Durante el mes de julio las anomalías de temperatura en el Pacifico ecuatorial continúan negativas especialmente en la region 3.4. y lo que se esperaba que las aguas calientes debajo de la superficie se extendieran paso lo contrario, se redujeron en extensión y fortaleza. Las anomalías de la precipitación en el país continuaron en la zona Andina y Caribe con precipitaciones por encima de los promedios historicos,

El desarrollo de la Niña segun los modelos probabilisticos se extenderá hasta fines de 2023 con probabilidades que superan el 50 % y en el 2023 se espera pasar a estado neutral. El IRI manifiesta en su último informe: Durante junio, la TSM por debajo del promedio se debilitó en la cuenca central y oriental; sin embargo, las anomalías negativas se debilitaron durante el mes pasado. Aunque las anomalías de TsSM (180°W -100°W) estuvieron ligeramente positivas, persistieron bajo el promedio cerca de la superficie hasta por lo menos ~75m de profundidad en la cuenca oriental. Las anomalías en los vientos en los niveles bajos del este prevalecieron en el centro y occidente del Pacífico ecuatorial, mientras que, las anomalías en los vientos del oeste en los niveles altos dominaron la mayor parte del Pacífico ecuatorial. La convección estuvo suprimida sobre el oeste y centro del Pacífico. JULIO - SEPTIEMBRE : 60% condición La Niña OTOÑO – INICIO INVIERNO H.N. : 62-66% condición La Niña

- El comportamiento climático sobre el territorio nacional será modulado en mayor medida por las perturbaciones de la escala intraestacional, la evolución del Fenómeno La Niña y la incidencia de la activa temporada de huracanes. 

- En cuanto a las lluvias se esperan excesos destacados durante agosto y continúa esta tendencia sobre la ubicación de las cuencas de interés hasta septiembre, con un descenso gradual del comportamiento sobre lo normal. 

            1. ACTAS

- Las actas 669 y 670 fueron aprobadas.

- Los acuerdos presentados fueron aprobados por el Consejo. 

Temas administrativos    

1. Teniendo en cuenta la actualización de la integración del CNO con la inclusión de la empresa ISA INTERCOLOMBIA como miembro por elección, representante de la actividad de transmisión nacional, se solicita la autorización del Consejo para la celebración del otrosí 4 del contrato de fiducia mercantil irrevocable de administración y pagos celebrado con Alianza. 

2. Se llevó a cabo de manera exitosa la 7° Jornada Académica del Comité de Distribución en el Hotel Hilton Garden Inn de la ciudad de Bogotá. Se tuvo la participación de más de 140 funcionarios entre expositores, universidades, consultores y empresas del sector. Las presentaciones del evento se encuentran disponibles para consulta en la página web del Consejo.  Por otro lado, en este mes y septiembre se realizarán las jornadas de Transmisión, de Supervisión & Ciberseguridad y del subcomité de Plantas, respectivamente.

3. Cumpliendo con el debido proceso, se envió comunicación al Grupo Tesla con copia al Decano y Rector de la Facultad de Antioquia, informando los resultados del concepto técnico de los dictámenes dados en cumplimiento de la Resolución CREG 201 de 2017 y el Acuerdo 1042 de 2018. El plazo para recibir la respuesta a esta comunicación por parte del dictaminador vence el 18 de agosto del año en curso.

4. El Comité Legal recomienda al Consejo la contratación de una firma de abogados especializada, para tratar las inquietudes relacionadas con el control societario y los grupos empresariales, y la definición de reglas de selección de los miembros por elección en el Consejo. El miércoles 3 de agosto del año en curso se envió la solicitud de oferta a las siguientes empresas recomendadas por los integrantes del comité: Gómez Pinzón, Ruiz Asociados y A&M Corporativo S.A.S. El 12 de agosto vence el plazo para el envío de las ofertas económicas. CELSIA menciona que debe enviarse también una carta a Supersociedades, al igual que modificarse el reglamento para que los grupos empresariales no tengan más de 1 voto en el Consejo. Al respecto, se acuerda hacer consulta general a Supersociedades y paralelamente adelantar contratación de la firma de abogados expertos, para que de esta forma se tengan elementos suficientes para analizar las modificaciones al reglamento interno.

Temas técnicos

5. El 1 de agosto del año en curso se llevó a cabo la presentación del informe de la Comisión de Empalme con el nuevo Gobierno. A continuación, se transcribe textualmente la diapositiva con los temas de energía eléctrica que preocupan al gobierno entrante:

“(...)

• Confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico colombiano dependen en el corto plazo de factores como: i) cumplimiento del cronograma y compromisos adquiridos por gestores del proyecto Hidroituango; ii) de la existencia y duración del fenómeno de El Niño, y en el mediano plazo: iii) del suministro de gas para la generación térmica; iv) la existencia de garantías para atender las mayores solicitudes de conexión al SIN por parte de nuevos generadores. 

• El escenario futuro de precios de la energía eléctrica para los colombianos en el corto plazo, muestra una tendencia al alza como consecuencia de medidas regulatorias en curso, el estado de pérdidas en el sistema, el incremento de los precios de combustibles fósiles, la implementación de la medición inteligente, incluso potenciales condiciones de sequía y una tendencia de mayor demanda de energía.

• Para algunas de las empresas electrificadoras con capital público, se requiere de urgente y especial atención dada su fragilidad financiera, dificultades operativas e ineficiencia, que afectan la calidad del servicio que recibe la ciudadanía.

• Retrasos en entrada de proyectos adjudicados en Subastas de Renovables: A la fecha se presentan importantes retrasos en la entrada de los proyectos FNCER subastados en 2019 (meta 2500 MW a 2022), de los cuales ninguno ha entrado en operación a la fecha. Situación originada fundamentalmente por el proyecto Colectora y la línea de transmisión en la Guajira para conectar parques eólicos y solares.

• Abastecimiento de Gas y Prestación del servicio público: Las entidades del sector han estimado una potencial reducción de la oferta de gas natural local frente a la demanda, hacia el 2026, lo que llevaría a la necesidad de importar el gas natural faltante; de materializarse se tendría menor confiabilidad y seguridad energética y mayores precios al usuario.

• Infraestructura de GN: Se encuentra un sistema vulnerable para la atención de la demanda de Gas Natural para el centro y sur del país, y las potenciales soluciones de nueva infraestructura, entre ellas la Planta de Regasificación, no se han implementado efectivamente y esto requiere de análisis adicionales.
• Prospectiva de nuevos recursos de Gas y Crudo: Ecopetrol y ANH manifiestan que existe un potencial considerable en recursos costa afuera y continentales, para mantener las reservas y la extracción del país.

• Se encuentra un marco legal desarrollado para la transición energética, que difiere en algunos aspectos a la propuesta del plan de gobierno, como por ejemplo la alta dependencia en uso de combustibles fósiles para la transición. En todo caso, se tendría una base de la cual puede consolidarse la transición energética gradual, justa y ordenada.

• Se encuentra una baja coordinación entre autoridades y entidades públicas del sector, para efectos de articular y orientar las acciones que permitan una transición energética gradual, justa y ordenada.

• Se evidencian altos riesgos para la implementación efectiva de soluciones y proyectos de energías renovables, como consecuencia de una deficiente planeación y relacionamiento territorial y con las comunidades, para la ejecución de los mismos.

(...)”

        El Consejo define unir a la presentación a la Ministra de que es el CNO, la visión de los temas de su competencia presentados por la Comisión de Empalme. Se  pedirá                  espacio para reunión con la Ministra de Minas y Energía.

6. Entró en servicio el segundo circuito Chinú-Boston 110 kV. Asimismo, en el Comité de Distribución-CD se realizó el seguimiento a la implementación de los planes de acción definidos por los Operadores de Red, para solucionar las acciones pendientes derivadas de los análisis de los eventos del SIN.

7. Se envió comunicación a la UPME sobre la identificación de posibles atrapamientos de generación por la conexión de 53 nuevas plantas, ello a partir de los Informes de Planeamiento Operativo de Mediano y Largo Plazo del CND. La comunicación se puede consultar en la página web del Consejo. Con relación a los posibles impactos de dichos atrapamientos, el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO decidió esperar a las conclusiones de la reunión UPME-CND, para establecer cómo incorporar las restricciones de limitación a la producción en los estudios de planeamiento energético y flexibilidad.

8. El pasado 25 de julio se realizó el segundo taller de Resiliencia. El CND presentó, a partir de la información recopilada, la matriz de riesgos y vulnerabilidades del sector y la metodología desarrollada para su construcción. Teniendo en cuenta los comentarios de los Comités y Subcomités del Consejo, se prolongó hasta el día de hoy el envío de la información requerida, que es necesaria para la construcción de la matriz. El próximo lunes 8 de agosto en horas de la tarde esta se revisará nuevamente, y a partir de ella, se formularán los escenarios CNO a ser simulados en la etapa de “gestión de riesgos y marco de inversión”. Al respecto, el Comité de Operación recomendó adoptar como resultado del taller la matriz de riesgos y vulnerabilidades.  El Consejo acoge esta recomendación y solicita que se le presenten avances del desarrollo de la metodologia y resultados.  

9. La CREG expidió para comentarios hasta el próximo 11 de agosto del año en curso las Resoluciones 701 008 y 701 009, por las cuales “se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas, y se regulan otras disposiciones” y “se define la metodología para determinar la energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas solares fotovoltaicas y se regulan otras disposiciones”.  El grupo de trabajo de los subcomités de Recursos Energéticos Renovables-SURER y Plantas-SP viene formulando los comentarios, que tienen como eje central la posibilidad o no de tener acceso a Energía en Firme sin mediciones del recurso primario, el rol de los dictaminadores/auditores y la obligatoriedad de usar un único modelo para calcular la ENFICC.

10. INTERCOLOMBIA-ITCO declaró en explotación comercial los circuitos a nivel de 500 kV Chinú-Cerromatoso 3 y Chinú-Copey 1 a partir de las 23 horas del 30 de julio del año en curso. Está nueva infraestructura incrementó el límite de importación del área Caribe a 2000 MW, lo cual es muy positivo para el SIN. No obstante, esta infraestructura no representa un incremento en el límite de importación de la subárea GCM. Por lo anterior, El Comité de Operación recomendó citar lo más pronto posible al grupo de seguimiento del área Caribe, dada la condición crítica que experimenta actualmente la subárea, y que se mantendrá hasta la entrada de los proyectos de expansión a nivel del STR y STN (2023). El Consejo recomienda citar al Grupo de Seguimiento.

11. Debido al requerimiento elevado de número de unidades equivalentes de generación en el área Oriental y la baja probabilidad identificada de disponer de ellas se convocó al grupo área oriental el pasado 19 de julio. Las principales conclusiones de la reunión se listan a continuación:

• Se espera para el periodo 2025-2026 un pico de demanda de potencia superior a los 3360 MW.

• Las fechas tentativas de entrada en servicio de los proyectos de expansión son las siguientes:

• Norte 230 kV: junio 2025.
• Sogamoso 500/230 kV: junio 2025.
• Sogamoso Nueva Esperanza 500 kV, como alternativa de mitigación, año 2024.
• Norte 115 kV: febrero o marzo de 2026. Alternativa mitigación: Repotenciar STR norte de la Sabana y cierre del circuito Guateque-Sesquilé 115 kV con Esquema Suplementario. Vale la pena mencionar que, sin el segundo transformador de Nueva Esperanza 500/115 kV, ENEL evidencia un incremento en el riesgo de racionamiento de potencia en diciembre 2025. También manifestó que Bogotá no soporta un atraso más del proyecto del STN.
• Virginia Nueva Esperanza 500 kV: marzo 2024.

• Para los períodos diciembre 2023- abril 2024. diciembre 2024- abril 2025, diciembre 2025- abril 2026, diciembre 2027- abril 2028 y diciembre 2028- abril 2029, se tendrán 4 unidades asociadas a la planta Chivor fuera de servicio, esto por los trabajos que se adelantarán para la rehabilitación de los túneles de conducción de la central.

12. DISPAC puso en conocimiento la situación de operación radial de su STR, debido a la indisponibilidad de la línea El Siete-Quibdó 110 kV desde las 12:10 horas del sábado 16 de julio del 2022. A la hora indicada ocurrió un evento de falla sobre la estructura No. 20, localizada aproximadamente a 12 kilómetros desde la subestación El Siete, en la comunidad indígena de EL FIERA, resguardo perteneciente a la jurisdicción del Municipio de Carmen de Atrato. Desde el mismo día DISPAC ha intentado ingresar al sitio, pero no ha sido posible por la negativa de las autoridades y guardia indígena para facilitar el acceso. Esta situación generó dificultades en la programación y ejecución de actividades de mantenimiento y de modernización de las subestaciones, implementación del EACP, y pone en riesgo la continuidad del servicio a la totalidad de usuarios de DISPAC por la operación radial desde la Virginia 110 kV. El CNO envió ayer una comunicación al MME solicitando acciones institucionales. El MME indicó que la situación ya se habia normalizado. 

13. Se envió a la UPME, ASOCODIS, SER, ASOENERGÍA, ACOLGEN y ANDEG el documento de Lineamientos para la Elaboración de los Estudios de Coordinación de Protecciones-EACP de los Recursos Energéticos Distribuidos-DER. No se recibieron comentarios en el plazo indicado, razón por la cual ya inició el proceso de socialización del documento a los Comités de Distribución y Operación.

14. Se realizó la reunión conjunta de los Comités y Subcomités, donde el CND presentó los Informes de Eventos Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo. Respecto a este último, se destaca:

• Posible programación de generación de seguridad en la subárea Bogotá para cubrir las restricciones que se generaron por la reducción del límite de transferencia en algunos circuitos a nivel del STR en el norte de la sabana.

• Reducción del límite de importación teórico de las áreas Caribe y Caribe 2, motivado principalmente por el cambio de modelo de carga antes referenciado.

• Cambio en los pesos de las unidades equivalentes de TERMOZIPA.

• Respecto al Informe de Planeamiento Operativo anterior, en esta versión todas las plantas de generación basada en inversores y que se ubican en el área Caribe, cumplen con la curva VRT. Esto se debe a que se utilizó un modelo WECC ajustado y se insiste en la importancia que los agentes entreguen los modelos preliminares para refinar los estudios.

15. Avanza según cronograma el desarrollo de las tareas asignadas por la CREG al Consejo en su Resolución 0101 011 de 2022. El Consultor junto con la secretaría técnica del Consejo publicaron para comentarios internos del CNO las siguientes propuestas de Acuerdos: i) Topologías indicativos de conexión; ii) Requerimientos de Control de Tensión y curva VRT; iii) Envíos de Consignas de potencia activa bajo situación de emergencia; iv) Requerimientos de Supervisión, y v) Guía de formulación y construcción de modelos. El plazo para subir los comentarios es el viernes 12 de agosto del año en curso.

16. Se presentó en el Comité de Operación la situación del proyecto solar La Loma, al que la UPME el 18 de julio de 2022 confirmó que deja sin efecto el concepto de conexión temporal del proyecto solar a la subestación La Loma 110 kV con transformación 500/110 kV, en un pronunciamiento que responde un recurso de reposición del agente. La UPME manifestó que el concepto de conexión temporal impone la obligación regulatoria al proyecto de entrar oportunamente en operación comercial y en caso de no hacerlo, la capacidad de transporte debe quedar disponible y es susceptible de ser asignada nuevamente. Por lo anterior, y entendiendo que la planta no tiene un punto de conexión avalado por la UPME porque no cumple con los requisitos regulatorios vigentes, XM comunicó tal situación al agente y al operador de red.

-El Consejo define unir a la presentación a la Ministra sobre que es el CNO, la visión de los temas de su competencia presentados por la Comisión de Empalme. Solicitar          espacio para reunión con la Ministra de Minas y Energía.

- El Consejo acoge la recomendación del Comité de Operación para adoptar la metodologia de Resiliencia con el fin de generar la matriz de riesgos de la Operación.y solicita que se le presenten avances del desarrollo de la metodologia y resultados.  

• En las siguientes gráficas se presenta el comportamiento de las principales variables energéticas del SIN.

• En las siguientes gráficas se observa el panorama energético del SIN de mediano plazo.

Se presentan también los resultados de la sensibilidad del caso estocástico, el cual considera los proyectos con Contratos de Largo Plazo de Energía-CLPE y Obligaciones de Energía en Firme-OEF, con retraso de un año a excepción del proyecto Tesorito.

• En las siguientes gráficas se observa el panorama energético del SIN de largo plazo (5 años).

Se presenta también los resultados de la sensibilidad del caso estocástico, el cual considera los proyectos con Contratos de Largo Plazo de Energía-CLPE y Obligaciones de Energía en Firme-OEF, con retraso de un año a excepción del proyecto Tesorito.

• El CND presenta el estado de los proyectos con Obligaciones de Energía en Firme-OEF, según la curva S.

• A continuación, se presentan las principales situaciones operativas del SIN. Se encuentra el impacto de la entrada de proyectos de red, las expansiones que se han incorporado al sistema y el estado de las principales y subáreas.

Subárea DISPAC-CHOCO

Se informa por el CND que el enlace EL SIETE- QUIBDÓ 110 kV se encuentra indisponible desde el sábado 16 de julio de 2022, por operación de las protecciones, que registró una sobrecorriente a tierra a una distancia de aproximadamente 11,6 kilómetros desde la subestación El Siete. DISPAC informó que se encuentra gestionando la mediación de las autoridades del municipio del Carmen de Atrato Chocó, con los líderes de la comunidad indígena de El Fiera. En la operación en tiempo real se han observado bajas tensiones en Quibdó 110 kV y no se ha reportado DNA por parte de DISPAC asociado a esta causa. El 30 de julio a las 18:18 se presenta DNA por disparo del circuito Virginia Certeguí 110 kV, dejando sin tensión las subestaciones QUIBDÓ 110 kV, ITSMINA 110 kV y CERTEGUÍ 110 kV, las cuales estaban conectadas radialmente.

Subárea GCM

En este punto GECELCA manifiesta que no está de acuerdo en la forma como se presenta la información de solicitud de racionamiento del CND y DNA asociada, ya que se da entender que la situación crítica de la subárea es culpa del generador. Al respecto el CND aclara que ante la condición actual de la red por el atraso de proyectos se requiere contar con generación de seguridad interna para minimizar los riesgos en la atención de la demanda y en caso de no contarse con la suficiente generación interna se hace necesario instruir DNA por parte del CND, así mismo se aclara por parte del CND que la DNA asociada a eventos de red en la subárea se incluye en el reporte de eventos de DNA programada y no programada. Adicionalmente, se recomienda hacer seguimiento a los proyectos de transmisión que son fundamentales para las áreas críticas. y que se muestre igual cuando se contrasta con la indisponibilidad de la generación. En este sentido, y teniendo en cuenta la DNA que se ha venido presentando y se prevé seguirá hasta el momento que entren las expansiones de red a nivel de STN y STR (2023), se acuerda citar de manera urgente el grupo de seguimiento del área Caribe, con énfasis en la subárea GCM.

Cambios de parámetros circuitos 115 kV área Oriental

Al respecto, Enel Colombia informó que desde el plan de expansión del STR de Enel versión 2021 presentado a la UPME ha venido estructurando estrategias viables en el corto plazo con el fin de mitigar los retrasos del proyecto del STN mediante obras del STR como la repotenciación a 1200 A de las líneas Bacatá Chía 115 kV, Bacatá El Sol 115 kV, Noroeste Tenjo 115,  kV y Tenjo El Sol 115 kV, también el cierre del enlace Guateque Sesquilé 115 kV, permitiendo un punto de inyección desde el sistema de Boyacá. Adicionalmente, se está explorando la factibilidad técnica de la construcción de una nueva línea que permita importar más potencia desde una frontera STN a la zona Sabana Norte de Bogotá. Enel informa que los estudios técnicos y económicos fueron radicados en marzo de 2022 con número 20221110042132 y se encuentra en revisión por parte la UPME.

En este punto se manifiesta la preocupación, ya que el cronograma de repotenciación de los circuitos a 115 kV del norte de la sabana de Bogotá comenzaría en el año 2023, lo cual quiere decir que sería necesario la programación de generación térmica en la subárea hasta que la situación sea corregida.

Finalmente, ENEL se comprometió a presentar lo más pronto posible el cronograma de repotenciaciones.

Situación Oriental

El CNO sugiere a la UPME citar lo más pronto posible al grupo de seguimiento del área Oriental, para abordar las medidas de mitigación a la situación anteriormente descrita. 

• El CND presenta el resumen del Informe de Planeamiento Operativo de Mediano Plazo y el Informe Trimestral de Restricciones. Para mayor detalle, consultar la presentación adjunta a esta Acta.

• El CND presenta el resumen del comportamiento de los principales indicadores de la operación. Para más detalle consultar la presentación adjunta a esta Acta.

Adjunto a esta Acta se encuentra la comunicación enviada por Energía del Suroeste al Consejo. De la misma se destacan las siguientes recomendaciones:

• Solicitarle a la CREG, modificar la Resolución 061 de 2007 en su artículo 17, numeral 9, de tal forma que las auditorías para plantas o unidades de generación sean públicas, independientes y con una periodicidad de entrega de informes claramente definida.

• Solicitarle a la CREG, revisar su concepto en relación con la información a ser utilizada para el planeamiento operativo realizado por el Centro Nacional de Despacho, de tal forma que corresponda exclusivamente a la información periódica, independiente y oportuna reportada por el auditor para plantas o unidades de generación y proyectos de transmisión. Adicionalmente solicitarle al CNO, atender lo propuesto en este numeral, y proceda a modificar el acuerdo 355 de marzo 30 de 2006.

• Solicitar efectuar la gestión necesaria ante las instituciones del Sector Eléctrico Colombiano correspondientes, para que se le suministre oportunamente toda la información cierta relacionada con la fecha de entrada en operación comercial de todos aquellos proyectos de generación con: (i) obligaciones de energía firme (ii) contratos firmados producto de la subasta comercial de energías renovables y (iii) garantías vigentes bancarias de conexión.

• Solicitar crear los mecanismos que le permitan valorar de manera prioritaria y permanente, la realidad de la entrada en operación de las líneas esenciales de transmisión de energía que hacen parte de la expansión del Sistema Interconectado de Transmisión Nacional, ya que sus atrasos pueden poner efectos negativos complejos no solo en los análisis de planeamientos energéticos operativos, sino también en lo fundamental: La disponibilidad del sistema eléctrico nacional para atender de manera adecuada y confiable la demanda de energía eléctrica de importantes regiones del País y en especial en el desarrollo de los procesos de transición energética definidos en políticas públicas ya implementadas por el gobierno nacional.

• La senda de Referencia de la Resolución CREG 209 determina que los agentes dueños de los embalses sólo puedan operar cuando el volumen útil del embalse agregado esté por encima de la referencia definida, en caso de estar por debajo en determinado nivel, se intervienen los embalses, convirtiéndose en una restricción operativa que influye directamente en la percepción de riesgo de los agentes e incrementa el costo de oportunidad del agua. En otras palabras, la Senda se puede ver como un doble mecanismo regulatorio para lograr una confiabilidad que influye directamente en la optimización del agua en los embalses. Si el Cargo por Confiabilidad no da señales adecuadas para el manejo de condiciones críticas y que se requiere de mecanismos adicionales, se estaría planteando que la confiabilidad a un 100% de garantía de suministro es costosa y puede producir distorsiones desde el punto de vista económico.

En este punto se acuerda revisar detalladamente en el SPO y CO las propuestas de Energía del Suroeste y recomendar las acciones necesarias por parte del Consejo 

- Se acuerda revisar detalladamente en el SPO y CO las propuestas de Energía del Suroeste y recomendar las acciones necesarias por parte del Consejo. 

La SSPD presentó el boletin de Monitoreo de Mercados de energía y gas correspondiente al periodo de marzo a mayo de 2022. 

En las siguientes gráficas se muestran algunos apartes de la presentación de la SDDP, para mayor detalle consultar la página web del Consejo.

En la siguiente gráfica se muestra el estado de las principales convocatorias del STN y STR:

- Próxima reunión del Consejo el 1 de septiembre.