Enrique Marroquín, SEM-Hunt México

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1 SIS P Modelo ara estiar costos evitados or corriiento de carga fuera de horario unta Arando Llaas, Federico Viraontes, Jesús Baez M, Aníbal Morones, Adrián González P. Centro de Estudios de Energía, Instituto Tecnológico y de Estudios Sueriores de Monterrey, Caus Monterrey Ave. E. Garza Sada 250 Sur, Monterrey, NL. Tel: (8) allaas@ites.x Enriue Marrouín, SEM-Hunt México Resuen. En el resente docuento se aborda la adinistración del consuo de la energía eléctrica utilizando el corriiento de carga fuera del horario unta. Se roone un odelo ara estiar los costos evitados or corriiento de carga fuera de horario unta. Al final se resenta un caso de estudio y la alicación del odelo, lo ue brinda la oortunidad de deostrar su utilidad.. Introducción Las eresas ue hacen uso intenso de la energía necesitan adinistrarla ótiaente ara ser coetitivas. Se tiene coo objetivo iniizar su costo. En el caso de la energía eléctrica existen varias alternativas, or ejelo: haciendo un uso eficiente y disinuyendo érdidas, o toando acciones ue reduzcan la facturación, tales coo la corrección del factor de otencia, o la adinistración de la deanda. Dentro de las estrategias ara reducir la facturación, y articularente hablando de las ue intentan reducir la deanda y el consuo en horario unta, existen dos aliaente usadas: una es la generación eléctrica ediante un euio roio o eak shaving, y otra es el corriiento de carga fuera de horario unta o load shifting. En el resente artículo se discutirá sobre esta últia. 2. Medición y asignación de costos Antes de iniciar un rograa de adinistración de energía se debe contar con un sistea de aduisición de datos suficiente y confiable, ue brinde inforación útil ara la toa de decisiones. Idea exresada or el adre de la adinistración de la calidad total []: RVP-AI/2005 SIS- PONENCIA RECOMENDADA POR EL COMITÉ DE SISTEMAS DE POTENCIA DEL CAPÍTULO DE POTENCIA DEL IEEE SECCIÓN MÉXICO Y PRESENTADA EN LA REUNIÓN DE VERANO, RVP-AI 2005, ACAPULCO, GRO., DEL 0 AL 6 DE JULIO DE Uno no uede controlar un roceso ue no es edido, y no uede adinistrarse un roceso ue no es controlado --- W. E. Deing Una de las dificultades ás grandes ara los rootores de la adinistración de la energía, es ue sus esfuerzos al final se vean directaente reflejados en esos. Podría ser el caso del gerente de una unidad de negocio ue aga siere una fracción fija de la cuenta de electricidad de toda la eresa. Aunue se esere en utilizar ótiaente la energía, lo cual innegableente beneficia a la eresa, no necesariaente va a agar enos. Esto lleva a una situación en la ue nadie se siente resonsable del consuo de energía y ucho enos de controlarlo [2]. La anera de otivar a las diferentes áreas de una coañía al ahorro y uso eficiente de la energía, es deterinando de anera clara la asignación de costos. Es decir, ue cada área dentro de la coañía ague el consuo en el ue incurre. Solo un sistea de edición en cada una de las áreas hace osible tal asignación de costos y erite deslindar resonsabilidades tanto del consuo coo del iacto en la deanda de la cuenta de toda la eresa. Cuando una eresa recurre a una coañía de servicios energéticos, ESCO or sus siglas en inglés, la CONAE recoienda dejar en claro y or escrito la anera en ue se van a cuantificar lo ahorros [3]: La cuantificación correcta de estos ahorros, y su acetación or arte de la ESCO y el usuario de energía, es una de las actividades ás iortantes a desarrollar durante el royecto. Sin ebargo, la existencia de factores ue inciden en esta estiación y la hacen debatible, hace necesario contar con una etodología, acetada or abas artes desde antes del inicio del royecto, ara la edición y verificación de los ahorros.

2 3. Costo unitario agregado Una gran cantidad de usuarios industriales de CFE tiene tarifa horaria, en la cual la energía eléctrica osee costo diferenciado deendiendo de la hora en la ue se consue. La energía ue se utiliza en horario base, durante la adrugada, es ás barata ue la ue se consue en horario unta, al iniciar la noche. El costo de las tarifas horarias deende tabién de la región en ue se encuentre el usuario y de la éoca del año. A continuación, la Figura y la Figura 2 uestran la distribución de horarios corresondientes a la tarifa HM en la región Noreste ara el eríodo de verano e invierno, resectivaente [4]: Día Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Doingo Base Interedio Punta Hora Figura Periodo de Verano, del rier doingo de abril al sábado anterior al últio doingo de octubre. Día Base Interedio Punta Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Doingo Hora Figura 2 Periodo de Invierno: del últio doingo de octubre al sábado anterior al rier doingo de abril. Es osible calcular los costos unitarios de cada horario. Para ello se define costo unitario agregado coo el iorte en esos ue se aga or cada kwh consuido en el horario en cuestión, considerando los concetos tanto de energía coo de deanda. En la sección 5 se exlicará el cálculo del costo unitario agregado. Por lo ronto se abunda en sus ilicaciones Ene-02 Abr-02 Jul-02 Oct-02 Ene-03 Abr-03 $/kwh_base $/kwh_unta Jul-03 Oct-03 Ene-04 Abr-04 $/kwh_interedio $/kwh_global Jul-04 Oct-04 Ene-05 Figura 3 Costo unitario agregado global y or horario La Figura 3 uestra la evolución del costo unitario agregado ara un usuario en la tarifa HM-NE con las siguientes suosiciones: la deanda áxia de horario interedio es la ayor de las tres, seguida or la deanda áxia en horario unta; sin ebargo la diferencia entre ellas es arginal. Cuando la deanda interedia es la ayor, la exresión ara la deanda facturable viene dada or Ec. : Ec. Df 0. 0 Db 3 Di 7 D Db deanda áxia en horario base del es [kw] Di deanda áxia en horario interedio del es [kw] D es la deanda áxia en horario unta del es [kw] En aras de ue la inforación ostrada en la Figura 3 sea significativa, ero a la vez sencilla de calcular, se suuso la deanda edia de cada uno de los tres horarios al 80% de su deanda áxia resectiva. De esta anera es osible obtener el costo agregado unitario de horario base, interedio y unta. Refiérase a la sección 5 ara ayores detalles. Coo se uede observar en la Figura 3, durante el los eses de verano el costo unitario agregado de horario unta llega a ser, en

3 roedio, 7.7 veces el costo unitario agregado de horario base y 5.6 veces el costo unitario agregado de horario interedio. Esta agnitud de diferencia en el recio de la energía es el ue justifica los esfuerzos or reducir el consuo de energía en horario unta, lo cual redunda en beneficios econóicos. 4. Corriiento de carga Es osible reducir el costo de la energía eléctrica ediante corriiento de carga fuera de horario unta. Lo anterior no constituye un ahorro de energía, ás bien difiere el consuo de ésta a un horario ue no sea unta, ya sea base o interedio. En otras alabras, se trata de transferir las cargas, ue así lo eritan, de horario unta a otro oento en el día, y or ende evitar la aduisición de energía cara. Esto se logra ediante una rograación adecuada de la roducción. Al evaluar estrategias de reducción de facturación, resulta articularente difícil cuantificar los ahorros rovenientes del corriiento de carga fuera de horario unta, debido a la gran cantidad de variables en juego, rincialente los recios de la energía y la fluctuación del consuo ligado a los altibajos de la roducción. De hecho, el alza en de las tarifas eléctricas tiene la articularidad de encubrir dichos ahorros. Juzgar el efecto de la estrategia sileente coarando los recibos de energía eléctrica entre dos eses, antes y desués de su ileentación, es francaente engañoso. De hecho, el térino ás aroiado ara estos beneficios econóicos es costos evitados [5]. Para hacer una coaración confiable es necesario contar con un odelo ue se ajuste al coortaiento histórico del usuario. De esa anera se uede inferir cual sería el costo de la energía si no se llevara a cabo la estrategia de corriiento de carga. Adeás del odelo, es necesario contar con un sistea de inforación ara la adinistración de la energía, coo se recalcó en la sección 2, ue brinde inforación suficiente ara evaluar el escenario real contra el escenario hiotético ue arroje el odelo. 5. Modelo ara estiar costos evitados or corriiento de carga fuera de horario unta Se trata de un odelo ateático ue siula el consuo de energía de un usuario articular. Los aráetros del odelo deben ser sintonizados con datos históricos del consuo de energía eléctrica del usuario en cuestión. Al final, el odelo debe ser caaz, no sólo de ajustarse al coortaiento histórico con el cuál fue creado, sino de roorcionar una edida confiable del consuo de energía ue el usuario tendría noralente, esto es si ninguna acción adinistrativa fuera llevada a cabo, eritiendo así calcular los costos evitados entre lo siulado y el consuo real. Adeás de la inforación histórica del usuario, el odelo debe ser alientado obviaente con el esuea tarifario de CFE con el ue se factura la energía. La inforación reuerida de la facturación CFE es la siguiente: hb hi h ht horas base del es [hr], horas interedia del es [hr], horas unta del es [hr], horas totales del es [hr], CD cargo unitario or deanda facturable del es [$/kw], CB cargo unitario or energía base del es [$/kwh], CI cargo unitario or energía interedio del es [$/kwh], CP cargo unitario or energía unta del es [$/kwh] La inforación histórica reuerida, es la siguiente: Eb energía base del es [kwh], Ei energía interedia del es [kwh], E energía unta del es [kwh], ET Energía total del es [kwh], y Db, Di, D (definidas en la sección 3) El factor de carga durante el horario x (interedio, base o unta) del es se deterina coo sigue [ 6]: Ec. 2 fcx Ex hx Dx

4 fcx factor de carga del horario x en el es La fracción de energía consuida en el horario x, resecto a la energía total del es en cuestión se uede obtener: Ec. 3 donde: Ex ET Dx DT hx ht Dx deanda edia durante el horario x del es y DT es la deanda edia de todo el es Se uede deostrar ue el costo unitario agregado de todo el es corresondiente ara un usuario de tarifa HM, cuya deanda áxia ensual se resentó en horario interedio, esta dado or la Ec. 4: Ec. 4 Db hb CB 0 CD DT fcb CET + CDT Di CA + hi CI 3 CD ET ht DT fci D + h CP 7 CD DT fc CA Costo unitario agregado del es, CET Cargo total or conceto de energía en el es, CDT Cargo total or conceto de deanda facturable Para sintonizar el odelo con el coortaiento del usuario, es necesario calcular dos juegos de factores de deanda, uno ara los eses de verano, de Abril a Octubre, y otro ara los de invierno, de Noviebre a Marzo. La Ec. 5 uestra el rocediiento ara obtener los factores de deanda de verano y la Ec. 6 hace lo roio ara los eses de invierno: Ec. 5 Dx j Fxver j DT j Fx ver Factor de deanda de verano del horario x, Ec. 6 núero de eses de verano con los ue se cuenta inforación. Dx j Fxinv j DT j Fx inv Factor de deanda de invierno del horario x, núero de eses de invierno de los cuales se disone de datos. Los factores de deanda calculados en Ec. 5 y Ec. 6, son la roorción ue guardan históricaente las deandas edias de horario base, interedia y unta resecto a la deanda edia del es, resectivaente. Adeás de saber la roorción de la deanda edia en cada horario, tabién es iortante conocer la deanda áxia ue se resentó en cada horario, ara ello es necesario coutar de anera siilar dos juegos, verano e invierno, de factores de carga roedio ara cada uno de los horarios: Ec. 7 fcxver fcx j j fcx ver factor de carga roedio de verano del horario x, núero de eses de verano con los ue se cuenta inforación. Ec. 8 fcxinv fcx j j fcx inv factor de carga roedio de invierno del horario x, núero de eses de invierno de los cuales se disone de datos. Una vez ue se cuenta con estos aráetros, y con ayuda de la Ec. 9, es osible estiar el costo unitario agregado de un es de verano usuario ue cula con la condición iuesta ara la Ec. 4:

5 Ec. 9 Fbver hb CB 0 CD fcbver CA + Fiver hi CI 3 CD ht fciver + F + ver h CP 0. 7 CD fcver La ecuación ara el costo unitario agregado ara los eses de invierno es idéntica, sólo se debe tener cuidado en utilizar de utilizar el juego de aráetros corresondientes. Tal exresión, Ec. 0, aarece a continuación: Ec. 0 Fbinv hb CB 0 CD fcbinv CA + Fiinv hi CI 3 CD ht fciinv + F + inv h CP 0. 7 CD fcinv La diferencia en el trataiento del odelo ara los eses de verano e invierno tiene su origen en el hecho ue los eses de invierno tienen aroxiadaente el doble de horas de horario unta ue los eses de verano. 6. Caso de estudio La Figura 5 uestra el costo unitario agregado histórico, línea continua, de una fábrica en Guadalue, Nuevo León ara el eriodo Enero de 2002 a Enero de En la isa figura fueron graficados los valores estiados con el odelo. Cabe destacar ue los roedios históricos fueron construidos solaente con los datos de Junio 2003 a Mayo A artir de Setiebre 2004 se inició con la alicación de la estrategia de corriiento de carga. Es iortante resaltar ue el odelo se ajusta bien, incluso a datos históricos anteriores al año utilizado coo base histórica. A artir de Setiebre 2004 se uede areciar coo el odelo se encuentra siere or encia del costo unitario agregado real, lo cual nos indica ue existe un costo evitado. Lo anterior se alía en la Figura $/kwh Costo unitario agregado CA facturado CA ver CA inv Jan-02 Mar-02 May-02 Jul-02 Se-02 Nov-02 Jan-03 Mar-03 May-03 Jul-03 Se-03 Nov-03 Jan-04 Mar-04 May-04 Jul-04 Se-04 Nov-04 Jan-05 Figura 4 Costo unitario agregado estiado con el odelo y costo unitario real. La reducción en el iorte de la factura de energía eléctrica está dada or la diferencia entre el costo unitario agregado estiado or el odelo y el agado a CFE, ue ultilicada or la energía total consuida durante el eriodo, resulta en el costo evitado en esos. Para el caso articular del usuario ostrado, cuyo consuo ensual en núeros gruesos es de 2 GWh, el costo evitado acuulado en los eses ue se lleva de racticar el corriiento de carga suera ya los 200 il esos. $/kwh Costos evitados Costos evitados Se-04 Oct-04 Nov-04 Dic-04 Ene-05 Figura 5 Costos evitados En la Figura 6 se incluye el erfil de deanda del usuario durante la riera seana de Febrero El corriiento de carga fuera de horario unta se está llevando a cabo y es uy notorio. La flecha indica el nivel de la deanda edia en horario unta estiada con ayuda del odelo. Vale la ena recordar ue este nivel obedece al atrón histórico del coortaiento y está escalado según el consuo de energía del es en cuestión. Toda el área bajo esta línea y el erfil de deanda es la energía ue se esta dejando de consuir en horario unta. Lo cual ilica, coo ya se ha exlicado, costos evitados en energía y deanda, coo se ve reflejado en el costo unitario agregado.

6 kw Perfil de deanda con corriiento de carga 0-Feb 02-Feb 03-Feb 04-Feb 05-Feb 06-Feb 07-Feb 08-Feb Fecha Deanda edia de horario unta odelada Base Interedio Punta De. ed. unta Figura 6 Perfil de deanda con corriiento de carga 7. Conclusiones Al ileentar un rograa de adinistración de energía nos enfrentaos a la robleática de evaluar los resultados. Es difícil juzgar el efecto del corriiento de carga fuera de horario unta dada la gran cantidad de variables involucradas. Por lo tanto, coarar sileente el iorte total de la factura de energía, antes y desués del inicio de las actividades de adinistración, arroja un resultando francaente engañoso. La edición es crucial ara obtener un odelo confiable. Adeás, erite asignar costos a uien realente consue la energía y constituye un incentivo ara reducir la facturación. El odelo robó ser útil, ya ue se ajusta satisfactoriaente a los datos históricos del caso considerado. Basado en lo anterior, se infieren el consuo y el costo ue tendría el usuario si continuara con su coortaiento histórico, lo cual erite cuantificar confiableente los costos evitados. 8. Referencias [] htt:// [2] Caehart, Turner and Kenney. Guide to energy anageent. Fourth edition. The Faiont Press [3] htt:// on45 [4] htt:// ros/tarifas.ht?seccionotros&tarifa% [5] Hansen, Shirley J., Weisan, Jeannie C. Perforance contracting: exanding horizons. The Fairont Press, Prentice Hall. ISBN Priera edición [ 6] Arónicas en Sisteas Eléctricos Industriales, Arando Llaas, Salvador Acevedo, Jesús Baez, Jorge de los Reyes, Innovación Editorial Lagares México, ISBN: X, Julio Biografías Arando R. Llaas Terrés es ingeniero electricista y aestro en ingeniería del ITESM, Caus Monterrey. Recibió el grado de Doctor de VPI and SU. Es director del Centro de Estudios de Energía del ITESM y resonsable de la Cátedra de Modernización del Sector Energético en México. Es iebro senior del IEEE, iebro vitalicio y Certified Energy Manager de la AEE. Federico A. Viraontes Brown recibió el título de Ingeniero Mecánico Electricista del ITESM, y los grados de Maestro en Ciencias y Doctor en Filosofía de la Universidad de Pittsburgh. Actualente es el Director del Área de Posgrado de la División de Ingeniería del ITESM. Es iebro Senior del IEEE. Jesús Antonio Baez Moreno es Ingeniero Mecánico Electricista (987), Maestro en ingeniería (990) y Maestro en ciencias (995) del ITESM, en Monterrey. Desde 99 es rofesor consultor del deartaento de ingeniería eléctrica del ITESM. Su área riordial de interés es el uso eficiente y calidad de la energía eléctrica. Aníbal Morones Ruelas es Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios Sueriores de Monterrey, Caus Monterrey (2003). Actualente es estudiante de la Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética del Caus Monterrey del ITESM y asistente de investigación en el Centro de Estudios de Energía del iso Instituto. Adrián González Peralta es Ingeniero Físico Industrial del Instituto Tecnológico y de Estudios Sueriores de Monterrey, Caus Monterrey (2003). Actualente es estudiante de la Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y asistente de investigación en el Centro de Estudios de Energía del iso instituto. Enriue Marrouín es Ingeniero Quíico y de Sisteas del ITESM Caus Monterrey, con Maestria en Ingeniería Quíica de la Universidad de Waterloo y MBA de Southern Methodist University. Trabajó en CYDSA de 993 a 998 en el área de Tecnología y Consultoría de Proyectos. Actualente es director de Sisteas Efectivos de Medición Hunt, una filial de la eresa Hunt Power, con sede en Dallas, TX.