Análisis del riesgo de la cobertura de energía firme en colombia a mediano plazo

Risk analysis of firm energy coverage in colombia in the medium term

Palabras clave: Reliability Fee, Firm Energy, Firm Energy Obligations (Bonds), Risk. (en_US)
Palabras clave: cargo por confiabilidad, energía firme (EF), obligaciones de energía firme (OEF), riesgo. (es_ES)

Resumen (es_ES)

Objetivo: Al considerar la vulnerabilidad del sector eléctrico colombiano al cambio climático y los posibles riesgos que pueden presentarse como: incumplimientos en obligaciones de energía firme (OEF) por las unidades de generación, los atrasos de proyectos de generación con energía firme comprometida (caso Hidroituango entre otros) y la disponibilidad de energía firme en el mercado, implican un riesgo sistémico para la provisión de energía eléctrica a mediano plazo. Por tanto, este artículo realiza un análisis de riesgo con base en las previsiones y consideraciones aplicadas en documentos técnicos oficiales y resoluciones vigentes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en el balance de demanda y OEF a mediano plazo, con el fin de determinar el riesgo existente y las acciones que la entidad debe realizar para mitigarlo.

Metodología: A través del estudio sistemático de documentos técnicos y resoluciones recientes de la CREG, se llevó a cabo una reconstrucción de los balances de obligaciones de energía firme (OEF) y demanda proyectada a mediano plazo (cinco vigencias desde 2018 – 2019 hasta la 2022 – 2023) con información proveniente de operador del sistema eléctrico (XM), con el fin de llevar a cabo análisis basados en dos (2) escenarios considerados en documentos técnicos de la CREG relacionados al tema (Doc. CREG 050-2018 y Doc. CREG 075-2018), determinando así las fuentes de riesgo y las medidas adoptadas al respecto.

Resultados: Acorde con los escenarios planteados y al análisis de riesgo realizado en este artículo, se observó que la cantidad de OEF actual, en especial para el segundo escenario planteado, requiere toda la energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) base que pueda ofrecer Hidroituango, a pesar de ser un proyecto con atrasos y que probablemente no pueda ingresar para las vigencias donde hay riesgo de desabastecimiento, por lo cual es pertinente solicitar una subasta de reconfiguración para esas vigencias.

Conclusiones: Se confirma la alta probabilidad de riesgo de desabastecimiento para la última vigencia bajo estudio (2022-2023) en los dos (2) escenarios propuestos por la CREG, dado el nivel de ENFICC incrementales (ENFICC con riesgo de oportunidad) y por la disponibilidad de energía firme disponible para satisfacer la demanda, en especial por las OEF adquiridas por el proyecto Hidroituango. (déficit de 2500 GWh-año y 4550 GWh-año respectivamente).

Financiamiento: Universidad Autónoma de Occidente.

Metodología: A través del estudio sistemático de documentos técnicos y resoluciones recientes de la CREG, se llevó a cabo una reconstrucción de los balances de obligaciones de energía firme (OEF) y demanda proyectada a mediano plazo (cinco vigencias desde 2018 – 2019 hasta la 2022 – 2023) con información proveniente de operador del sistema eléctrico (XM), con el fin de llevar a cabo análisis basados en dos (2) escenarios considerados en documentos técnicos de la CREG relacionados al tema (Doc. CREG 050-2018 y Doc. CREG 075-2018), determinando así las fuentes de riesgo y las medidas adoptadas al respecto.

Resultados: Acorde con los escenarios planteados y al análisis de riesgo realizado en este artículo, se observó que la cantidad de OEF actual, en especial para el segundo escenario planteado, requiere toda la energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) base que pueda ofrecer Hidroituango, a pesar de ser un proyecto con atrasos y que probablemente no pueda ingresar para las vigencias donde hay riesgo de desabastecimiento, por lo cual es pertinente solicitar una subasta de reconfiguración para esas vigencias.

Conclusiones: Se confirma la alta probabilidad de riesgo de desabastecimiento para la última vigencia bajo estudio (2022-2023) en los dos (2) escenarios propuestos por la CREG, dado el nivel de ENFICC incrementales (ENFICC con riesgo de oportunidad) y por la disponibilidad de energía firme disponible para satisfacer la demanda, en especial por las OEF adquiridas por el proyecto Hidroituango. (déficit de 2500 GWh-año y 4550 GWh-año respectivamente).

Financiamiento: Universidad Autónoma de Occidente.

Resumen (en_US)

Objective: When considering the climate change vulnerability of the Colombian electricity sector and the possible risks that may arise, such as: non-compliance with firm energy obligations (FEO) by generation units, delays in generation projects with firm energy commitments (the Hidroituango case, among others) and the availability of firm energy in the market, imply a systemic risk for the provision of electricity in the medium term. Therefore, this article performs a risk analysis based on the forecasts and considerations applied in official technical documents and current resolutions of the Energy and Gas Regulation Commission (CREG) in the demand balance and OEF in the medium term, in order to determine the existing risk and the actions that the entity must take to mitigate it.

Methodology: Through the systematic study of recent technical documents and resolutions of the CREG, a reconstruction of the balances of firm energy obligations (FEO) and projected demand in the medium term (five periods from 2018 - 2019 to 2022 - 2023) was carried out with information from the electricity system operator (XM), in order to carry out analyses based on two (2) scenarios considered in CREG technical documents related to the subject (Doc. CREG 050-2018 and Doc. CREG 075-2018), thus determining the sources of risk and the measures adopted in this regard.

Results: According to the proposed scenarios and the risk analysis carried out in this article, it was observed that the current amount of OEF, especially for the second proposed scenario, requires all the firm energy for the base reliability charge (ENFICC) that Hidroituango can offer, in spite of being a project with delays and that probably cannot enter for the periods where there is a risk of lack of supply, for which reason it is pertinent to request a reconfiguration auction for those periods.

Conclusions: The high probability of shortage risk for the last term under study (2022-2023) is confirmed in the two (2) scenarios proposed by the CREG, given the level of incremental ENFICCs (ENFICC with opportunity risk) and by the availability of firm energy available to meet demand, especially by the OEF acquired by the Hidroituango project (deficit of 2500 GWh-year and 4550 GWh-year respectively).

Financing: Universidad Autónoma de Occidente

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Biografía del autor/a

Ricardo Moreno Chuquen, Universidad Autónoma de Occidente

Doctor en Ingeniería, magíster en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de los Andes. Profesor de Ingeniería en la Universidad Autónoma de Occidente. Cali (Colombia).

Sergio Alejandro Cantillo Luna, Universidad Autónoma de Occidente

Ingeniero mecatrónico, Investigador en la Universidad Autónoma de Occidente. Cali (Colombia)

Referencias

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Cómo citar
Moreno Chuquen, R., & Cantillo Luna, S. A. (2020). Análisis del riesgo de la cobertura de energía firme en colombia a mediano plazo. Tecnura, 24(64), 23 - 33. https://doi.org/10.14483/22487638.16487
Publicado: 2020-04-01
Sección
Investigación