Según el IRI, la Niña ha culminado y se espera que las condiciones de ENSO-neutral continúen durante la primavera y temprano en el verano 2023. A partir del trimestre mayo-junio-julio la probabilidad de materialización de un fenómeno de “El Niño” es superior al 60 %. En el trimestre noviembre-diciembre-enero- dicho valor es cercano al 90 %. La condición de Neutralidad durará máximo un trimestre, es decir, se pasará de un evento Niña a otro evento este caso Niño muy rápido. Lo anterior es respaldado por los resultados de los modelos de las diferentes agencias internacionales.

Las anomalías de temperatura en el Pacífico ecuatorial están ya en region neutral y se observa un calentamiento inusual y muy fuerte frente a las costas suramericanas.

- El comportamiento climático sobre el territorio nacional será modulado en mayor medida por las perturbaciones de la escala intraestacional.

- En cuanto a las lluvias se presentarán en valores normales durante en el trimestre AMJ, aunque se podría presentar déficit de hasta el 40% en sectores del flanco oriental en la región Andina.

ACTAS:

• ACTA 692: Publicada para comentarios el 27 de febrero de 2023. Comentarios de ENEL, EPM, ISAGEN, PROELECTRICA, TEBSA, ENERTOTAL y XM
• ACTA 694: Publicada para comentarios el 10 de abril de 2023.

El Consejo aprueba el acta 692 con los comentarios presentados y respecto al acta 694 se da un espacio de una semana más para comentarios y se aprobaría en la reunión del mes de mayo.

ACUERDOS:

• Los siguientes acuerdos se someten a aprobación del Consejo:

- Se aprueba el acta 692.

- Se aprueban los acuerdos presentados.

Temas administrativos  

1. Con el fin de desarrollar el ejercicio de planeación estratégica 2024-2029 durante la primera quincena de junio del año en curso, se invitó a las siguientes firmas, que puedan servir de facilitadores:

• DRIVE (GOVERNANCE CONSULTANTS).
• LIDERAZGO Y GESTIÓN.
• BREAKTHROUGH.

La firma BREAKTHROUGH informó su no participación en el proceso en tanto que las otras dos firmas manifestaron su interés. La recomendación acogida por el Consejo es que se analizara la propuesta presentada y se traerá una recomendación a la reunion del C N O de mayo. El Secretario Técnico informa que no habría necesidad de pedir cuota extra para cubrir esta asesoría.

2. En la labor de preparación del Congreso del Mercado de Energía Mayorista-MEM 28 que se llevará a cabo en la ciudad de Barranquilla, se solicita nuevamente a los miembros del Consejo proponer algunos temas que serían de interés para la conformación de la Agenda, todos ellos enfocados en aspectos institucionales, la operación futura del Sistema Interconectado Nacional-SIN y la búsqueda de sinergias con otros sectores.

Temas técnicos

3. El 5 de abril de 2023 se envió para comentarios del CNO, hasta el 12 de abril, la propuesta de comunicación y formato de comentarios al proyecto de Decreto “Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 1073 de 2015, único reglamentario del sector administrativo del sector Minas y Energía, y se establecen políticas y lineamientos para promover la eficiencia y la competitividad del servicio público domiciliario de energía eléctrica”. El nuevo plazo para observaciones es hasta el 19 de abril de 2023. Se solicita al CNO la autorización para el envío de los documentos antes indicados con los comentarios recibidos.Se acuerda dar dos días más de plazo para observaciones, es decir, se da plazo hasta el lunes 17 de abril del año en curso.

4. La Comisión expidió las Resoluciones CREG 101 006 y 007, las cuales definen las metodologías para determinar la energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas eólicas y solares fotovoltaicas. Respecto a las tareas asignadas al Consejo, en la siguiente tabla se presentan de manera detallada cada una de ellas:

• El plazo regulatorio para dar cumplimiento a los mandatos de la fila 13 vence el 16 de mayo del año 2023. Las versiones para comentarios del público en general de los Acuerdos deben estar listas el 14 de abril del año en curso.

• Los Acuerdos que dan respuesta al resto de actividades deben publicarse antes del 14 de julio del año en curso. Las versiones para comentarios deben estar publicadas en la página web del Consejo el 13 de junio del 2023.  

• Para algunas de estas tareas se propone al Consejo el acompañamiento y asesoramiento de la Universidad de los Andes (convenio específico). El Consejo aprueba adelantar este convenio especifico y el Secretario Tecnico menciona que tampoco habría necesidad de solicitar cuota extraordinaria.

5. El Comité de Distribución continúa con 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, lo anterior según lo establecido en el Acuerdo CNO 1617. Los reportes realizados fueron los siguientes:

• EMSA: Se tienen nueve (9) acciones pendientes.

• ELECTROHUILA: Se tienen catorce (14) acciones pendientes, cinco (5) de ellas vencidas. 

• ENERCA: Se tienen diez y ocho (18) acciones vencidas. Se solicitó el cierre de dos (2). De las diez y seis (16) restantes, ocho (8) se deben gestionar con TERMOMECHERO. 

• DISPAC: En la sesión anterior del 21 de febrero de 2023, se informó que se tenían acumuladas catorce (14) acciones vencidas, y que se tenía previsto el cierre de siete (7) acciones, generadas por la descoordinación de protecciones, como resultado de la implementación del más reciente EACP elaborado por DISPAC. 

6. El Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE y el Comité de Distribución-CD del Consejo realizaron la segunda jornada de restricciones del SIN Las principales conclusiones y compromisos que se alcanzaron en dicha jornada están como Anexo a este informe. El CND manifiesta respecto a la jornada de restricciones, la importancia de construir un Acuerdo donde se garantice el reporte de información y se garantice que los supuestos y parámetros que utilizan los OR y el CND sean los mismos.

7. El grupo CNO-CND-UPME se reunió para revisar los resultados de la evaluación de impacto de la aplicación de la Guía de Cálculo de Caudal Ambiental y determinar los pasos a seguir. Se acordaron las siguientes actividades y responsables:

• La UPME evaluará si el escenario que sólo considera proyectos con Obligación de Energía en Firme OEF, o la expansión aprobada vía conceptos de conexión, es el caso base (pendiente).

• Se acordó actualizar el análisis llevado a cabo por el CND con los aprovechamientos originalmente calculados, es decir, los primeros que se determinaron según la Guía oficial del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible-MADS (ejecutado).

• El CND simulará el caso base definido por la UPME (pendiente esperando respuesta UPME)).

• En el Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER, se revisará la información asociada a las concesiones de las plantas de generación con embalse (ejecutado).

• Se complementará el ejercicio, cuantificando la pérdida de la ENFICC existente por motivo de la aplicación de la guía (en ejecución por parte del CND).

• La UPME calculará la cantidad de ENFICC solar y eólica que se necesitaría para reemplazar la pérdida de ENFICC hidroeléctrica del punto anterior (pendiente, depende del cálculo del CND).

8. El 14 de marzo de 2023 se tuvo la primera reunión CACSSE del año, que tuvo como énfasis la preparación del SIN ante la probabilidad de ocurrencia de un fenómeno de “El Niño”. El CNO presentó las acciones que los subcomités y comités están acometiendo ante un fenómeno de aportes hídricos deficitarios, y los aspectos más importantes del seguimiento a los grupos de seguimiento de las áreas Caribe, Chocó-DISPAC y Oriental. En relación a este último punto quedó pendiente la convocatoria de la Ministra a una reunión para tratar el tema de DISPAC. Finalmente, se citó a nueva reunión del CACSEE el próximo martes 18 de abril. Se acuerda llevar al CACSSE de mayo del año en curso las conclusiones de la aplicación de la Guía de cálculo de Caudal Ambiental.

9. El 30 de marzo de 2023 se tuvo una reunión con la CREG para revisar las solicitudes del CNO pendientes de respuesta. Se acordó enviar una comunicación separando los tópicos pendientes que harían parte de la propuesta de actualización del Código de Redes. Sobre los temas relacionados con el Estatuto de Racionamiento, la Comisión mencionó que le dará prioridad, ante la probabilidad de ocurrencia de un fenómeno El Niño. Sobre los riesgos identificados para el SIN por las plantas de cogeneración mayores a 20 MW sin garantía de potencia y los autogeneradores, se acordó que la CREG citará a una reunión específica para tratar el tema.

10. El 29 de marzo de 2023 se tuvo una reunión solicitada por la CREG, en la que se presentó el procedimiento de modificación de los parámetros técnicos de las plantas de ciclo combinado, relacionados con la Resolución CREG 101 028 de 2022.

11. El viernes 14 de abril del año en curso el grupo de flexibilidad se reunirá para construir el documento de conclusiones y recomendaciones respecto a los impactos en dicho atributo por la masificación en el SIN de la generación basada en inversores.

12. En el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO el CND presentó la nueva metodología de modelación de las plantas no despachadas centralmente. En este nuevo enfoque cada planta hidroeléctrica menor se modela como tal, asumiendo un turbinamiento máximo ficticio de 10 m³/s y asociando como estación el río más cercano al área hidrológica donde se encuentra ubicada la planta. Asimismo, se considera la dependencia del caudal turbinado con el caudal afluente, respetando las condiciones de convexidad exigidas por el modelo SDDP. 

13. Sochagota  alertó en el CO sobre un posible riesgo de desabastecimiento de carbón para la generación de Termopaipa 4 por cierre de varios títulos mineros. Lo anterior, según el generador, ha afectado la oferta de carbón en la zona de ubicación de la planta. En este sentido, se recomienda al CNO enviar una comunicación a la Agencia Nacional Minera-ANM, alertando sobre esta situación. Se acuerda enviar comunicación a la Agencia Nacional Minera-ANM sobre posible riesgo de desabastecimiento de carbón para las plantas térmicas. 

14. El día de hoy se presenta la propuesta de senda de referencia, estación de invierno, construida desde el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO y el Comité de Operación-CO del Consejo, lo anterior en el marco del Artículo 5 de la Resolución CREG 209 de 2020, donde se establece que, “(…) El CNO y el CND deberán remitir a la CREG, cada uno por separado, una propuesta de senda de referencia con desagregación diaria (…)”. El detalle de la senda se abordará como punto en la reunión del CNO.

15. El 21 de abril de 2023 se llevará a cabo la Plenaria de Operadores de Red organizada por el Comité de Distribución. La agenda se publicará en la página web del Consejo para conocimiento del público en general. Los temas que se tratarán en este encuentro son los siguientes: i) Aplicativo SIO de consignaciones; ii) metodología de cálculo de energía y potencia no suministrada; iii) seguimiento a los factores de potencia; iv) impacto del comportamiento de las variables climáticas en los pronósticos de demanda; v) impacto de la cogeneración, autogeneración y generación distribuida en la operación de las redes de distribución; vi) Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia-EDAC.  

16. En la reunión del SAPE de abril el fabricante SMARTWIRES presentará cuales son las pruebas que se llevan a cabo en otros sistemas de potencia, sin la necesidad de garantizar ciertas condiciones operativas. El CND manifestó su preocupación por la ejecución de las pruebas asociadas a la entrada en servicio de los dispositivos DFACTS, lo anterior por la necesidad de garantizar un flujo de potencia específico, que permita establecer si dichos dispositivos son capaces de redistribuir los flujos de potencia activa.

• Con relación a la comunicación de comentarios al Decreto “Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 1073 de 2015, único reglamentario del sector administrativo del sector Minas y Energía, y se establecen políticas y lineamientos para promover la eficiencia y la competitividad del servicio público”, se acuerda dar dos días más de plazo para observaciones, es decir, se da plazo hasta el lunes 17 de abril del año en curso.

• El CND manifiesta respecto a la jornada de restricciones, la importancia de construir un Acuerdo donde se garantice el reporte de información y se garantice que los supuestos y parámetros que utilizan los OR y el CND sean los mismos.

• Se acuerda llevar al CACSSE de mayo del año en curso las conclusiones de la aplicación de la Guía de cálculo de Caudal Ambiental.

• Se acuerda enviar comunicación a la Agencia Nacional Minera-ANM sobre posible riesgo de desabastecimiento de carbón para las plantas térmicas de GENSA. Adicionalmente, en la comunicación de la senda de referencia, adjuntar una nota sobre la dificultad de mantener la estabilidad en los supuestos de la entrada en servicio de los proyectos de generación.

Se recordó la metodología que se ha venido aplicando para calcular la senda de referencia en este caso para el invierno 2023. Se acuerda en el Consejo contemplar los siguientes supuestos para la construcción de la senda del CNO para la estación de invierno:

• Nivel mínimo del embalse de Guavio del 30 % en el horizonte de simulación.

• Unidades 3 y 4 de Ituango pueden llegar a 300 MW; unidades 1 y 2 si están limitadas en su Capacidad Efectiva Neta-CEN. El embalse Ituango en el verano no puede llegar al 100 %, solo al 52 %.

• Los proyectos eólicos Alfa, Beta, Acacias y Camelias no deben ser considerados en el horizonte de simulación debido al archivo del proceso de licenciamiento de su conexión al SIN.

• El proyecto Termmoyopal se considera, ya que asumieron las Obligaciones de Energía en Firme-OEF (hasta el 30 de noviembre de 2024) de Alfa y Beta. En el caso de Termocartagena y Termocentro, dichas plantas térmicas son consideradas a pesar de no tener combustible contratado ni OEF.

- Se convocará reunion extraordinaria del Consejo para el dia siguiente con el fin de aprobar la senda a proponer a CREG con los cambios sugeridos en los supuestos.  

Debido al aumento de la sedimentación y a la disminución progresiva del volumen muerto, se planteó un plan para extender la vida útil del embalse de Guavio a través de actividades de ingeniería en materia de gestión de sedimentos. Teniendo en cuenta lo anterior, se consideró la construcción de una nueva bocatoma como línea de gestión principal.

Dentro de los avances se avanza en: Ingeniería: en proceso de desarrollo y en proceso de análisis permisos y licenciamiento Ambiental.

Se han definido tres etapas del proyecto:

ETAPA 1: Obras sin control del nivel del embalse y sin restricciones a la generación de la central.

ETAPA 2: Obras con control del nivel del embalse.

ETAPA 3: Obras con parada de la planta.

En los primeros 4 meses del verano 20026 se realizaran trabajos con limitación parcial de la disponibilidad de la central y entre los meses de mayo y junio se tendrá parada completa de la central.

Desde 1 de enero al 30 de abril del 2026, habrá simultaneidad entre los trabajos de Chivor (4 unidades equivalentes), y una restricción de máximo nivel del embalse de Guavio del 17.8 %. Lo anterior podría implicar para dicho periodo la indisponibilidad de 14 unidades equivalentes para el SIN. Se aclara por parte de ENEL, que desde hoy debe existir una restricción de volumen útil mínimo en el embalse del 30 % en Guavio hasta el 31 de diciembre del 2025, día antes de iniciar el embalse máximo y que ENEL debe revisar como es la senda de transición entre ambas restricciones.

- El Consejo solicita incluír las restricciones que se generan en cada una de las etapas del proyecto de realce de la bocatoma de Guavio en los modelos energéticos y en las simulaciones para construír la senda de referencia para enviar a CREG.

1. Seguimiento a variables

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

En este punto se acuerda revisar los cambios de comportamiento de la demanda atendida por los Operadores de Red AIR-E y AFINIA.

2. Panorama energético

En las siguientes gráficas se muestran los resultados de las simulaciones de la operación en el mediano y largo plazo. Es importante mencionar que las restricciones específicas de volúmenes de embalse, turbinamientos máximos, curvas potencia vs nivel de embalse, entre otros, fueron discutidos en el punto de la senda de referencia (ver presentación anexa a esta Acta).

Asimismo, en la presentación se podrán encontrar las recomendaciones del CND respecto a la preparación del SIN ante un eventual fenómeno de “El Niño”.

Se realiza sensibilidad a los proyectos de generación considerando solo aquellos que tiene Obligaciones de Energía Firme (OEF) con un atraso de un año en su Fecha de Puesta en Operación (FPO) sobre un escenario determinístico crítico, ello en términos de aportes hidrológicos: Hidrología Abr 2015 – Mar 2017. Los resultados son los siguientes:

El CND simuló otro caso de sensibilidad, igual al anterior, pero contemplando la hidrología Abril 2014-Marzo 2016. Los resultados son los siguientes:

Finalmente, se realizan dos sensibilidades más, considerando las hidrologías críticas anteriormente referenciadas, pero solo contemplando en el plan de expansión de generación a Ituango y Cierre de Ciclo de Termocandelaria, pero atrasadas un año. Estos son los resultados:

• Hidrología Abr 2015 – Mar 2017

• Hidrología Abr 2014 – Mar 2016

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos, el CND plantea las siguientes conclusiones del panorama energético de mediano plazo:

Respecto al análisis de largo plazo, los supuestos detallados para las simulaciones se encuentran en la presentación anexa a esta Acta. De todas maneras, en las siguientes gráficas se presentan los principales resultados y las conclusiones del CND del caso base y su sensibilidad (solo proyectos con OEF y atrasados en un año en su fecha de entrada en operación):

3. Situaciones Operativas:

Se presenta a continuación el panorama de entrada de proyectos al primer trimestre del 2023, los mantenimientos próximos a llevarse a cabo en la subárea GCM y las principales conclusiones de los Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano y Largo Plazo:

Respecto a los límites de importación y exportación de cada área, los proyectos con mayor impacto en el mediano y largo plazo para reducir restricciones y el agotamiento de la red en algunas subáreas del SIN (métricas de fortaleza eléctrica de la red), en la presentación adjunta a esta Acta se podrá encontrar el detalle correspondiente. Se presentan los mapas del SIN según los índices WSCR y SCRIF.

En este punto, el CND solicita levantar un inventario de riesgos para la infraestructura eléctrica en los departamentos que podrían ser afectados por la actividad del Nevado del Ruiz. ISA-ITCO dice que, por ejemplo, para el Transformador de la subestación ENEA 230/115 kV, se hace un lavado constante por la cantidad de cenizas que ha expulsado el volcán. Al respecto la SSPD menciona que ha coordinado, junto con MINENERGÍA, una serie de actividades de mitigación con cada uno de los Operadores de Red que se podrían ver afectados.

Respecto a la identificación de las restricciones del área Oriental, ENEL dice que para diciembre del año 2024 ya no se puede garantizar la entrada en operación del segundo transformador 500/115 kV en la subestación Nueva Esperanza, lo anterior debido a que a la fecha no se han publicado los Documentos de Selección del Inversionista por parte de la UPME.

El CNO llama la atención sobre la no disminución de restricciones de los SAEB en Atlántico, dado el orden de la entrada en operación de los proyectos de red en esta subárea.

Adicionalmente se aclara por parte del CND, que las señales de restricciones contenidas en los informes de planeamiento eléctrico consideran algunos proyectos reportados por los Operadores de Red que no tienen concepto de la UPME o que no han sido aprobados por la CREG en un Plan de Inversión.

Finalmente, se llama la atención sobre las recientes instrucciones de racionamiento en la subárea GCM, que el CND ha tenido que instruir por las bajas tensiones en las subestaciones El Banco y El Paso a nivel de 110 kV; así mismo, XM menciona el incremento de la demanda no atendida en Bolívar por la indisponibilidad del circuito Ternera-Gambote 66 kV.

En la siguiente gráfica se presenta el seguimiento a los principales proyectos de expansión de red que son objeto de convocatoria por parte de la UPME:

- Próxima reunión ordinaria del Consejo el 14 de abril de 2 a 3 pm para aprobar envio a CREG de la senda de referencia invierno 2023  con los cambios acordados en esta reunión.

- Reunion ordinaria de mayo el día 4 de ese mes.