El operador del mercado XM presentó un análisis detallado que hace referencia a los riesgos operacionales que afronta el sistema eléctrico del país. Esto, según XM, debido a los retrasos que se han generado en proyectos importantes de transmisión y generación.
El informe indica que dichos retrasos (que son desde la fecha de entrada en operación) están en 68 de 123 proyectos de transmisión, es decir, del 55 %.
En ese sentido, XM indicó que el problema radica más si se mira la condición de la región Caribe, puesto que, de los 40 proyectos de transmisión de energía eléctrica que hay en este territorio, son 22 los que cuentan con retrasos.
Ante esto, el operador del mercado resaltó que dentro de los riesgos operativos derivados del retraso o la no entrada oportuna de proyectos se destaca el de la desatención de demanda por agotamiento de red, seguido por el aumento en el requerimiento de generación de seguridad, la susceptibilidad a fenómenos de inestabilidad por baja fortaleza del sistema, y las limitaciones a la generación por criterios de seguridad y confiabilidad.
También señalaron que la incorporación acelerada de generación solar provoca vulnerabilidades frente a eventos climatológicos extremos que pueden afectar este recurso.
A su vez, revelaron que para la condición a abril de 2025, se identificaron restricciones eléctricas y operativas asociadas al incremento de la demanda, incluyendo sobrecargas en los elementos del sistema, bajos niveles de tensión en algunos nodos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y la activación de restricciones operativas, causando que varias restricciones se hayan declarado en condición de alerta o emergencia debido, principalmente, a su dependencia de la demanda o al bajo control de balances de generación.
Dentro de eso, se reveló que la empresa Afinia informó que no continuaría con los proyectos de transmisión de Nueva Arjona, Nueva Magangué y Nueva Sahagún. También reportó retrasos en el proyecto de Toluviejo.
Además, la empresa Air-e reportó avances poco significativos en los proyectos Nueva El Río, Nueva San Juan, Nueva Galapa, Palermo, Bureche, Guacamayal y Uribia.
“Estos proyectos tenían una fecha estimada de entrada en operación entre 2025 y 2026 y son considerados estratégicos por su impacto en el sistema”, destacó XM.
Ahora bien, el operador del mercado expresó que tras la incertidumbre que hay en la ejecución de estos proyectos, puede haber un alto riesgo de activación de restricciones en Córdoba, Sucre, La Guajira, Magdalena, Cesar y Bolívar, que podría requerir una medida importante como lo es la desatención de demanda de manera preventiva, incluso en condiciones de red completa y/o el incremento de generación de seguridad, mayormente térmica en esta región.
Atlántico y Barranquilla
XM informó que si bien de forma generalizada se identifica en las subáreas del área Caribe, nodos con capacidad cercana a superar su capacidad de cortocircuito, en la subárea Atlántico dicho agotamiento se materializa de forma recurrente causando que se requieran realizar reconfiguraciones en la red para operar de forma segura los recursos de generación de la subárea.
“En esta zona se ha evidenciado, además, agotamiento de la capacidad de transformación para atender la demanda de la red de 110 kV”, socializó XM.
También señalaron que el incremento de la demanda en la subárea, junto a su condición topológica y la ubicación de los recursos de generación Flores I y IV (en las subestaciones Flores 220 kV y 110 kV), así como Tebsa y Barranquilla (en las subestaciones Tebsa 220 y 110 kV), ha generado un agotamiento en la capacidad de transformación de los transformadores Tebsa 1, 2 y 5.
“Esto se evidencia en la activación de restricciones por sobrecarga, tanto en condiciones de red completa como ante contingencias sencillas, lo que a su vez conlleva a restricciones de generación (establecimiento de generación mínima y máxima) en dichas plantas. Esta situación compromete la operación segura, confiable y económica de la subárea”, señalan.
