Mediante una carta enviada al Ministerio de Minas y Energías, XM, XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, advierte que si no se adoptan una serie de recomendaciones, el país podría entrar en un periodo de racionamiento energético mientras regresa la intensidad de las lluvias.

Los impactos del fenómeno de El Niño en Colombia (que ya entró en su recta final) continúan generando preocupación en la generación energética del país pues, hay que recordar, el grueso de esta depende de los buenos niveles en los embalses que hacen mover a las hidroeléctricas.

Ante este panorama, XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, le envió una carta al viceministro de Energía, Javier Campillo, resumiendo el estado actual de los embalses (muchos se encuentran incluso por debajo de sus mínimos históricos), y describiendo una serie de recomendaciones que le ayudarían a garantizar al país la estabilidad del suministro, mientras se supera el fenómeno El Niño.

“Se ha venido informando y dando las señales de riesgo sobre la operación actual para atender la demanda de forma confiable, segura y económica”, se lee en la misiva.

Para XM, los siguientes son los aspectos que están afectando la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y que podrían poner en riesgo el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país:

A la fecha la demanda de energía eléctrica presenta un crecimiento de 8,31% comparado con los mismos días del mes del año inmediatamente anterior. Además, durante algunos días de marzo la demanda se ha situado por encima del escenario de demanda medio publicado por UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) en su actualización de enero de 2024

En el seguimiento a los aportes, se resalta que los aportes hídricos registrados en marzo se mantienen por debajo de los mínimos históricos, en el 45,37% de la media histórica, es decir 69,96 GWh/día.

El embalse agregado del Sistema está en el 31,86% del volumen útil aprovechable para producir energía eléctrica, registrando valores inferiores a los mínimos históricos de los últimos 20 años para marzo, y sin iniciar abril estamos 0,05 puntos porcentuales por encima del mínimo histórico de abril de 2020.

A nivel regional las reservas se encuentran reflejadas el 49,25% en la región Centro, 34,93% en Antioquia, el 8,25% en Oriente y el porcentaje restante en Valle y Caribe. A nivel de embalses llama la atención que el volumen útil del embalse agregado del sistema está concentrado en los embalses de Peñol y del agregado de Bogotá, en un 26,8% y 39,4%, respectivamente y algunos de los principales embalses del país empiezan a registrar mínimos históricos como El Peñol con 35,93%, Guavio con un 5,8%, El Quimbo con 19,45% y Ríogrande 2 con 7,37%.

Sobre la operación de algunos embalses, los agentes han reportado nuevas restricciones, como el indicado por EPM en el marco de la reunión N° 740 del CNO del 26 de marzo de 2024 sobre la probabilidad de no tener disponibilidad de generación cuando el embalse se encuentre por debajo del 5% por temas de potabilización de agua para acueducto y la afectación que esto tendría para las plantas de Porce II y Porce III por estar aguas abajo. Así mismo, lo informado por ENEL para la cadena PAGUA relacionado con las descargas máximas desde Tominé y la afectación que pueden tener cuando el embalse de Muña este por debajo del 70% por temas de sedimentos.

Además, en la operación del sistema, se ha evidenciado una disminución en la declaración de disponibilidad de los agentes para algunas plantas de generación hidroeléctrica como Betania, Chivor, El Quimbo, Guavio, Ituango, Miel, Sogamoso y Urrá.

Y por último, en el mes de marzo la generación térmica promedio ha sido de 89 GWh/día, sin embargo, la generación térmica real se ubica alrededor de 36 GWh/día por debajo de la disponibilidad declarada en el despacho y 51 GWh/día promedio por debajo de su capacidad efectiva neta.

La media de exportaciones a Ecuador en marzo ha sido de 3,77 GWh/día promedio. En algunos días de marzo las exportaciones han estado por encima de 5 GWh/día y se espera que esta situación se mantenga al menos hasta la segunda semana de abril, según lo informado por CENACE (Centro Nacional de Control de Energía de Ecuador).

Sobre esto, para XM preocupa la disminución en la disponibilidad de las plantas hidráulicas por los niveles en sus embalses, lo cual podría poner en riesgo la estabilidad en la atención de la demanda, sin contar los riesgos que podría implicar la operación segura y confiable del SIN en los periodos de máxima demanda.

Para evitar tal escenarios, desde XM se recomienda implementar medidas como:

Campañas de ahorro, que incluyan intensificar trabajo en casa (ahorro de iluminación y aires acondicionados), en aquellas que no sea posible apagar la iluminación en horas de la noche.

Reducir las exportaciones de energía a Ecuador. Esta medida permitirá reducir el número de horas de operación de plantas térmicas y retardar su salida a mantenimiento, así como un uso eficiente de las fuentes primarias escasas para la atención de la demanda nacional.

Definir una meta de generación térmica. A partir de una referencia según las condiciones del sistema (Aportes, demanda, generación), para que se programe en el despacho económico. Actualmente, los análisis energéticos de corto plazo plantean que se requiere una meta térmica por encima de los 110 GWh-día.

Poner a disposición del parque generador térmico la mayor cantidad de gas posible.

Tomar medidas que permitan asegurar el suministro, transporte y almacenamiento de combustibles requeridos para la operación continua de todo el parque térmico.

Viabilizar la conexión de proyectos de autogeneración solar sin entrega de excedentes conectados al STN y STR que se encuentren en capacidad de entregar energía de manera inmediata, por ejemplo, Drummond, Reficar y la Cira Infantas, con el objetivo de reducir la demanda de dichas industrias.

Viabilizar la entrega de los excedentes informados por UPME en reunión CACSSE del 22 de marzo (Aproximadamente 500 MW).

Gestión y seguimiento con agentes generadores, así: De plantas hidráulicas, seguimiento estrecho a la evolución de los embalses, levantamiento de restricciones y manejo de embalses. Aquellas plantas con gran capacidad de regulación deberían estar aportando la máxima cantidad de energía posible al sistema; de plantas térmicas, seguimiento a disponibilidad, mantenimientos y gestión y logística de combustibles; De plantas solares, aportando la máxima cantidad de energía posible al sistema.

Seguimiento al cumplimiento de la potencia y capacidad de cubrir la seguridad del sistema.

Hacer seguimiento a los embalses con bajo nivel que puedan comprometer su disponibilidad.

De acuerdo con los análisis de potencia y cubrimiento de la seguridad eléctrica del sistema, realizar seguimiento para determinar la necesidad de adoptar medidas adicionales que aseguren la atención de la demanda de energía eléctrica en la operación del sistema.

Garantizar la libre movilidad de personas, insumos y equipos, así como el libre acceso a las instalaciones del sector eléctrico (Subestaciones y centrales), a las de producción y transporte de energéticos primarios.

Y finalmente, adelantar gestiones con el ANLA (Autoridad Nacional de Licencias Ambientales) y Minambiente para flexibilizar temporalmente las reglas impuestas a Ituango y otras plantas del sistema de forma que permita despachar la generación donde el sistema la requiera por requerimientos de potencia.

Para XM, la adopción de estas medidas permitirán administrar los riesgos operativos que se derivan de la condición energética actual, por lo que no se consideran suficientes ante eventuales situaciones extremas o eventos de alto impacto que también puedan afectar la operación del SIN.