Estado de redes incrementa los riesgos eléctricos

El Sistema Interconectado Nacional tiene un mapa de riesgos operacionales articulado alrededor del agotamiento acelerado de la red de transmisión y la no entrada oportuna de infraestructura estratégica para el transporte de energía. Según los balances técnicos de XM, encargada de la operación del sistema, la región Caribe concentra las mayores alertas operativas por el agotamiento paulatino en la capacidad de transformación en subestaciones clave a niveles de 220, 110 y 34.5 kilovoltios. En la subregión integrada por Guajira, Cesar y Magdalena, el diagnóstico evidencia una saturación directa en la transformación de las subestaciones de Santa Marta y Copey a niveles de 220, 110 y 34.5 kilovoltios, así como en la subestación Valledupar en sus niveles de 220, 34.5 y 13.8 kilovoltios. Las marcadas dificultades para programar mantenimientos preventivos en la zona se suman a la susceptibilidad frente a caídas rápidas de voltaje por fallas en la red, además de las complicaciones técnicas para gestionar excedentes de reactivos en periodos de baja congestión. Por su parte, el departamento de Bolívar afronta un agotamiento generalizado de red que limita el cumplimiento del criterio transitorio de tensión en los nodos a 66 kilovoltios, lo cual restringe severamente la capacidad del sistema para importar energía hacia la zona. La vulnerabilidad viene acompañada de bajas tensiones operativas, la falta de definición sobre proyectos de expansión estructurales y dependencia de la generación térmica regional, explica XM. En la subregión de Córdoba y Sucre, las restricciones operativas se manifiestan en los activos a 110 kilovoltios y en la transformación a 500 y 110 kilovoltios, donde las caídas de voltaje ante fallas sencillas y la complejidad logística para coordinar mantenimientos impiden operar con márgenes amplios de seguridad. El estrés operativo en la costa norte generó la desconexión preventiva de 27,76 gigavatios hora de demanda no atendida entre el 1 de abril y el 1 de octubre, período en el cual el centro de control emitió 347 instrucciones de corte técnico por seguridad. De este volumen acumulado, 13,18 gigavatios hora son trabajos de mantenimiento en la red, 8,4 gigavatios hora a fallas o agotamiento en el Sistema de Transmisión Nacional y Regional, 6,05 gigavatios hora a eventos en redes locales de distribución y 0,13 gigavatios hora a la activación de esquemas automáticos de protección. Los impactos Las mayores afectaciones durante este semestre se registraron en el nodo combinado de Sucre y Bolívar con 1.108,36 megavatios hora, en el departamento del Cesar con 781,4 megavatios hora y en Bolívar con 690,02 megavatios hora. Durante el mes de mayo, la frecuencia de racionamiento operativo alcanzó al 94 % de los días del mes, seguida por agosto con el 78 % y julio con el 75 % de los días afectados. En el interior del país, el área Oriental —que abarca a la ciudad de Bogotá, la Sabana Norte y el departamento del Meta— opera con dependencia de la generación interna local y de la disponibilidad permanente de las redes de transmisión a 500 kilovoltios, señala el reporte. La no entrada en funcionamiento de proyectos de infraestructura de la Unidad de Planeación Minero Energética, tales como el proyecto UPME 01-2013 en el tramo Sogamoso, Norte y Nueva Esperanza a 500 kilovoltios, y el proyecto UPME 03-2010 en el tramo Chivor, Norte y Bacatá, limita la atención segura del consumo en la Sabana de Bogotá y en los nodos radiales del Meta. En este sector, las plantas térmicas como Termozipa son indispensables para sostener la tensión. El panorama en la zona central se complica por trabajos de mantenimiento en la etapa II de la central hidroeléctrica Chivor, previstos entre septiembre de 2026 y junio de 2027. Dichas intervenciones reducirán de manera prolongada los márgenes de maniobra del sistema, especialmente en escenarios donde los aportes de lluvia sean inferiores a los promedios históricos, lo que exigirá maximizar la disponibilidad de las líneas de transporte de alta tensión y del parque térmico restante para evitar afectaciones mayores en la atención de los usuarios.