Planeamiento operativo energético​

Esta sección se divide en dos partes. En primer lugar, se presenta la evolución de los supuestos considerados para las principales variables del planeamiento energético de mediano plazo durante el 2018, analizando las causas que originaron la variación de los mismos a lo largo del año. Adicionalmente, estos supuestos son comparados con la información observada real. Las variables sobre las que se centra el análisis son: escenarios hidrológicos, demanda, expansión de la generación e intercambios internacionales.

En segundo lugar, se muestra, para los horizontes de planeación de mediano y largo plazo, una comparación entre los resultados obtenidos y la información real operativa, permitiendo evaluar y retroalimentar la definición de los supuestos anteriormente mencionados. Los resultados sobre los cuales se centra el análisis son: producción térmica, producción hidráulica y evolución del embalse agregado del sistema.​

Supuestos para el planeamiento operativo energético de mediano plazo

Presentamos la evolución de los supuestos empleados para la planeación de mediano plazo y su comparación con las variables reales observadas. Comparamos los aportes del sistema, la demanda, la expansión de generación y los intercambios internacionales.

Escenarios hidrológicos

En la Gráfica 1 presentamos la evolución real de los aportes promedio mensuales durante el año 2017 (ver recuadro derecho) así como la comparación entre el promedio mensual real para el año 2018 y los escenarios hidrológicos considerados. Los valores mostrados para los escenarios hidrológicos corresponden con las actualizaciones realizadas mes a mes, intentando reflejar la adaptación de los supuestos a la realidad observada en el sistema.​​​
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Gráfica 1

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Demanda total del sistema

La demanda del sistema que se utiliza en el planeamiento energético corresponde con alguno de los escenarios publicados por la UPME. Su elección depende de las condiciones actuales del sistema y de la posible evolución esperada, que típicamente también se correlaciona con las condiciones climáticas del país. Durante el 2018, la UPME realizó dos revisiones en la proyección de demanda: la primera en el mes de abril y la segunda en el mes de octubre, ver Gráfica 2. Como consecuencia, durante los meses de enero a abril del 2018, la proyección de demanda utilizada en los análisis de mediano plazo se correspondió con la actualización publicada por la UPME en el mes de julio del 2017. Para los meses restantes los escenarios se actualizaron conforme se fueron haciendo públicos.​​​

Gráfica 2

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A partir de la comparación mostrada en la Gráfica 2 es posible observar como los meses de enero y febrero estuvieron por debajo del escenario de demanda baja definido por la UPME en la actualización de julio de 2017, lo que hizo necesario publicar la actualización de abril en donde la proyección de los tres escenarios fue a la baja. Para los meses restantes del año, la demanda real se ubicó entre los escenarios bajo y medio de las proyecciones UPME, incluso para la actualización presentada en el mes de octubre del 2018.

Desde el punto de vista de los análisis energéticos de mediano plazo, entre los meses de enero a julio del 2018, el escenario usado en los análisis fue el medio, considerando también la actualización del mes de abril. Entre los meses de agosto y octubre se optó por el escenario alto, y para los meses de noviembre y diciembre se tomó el escenario medio. Normalmente el escenario de demanda que se utiliza para los análisis de mediano plazo es aquel que esté ligeramente superior a la real observada. La elección del escenario alto a partir del mes de agosto se justificó por la cercanía de la demanda real con el escenario medio en el mes de julio.​

Expansión de la generación

Desde el punto de vista de proyectos, los principales análisis presentados sólo consideraron aquellos que tienen Obligaciones de Energía en Firme (OEFs). La consideración de proyectos con concepto UPME se analizaron como sensibilidades. Teniendo en cuenta este criterio, el año 2018 inició con los siguientes proyectos en el horizonte de análisis:​


 Tabla 1
Recurso de generación Fecha proyectos consideradas en enero de 2018
Primera unidad de Ituango 300MW nov-18
GECELCA32  273MW feb-18
TERMONORTE 88MW may-18​

Sin embargo, teniendo en cuenta los inconvenientes en la fase de construcción del Proyecto Ituango y los retrasos en la puesta en operativa de las plantas Gecelca32 y Termonorte, los supuestos se fueron modificando a medida que los agentes actualizaron la información. Ante la falta de información y la alta incertidumbre en la recuperación de la obra, a partir del mes de junio se excluyó el proyecto Ituango del horizonte de análisis. La siguiente tabla resume el estado de los proyectos al concluir el año 2018.​



 Tabla 2

 
Recurso de generación Fecha real de entrada en operación
Primera unidad de Ituango 300MW No entró en operación
GECELCA32  273MW Septiembre 28/18
TERMONORTE 88MW Diciembre 01/18​

Intercambios internacionales

Un supuesto que se mantuvo durante todo el año 2018 fue la consideración del sistema eléctrico colombiano como sistema aislado. Sin embargo, como se muestra en la Gráfica 5, durante el año existieron algunos intercambios de energía que, tomando la demanda promedio día durante el 2018 de 190GWh/día, supusieron para el sistema un 0.42% de la demanda en promedio día para el caso de las importaciones, y un 0.14% para el caso de las exportaciones. Estos intercambios sólo se presentaron con Ecuador, en donde a pesar de tener una interconexión que puede llegar a superar los 8GWh/día, las condiciones de mercado sólo permitieron alcanzar los valores promedio anteriormente mencionados.​​​​


 

Gráfica 3​

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