Pese a que ya comenzó la primera temporada de lluvias del año en Colombia, los estragos que causó el fenómeno de El Niño amenazan con poner en riesgo el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país.
EL TIEMPO conoció una carta de 7 páginas enviada al viceministro de Energía, Javier Campillo, en la cual el gerente del Centro Nacional de Despacho (CND), Juan Carlos Morales, detalló las señales de riesgo que persisten sobre la operación del sistema eléctrico “para atender la demanda de forma confiable, segura y económica”.
La primera de ellas es que a la fecha el consumo de electricidad en el país presenta un crecimiento de 8,31 por ciento, comparado con los mismos días del mes del año pasado. Además, durante algunos días de marzo la demanda se ha situado por encima del escenario de demanda medio publicado por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) en su actualización de enero de 2024.
Otro dato que genera preocupación es que los aportes hídricos registrados en marzo se mantienen por debajo de los mínimos históricos, en el 45,37 por ciento de la media histórica, es decir 69,96 gigavatios hora día.
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Algunos de los principales embalses del país empiezan a registrar mínimos históricos
A esto se suma que el nivel de los embalses que alimentan a las hidroeléctricas para la generación de energía eléctrica estaba en 31,6 por ciento al 30 de marzo, registrando valores inferiores a los mínimos históricos de los últimos 20 años para este mes, y sin iniciar abril, están 0,05 puntos porcentuales por encima del mínimo histórico de abril de 2020.
A XM también le llama la atención que el volumen útil de los embalses está concentrado en los embalses de Peñol y del agregado de Bogotá, en un 26,8 por ciento y 39,4 por ciento, respectivamente.
Además, algunos de los principales embalses del país empiezan a registrar mínimos históricos como El Peñol, con 35,36 por ciento; Guavio, con un 4,97 por ciento; El Quimbo, con 19,45 por ciento; y Ríogrande 2, con 7,51 por ciento.
A raíz de esto, algunas empresas han comenzado a reportar nuevas restricciones. Es el caso de EPM, que manifestó la probabilidad de no tener disponibilidad de generación cuando el embalse Ríogrande 2 se encuentre por debajo del 5 por ciento por temas de potabilización de agua para acueducto. También se podrían ver afectadas las plantas de Porce II y Porce III por estar aguas abajo.
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Puede llevar a situaciones de riesgo para la atención de la demanda en algunas horas del día
Así mismo, Enel informó sobre restricciones para la cadena Pagua relacionadas con las descargas máximas desde Tominé y la afectación que pueden tener cuando el embalse de Muña este por debajo del 70 por ciento por temas de sedimentos. Al 30 de marzo, el nivel de este embalse ya había caído al 65,92 por ciento.
Adicionalmente, se ha evidenciado una disminución en la declaración de disponibilidad para algunas hidroeléctricas como Betania, Chivor, El Quimbo, Guavio, Ituango, Miel, Sogamoso y Urrá.
“El CND observa con preocupación la disminución en la disponibilidad de las plantas hidráulicas asociada a los niveles de sus embalses o por otras restricciones, lo cual puede llevar a situaciones de riesgo para la atención de la demanda en algunas horas del día por no contar con la potencia necesaria para mantener una operación confiable y segura del SIN (Sistema Interconectado Nacional), en especial en los periodos de máxima demanda”, advierte Juan Carlos Morales.
Otro punto de preocupación son las exportaciones de energía que se están haciendo a Ecuador. En promedio, en marzo han sido de 3,77 gigavatios hora día, pero en algunos días llegaron a estar por encima de los 5 gigavatios hora día y se espera que esta situación se mantenga al menos hasta la segunda semana de abril, según lo informado por el Centro Nacional de Control de Energía de Ecuador.
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Ante la persistencia de los bajos aportes hídricos y el incremento en el consumo de energía eléctrica en el país, XM reiteró la necesidad de gestionar la implementación, “cuanto antes”, de varias medidas con el fin de asegurar “la operación confiable y segura del SIN”:
- Implementar medidas para la reducción de la demanda, 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. Además de programas de respuesta de demanda de rápida implementación.
- 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.
- Definir una meta de generación térmica. A partir de una referencia según las condiciones del sistema (aportes, demanda y 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 gigavatios hora 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 Sistema de Transmisión Nacional (STN) y al Sistema de Transmisión Regional (STR) que se encuentren en capacidad de entregar energía de manera inmediata como por ejemplo, los de Drummond, Reficar y La Cira Infantas, con el objetivo de reducir la demanda de dichas industrias.
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- Viabilizar la entrega de los excedentes de energía eléctrica, aproximadamente 500 megavatios.
- Gestión y seguimiento a 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. Además, se debe hacer un seguimiento a la disponibilidad, mantenimientos y gestión y logística de combustibles para las plantas térmicas, y que las plantas solares aporten 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.
- Adelantar gestiones con la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y el Ministerio de Ambiente para flexibilizar temporalmente las reglas impuestas a Hidroituango y otras plantas del sistema de forma que permita despachar la generación donde el sistema la requiera por requerimientos de potencia.