Planeamiento Operativo Energético 2019
El año 2019 fue un año donde tuvimos cambios importantes en el panorama energético a futuro, sobre todo por los resultados de la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), las subastas de contratos de largo plazo (CLPE) y la cantidad de proyectos de fuentes renovables no convencionales (FERNC) que tienen concepto de la UPME. La integración de generación basada en inversores y con alta variabilidad, cambiará la forma cómo planeamos y operamos el sistema, en XM continuamos adaptando nuestros procesos y herramientas para liderar la transición.
Los primeros meses del 2019 se vieron impactados por un fenómeno de El Niño débil y a partir de ahí, centramos nuestra atención en los estudios de mediano plazo en una posible extensión de bajas hidrologías para el verano del 2020. Los estudios de largo plazo estuvieron centrados en el impacto que tendrán los FERNC en la confiabilidad del sistema.
A continuación, presentamos un recuento de cómo se comportaron las variables energéticas más significativas durante el 2019, cómo este comportamiento dictaminó los supuestos usados para los estudios energéticos y, en consecuencia, los resultados obtenidos.
Comportamiento de las principales variables energéticas
Hidrología
La Figura 1 presenta la evolución real de los aportes promedio semanales durante el año 2019 y los escenarios hidrológicos, actualizados mes a mes, considerados en los análisis energéticos de mediano plazo.
Durante el primer semestre de 2019, las agencias climáticas internacionales reportaron la permanencia del fenómeno El Niño de tipo débil, situación que reflejamos en los escenarios simulados.
En el segundo semestre, de acuerdo con las agencias internacionales, las condiciones de El Niño eran neutrales, no obstante, los aportes hidrológicos estuvieron por debajo de la media histórica
Demanda del sistema
La demanda del sistema que usamos en el planeamiento energético corresponde a los escenarios publicados por la UPME, dependiendo de las condiciones observadas y esperadas del sistema. Durante el 2019, la UPME realizó tres revisiones en la proyección de demanda: febrero, julio y octubre y los estudios energéticos se actualizaron con cada revisión. En Figura 2 se presentan los escenarios considerados en los estudios y el comportamiento de la demanda real.
Expansión de la generación
Desde el punto de vista de nuevos proyectos de generación, los análisis energéticos tuvieron en cuenta tanto las asignaciones de OEF para el periodo 2022-2023 como el resultado de la CLPE realizadas por la UPME.
Intercambios internacionales
Un supuesto que mantuvimos durante todo el año 2019 fue la consideración del sistema eléctrico colombiano sin intercambios internacionales, con el objetivo de analizar la capacidad de autoabastecimiento ante diferentes condiciones.
Señales del planeamiento energético
Planeamiento de mediano plazo
Los estudios de mediano plazo tienen como horizonte dos años con resolución semanal. Con estos análisis proporcionamos señales tempranas sobre posibles riesgos en la atención confiable de la energía para los próximos años, con el objetivo de acometer acciones como coordinar el abastecimiento de combustibles, mantenimientos programados, gestión de los embalses, entre otras, para garantizar la atención del suministro eléctrico. El detalle de los estudios se encuentra en https://www.xm.com.co/Paginas/Operacion/Resultados-mediano-plazo.aspx
En la Figura 3 presentamos la nube de escenarios considerados para el estudio estocástico de enero con respecto a la evolución real de los aportes hídricos. Los 100 escenarios hidrológicos considerados se generan utilizando el modelo ARP del SDDP. Es necesario recalcar que los análisis operativos realizados no se pueden considerar de carácter predictivo teniendo en cuenta que los resultados que se obtienen están fuertemente condicionados por los supuestos, que puede divergir significativamente de la realidad. Sin embargo, estos análisis son un buen soporte para proporcionar señales tempranas de posibles riesgos en el sistema.
La hidrología real durante el primer semestre estuvo dentro del rango del Percentil 5 y Percentil 95 de los escenarios considerados, excepto para algunas semanas del mes de mayo. En el segundo semestre el comportamiento real de los aportes estuvo por fuera del rango desde el mes de agosto como se muestra en la figura 3.
El nivel de aportes en el sistema permitió a su vez tener producciones hidráulicas que estuvieron por encima del percentil 95 que se esperaba para el sistema para el primer semestre, ver figura 4.
La generación térmica en el SIN figura 5, la cual se correlaciona con los valores de aportes permitió alcanzar un nivel en el embalse agregado en el sistema adecuado como condición inicial del verano 2019-2020, ver figura 6.
Planeamiento de largo plazo
Los estudios de largo plazo tienen como horizonte 10 años con resolución mensual. Con estos análisis proporcionamos señales tempranas sobre posibles riesgos en la atención confiable de la energía para el futuro más lejano, con el objetivo de acometer acciones relacionadas con el desarrollo de proyectos de generación o transmisión que permitan fortalecer el sistema para garantizar la atención del suministro eléctrico. El detalle de los estudios se encuentra en https://www.xm.com.co/Paginas/Operacion/Planeacion.aspx
En la Figura 7 presentamos la banda de variación de los aportes mensuales, expresados en promedio diario, usados en la simulación del estudio de largo estocástico. Sobre la gráfica mostramos la energía afluente real presentada en cada mes del 2019. En concordancia con lo analizado para el mediano plazo, destacamos como en los meses de enero y febrero los aportes reales se ubicaron por debajo del promedio de los modelados debido a la ocurrencia del fenómeno El Niño débil que ocurrió en los primeros meses del año. Entre marzo y julio, los aportes reales se ubicaron por encima del promedio del modelo y entre los meses de agosto y diciembre, los aportes reales se ubicaron muy cerca del percentil 95 del modelo.
Las condiciones hidrológicas determinaron el comportamiento de la generación, tanto térmica (ver Figura 8) como hidráulica y, en consecuencia, las reservas totales del sistema (Figura 9). Se destaca como finalizando el mes de noviembre el embalse se ubicó en 70%, de forma similar a lo analizado para el mediano plazo.