado de gas natural en la presente década, ha llevado a que la industria represente sólo el 27.7% de la demanda nacional, mientras el sector residencial (hogares) ha ascendido del 13% al 16.9% [3]; el peso de las térmicas, se ha mantenido por encima del 20%, aunque con una tendencia descendente, que estaría relacionada por temas de capacidad de térmicas, y el crecimiento en la participación de gas natural comprimido, sector comercial y transportadores (Gráﬁca 7).

Gráﬁca 7. Participación GNC, Sector Terciario y Transportadores en Demanda GN Colombia

Fuente: Cálculos Propios basados en datos CONCENTRA – SUI

Dentro del sector residencial, si bien las dinámicas de crecimiento se mantienen positivas, exhiben una tendencia descendente desde 2017, tendiendo a estabilizarse en 2018. La tasa de crecimiento de consumo de GN, en hogares, ha sido históricamente más alta en estratos de bajo ingreso, por el impacto de los subsidios; sin embargo, con excepción del E1 que tiene un crecimiento de 4.9% anual a mayo de 2019, los consumos de los estratos bajo y medio, tienden a estabilizarse en un rango de 2.5% – 3.0%, y desacelerarse con mayor fuerza en los estratos altos (5 – 6 ) que tienden a crecer a tasas cada vez más bajas, incluso negativas (Gráﬁca 8) Gráﬁca 8. Crecimiento Anual Consumo Hogares según estrato socio – económico. Promedio Móvil 12 meses

Fuente: Cálculos Propios basados en datos CONCENTRA – SUI

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DICIEMBRE 2019

El contraste en la dinámica de los índices de la demanda por sectores, con la dinámica de los precios de GN muestra que la dinámica de crecimiento de los precios ha sido mucho mayor. Esto inﬁere, que en términos relativos, los precios han crecido en mayor proporción que el consumo, evidenciado una mayor elasticidad de la demanda, lo que ayuda a explicar la tendencia a la baja en el crecimiento del consumo de gas natural (Gráﬁco 9).

Gráﬁca 11. Oferta – Demanda GN (bcm @ 40 MJ/m3)

Gráﬁca 9. Índices Demanda GN Versus Índice Precios GN Fuente: Wood Mackenzie – EIA

Fuente: SUI – CONCENTRA – Cálculos Propios

II. COMPORTAMIENTO DE LOS PRECIOS DE GN. MICROECONOMÍA DEL MERCADO Y ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD Los precios mundiales de GN, como consecuencia de la presencia de excesos de oferta (y la expectativa de mercados balanceados) y tras la caída fuerte que experimentaron los precios de hidrocarburos a partir del segundo semestre de 2014, han venido mostrando una tendencia a la baja, ubicándose entre 2015 y 2019 en una media de USD 2.5 – 3.0 /mmBtu (Gráﬁcas 10 – 11) Gráﬁca 10. Precios Mundiales GN – Referencia Henry Hub (US$/mmBtu)

Fuente: Wood Mackenzie – EIA

Sin embargo, en Colombia el patrón de comportamiento de los precios de la energía, ha sido alcista, con una inercia marcada desde 2016, hecho que coadyuva a las presiones inflacionarias en Colombia. En el caso del gas, donde el precio interno está condicionado al comportamiento del tipo de cambio, los incrementos han sido impulsados por la depreciación de la tasa de cambio, con dos ajustes fuertes en la presente década: desde septiembre de 2014 hasta julio de 2016, y luego, desde agosto de 2018, choque que actualmente se mantiene (Gráficas 12 – 14). Gráfica 12. Crecimiento Anual Precios Energía – Colombia

Fuente: DANE – Cálculos Propios

Con excepción de 2013, los precios del gas se han ubicado, por encima de la inﬂación de precios al consumidor (IPC), gap que ha llegado ase hasta aproximadamente 4 veces la variación del IPC, lo que muestra un encarecimiento del gas natural, que ha sido signiﬁcativamente superior al que han presentado la electricidad y los combustibles. Este hecho ha incidido en la desaceleración del consumo de GN y la reducción en sus tasas de crecimiento en hogares e industria.

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Gráﬁca 13. Inﬂación Promedio Anual Precios Energía en Colombia

Fuente: DANE – Cálculos Propios

Cuando se comparan índices de precios, para energía, se observa que desde el segundo semestre de 2013, el índice de precios del GN se comenzó a situar, por encima, en un ajuste de largo plazo, en relación a la energía eléctrica y combustibles. Un índice a julio de 2019 de 220.9 en los precios del gas natural, muestra que durante los últimos 13 años, el precio del gas más que duplicó (mientras los precios de la economía en ese mismo período subieron 47.5%, aproximadamente la quinta parte). El análisis de volatilidad condicional, evidencia, a través de la estimación de modelos GARCH (modelos de heterocedasticidad condicional), una mayor variabilidad de GN en relación a EE, teniendo sus episodios históricos de mayor volatilidad en 2008 – 2009 y 2015 – 2016, períodos donde se presentaron los dos últimos Fenómenos del Niño de mayor intensidad que han afectado a Colombia (Gráﬁca 15). Gráﬁca 14. Índice Precios GN (Diciembre 2018 = 100)

DICIEMBRE 2019

Gráﬁca 15. Volatilidad Condicional Precios GN – EE (Modelo GARCH)

Fuente: Cálculos Propios

La demanda de gas natural, en la industria, ha sido elástica en los últimos 12 años;, en hogares, comercio y sector oficial, aunque se mantiene inelástica (elasticidad precio – demanda por debajo de uno), la elasticidad se ubica en una tendencia creciente, evidenciando que hay una tendencia generalizada hacia una mayor sensibilidad en precios, de parte del consumidor de gas natural, es decir, que sobrerreacciona cada vez más, y en mayor proporción en su consumo, en relación a los ajustes de precios, que en el caso de GN, aumentaron 2.2 veces desde diciembre de 2008 hasta julio de 2019 (Gráfica 16). Sin embargo, los precios de GN han aumentado más desde 2016, en hogares y comercio, con relación a industria (Gráfica 17) por lo que existe un rezago en la dinámica de la elasticidad precio demanda del sector doméstico, residencial y terciario, que debe a largo plazo ajustarse hacia niveles de elasticidad mayores a uno, y con menor brecha en relación a la elasticidad precio – demanda de gas natural, que exhibe la industria (Gráfica 17) Gráfica 16. Elasticidades Precios GN – Sector Regulado

Fuente: DANE – Cálculos Propios

El otro aspecto a considerar en el análisis de precios, es la sensibilidad del consumidor y la capacidad de sustitución que tiene el gas para el consumidor. En el sector regulado, la industria ha venido aumentando su nivel de sensibilidad en relación a los demás agentes consumidores.

Fuente: Cálculos Propios

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DICIEMBRE 2019

Para determinar el grado de sustitución entre EE y GN, se hace un análisis comparativo de la elasticidad precio – demanda de GN, para su principal usuario, la industria, y a nivel de la demanda total (Gráﬁcas 18 – 23).

Gráﬁca 20. Elasticidad Precio - Demanda GN Vs EE: Industria No Regulada

Gráﬁca 17. Inﬂación por Sectores de Consumo en GN

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 21. Elasticidad Precio - Demanda GN Vs EE: Total Industria Fuente: Cálculos Propios

Este ejercicio muestra que independiente, si sea una demanda regulada o no, la demanda de la industria en EE y GN es elástica. En el caso del GN, la industria no regulada muestra ya niveles de elasticidad, iguales o superiores a 2 en 2018 – 2019, significativamente por encima de la demanda regulada de industria (Gráfica 18). Comparativamente, la industria regulada es más sensible en EE que GN; en el caso de la industria no regulada, la sensibilidad es mayor en GN en relación a EE, así como en general para toda la industria sumando sus demandas regulada y no regulada (Gráficas 19 – 21).

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 22. Elasticidad Precio – Demanda EE Vs GN: Demanda Total:

Gráﬁca 18. Elasticidades Precios GN – Industria

Fuente: Cálculos Propios

Gráﬁca 19. Elasticidad Precio - Demanda GN Vs EE: Industria Regulada

En el caso de la demanda total, la demanda sigue siendo elástica en EE, aunque con una tendencia creciente con una pendiente de inclinación baja, lo que signiﬁca una tendencia hacia la estabilidad en la dinámica de ajuste de la demanda.

Fuente: Cálculos Propios

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Las comparaciones de la elasticidad precio – demanda, con indicadores mayores a uno, en cada mercado, evidencia que el grado de sustitución entre EE y GN es alto en la industria; en hogares, comercio y transporte, el grado de sustitución es relativamente bajo; sin embargo, que las elasticidades precio – demanda en EE y GN sean simultáneamente altas en industria, muestra que el grado de sustitución no es EE por GN o viceversa; por el contrario, la sustitución se da con otros energéticos, autogeneración, cogeneración, o saliendo del mercado por incapacidad de cubrir costos hundidos y de producción asociados a la actividad económica.

DICIEMBRE 2019

El crecimiento de la demanda de gas natural, desde 2014, ha sido 0.5% anual, mientras en EE ha sido 2.6% y el crecimiento económico nacional 2.9% (Gráfica 24). Adicionalmente, la trayectoria de crecimientos potenciales de GN y EE, muestra una drástica caída de la demanda de GN, cuyo crecimiento potencial en 2006 se ubicaba alrededor de 6%, y en 2018 tenía un crecimiento potencial negativo: -1.7% (Gráfica 25). Gráfica 23. Ciclo Demandas Energía Versus Ciclo Económico

III. DINÁMICA DEL CONSUMO DE GAS NATURAL FRENTE AL CICLO ECONÓMICO COLOMBIANO La tercera y última parte del análisis está relacionada con la forma como la demanda de gas natural se sincroniza o acopla con la dinámica del ciclo económico. La comparación de las trayectorias de ciclo del PIB, y las demandas de EE – GN, muestran que hay una mayor correlación y acople entre EE y PIB (Gráﬁca 23).

Fuente: Cálculos Propios

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DICIEMBRE 2019

Gráﬁca 24. Crecimiento Anual PIB Versus Demandas EE – GN

Gráﬁca 26. Correlación Demanda GN Vs PIB

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 25. Crecimientos Potenciales Demandas EE – GN Versus Crecimiento Económico

Gráﬁca 27. Correlación Demanda GN Vs Demanda EE

Fuente: Cálculos Propios Fuente: Cálculos Propios

El crecimiento potencial se ha reducido con mayor moderación en EE, y ha seguido a la caída del crecimiento potencial del PIB de niveles de 5% a 2.8% al finalizar 2018. Por ende, la capacidad de predicción del gas natural para explicar el ciclo económico, se ha reducido, en contraposición al caso de la demanda de EE. Esta afirmación se soporta también en la menor correlación existente entre GN y PIB, correlación que perdió fuerza a partir de 2013, lo que reduce el potencial predictivo de la demanda de gas natural como indicador líder de la economía (Gráficas 26 – 27). La evolución comparativa de las correlaciones posibles entre EE, GN y PIB entre 2006 y 2019 (Gráficas 28 – 29) muestran el desacople de la demanda de gas natural con el PIB y con la actividad industrial (consecuencia de la contracción en el crecimiento y peso relativo de la industria en la demanda de GN), para Colombia, y la forma como reduce el GN su capacidad predictiva del ciclo.

Gráﬁca 28. Evolución Histórica Correlaciones Energía y PIB

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 29. Evolución Histórica Correlaciones Energía y Actividad Industrial (IPI)

Fuente: Cálculos Propios

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A pesar del desacople observado en las dinámicas de crecimiento y correlación entre GN, EE y PIB, a nivel de expectativas y capacidad instalada, hay un mejor acople y correlación con la demanda de GN. Si se considera que las expectativas se miden con horizontes iguales o mayores a un año, puede inferirse que aunque la capacidad predictiva del GN para explicar el ciclo económico se ha reducido, esta capacidad tiende a ser mayor a largo plazo, y canaliza mejor las expectativas de las empresas y hogares (Gráﬁcas 30 – 31). Gráﬁca 30. Capacidad Instalada Industria Versus Crecimiento GN

DICIEMBRE 2019

Gráﬁca 33. Respuesta PIB Colombia a Choque Demanda GN (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: Cálculos Propios

Fuente: ANDI – DANE – CONCENTRA – Cálculos Propios Gráﬁca 31. Índices Conﬁanza Consumidor (ICC) y Empresa (ICE) Versus Crecimiento GN

El análisis para gas natural, muestra que a largo plazo, un choque de una desviación estándar en la demanda de GN a mediano plazo (5 – 6 trimestres) impacta más que un choque en la demanda de EE, sobre el crecimiento económico (variación del PIB). Así mismo, la demanda de GN es neutral a largo plazo, frente a choques del PIB y de la demanda de EE. Esto confirma, que la capacidad de sustitución del GN en relación a EE no se da en una perspectiva de mediano y largo plazo, hecho en el que puede influir esquemas similares de regulación para indexación de precios, que hacen incrementar la brecha del precio pagado por el consumidor, en relación con el precio de mercado, contribuyendo así a una menor capacidad predictiva de la demanda de GN sobre el ciclo económico. Gráfica 34. Respuesta Crecimiento Anual Demanda GN a Un Choque por Crecimiento Demanda Anual EE Colombia (Choque de 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: FEDESARROLLO – DANE – CONCENTRA – Cálculos Propios

El último ejercicio de aproximación de la demanda de GN en relación al PIB, se hace mediante funciones impulso – respuesta generadas por los modelos VAR (Gráﬁcas 32 – 33). Gráﬁca 32. Respuesta PIB Colombia a Choque Demanda EE (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: Cálculos Propios

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Gráﬁca 35. Respuesta Crecimiento Anual Demanda GN a Un Choque por Crecimiento Anual PIB Colombia (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 36. Respuesta Crecimiento Anual Demanda EE a Un Choque por Crecimiento Demanda Anual GN Colombia (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

Fuente: Cálculos Propios Gráﬁca 37. Respuesta Crecimiento Anual Demanda EE a Un Choque por Crecimiento Anual PIB Colombia (Choque = 1 Desviación Estándar, Periodos trimestrales)

IV. CONCLUSIONES El análisis de precios y elasticidades, muestra la presencia de asimetrías en la dinámica de la demanda de gas natural entre los principales agentes consumidores. Este hecho, lleva a explicar diferencias en las dinámicas de las elasticidades precio – demanda de GN entre hogares, comercio e industria. La pérdida de la participación de la industria en la demanda de gas natural, es consecuente con el mayor nivel de precios, la espiral inflacionaria y rigidez de precios en gas natural (que también se presenta en menor magnitud, en EE y en combustibles) que se observa a lo largo de la presente década 2011 – 2019 en energía, para el caso colombiano. En cuanto la capacidad predictiva del ciclo económico, el gas natural ha perdido influencia sobre la dinámica del PIB, siendo hoy un indicador líder más débil para pronosticar la actividad económica a corto plazo. Esto se confirma con la reducción que en mayor magnitud ha tenido el ciclo de la demanda de GN, en relación con la demanda de EE, su menor correlación con el PIB y la actividad industrial, y la tendencia decreciente hacia correlaciones bajas y negativas entre actividad industrial, consumo de gas natural y PIB. No obstante, la demanda de gas natural se correlaciona con mayor fuerza con la capacidad instalada y las expectativas de consumidores domésticos a nivel residencial y terciario (hogares – comercio) e industria, lo que se corrobora con funciones impulso – respuesta, que muestran una mayor influencia de la demanda de gas natural sobre el PIB, en un horizonte de largo plazo, con un impacto frente a choques positivos en su demanda, mayor al que tendría un choque positivo en la demanda de EE, en magnitud similar. V. BIBLIOGRAFÍA 1. Unidad de Planeación Minero Energética (2017 – 2019) Informes Cuatrimestrales de Gas Natural 2. CONCENTRA (2019). Informe Mensual de Demanda Nacional de GAS 3. SUI – Sistema Unificado Información (2019). Reporte Demanda Mensual de Consumo y Facturación de Electricidad y Gas Natural. Superintendencia de Servicios Domiciliarios

Fuente: Cálculos Propios

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4. Departamento Nacional de Planeación (2019) Informe de Indicadores de Coyuntura Económica 5. Fedesarrollo (2019). Encuesta de Expectativas Económicas 6. Wood Mackenzie (2019). Macro oils long term outlook. 7. EIA (2019). Short-Term Energy Outlook 8. Departamento Administrativo Nacional de Estadística DANE (2019). Encuesta Mensual Manufacturera. 9. Enders Walter (2002). Time Series. New York: John Wiley 10. Nicholson, Walter (2002). Microeconomics. New York: Prentice Hall – Addison Wesley.

VI. RESEÑA AUTOR(ES) Romel Rodríguez Hernández. Economista, Econometrista. Candidato Ph. D. en Estudios Sociales. Magíster en Finanzas, Magíster en Economía. Especialista en Evaluación Social de Proyectos. Profesional Especializado Análisis Económico y Modelación Proyecciones Macroeconómicas y Sectoriales de la Subdirección de Demanda de la Unidad de Planeación Minero-Energética UPME, Ministerio de Minas y Energía. Asesor – Director de Trabajos de Grado & Experiencia Docente en Programas de Pregrado y Postgrado en Econometría, Finanzas, Microeconomía, Macroeconomía, y Métodos Cuatitativos.

DICIEMBRE 2019

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Escenarios de Movilidad Eléctrica en Colombia Bajo el Impacto de Cambios Demográficos y la Perspectiva Macroeconómica: ¿más eléctricos, menos diesel? Una Transición energética a Baja Velocidad Resumen— Los órganos de planeación económica y para el sector minero energético previeron una meta de 500 mil carros eléctricos a 2030. No obstante, el potencial que Colombia tiene en gas natural y petróleo, la contribución que en impuestos genera la sobretasa a la gasolina, la reducción del crecimiento potencial de la economía de 4.5% a 3.2% a largo plazo, y un crecimiento del ingreso per cápita estimulado por la reducción del crecimiento potencial, pero no por productividad laboral, condicionan la capacidad de gasto de los hogares colombianos para migrar rápidamente a mediano plazo del vehículo a gas o gasolina, hacia el vehículo particular. Así mismo, no hay homogeneidad en las características de tráfico entre ciudades, que se explica por las diferencias en las dinámicas de transición demográfica, y las asimetrías en infraestructura, y en el stock del parque automotor, además de las brechas que se presentan en ingreso per cápita.

Bajo este contexto, el potencial del mercado eléctrico a 2050 estaría sobre la base aproximada de 100 mil unidades en parque automotor para uso familiar, y cuyo potencial de crecimiento se situaría en transporte público y de carga, lo que se condiciona a la dinámica del mercado de gas natural: con aumentos sostenibles en años, de autosuﬁciencia en gas, el potencial de crecimiento del stock del vehículo eléctrico a nivel nacional es aún menor.

AUTOR:

Romel Rodríguez Hernández UPME

Abstract— This paper identifies effects on mobility, stock and growth of the automotive fleet, in Colombia to 2050, according to demographic changes in major cities, trends in economic growth by productive sectors, generation capacity of the energy matrix, and dynamics of potential demand for household consumption, industry and transport. The research is part of an energy transition scenario, which stimulates the use of electric vehicles and gas, with reduction of the vehicle fleet intensive in diesel and gasoline. The analysis includes: a) stochastic simulations in demand for gasoline and diesel electric private vehicles, under scenarios of aging and reduction in household size; b) impulse functions - response that determine effects of public policies via prices and taxes on the dynamics of the vehicle fleet; c) impact of fuel prices, by income substitution effect, on the demand for electric vehicles; d) potential travel demand of public transport and electric vehicle fleet in Colombia. From the results obtained, it is concluded: a) The contribution in taxes of the fuel surcharge, the reduction of the potential growth of the economy in the long term, and growth of the per capita income not sustained in labor productivity, condition the spending capacity of Colombian households to quickly migrate in the medium term from the gasoline-diesel vehicle to the electric vehicle; there is no homogeneity in future traffic dynamics between cities, which is explained by differences in demographic transition dynamics, asymmetries in infrastructure, and gaps in per capita income; c) the potential of the

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electric market by 2030 would be based on 100 thousand units in the family use vehicle ﬂeet, with greater growth potential in public and freight transport, and gas vehicles; d) sustainable increases in years of gas self-suﬃciency, will limit the potential growth of the electric vehicle stock.

DICIEMBRE 2019

Gráﬁca 1. Proyección Población Colombia 2050 (Millones)

Keywords— Electric mobility, private vehicle, public transport, transport systems, traffic, population, ageing. I. INTRODUCCIÓN Los órganos de planeación económica y para el sector minero energético previeron una meta de 500 mil carros eléctricos a 2030 [1]. No obstante, el potencial que Colombia tiene en gas natural y petróleo, la contribución que en impuestos genera la sobretasa a la gasolina, la reducción del crecimiento potencial de la economía de 4.5% a 3.2% a largo plazo, y un crecimiento del ingreso per cápita estimulado por la reducción del crecimiento potencial, pero no por productividad laboral, condicionan la capacidad de gasto de los hogares colombianos para migrar rápidamente a mediano plazo del vehículo a gas o gasolina, hacia el vehículo particular [2].Así mismo, no hay homogeneidad en las características de tráfico entre ciudades, que se explica por las diferencias en las dinámicas de transición demográfica, y las asimetrías en infraestructura, y en el stock del parque automotor, además de las brechas que se presentan en ingreso per cápita. Bajo este contexto, el potencial del mercado eléctrico a 2050 estaría sobre la base aproximada de 100 mil unidades en parque automotor para uso familiar, y cuyo potencial de crecimiento se situaría en transporte público y de carga, lo que se condiciona a la dinámica del mercado de gas natural: con aumentos sostenibles en años, de autosuficiencia en gas, el potencial de crecimiento del stock del vehículo eléctrico a nivel nacional es aún menor. II. ENVEJECIMIENTO DE LA POBLACIÓN EN COLOMBIA Colombia enfrenta el envejecimiento acelerado de su población, que se manifiesta en tres características: el aumento de la edad de su población, la tendencia decreciente en la tasa de aumento de su población, y a reducción en el tamaño de sus hogares (Gráficas 1 – 3). Esto trae por consecuencia, un cambio en los hábitos de consumo de la sociedad: menor necesidad de consumo, mayor capacidad de adaptación a los cambios urbanísticos, y a la ubicación de sitios de trabajo, estudio y recreación [3].

Fuente: Cálculos Propios – DANE Gráﬁca 2. Promedio Personas por Hogar Colombia 2050

Fuente: Cálculos Propios – DANE

III. ACTUALIDAD DEL PARQUE AUTOMOTOR EN COLOMBIA. COYUNTURA, PRONÓSTICO Y PERSPECTIVA INTERNACIONAL En Colombia, el parque automotor está concentrado en motocicletas, incrementando en 22 puntos porcentuales desde 2001 hasta 2017, su participación en el parque automotor (Gráfica 3). No obstante, cuando se mira el índice de motorización a nivel de flujo (número de vehículos vendidos por cada mil personas), los datos señalan que Colombia tiene un parque automotor pequeño para el tamaño de su economía, que por lo tanto, su índice de motorización debería ampliarse bajo condiciones normales (Gráfica 4), lo que evidencia que Colombia tiene aún un r e z a g o s i g n i fi c a ti v o e n l o q u e a t a ñ e a l a penetración del vehículo automotor [5]. La perspectiva histórica, indica que el índice de motorización ajustado por ventas, mostraría una ralentización en economías desarrolladas y una aceleración para Colombia, aun cuando esto correspondería más a una menor dinámica en el crecimiento poblacional (Gráfica 5). La composición del stock vehicular, a nivel mundial, revela una fuerte concentración de Estados Unidos y Europa, aunque con una tendencia decreciente de su participación a futuro, donde el parque automotor se multiplicaría por 1.8 (Gráficas 6 – 7). Al considerar las tasas de crecimiento anual, salvo emergentes y Asia, las demás economías presentarán tasas decrecientes, que confirma la perspectiva de una ralentización del parque automotor en consonancia con la reducción de tamaño de hogares y la dinámica de envejecimiento (Gráfica 8).

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Gráﬁca 3. Índice Motorización – Ventas Desarrollados

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos Gráﬁca 4. Índice Motorización – Ventas Emergentes

Gráﬁca 7. Stock Vehicular Mundial. Histórico Perspectiva 2040 (Mill. Unid)

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos Gráﬁca 8. Tasas Crecimiento Anual. Stock Parque Automotor Mundial

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos Gráﬁca 5. Proyección Índice Motorización – Ventas (Flujo Vehicular)

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos Gráﬁca 6. Composición Mundial Stock Vehicular. Proyección a 2040

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos

IV. TRANSICIÓN ENERGÉTICA EN PARQUE AUTOMOTOR MUNDIAL: DIESEL VS ELÉCTRICOS. COMPARATIVO A NIVEL INTERNACIONAL. La electriﬁcación del transporte es considerada una de las estrategias más importantes en la reducción de emisión de gases en cumplimiento del Acuerdo de Paris 2015 (COP 21). En la actualidad, a nivel mundial, hay 8 millones de vehículos eléctricos, habiendo una relación, a nivel mundial de 225 vehículos gasolina/diesel por cada vehículo eléctrico (Gráﬁcas 9 – 10). No obstante, con el crecimiento esperado en VE, se espera que a 2040, la relación en stock vehículos gasolina/diesel por cada vehículo eléctrico, se reduzca a 4.2, mientras, el número de VE sería de 294 millones. En cuanto a la dinámica de crecimiento en el stock parque automotor, es evidente que la ralentización del crecimiento de ingreso per cápita, además de menor crecimiento de la población, llevara a una menor tasa de crecimiento de parque automotor a nivel mundial. La prueba de ello, es la disminución drástica en el crecimiento del parque automotor, que pasará de 3.4% a 0.8% anual entre 2018 y 2040, tendencia decreciente que se acentúa en vehículos a gasolina y diesel, a pesar de lo cual, seguirían siendo mayoría, pues en 2040 constituirían el 61.3% de parque automotor.

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A nivel de ventas, se aprecia a largo plazo, el mayor descenso en la participación o peso relativo de vehículos alimentados con gasolina y diesel, pasando de 78.5% y 14.6% en 2018, a 42% y 4.1% en 2040 respectivamente. El número de VE vendidos entre 2016 y 2040 se multiplica aproximadamente por 60, mientras, la relación de vehículos gasolina & diesel por unidad de VE en el mismo período, desciende de 39.2 a 1.5 (Graﬁca 11). Gráﬁca 9. Composición Stock Parque Automotor Mundial

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 10. Stock (Millones Unidades) Vehículos Eléctricos

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 11 Ventas Millones Unidades VE Versus Razón Vehículos Diesel /VE

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie

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Gráﬁca 12. Crecimiento Mundial Anual Ventas Vehículos Versus PIB Per Cápita

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie

En cuanto al crecimiento anual de las ventas, se tornaría negativo hacia 2035, con una fuerte desaceleración en la venta de vehículos eléctricos, que descendería del 7% anual en 2018 a 17.6% en 2025 y 1.5% en 2040 (Gráfica 12). En el caso de los vehículos con gasolina, el descenso sería de 5.1% en 2018 a 2% en 2025, contrayéndose a partir de 2030, con crecimiento negativo en ventas (-8.2% a 2040). Como se evidencia, el crecimiento a nivel mundial, del parque automotor tendrá menor dinamismo a largo plazo, sustentado en vehículos eléctricos e híbridos, en comparación a la dinámica en crecimiento que expuso cuando las ventas del mercado estaban concentradas únicamente en vehículos alimentados con gasolina y diesel. V. TRANSICIÓN ENERGÉTICA EN PARQUE AUTOMOTOR DE COLOMBIA. CONSTRUCCIÓN DE ESCENARIOS PARA VEHÍCULOS ELÉCTRICOS En Colombia, el parque automotor está concentrado en motocicletas, incrementando en 22 puntos porcentuales desde 2001 hasta 2017, su participación en el parque automotor (Gráfica 3). No obstante, cuando se mira el índice de motorización a nivel de flujo (número de vehículos vendidos por cada mil personas), los datos señalan que Colombia tiene un parque automotor pequeño para el tamaño de su economía, que por lo tanto, su índice de motorización debería ampliarse bajo condiciones normales (Gráfica 4), lo que evidencia que Colombia tiene aún un r e z a g o s i g n i fi c a ti v o e n l o q u e a t a ñ e a l a penetración del vehículo automotor [5]. La perspectiva histórica, indica que el índice de motorización ajustado por ventas, mostraría una ralentización en economías desarrolladas y una aceleración para Colombia, aun cuando esto correspondería más a una menor dinámica en el crecimiento poblacional (Gráfica 5). La composición del stock vehicular, a nivel mundial, revela una fuerte concentración de Estados Unidos y Europa, aunque con una tendencia decreciente de su participación a futuro, donde el parque automotor se multiplicaría por 1.8 (Gráficas 6 – 7). Al considerar las tasas de crecimiento anual, salvo emergentes y Asia, las demás economías presentarán tasas decrecientes, que confirma la perspectiva de una ralentización del parque automotor en consonancia con la reducción de tamaño de hogares y la dinámica de envejecimiento (Gráfica 8).

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Gráﬁca 13. Evolución Stock Automotores Colombia (Miles de Unidades)

Gráﬁca 17. Stock (Miles de Unidades) Versus Participación Parque Automotor VE Colombia. Escenario 3: Patrón Participación Desarrollados

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 14. Evolución Ventas VE Colombia 2014 – 2019

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 18. Pronóstico Stock (Miles de Unidades) – Participación VE Colombia. Escenario 1: Patrón Tendencia Histórica

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie – Andemos Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 15. GARCH – Volatilidad Condicional Ventas Carros Colombia

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 19. Stock (Miles de Unidades) Versus Participación Parque Automotor VE Colombia. Escenario 2: Patrón Dinámica Emergentes

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg Gráﬁca 16. Stock Versus Crecimiento Anual Ventas VE Colombia

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Gráﬁca 20. Crecimiento Anual Stock VE Comparativo E1 – E2 – E3

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie

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La estimación de los escenarios descritos en las gráficas 17 – 20, se hace a partir de simulaciones con modelos tendenciales de series de tiempo de media móvil (ARMA), asumiendo para Colombia, el crecimiento previsto para los grupos de países analizados. Las razones que motivarían la mayor demanda de VE en relaciones con vehículos convencionales de gasolina o diesel (VC), aparte de los estímulos fiscales y en materia de movilidad, se relacionan con la eficiencia, medida como la energía aprovechada (razón entre la energía mecánica que genera el movimiento y la energía suministrada por alimentación del combustible o la electricidad, según el tipo de vehículo). La eficiencia de los VE se estima en el 77%; este porcentaje se reduce a 42% con gas y a 30% con híbridos. Sin embargo, con los VC, la eficiencia se reduce al 25%. Así mismo, el menor consumo de los VE en relación a los VC, contribuye a reducir las emisiones de CO2: por cada 100 km, el consumo de energía de un VE es de 14 kWh, mientras, el consumo de un VC para la misma distancia, se estima en 51 kWh [7]. La principal materia prima de los VE, las baterías de ion de litio, han venido mostrando una tendencia a la baja en su precio, que ha estimulado la mayor penetración de los VE en las ventas y el stock de vehículos (Gráficas 21 – 22), tendencia que se ha acentuado desde 2015, a la par de la caída de precios del petróleo, y, cayendo a una mayor tasa que los precios de la gasolina [8]. Gráfica 21. Precio Baterías USD / kWh versus Penetración VE

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg

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Gráﬁca 22. Precio Baterías USD / kWh Versus Precio Gasolina US (USD/ Galón)

Fuente: Cálculos Propios – Bloomberg

VI. ESCENARIOS DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN COLOMBIA BAJO CAMBIOS EN EL MARCO NORMATIVO. En la legislatura del primer semestre de 2019, el Congreso de Colombia aprobó la ley 1964 que promueve el uso de vehículos eléctricos, estableciendo incentivos y beneficios para propietarios, que estimulen su adquisición, contribuyendo a la movilidad sostenible y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Estas medidas se suman a la supresión del arancel y la reducción del IVA de 19 % a 5%, incentivos tributarios que se originaron en la ley 1116 de 2017. Esta ley establece que entre 2020 y 2030, la reposición con vehículos eléctricos deberá pasar de 10% a 100% para el total de nuevas unidades de carros oficiales y vehículos de transporte público. Los escenarios E1 – E2 corresponden a los escenarios de crecimiento de parque automotor con patrón de comportamiento en crecimiento para países emergentes y desarrollados respectivamente. Con la nueva ley, podría llegarse a 2.5 millones de unidades de VE aproximadamente, en 2050, sin imponer participaciones sobre el total del stock de vehículos en circulación (Gráficas 23 – 24). Cabe anotar que en estos escenarios, se generaliza la tasa de reposición de VE a todo tipo de automóvil sin importar su uso, es decir, que a partir de 2030, todo vehículo que ingresa al parque automotor, es eléctrico. Los estímulos de la ley 1964 de 2019, incluyen, la obligatoriedad de al menos 5 estaciones de carga on mínimo de carga 50Wh, en distritos especiales (10 para Bogotá, la capital), además de obligar a tener sitios de parqueo preferencial para VE en conjuntos residenciales, empresariales y centros comerciales, además de fijar un techo del 1% para impuestos de vehículos sobre el valor comercial del vehículo. No obstante, en el mejor de los casos, 61 de cada 100 vehículos que circulen en Colombia serán de alimentación con gasolina y diesel. Luego no será una transición rápida ni implica una reducción drástica y acelerada de los combustibles.

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El análisis Impulso - Respuesta, construido con modelos econométricos de Cointegración (modelo de vector de errores, donde se estiman simultáneamente al menos dos variables, considerando sus componentes de tendencia o de largo plazo) donde muestra que a mediano plazo de 1 a 2% pueden subir las ventas de VE, por aumentos en el PIB Per Cápita, mientras aumentos en inflación de energía, restringen de 1 a 2%, el crecimiento del parque automotor, lo que evidencia que ambos choques se contrarresta (Gráfica 25). Por su parte, los cambios demográficos, por reducción de tamaño de hogares, evidencian un impacto negativo en el crecimiento de parque automotor, que justifica las tasas de crecimiento negativas a largo plazo, en ventas (Grafica 26).

Gráﬁca 25. Respuesta Crecimiento Parque Automotor Colombia frente a un choque (Variación) de 1 Error Estándar en PIB Per Cápita – Inﬂación Energía

Gráﬁca 23. Escenarios Total VE Colombia según Ley 1964 de 2019

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie Graﬁca 26. Respuesta Crecimiento Ventas VE frente a un choque (Variación) de 1 Error Estándar en número de personas por hogar y crecimiento de la edad

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie

Graﬁca 24. Participación VE Colombia con Ley 1964 de 2019

Fuente: Cálculos Propios – Wood Mackenzie

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VII. CONCLUSIONES Este trabajo evidencia que la transición energética tanto a nivel mundial como en Colombia, a nivel vehicular, no será tan rápida, y que aun en el mejor escenario para VE, al menos el 60% de los carros seguirán siendo convencionales (alimentados con gasolina y diesel). Por su parte, los cambios demográﬁcos asociados con envejecimiento, reducción de tamaño de hogares y menor crecimiento de población, van a llevar a un menor crecimiento a largo plazo de parque automotor, incluso sustentado éste en VE. Las condiciones de reposición por participación en el parque automotor, con VE, son más efectivas para la reducción de la participación de vehículos a gasolina y diesel, aunque la presencia de presiones inﬂacionarias fuertes en energéticos a largo plazo, pueden condicionar este objetivo de política, enmarcado dentro del compromiso suscrito por Colombia para la reducción de emisiones de gases y material contaminante. VIII. BIBLIOGRAFÍA ANDEMOS. Asociación Nacional de Movilidad Sostenible. Reportes 2005 – 2019. Fedesarrollo (2015). Misión Colombia Envejece. Cárdenas, Mauricio (2017). Introducción a la Economía Colombiana. Bogotá: Alfaomega Asociación Nacional de Industriales ANDI – Federación Nacional de Comerciantes FENALCO. Informes del Sector Automotor 2005 – 2019. González, Julián Eduardo (2019). ¿Es rentable tener un vehículo eléctrico en Colombia? En: Revista Mundo Eléctrico. No 13. Movilidad Eléctrica Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE. Encuesta Mensual de Comercio al por Menor y Vehículos – EMCM 2003 – 2020. Disponible en: http://www.energiaysociedad.es/ manenergia/el-vehiculo-electrico. Massachusetts Institute of Technology (2008). On the Road in 2035: Reducing Transportation’s Petroleum Consumption and GHG Emissions. Cambridge, Massachusetts: MIT Laboratory for Energy and the Environment. Goldie – Scot, Logan. (2019). A behind the scenes take on lithium – ion battery prices. BloombergNEF. Disponible en: https://about.bnef.com/blog/ behind-scenes-take-lithium-ion-battery-prices/

Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE. Proyecciones de Población Colombia 2005 - 2020. Departamento Administrativo Nacional de Estadística – DANE. Índice de Precios al Consumidor (IPC). Reportes Mensuales IPC 2005 – 2019. Naciones Unidas. Proyecciones de Población Mundial y Colombia 2005 – 2100. Registro Único Nacional de Tránsito – RUNT, Ministerio de Transporte de Colombia. Boletines de Prensa 2012 – 2019. Unidad de Planeación Minero Energética - UPME. Balance Energético Colombiano 2019. Wood Mackenzie. Macro Oils long-term report - H1 2019 (May 2019) VI. RESEÑA AUTOR(ES) Romel Rodríguez Hernández. Economista, Econometrista. Candidato Ph. D. en Estudios Sociales. Magíster en Finanzas, Magíster en Economía. Especialista en Evaluación Social de Proyectos. Profesional Especializado Análisis Económico y Modelación Proyecciones Macroeconómicas y Sectoriales de la Subdirección de Demanda de la Unidad de Planeación Minero-Energética UPME, Ministerio de Minas y Energía. Asesor – Director de Trabajos de Grado & Experiencia Docente en Programas de Pregrado y Postgrado en Econometría, Finanzas, Microeconomía, Macroeconomía, y Métodos Cuatitativos.

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