Las grandes fuentes hidráulicas suministran 10.974 MW al Sistema Interconectado Nacional, lo que representa 63,7% del total. Los retrasos en la operación de Hidroituango ante la contingencia sucedida por las fallas en el proyecto , en conjunto con las probabilidades cercanas a 90% de acontecer un nuevo fenómeno de El Niño en Colombia, han hecho saltar las alarmas sobre la capacidad que tenga el Sistema Interconectado Nacional (SIN) para afrontar estas eventualidades en el corto, mediano y largo plazo.

Sobre esta situación, María Nohemi Arboleda, gerente de XM, empresa responsable de la planeación operativa del SIN la cual realiza análisis energéticos considerando escenarios con diferentes variables relacionadas con la generación, disponibilidad de redes y comportamientos de la demanda explicó que para el caso particular de Hidroituango, en el corto plazo (menor a dos años), no se ven potenciales afectaciones para atender la demanda del país de manera confiable y segura.

Por su parte, para el mediano plazo (entre dos – tres años) “se realizaron análisis de modelos que consideran escenarios de baja hidrología y la no entrada del proyecto Hidroituango en las fechas inicialmente planeadas. Estos análisis indican que el SIN contaría con los recursos necesarios para la atención de la demanda, considerando la necesidad de generación térmica constante, incluso en períodos superiores a un año, con valores mayores a los 70 GWh por día”.

La situación inmediata se ve favorecida por el aumento en reservas hídricas que en la tercera semana de octubre se ubican de manera conjunta en 80,90% a nivel nacional, destacando regiones como Antioquia con 93,46% de su capacidad y Oriente con 89,81%.

A su vez, si bien la capacidad total del SIN ha ascendido a 17.201 MW y no afectará de acuerdo con XM la oferta en el mediano plazo, la dependencia de las grandes fuentes hidráulicas aún es evidente y estas representan 63,70% del total de generación con 10.974 MW, motivo por el que eventos naturales como periodos de sequía y emergencias como las que afronta el proyecto con mayor potencial de generación en el país, preocupan a la opinión pública nacional.

En este sentido y, en el largo plazo (más allá de tres años), sí se presentarían afectaciones ante el crecimiento de la demanda. “Ante escenarios hidrológicos críticos, se observa que a partir de 2022 podrían presentarse momentos en los cuales no se cumplan los indicadores de confiabilidad establecidos por la reglamentación vigente, es decir, periodos con déficit entre la oferta y la demanda de energía eléctrica en el SIN, lo que implicaría una posible desatención de demanda. Adicionalmente, se identifica que en el mismo año la energía firme, es decir, la máxima energía eléctrica ante hidrologías críticas que son capaces de entregar las plantas de generación durante un año de manera continua, y que actualmente poseen los recursos de generación del país, es superada por la demanda proyectada en los escenarios medio y alto definidos por la Upme”, dijo Arboleda.

Por ello, el foco sobre el futuro de la oferta energética se centra en los trabajos que adelanta EPM en el norte de Antioquia, con el propósito de adelantar los trabajos en la presa. No obstante, “mientras no se tenga claridad sobre la situación en la casa de máquinas del proyecto seguimos con el atraso estimado de tres años a partir del 18 de diciembre. Con respecto a la afectación de la capacidad de generación de la central, teniendo en cuenta que los hitos críticos están relacionados con las obras civiles del proyecto, la capacidad de generación de las ocho unidades que suman 2.400 MW no se vería afectada, solo se desplazará en el tiempo la entrada de cada una”, expresó Alberto Mejía, gerente Mercado Energía Mayorista de EPM.

A pesar de este evento, EPM destaca actualmente por su participación del 20% en la capacidad instalada del país, con 3.441 MW. “Durante lo que va corrido del año han entrado 358 MW de capacidad nueva, concentrados principalmente en la térmica a carbón Gecelca 32 de 273 MW y se espera la entrada de 88 MW de la planta Termonorte, la cual operará con gas y fuel oil”, añadió Mejía.

Por su parte, en cuanto a proyectos a gran escala, Celsia tiene en construcción y próxima a entrar en operación: Celsia Solar Bolívar, granja que estará en operación a finales de 2018 en el municipio de Santa Rosa de Lima, con una capacidad instalada de 8,06 MW, energía que será entregada al SIN. Esta granja contará con 32.000 módulos fotovoltaicos y la energía que generará evitará la emisión de más de 170.000 toneladas de CO2 durante 30 años, que equivale al CO2 capturado por 28 millones de árboles en el mismo periodo de tiempo o a reforestar 25.000 hectáreas.

Proyectos que han entrado al SIN durante 2018 y próximos

En lo referente a proyectos de generación despachados centralmente (mayores a 20 MW) en el año en curso entró en operación el proyecto Gecelca 3,2 de 273 MW (planta de generación térmica a carbón ubicada en la sub área de Córdoba – Sucre) y entraron en operación 136 MW de recursos menores (pequeñas centrales hidroeléctricas, cogeneradores y autogeneradores).

En cuanto a proyectos del STN (Sistema de Transmisión Nacional) durante este año entraron tres proyectos en la costa Caribe: Subestación Río Córdoba 220 kV, Subestación Caracolí 220 kV y línea Bolívar – Cartagena 220 kV.

La expectativa de entrada de proyectos de generación para lo que resta de este año y el próximo es de 373 MW en plantas despachadas centralmente y 376 en plantas menores, donde se destacan los proyectos: Termonorte de 89 MW, El Paso 67 MW, Escuela de Minas de 55 MW, cogenerador Incauca de 60 MW y parque solar Portón del Sol de 102 MW. El proyecto de generación Termonorte es el único proyecto que tiene asignadas obligaciones de energía en firme.

Respecto a proyectos de transmisión se espera que antes de finalizar este año entre en operación la subestación Montería 220 kV y para el próximo año se espera la entrada de varios proyectos entre los que se destacan las subestaciones Antioquia y Medellín 500 kV.

Este año XM inauguró su Centro de Control Nacional de Despacho que interactúa con los operadores de 122 empresas entre generadoras, transportadoras y distribuidoras, se monitorea y coordina la operación de más de 26.000 km de líneas de transmisión, 26 enlaces de comunicaciones y 206 plantas de generación, conectadas a 249 subestaciones de energía ubicadas a lo largo y ancho del territorio nacional. Para la supervisión del sistema se reciben cerca de 26.000 variables cada cuatro segundos y se realizan más de 55.000 maniobras anualmente, adicionalmente se coordina la operación de la interconexión con Ecuador.

El nuevo centro de control cumple con las normas Nerc CIP, normas internacionales asociadas al cumplimiento de los protocolos de ciberseguridad para este tipo de sistemas. Además, tiene la capacidad de incorporar las fuentes de energía renovable no convencional que se están desarrollando en el país.

Fuente: La República