Se espera, según la NOAA, la continuación de la condición neutral durante los próximos meses; no obstante, se evidencia un incremento de la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de "La Niña" durante el segundo semestre del año en curso.

Para los meses de julio y agosto del año 2025 se esperan condiciones normales de precipitación respecto a la media climatológica en gran parte del territorio nacional, particularmente en la zona andina. Con relación a la oscilación MJO, no se espera la persistencia de la condición convectiva para el próximo mes, motivo por el cual las lluvias no se acentuarían.

Respecto a este punto, los agentes generadores manifestaron que las precipitaciones durante el transcurso del mes de junio han sido abundantes, y no se alinean con los pronósticos y señales del IDEAM para esta época.

De acuerdo con el reporte del 12 junio emitido por la Administración Nacional de Océano y Atmósfera (NOAA, por sus siglas en inglés), las condiciones atmosféricas en el Pacífico tropical indican la presencia de condiciones ENOS-neutral en la cuenca del océano Pacífico tropical puesto que:

 ❖ Las temperaturas de la superficie del mar se mantuvieron cercanas al promedio en la mayor parte del océano Pacífico ecuatorial. 

❖ Todos los valores más recientes del índice de El Niño estuvieron cerca de cero, fluctuando desde -0.1°C a +0.4°C. 

❖ Las temperaturas de la subsuperficie estuvieron entre cerca y por encima del promedio en el centro y este del Océano Pacífico, con anomalías cálidas en la profundidad del oeste del Pacífico. ❖ Durante el mes anterior, los vientos en los niveles bajos se presentaron del este en el centro-este del Pacífico mientras que en niveles altos estuvieron cerca del promedio a través del Pacífico ecuatorial. 

❖ La convección permaneció suprimida cerca y al oeste de la Línea Internacional de Cambio de Fecha y se intensificó cerca de Indonesia. 

➢ Por lo anterior, el sistema acoplado océano-atmósfera está presentando condiciones ENOS-neutral en el Pacífico ecuatorial; a tal punto que la predicción indica que continuaría esta fase del ENOS especialmente entre el verano y el otoño del hemisferio norte con probabilidades superiores al 80%. La incertidumbre aumenta a medida que se extiende el horizonte de pronóstico, con una probabilidad cercana del 48% para el ENOSneutral y del 41% para la fase de La Niña durante el mes de noviembre de 2025 - enero 2026. 

➢ Debido a que la fase actual del ENOS en Neutral, las condiciones climatológicas del país para el próximo semestre dependerán mayormente del ciclo estacional propio de la época del año y de las fluctuaciones asociadas a la oscilación Madden & Julian y otras ondas ecuatoriales. 

➢ Por ahora, el modelo probabilístico del Ideam prevé como lo más probable para el mes de julio/25, precipitaciones cercano a lo normal en gran parte del país; por encima de lo normal en sitios puntuales de los departamentos Putumayo, Caquetá, Guainía y Amazonas. El modelo determinístico estima que dichos aumentos se presentarían entre 10% y 20% en los lugares anteriormente mencionados, así como, en el litoral de la región Caribe. Sin embargo, no todos los ensambles globales (CPC-NOAA, C3S, OMM) están de acuerdo con esta predicción, lo que marca una incertidumbre frente a la misma para este mes e incluso para los meses posteriores. 

➢ Para el trimestre consolidado julio-septiembre/25 se estiman precipitaciones cercano a lo normal como lo más probable en gran parte del país; no obstante, el modelo determinístico predice déficits de lluvia entre el 10% y 40% en La Guajira, sectores de los departamentos de Tolima, Huila, Vaupés y trapecio amazónico. 

➢ A más largo plazo; es decir, para el período comprendido entre octubre-diciembre/25, lo más probable son precipitaciones por encima de lo normal en las regiones Caribe, Andina y Pacífica y precipitaciones dentro de los promedios históricos para el resto del país; no obstante, el modelo determinístico sugiere disminuciones de lluvias entre 10% y 20% en sectores de Vaupés y centro de la Amazonía; mientras que incrementos entre 10% y 20% en el resto del país

1- ACTAS:

• Acta 795: Publicada para comentarios el 30 de junio. Comentarios de PROELECTRICA. 

• Actas 796, 797 y 798: Corresponden a CNO no presenciales.

2. ACUERDOS:

1. Por el cual se actualiza la integración de la lista de empresas verificadoras de los planes de inversión de los operadores de red

2. Por el cual se aprueba el Procedimiento para la verificación de las funciones de control de tensión de las plantas de generación eólicas y solares fotovoltaicos conectadas al SDL con capacidad efectiva neta igual o mayor a 1 MW y menor a 5 MW no despachadas centralmente

3. Por el cual se aprueban los requisitos técnicos para el aporte de corriente reactiva durante condiciones anormales de voltaje en plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW

4. Por el cual se aprueba la actualización de algunos parámetros de la planta de generación Tesorito

5. Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio de los modelos del control del sistema de excitación AVR, estabilizador del sistema de potencia PSS, parámetros del generador y el sistema de control de velocidad/potencia de la unidad 1 de la planta Ituango

6. Por el cual se actualizan los requisitos técnicos para el control de tensión para plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 1 MW y menor a 5 MW no despachadas centralmente

7. Por el cual se aprueba la actualización de algunos parámetros de la planta de generación PROELECTRICA

8. Por el cual se aprueban los requisitos técnicos para el control de tensión para plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW

9. Por el cual se actualiza la integración de la lista de firmas interventoras de los proyectos de expansión que se ejecuten en los Sistemas de Transmisión Regional STRs

10. Por el cual se aprueba la actualización del procedimiento de pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW

11. Por el cual se aprueban los requisitos técnicos para el control de tensión para plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW

12. Por el cual se aprueba la actualización del plazo para la presentación de los resultados de las pruebas de estatismo y banda muerta de las unidades Termocentro 1 y 2.

13. Por el cual se aprueba la actualización del plazo para la presentación de los resultados de las pruebas de estatismo y banda muerta de la unidad 3 de la planta Paipa

14. Por el cual se certifican las pruebas de estatismo y banda muerta de las unidades de generación 1 a 3 de la planta Escuela de Minas

15. Por el cual se aprueba la incorporación de la actualización del factor de conversión mediano de la central hidroeléctrica Prado

16. Por el cual se aprueba la actualización de unos parámetros técnicos de los volúmenes del embalse Prado

17. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades Jaguas 1 y Jaguas 2

18. Por el cual se actualizan los requisitos de la supervisión de las variables eléctricas de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW

19. Por el cual se establecen los requisitos técnicos de la supervisión de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL

• Se estableció un plazo adicional de una semana para la recepción de comentarios al Acta 795.

• Se aprobaron todos los 19 Acuerdos presentados. Al respecto, se recomendó que los nuevos, relacionados a la generación basada en inversores, sean socializados a través de espacios técnicos para conocimiento del público general.

Temas administrativos:

1. El consultor del proyecto de alineación estratégica del Consejo Nacional de Operación-CNO, GOVERNANCE CONSULTANTS, ha consolidado los comentarios a las conclusiones y recomendaciones presentadas; al respecto, el siguiente paso es presentar dicha consolidación y el plan de acción propuesto para aprobación del CNO.

2. El próximo 10 de julio se tiene programada la jornada Técnica del SAPE y los días 22 y 23 de julio la jornada Técnica  de Distribución ambas en formato virtual y a las cuales están invitados sus funcionarios.

Temas técnicos:

3. A continuación, se presentan los temas más relevantes abordados en los grupos de trabajo, subcomités y Comités, para conocimiento del Consejo Nacional de Operación-CNO:

    

Subcomité de Controles del Sistema-SC:

• Se identificó un mal desempeño en la planta de generación LA UNIÓN, donde operó por fuera de la curva de cargabilidad por problemas de comunicación entre el punto de conexión y sus inversores, incumpliéndose el marco normativo y comprometiendo la seguridad del Sistema Interconectado Nacional-SIN.

A continuación, se presenta el seguimiento al desempeño de la generación basada en inversores con corte al 31 de mayo del año en curso.

• Se presentaron por parte del CND los aspectos a considerar en el grupo de trabajo “Compensadores Sincrónicos”, para establecer los nuevos estudios, protocolos, pruebas y Acuerdos que deben ser expedidos antes de la puesta en servicio de los cinco (5) dispositivos definidos por la UPME.   

El grupo de trabajo debe empezar por determinar las tareas y actividades.   

Subcomité de Plantas-SP:

• En el marco del Plan de acción de “Prevención apagones y Restablecimiento”, se presentaron por parte de ENEL e ISAGEN los protocolos de arranque autónomo y pruebas asociadas de las unidades de generación LA GUACA y LA MIEL.

• Se presentó por parte de USAENE el anexo técnico para establecer la Capacidad Efectiva Neta y el Consumo térmico específico de las plantas de generación que utilizan la biomasa como combustible, en el marco de la actualización del Acuerdo 1850.

• Se indicó por parte del CND que SPEC llevará a cabo dos intervenciones en el mes de junio y julio del año en curso sobre la terminal de regasificación, previamente al mantenimiento ya socializado del mes de octubre. 

Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE:

• Se presentó por parte de ISA-INTERCOLOMBIA el plan de renovación de la subestación La Mesa 230 kV por agotamiento de su capacidad de cortocircuito. A partir de esta socialización, se aclaró que durante la renovación la subestación operará como barra sencilla, pero una vez culminen los trabajos, conservará su configuración original, es decir, doble barra más seccionador con bypass; adicionalmente, se resalta que las indisponibilidades proyectadas durante las intervenciones no serán simultaneas y serán menores a 3 días. Finalmente, se menciona que el nuevo nivel de cortocircuito de la subestación será de 31.5 kA.

• El CND socializó una propuesta de Acuerdo para la recolección de información para el planeamiento operativo y para el seguimiento a las restricciones actuales y futuras del SIN.

Se acordó finalmente que la propuesta de Acuerdo se desarrolle en el Subcomité, y construir una propuesta preliminar más elaborada en la próxima reunión. 

• Con relación a la implementación de Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS en la transformación Copey 220/110/34.5 kV, se acordó informarle al Comité de Operación y al CNO, que, por temas comerciales y contractuales, a la fecha no ha sido posible su instalación.

• Se presentó una falla que ocasionó la indisponibilidad del transformador ATR 2 220/66 kV en la subestación Ternera. Ante esta situación se identificó la necesidad de implementar un nuevo Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS por sobre corriente en el circuito Bosque-Ternera 66 kV, con el sentido de flujo Bosque  Ternera.

Si bien en la reunión 373 del SAPE se aprobó un ESPS para este circuito, debido a la condición topológica actual (circuito Bolívar-Villa Estrella 66 kV cerrado e indisponibilidad/disponibilidad de uno de los transformadores Ternera 220/66 kV), se requirió una lógica de actuación diferente, la cual fue aprobada por el Subcomité.

• En algunas áreas y subáreas del Sistema Interconectado Nacional-SIN se han identificado limitaciones para cumplir con los criterios eléctricos de seguridad y confiabilidad durante condiciones de red degradada, ya sea por indisponibilidades o mantenimientos programados; estas dificultades se deben principalmente a:

• Agotamiento de la capacidad de transporte en red completa.

• Intervención de subestaciones de alto impacto (diferenciales sin redundancia).

• Declaración de riesgos de disparo simultáneos.

• Bajo enmallamiento.

• Poca flexibilidad de subestaciones (configuración en anillo).

• Crecimiento de demanda.

• No entrada, o retraso en la entrada de proyectos.

Para gestionar el mantenimiento de estos elementos del sistema (ver tablas) y mantener condiciones seguras y confiables de operación ante la eventual salida de otro elemento, el CND acude a la implementación de las siguientes acciones de control y mitigación:

• Programación de generación de seguridad.

• Programación de Demanda No Atendida-DNA.

• Cambios topológicos, que sí bien pueden evitar colapsos parciales o totales (cascadas), degradan la red y disminuyen la confiabilidad.

Según la condición del sistema (topología, demanda, entre otras), de no contar con la generación suficiente, por indisponibilidad simultanea con otros equipos o la imposibilidad de gestionar con los Operadores de Red-OR la desatención de demanda, ha sido necesario reprogramar las actividades de mantenimiento hasta que las condiciones requeridas para la realización de estos sean favorables.

En virtud de lo anterior, y con el objetivo de facilitar la realización del mantenimiento en las fechas requeridas, minimizar costos operativos por generación de seguridad, minimizar el impacto sobre la demanda y finalmente poder preservar la seguridad operativa, se recomienda a los agentes que, al identificar la necesidad de realizar mantenimiento en alguno de los elementos listados, consideren:

• Evitar simultaneidades de trabajos con elementos eléctricamente cercanos.

• En lo posible, realizar trabajos en caliente (no des-energizar los equipos).

• Tomar las medidas de mitigación en campo para minimizar/eliminar el riesgo de disparo simultáneo.

• En configuraciones de subestaciones que carezcan de flexibilidad o confiabilidad en barras o interruptores, evaluar la utilización de equipos como bahías o transformadores móviles. 

• Implementar protecciones de respaldo para evitar que una subestación no tenga protección (ANSI 87B) diferencial de barras. 

• Desde el planeamiento de actividades de mantenimiento, coordinar con los operadores de red propuestas de Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema-ESP locales, que eviten desatención preventiva de demanda o minimicen la afectación de esta.

Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO:

• El nivel del embalse al 18 de junio del año en curso se ubicaba en el 80.32 %, cercano al percentil 90 de todas las trayectorias históricas y 6.4 puntos porcentuales por encima de la senda de referencia de la estación de invierno 2025.

• Las simulaciones energéticas presentadas por el CND evidencian para varios casos de aportes hídricos deficitarios, que el embalse agregado del SIN al inicio de la estación de verano debe ser superior al 80 %, lo cual implica una producción térmica agregada durante algunos momentos de la estación de invierno, superior a 80 GWh-día.

• Se presentó el análisis energético y eléctrico para el periodo comprendido entre 10 y 14 de octubre del año en curso, debido al mantenimiento de la terminal de regasificación de CALAMARÍ. Al respecto, se indicó que TERMOCARTAGENA, TERMOCANDELARIA, TEBSA y FLORES no estarían disponibles durante la intervención. Con la información disponible, sería necesario racionar carga en el área Caribe 2 en todos los periodos de demanda durante la salida de la terminal, ya que no se contaría con las unidades equivalentes de generación para el soporte de potencia reactiva y control de tensión. 

• El balance ENFICC/Demanda sigue siendo deficitario, lo cual es preocupante. Se resalta que, desde el punto de vista de potencia, las subastas de reconfiguración asignaron tan sólo 240 MW nuevos, todos ellos asociados a la tecnología solar fotovoltaica.

• En el marco de la revisión de la metodología “Curvas de embalsamiento” de la ONS, aplicada actualmente para gestionar la seguridad del sistema hidrotérmico brasilero, se acordó calcular dichas curvas para el SIN, utilizando la herramienta SDDP y la formulación del modelo DECOMP.

Se espera para el mes de agosto del año en curso tener los primeros resultados y socializarlos con el Comité de Operación y el Consejo.     

• Se llevó a cabo la jornada académica del subcomité, abordando los siguientes temas: i) modelación de la infraestructura de transporte en la herramienta SDDP; ii) generación de series sintéticas de recursos renovables correlacionadas temporal y espacialmente; iii) gestión de vertimientos renovables; iv) impacto de los Recursos Energéticos Distribuidos-DER en la planeación de los Sistemas Eléctricos de Potencia; v) modelación del cambio climático en sistemas energéticos; vi) avances del Plan de Expansión de Generación de la UPME, y vii) planificación multisectorial y acople de sectores.   

Subcomité de Protecciones-SProtec:

• Se llevo a cabo una reunión del subcomité para definir un plan de acción para ejecutar la tarea asignada por el CNO, “evaluar sistemas de protecciones del SIN para identificar oportunidades de mejora (redundancia en protecciones y comunicaciones, eliminación de puntos de falla común, entre otros)”.

Comité de Ciberseguridad-CC:

Se presentaron por parte del CND los eventos más recientes que afectaron a varios sectores de la economía mundial, de estos vale la pena destacar:

• Se identificó la campaña denominada POWER PARASITES, dirigida a empresas del sector energético. Los atacantes utilizan sitios web engañosos, grupos de redes sociales y canales de TELEGRAM para llevar a cabo estafas de empleo e inversión; entre las empresas afectadas destacan SIEMENS ENERGY, SCHNEIDER ELECTRIC, EDF ENERGY, REPSOL, SUNCOR ENERGY, LG ENERGY y HESS CORPORATION.

• El grupo BLIND EAGLE está atacando instituciones gubernamentales y los sectores financieros, de energía, petróleo y gas, educación, salud y transporte en Latinoamérica. Los delincuentes envían correos electrónicos falsos que parecen ser de RTVC, utilizando nombres reales de personas que han trabajado allí; posteriormente una vez abiertos los correos, se descargan archivos maliciosos tipo espía.

• Se ha detectado un nuevo malware llamado "NOODLOPHILE STEALER", que se propaga a través de plataformas falsas de inteligencia artificial-IA. Los ciberdelincuentes crean sitios web y promocionan herramientas para que los usuarios suban sus propias imágenes o videos y, al intentar descargar el contenido procesado, se instala localmente un archivo malicioso.

• Se ha detectado el dominio “teams-microsoft-invite[.]com”, que intenta suplantar la identidad de MICROSOFT TEAMS. El objetivo es engañar a los usuarios para que descarguen y ejecuten un archivo identificado como MicrosoftTeams.exe, que es malicioso.

Comité de Supervisión-CS:

• Se emitió concepto positivo a la propuesta de Acuerdo, “por el cual se establecen los requisitos técnicos asociados a la supervisión de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL a exigir por parte de los Operadores de Red a los Promotores de proyectos”. 

Comité de Transmisión-CT:

• Se acordó realizar una reunión extraordinaria del Comité durante el mes de julio para priorizar las acciones y entregables asociados a las tareas definidas por el grupo de “Gestión de Apagones y Restablecimiento”, ello en el plan operativo.

• A partir de una propuesta de consulta de ENLAZA, se acordó solicitar a la CREG aclaraciones sobre sus conceptos 5394 de 2012 y 1813 de 2015, sobre el entendimiento de la “afectación de la demanda”, ello respecto al periodo  en el proceso de calculo de la Energía No Suministrada y Porcentaje de Energía No Suministrada, ENS y PENS respectivamente. 

Comité de Distribución-CD:

• Se creo el grupo de trabajo de pérdidas por flujo de potencia en tránsito entre subáreas operativas, conformado por EBSA, ENEL, CND y CNO. Adicionalmente, se acordó hacer un inventario de este tipo de situaciones y presentarlas en la próxima reunión ordinaria del mes de julio. 

• En el grupo de demandas operativas se presentó por parte del CND una capacitación sobre los factores de distribución y potencia en los Mercados de Comercialización-MC, al igual que el seguimiento a la demanda del Sistema Interconectado Nacional durante el mes de mayo del año en curso.

Adicionalmente, ENEL socializó sus buenas prácticas respecto a la consideración de variables y situaciones de impacto en los pronósticos de la demanda. 

4. En los Comités de Distribución, Transmisión y Operación se acordaron las acciones y entregables asociados a las tareas definidas por el grupo de “Gestión de Apagones y Restablecimiento” (ver tabla), junto con los Subcomités y Comités responsables por acometerlas. Vale la pena mencionar que se ajustarán los Planes Operativos para hacer seguimiento a la ejecución de dichas actividades.

    

5. Respecto el balance de gas durante el periodo de la intervención de la terminal de regasificación del área Caribe, que se llevará a cabo entre el 10 y 14 de octubre del año en curso, el secretario técnico del CNOg solicitó los volúmenes de gas del parque térmico para hacer el ejercicio.

    

   En línea con lo anterior, el CNO preguntó sobre las intervenciones del 27 de junio y 5 de julio del año en curso, donde por 12 horas la capacidad de regasificación de la terminal estará limitada por un “proceso de certificación”. Sobre la interrogante, PROMIGAS y CALAMARÍ indicaron que físicamente los requerimientos de los agentes generadores del área Caribe están plenamente garantizados. Efectivamente, el mantenimiento del 27 de junio se llevó a cabo sin contratiempos.

    

6. Los Comités de Operación, Transmisión y Distribución están revisando el documento estándar para la solicitud de consignaciones en SIO, de los activos de la red del SIN, lo anterior a partir de la propuesta construida por el grupo de trabajo el día 1 de julio del año en curso. Una vez se cuente con la recomendación de los Comités se convocará un CNO no presencial para la expedición del Acuerdo correspondiente.                               

7. Se informó por el Centro Nacional de Despacho-CND que este inició el proceso de contratación de la auditoria de parámetros relacionada con las series de datos de irradiación global horizontal y temperatura ambiente de la planta Caracolí. Para efectuar dicho proceso de contratación, el CND dio aplicación a los requisitos definidos en el Artículo 11 de la Resolución CREG 101 007 de 2023, entre los que se indica que la auditoria debe ser realizada por una empresa seleccionada de una lista previamente definida por el CNO. 

    

   No obstante, en el proceso de contratación adelantado por el CND para el desarrollo de la auditoria, la firma auditora le notificó a XM a través de correo electrónico que no podían dar cumplimiento a los requisitos definidos por XM para la contratación, en específico lo referente a la expedición de las pólizas, cabe resaltar que dichos requisitos fueron conocidos por la firma auditora en el documento de invitación a ofertar.

8. A través de la Circular 159 de 2025 la CREG publicó el informe final de la consultoría cuyo objeto fue “(…) identificar las nuevas tecnologías que se estén utilizando para hacer más eficiente el sistema de transmisión, incluyendo activos que aumenten la capacidad de los existentes, así como analizar la variación de precios de las unidades constructivas a considerar en la metodología de transmisión y proponer la forma de actualizarlos (…)”.

    

9. Teniendo en cuenta la importancia de definir un marco normativo para la implementación del concepto de resiliencia en el Sistema Interconectado Nacional-SIN, así como la necesidad de desarrollar un plan de acción para establecer las acciones y obras requeridas frente a la crítica situación del Sistema, MINENERGÍA compartió una propuesta de Resolución sobre dichos aspectos, planteando la asignación de funciones y responsabilidades al CND y CNO, haciéndolos participe de la planeación del SIN. El Ministerio indicó que próximamente publicará el proyecto normativo para comentarios del público en general.

    

10. Se llevo a cabo una reunión con ENERSINC, firma contratada por AES Chivor, para discutir sobre posibles ajustes al Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento-ESRD. Al respecto, se presentó un resumen de los análisis que el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO viene desarrollando, incluyendo la propuesta de curvas de embalsamiento, metodología que le ONS actualmente aplica para la gestión de sus embalses en Brasil.

     

11. El CNOg compartió el documento “Propuestas para la coordinación de los sectores gas & electricidad”, que establece alternativas para el intercambio de información operativa entre dichos sectores, al igual que ajustes regulatorios orientados a optimizar el despacho y redespacho de las plantas termoeléctricas a gas conforme a las condiciones operativas del SIN y el SNT. Próximamente se convocará al Subcomité de Plantas para formular comentarios a este documento.

     

12. MINENERGÍA informó que está analizando la posibilidad de eliminar el Cargo por Confiabilidad, revisando quiénes tendrían derecho a este ingreso y quiénes no; asimismo, el Ministerio informó que esta acción reducirá entre el 5 y 8 % el valor de las tarifas de electricidad.

     

13. La UPME informó que se conformó el nuevo Comité Técnico Interinstitucional, el cual está liderado por MINENERGÍA y del que también hace parte la CREG, ello con el fin de llevar a cabo la construcción de una nueva Resolución que promueva una mayor eficiencia, eficacia y desarrollo en los procesos de solicitudes de puntos de conexión del Sistema Interconectado Nacional-SIN.  El Planificador indicó que, con esta nueva norma, la cual estaría disponible para comentarios a finales de julio de 2025, “el gobierno nacional busca actualizar el marco normativo vigente y realizar las mejoras necesarias al régimen actual, con el propósito de incorporar las lecciones aprendidas y fortalecer las disposiciones, procedimientos y lineamientos de política pública para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el país”.

14. Con relación al deslizamiento del talud de la casa de máquinas de la central hidroeléctrica Chivor, el generador indicó que los reportes preliminares consideraron que la causa del desprendimiento era una falla del suelo por saturación, producto de las lluvias constantes registradas en las últimas semanas, que han ocasionado deslizamientos sobre vías públicas y otros sectores de la región. AES tiene presentación en la reunión del día de hoy sobre este evento ocurrido en la Central.

     

• Se invitará a CALAMARI y SPEC al Subcomité de Plantas-SP para que presenten las acciones de coordinación que se tomaron con los transportadores, para garantizar el gas natural de las unidades de generación térmica del área Caribe, ello ante la indisponibilidad de la terminal de regasificación (horas). 

• Respecto al Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS en la transformación Copey 220/110/34.5 kV, se acordó escalar la situación a los agentes incumbentes, con copia a la SSPD, para viabilizar la instalación del mecanismo y resolver los problemas contractuales y comerciales.

• Con relación a la critica situación para llevar a cabo los mantenimientos, se acordó enviar una comunicación sectorial advirtiendo sobre la crítica situación.

AES informó que consideró necesario verificar que no existan causas adicionales a los eventos pluviales, razón por la cual se encuentra adelantando en condición de emergencia, el vaciado del Túnel Chivor II, con el propósito de realizar una inspección a dicha infraestructura. 

Teniendo en cuenta los tiempos que toma el vaciado, la inspección y el llenado, el restablecimiento de la operación de las Unidades 5, 6, 7 y 8 de la Central se programaría inicialmente para el día 26 de agosto del año en curso, sin descartar que sea necesario extender el mantenimiento.

Próximas acciones a seguir:

• Inspección general del túnel de Chivor II (plazo estimado hasta 24 de Agosto) 

• Reconstrucción de las instalaciones afectadas 

• Adquisición de los equipos de los talleres

 • Estabilización del talud casa maquinas (entre diciembre - enero) 

• Expansión de la instrumentación del talud

 • Reconstrucción de la rede de 13,8 KV

Se acuerda citar al grupo de seguimiento del área Oriental para coordinar adecuadamente los mantenimientos a nivel de generación de la zona y teniendo en cuenta la reunión de la CELAC que se llevará a cabo en Bogotá durante el segundo semestre del año en curso.

• Citar muy pronto al grupo área oriental.

• A continuación, se presenta el comportamiento de las principales variables energéticas:

• En las siguientes gráficas se presenta el panorama energético:

Se comentó por parte de MINENERGÍA que se buscará un espacio con el Consejo para socializar los postulados de la Resolución de Resiliencia.

• En las siguientes gráficas se presentan las principales novedades operativas:

Se recomendó indicar en el CACSSE la necesidad de derogar la resolución que obliga a soportar la exportación de energía hacia Ecuador con generación térmica, para minimizar los vertimientos actuales.

XM informó sobre la publicación de los informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de mediano plazo II, la primera versión consolidada de los riesgos actuales y futuros que pueden afectar la calidad y continuidad del servicio y el mapa de ruta para la transición energética. Sobre estos informes se dejaron en la presentación de XM los enlaces para consulta de todos los agentes.

En las siguientes gráficas se presenta el estado de las convocatorias de los proyectos de expansión del STN y STR:

La UPME indicó que CELSIA solicitó el retiro del desarrollo de la subestación Pacífico 230 kV.

• La reunión ordinaria del Consejo del mes de agosto se llevará a cabo el día 14  teniendo en cuenta que el primer jueves de dicho mes es el día festivo 7 de agosto.