Jaime Alejandro Zapata, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, explicó hoy en el marco del II Foro XM en Cartagena que el actual sistema eléctrico nacional tiene que empezar a considerar los temas de futura demanda, la mayor incertidumbre de fuentes primarias, redes de transmisión y resoluciones horarias, entre otros ítems.
En este sentido, destacó la importancia de la flexibilidad para la sostenibilidad del sector, conservar el balance instantáneo y cumplir con criterios de ley para el sistema.
Sin flexibilidad, se expone a sobrecostos operativos, reducción de la confiabilidad y de la vida útil de los componentes del sistema.
«Hay que atender el cambio de rampas del Sistema Interconectado Nacional», dijo Zapata.
De este modo, en algunos supuestos de análisis que elaboró XM, se hizo un estudio que incluyó diferentes escenarios hidrológicos de altos a bajos y perfiles de demanda, de julio 2023 a junio 2024. De igual manera, se contó con los proyectos con obligaciones de energía en firme y contratos de conexión de la Unidad de Planeación Minero-Energética (Upme).
Zapata explicó que, incluso, se planteó no incluir una unidad de Hidroituango como supuesto.
Así, se concluyó que en un escenario base de hidrología media y si entraran todos los proyectos de obligación firme y contratos de conexión, la generación hidráulica bajaría a cerca del 59% (de su margen actual aproximado al 70%) y la térmica tendría poco más del 3%, ya que aumentaría el nivel de integración de las demás fuentes alternativas comprometidas para este periodo.
En este punto, la generación eólica llegaría a 2.142 MW y la solar a 3.830 MW, cobrando una fuerza muy importante para el sistema. No obstante, esta última no conllevaría a una demanda neta con perfil de ‘duck curve’.
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