Para la versión 2022 del estudio de flexibilidad se identificó, a partir de la información suministrada por la UPME que han constituido garantía, la intensión de instalación de fuentes de energía renovable de 11 GW aproximadamente (8.4 GW solar y 2.7 GW Eólica) para el año 2027. Por lo anterior y teniendo en cuenta la incorporación masiva de nuevas tecnologías de producción, se evaluaron los horizontes 2024-2025, 2025-2026 y 2027-2027, dando lugar a 78624 despachos horarios. Sobre este volumen de información se desarrollan diferentes tipos de análisis, para evaluar de forma integral los cuatro diferentes tipos de flexibilidad en los horizontes considerados en el estudio, donde concluimos lo siguientes:

Los principales resultados en los análisis de suficiencia energética son:

• En todas las simulaciones se atiende la demanda en su totalidad.
• Por la naturaleza del sistema, se observa un crecimiento de los vertimientos energéticos (solar, eólica e hídrica).  A medida que se definan nuevas restricciones o reglas de operación (caudal ambiental, regla de operación de Hidroituango, etc.) se debe actualizar el estudio para analizar su impacto en la operación del sistema. 
• En escenarios de baja generación eólica y solar o baja disponibilidad hídrica, se presentan despachos de generación térmica explicados por balances energéticos y condiciones de seguridad. Se observa que, en épocas de escases del recurso solar, eólico o hídrico, el parque térmico responde a las necesidades de confiabilidad y seguridad del sistema.
• Se observan anomalías meteorológicas que pueden tener un impacto en la magnitud y variabilidad de la producción eólica y solar.
• Se encuentra un comportamiento confiable en las reservas hídricas del sistema. 

Se recomienda mejorar la capacidad institucional para la medición y pronósticos de variables meteorológicas de interés para el sector electico, con menor espacialidad y granularidad, además de mediciones abundantes en campo de libre acceso que permitan ajustar los modelos de asimilación y predicción a escala. Lo anterior, para mejorar la capacidad de reacción sectorial frente a la variabilidad del recurso primario en el largo, mediano, corto y muy corto plazo.

Los principales resultados en los análisis de flexibilidad en potencia son:

• Se observa un comportamiento de curva de pato con incremento considerable de los requerimientos de rampas del sistema.  El factor cresta – valle alcanza valores superiores a 5, dando lugar a requerimientos de incremento de potencia activa de hasta 7000 MW en 5 horas.
• Se observan rampas horarias de demanda neta superiores a los 1500 MW-hora de bajada y 2400 MW-hora de subida. Así mismo, se observan rampas de demanda neta intra-horarrias superiores a los 240 MW en 5 minutos.
• Se observa un incremento en los desbalances intra-horarios en los periodos diurnos, coincidente con la curva de producción de la generación solar.
• Se observa un incremento en las desviaciones de la demanda y la generación en los periodos diurnos (P07 al P18), asociados principalmente a la incertidumbre en el pronóstico de la producción solar.

Ante los incrementos en la magnitud y duración de las rampas de demanda neta, los desbalances intra – horarios, las desviaciones y los requerimientos de reservas de regulación, se requeriría en el corto plazo nuevos elementos regulatorios y tecnológicos de coordinación operativa para mantener el balance entre la carga y la generación. Entre ellos:

• Incentivos regulatorios para que la demanda y la generación ajusten sus expectativas de producción y consumo. 
• Acercar las declaraciones de disponibilidad de la generación y la demanda a la operación real del sistema, de tal forma que los agentes puedan gestionar sus desviaciones.
• Incentivos regulatorios para mejorar la observabilidad del sistema (carga y generación) así como la calidad de las medidas disponibles en la operación real.
• Crear instancias adicionales al despacho horario, con una menor granularidad (5 minutos).
• Menores tiempos de coordinación operativa para subir o bajar generación, mediante consignas de potencia enviadas digitalmente a los agentes para su implementación. 

En el mediano-largo plazo, se deben evaluar nuevos mecanismos de ajustes que consideren la respuesta de la demanda, así como servicios de rampas o diferentes instancias de regulación adicionales a la primaria y secundaria.

Los principales resultados en los análisis de capacidad de transporte son:

• Se observa un mayor uso de la infraestructura de transporte, con incrementos en las importaciones en el área oriental y sur-occidenteal coincidentes con una mayor producción renovable, principalmente en el área caribe.
• Se observan vertimientos de generación solar y eólica, coincidentes con bajos niveles de demanda neta y límites de exportación del área caribe por cortes internos que limitan la exportación. Se requieren obras adicionales en la red de transmisión para evacuar con seguridad y confiabilidad la capacidad de generación instalada en el área Caribe.
• Se observan impactos de las desviaciones de generación y demanda en los cortes, que pueden implicar acciones operativas para mantener los límites de seguridad del sistema.

En cuanto a la capacidad de transportes, es fundamental el desarrollo de la infraestructura de red necesaria para evacuar la alta generación disponible en el área Caribe, los retrasos en la entrada de los proyectos considerados en este estudio pueden modificar considerablemente los resultados respecto a los vertimientos de solar y eólica. 

En particular, se recomienda evaluar y desarrollar las obras necesarias para eliminar las limitaciones a la exportación del área caribe, las cuales tienen su origen en limitaciones internas de las sub—áreas GCM y Atlántico que involucran activos del STN y STR.

Los principales resultados en los análisis de seguridad son:

• Los niveles de inercia y la capacidad de regulación primaria del sistema se reducen considerablemente producto del desplazamiento de generación síncrona por generación basada en inversores.
  • – Contingencias entre 300 MW y 400 MW, podrían ocasionar la actuación de la primera etapa del EDAC.
  • – Se observa un incremento en el ROCOF (cambio en la frecuencia vs tiempo), el cual puede alcanzar para contingencia sencillas (entre 300 y 400 MW) hasta 1 Hz/seg.
  • – La frecuencia puede presentar mayor variabilidad producto de la disminución combinada de la inercia y el BIAS.
  • – Se observan un incremento en la probabilidad de que se presenten oscilaciones de potencia en el sistema.
• Se observa una disminución importante en los niveles de cortocircuito del sistema, lo cual limita la fortaleza de la red responder de forma segura, confiable y resiliente ante eventos en el sistema.
  • – Los índices WSCR y SCRIF, presentan valores inferiores a los recomendados internacionalmente, lo cual puede generar problemas para la operación de las fuentes renovables conectadas al sistema mediante inversores.
  • – Se observa una mayor magnitud y propagación de las perturbaciones de voltaje.
  • – El área GCM sigue expuesta al fenómeno de recuperación lenta de tensión inducida por falla (FIDVR) y desconexiones transitorias de carga, y se prevé que estos fenómenos se presenten en otras áreas del SIN debido al debilitamiento de los niveles de cortocircuito real en la red.
  • – Se observa la presencia del fenómeno de recuperación lenta de frecuencia inducida por falla (FIDFR).
  • – Se observa actuación del EDAC y desconexión de la interconexión con Ecuador frente a contingencias sencillas en la red de transmisión.
  • – Se observa alta vulnerabilidad del sistema frente a fallas no despejadas en tiempos de protección principal.
  • – Se observa la necesidad de rediseñar el esquema de desconexión automático de carga (EDAC).

Respecto a la disminución en el BIAS y la inercia del sistema, y el consiguiente impacto en la magnitud de las desviaciones de la frecuencia tanto en condiciones normales de operación como ante contingencia, se recomienda:

• Evaluar la necesidad de servicios de respuesta continua (algunas veces llamado respuesta rápida en frecuencia), con tiempo de activación rápidos (se recomiendan 50 a 200 ms) y regulación continua de la frecuencia. 
• Evaluar la necesidad de servicios de desconexión rápida de carga, como medida de contención antes de la actuación del EDAC.
• Avanzar en la interconexión regional con otros sistemas, como medida para fortalecer la respuesta del sistema.

Respecto a la disminución en los niveles de cortocircuito del sistema, se recomienda:

• Se recomienda el desarrollo de las obras requeridas para mantener el indicador de fortaleza SCRIF en valores superiores a 1.5.  Frente al fenómeno de recuperación lenta inducida de frecuencia, equipos adicionales que aporten inercia y cortocircuito pueden ser requeridos en sitios con alta concentración de generación basada en inversores. Adicionalmente, aumentar las rampas de recuperación frente a fallos en las plantas basadas en inversores puede ayudar a mitigar el fenómeno, sin embargo, en condiciones de red débil (bajos niveles de cortocircuito) esta solución puede generar problemas de sincronización en esta tecnología.
• Dado el aumento en la magnitud y alcance de las perturbaciones, magnitudes importantes de la demanda y generación del SIN pueden ser susceptibles a fenómenos transitorios como el FIDVR, perdida de sincronismos o desconexiones generalizadas producto de los bajos voltajes transitorios. Frente a lo anterior, se recomienda:
  • – En el muy corto plazo, se recomienda definir las obras necesarias para mitigar el fenómeno de recuperación lenta inducida de tensión (FIDVR), y mejorar la calidad de la potencia frente a la presentación del servicio en las cargas del área GCM. 
  • – Evaluar las obras necesarias a nivel del STN, STR y SDL para mitigar el impacto de la propagación de las perturbaciones de voltaje en la demanda.
  • – Ajustar el código de red, para incorporar la tecnología y redundancia necesaria para garantizar que las fallas sean despejadas en tiempos cercanos a 3-4 ciclos en el STN y STR.
• Se recomienda a los promotores de nuevos proyectos de generación, tener en cuenta en los diseños y en el ajuste de las funciones de control y protección la operación de sus plantas en condición de red débil, de tal forma que los equipos a instalar garanticen la operación estable y segura del parque y el cumplimiento de los requisitos técnicos de la resolución CREG 060 de 2019.