Por medio de una carta, dirigida al Gobierno, el secretario técnico del operador del mercado eléctrico, XM, Alberto Olarte Aguirre, hizo un llamado urgente al Gobierno para evitar riesgo de racionamiento en Colombia.
(Lea: Alta tensión: los riesgos reales de un razonamiento eléctrico en Colombia).
En la misiva de seis páginas, se reitera "la necesidad de gestionar en el sector la implementación, cuanto antes, de medidas transitorias con el fin de asegurar la operación confiable y segura del Sistema Interconectado Nacional".
Esto debido a que, 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".
(Vea: Alerta por alzas de energía del 15 % en el Caribe y apagón regulatorio).
De acuerdo con cifras de XM, 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.
Así mismo el operador advierte que "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".
(También: ¿A racionar?: panorama eléctrico con El Niño y sin Hidroituango).
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%.
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Dado lo anterior, bajo las condiciones operativas actuales, ante la persistencia de los bajos aportes hídricos y el incremento en la demanda, XM reitera la necesidad de implementación las siguientes medidas:
1. Implementar medidas para la reducción de la demanda, tales como:
• Campañas de ahorro, que incluyan intensificar trabajo en casa (ahorro de iluminación y aires acondicionados), en aquellas que no sea posible, apagar iluminación en horas de la noche.
• Programas de respuesta de demanda de rápida implementación.
2. 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 escazas para la atención de la demanda nacional.
3. 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.
4. Poner a disposición del parque generador térmico la mayor cantidad de gas posible.
(Además: Creg, Dane y Banrep están definiendo indicador para sistema eléctrico).
5. Tomar medidas que permitan asegurar el suministro, transporte y almacenamiento de combustibles requeridos para la operación continua de todo el parque térmico.
6. 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.
7. Viabilizar la entrega de los excedentes informados por UPME en reunión CACSSE del 22 de marzo (Aproximadamente 500 MW).
8. 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.
9. Seguimiento al cumplimiento de la potencia y capacidad de cubrir la seguridad del sistema.
10. Hacer seguimiento a los embalses con bajo nivel que puedan comprometer su disponibilidad.
11. 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.
12. 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.
13. 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.
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