El IDEAM prevé que la condición de neutralidad continue durante los próximos meses, pese al incremento de la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de "La Niña", que se ubica cerca del 72 % durante el trimestre octubre-noviembre-diciembre del año en curso.

Para octubre del año 2025 se esperan condiciones de precipitación "por encima de lo normal" respecto a la media climatológica en las Zonas Andina y Caribe.

1. ACTAS: 

  Acta 806: Publicada para comentarios el 26 de agosto. Comentarios de ISAGEN, PROELECTRICA y TEBSA.

Acta 808: Publicada para comentarios el 29 de septiembre. Comentarios de ISAGEN y PROELECTRICA. 

El Consejo aprueba el acta 806 con los comentarios presentados y para el Acta 808 se da una semana mas para comentarios y su aprobación se dará en la reunión ordinaria de noviembre.

2. ACUERDOS:

Se presentaron los siguientes acuerdos para aprobación:

1. Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio de los modelos del generador asociados a las unidades 2 y 3 de la planta de generación Termosierra.

2. Por el cual se aprueba la ampliación del plazo de la vigencia de los resultados de la batimetría del embalse La Esmeralda.

3. Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio de los modelos del generador asociados a las unidades 1, 2 y 3 de la planta de generación Escuela de Minas.

4. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades 5, 6, 7 y 8 de la central Guatapé.

5.  Por el cual se aprueban las actualizaciones de algunos parámetros y la curva de carga de la planta Termovalle y sus unidades.

6. Por el cual se aprueba la modificación del mínimo técnico de las unidades 1, 2 y 3 de la planta de generación Playas.

7. Por el cual se aprueba la ampliación del plazo para la realización de las pruebas de capacidad efectiva neta y consumo térmico específico de la planta Termoyopal.

8. Por el cual se aprueba la actualización de información de unos parámetros técnicos de los volúmenes del embalse Betania.

9. Por el cual se aprueba la modificación de la serie de caudales medios mensuales del río Batá asociado a la central hidroeléctrica de Chivor.

10. Por el cual se modifican los parámetros Velocidad máxima de cambio de carga del Sistema, Velocidad mínima de cambio de carga por unidad y Número mínimo de unidades.

11. Por el cual se actualizan los requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el SIN.

12. Por el cual se establecen los requerimientos para la obtención y validación de parámetros del generador y los modelos del sistema de excitación, control de velocidad/potencia y estabilizadores de sistemas de potencia de las unidades de generación sincrónicas del SIN despachadas centralmente, y se definen las pautas para las pruebas y reajustes de los controles de generación.

13. Por el cual se aprueba la actualización del procedimiento para la realización de las mediciones de batimetría en los embalses de las plantas despachadas centralmente.

14. Por el cual se actualiza la lista de firmas auditoras que pueden ser seleccionadas para realizar la auditoría del Centro Nacional de Despacho.

15. Por el cual se actualiza la lista de firmas auditoras de los precios y cantidades de los combustibles declarados para la determinación del precio marginal de escasez.

16. Por el cual se aprueba la actualización del procedimiento para la realización de las mediciones de batimetría en los embalses de las plantas despachadas centralmente.

17. Por el cual se actualiza la lista de firmas que pueden ser seleccionadas para la auditoría de todos los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por los agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que tengan asignadas obligaciones de energía en firme respaldadas con combustibles líquidos.

18. Por el cual se actualiza la lista de firmas auditoras que pueden ser seleccionadas para realizar la auditoría del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC, Liquidador y Administrador de Cuentas LAC y Transacciones Internacionales de Electricidad TIE.

19. Por el cual se actualiza la integración de la lista de los auditores de las pruebas para entrar en operación de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5MW.

Los anteriores acuerdos fueron aprobados por el Consejo.

• Se aprobó el Acta 806 y se definió un plazo de una semana adicional para observaciones al Acta 808. 

• Se aprobaron todos los Acuerdos presentados durante la reunión.

Temas administrativos:

1. En la semana comprendida entre el 6 y 12 de octubre del presente año se citará a los miembros del Consejo, para presentar el Plan de Acción de Alineación Estratégica sugerido.

    

2. Los días 28 y 29 de agosto se llevó a cabo la Jornada de Transmisión en formato presencial, la cual contó con la participación de más de 130 funcionarios; las presentaciones están disponibles en la página web del CNO. Igualmente, se realizaron las Jornadas en formato virtual de Supervisión y Ciberseguridad los días 25 y 26 de septiembre; los videos están para consulta en la página del Consejo. 

   Nos preparamos para el Congreso del Mercado de Energía Mayorista-MEM número 30 los días 29, 30 y 31 de octubre, y las jornadas de los Subcomités de Recursos Energéticos Renovables y de Controles, que se realizarán durante el mes de noviembre.

   El próximo 23 de octubre se llevará a cabo la versión 13 del Foro de ética organizado por Acción Colectiva en la sede de la CCB en Chapinero. 

    

3. Fue concedido el recurso de reposición contra la sentencia del 8 de agosto de 2025, en el marco de la Acción de Tutela en la que, entre distintas entidades y organismos, fue vinculado el CNO. El CNO fue notificado del Auto que concedió el recurso de reposición contra el Auto que concedió la impugnación.

Temas técnicos

4. 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 Plantas-SP:

• Se acordó que el grupo de trabajo integrado por los generadores térmicos se reúna y formule una respuesta unificada al protocolo de intercambio de información operativa de los sectores de gas y electricidad, compartido recientemente por el CNOg; en este sentido, en la sesión ordinaria del Subcomité se definió dicha posición y se acordó contactar al CNOg para presentar sus observaciones al documento.

Finalmente, se revisarán durante las próximas reuniones ordinarias los aspectos prioritarios que, a juicio del Consejo, deben articularse con el CNOg y la CREG respecto a la coordinación de estos dos sectores.

Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER:

• Se revisó la actualización del cálculo del desbalance energético del SIN, el cual tiene un valor de 7.96 GWh-día considerando una ventana móvil de 6 años para su cuantificación, y sin tener en cuenta desbalances promedio negativos.

Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO:

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

Para el verano 2026-2027 se identifican riesgos para la atención de la demanda por requerimientos de potencia, considerando escenarios de aportes hídricos deficitarios y los mantenimientos de algunas plantas de generación. En la siguiente gráfica se muestra el porcentaje de uso del parque de generación convencional para los periodos de punta, evidenciándose valores cercanos al 65 %.

En este punto el Consejo sugirió al CND establecer los periodos donde las reservas de potencia son inferiores a la holgura para la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, teniendo en cuenta que dichas reservas se incrementan cuando la participación de la generación basada en inversores es mayor en la matriz de generación. Complementariamente, el Consejo preguntó si se han identificado actualmente problemas de potencia en la punta 2, a lo cual el CND respondió que presentará un análisis en la próxima reunión del Subcomité

Finalmente, el CND solicitó a los generadores hidroeléctricos la actualización de las curvas de potencia vs nivel de embalse en el marco del Acuerdo 1558.     

• El 9 de septiembre del año en curso el nivel del embalse se ubicó en el 84.36 %, 10.15 puntos porcentuales por encima de la senda de referencia de la estación de invierno 2025.

• Se llamó la atención por parte del Consejo sobre los efectos de la variabilidad y el cambio climático en la producción energética de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas; se indicó que estudios recientes pronostican la reducción de la velocidad del viento y la irradiación global horizontal, motivo por el cual la confiabilidad futura del SIN se podría ver afectada, en la medida que este tipo de recursos no puedan garantizar físicamente su ENFICC y se tengan limitaciones de generación en otras tecnologías, como las plantas hidroeléctricas o centrales térmicas que utilicen el gas como combustible principal. 

• Se analizará en el Subcomité si el seguimiento al nivel agregado del embalse, en el marco del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento-ESRD, debe complementarse con un análisis económico de la Operación, respecto al costo para la demanda del cumplimiento de las sendas de embalsamiento, entendiendo este como una evolución del embalse “por encima” de la curva de referencia.   

   

Subcomité de Controles del Sistema-SC:

• La planta de generación basada en inversores Planeta Rica estuvo operando por fuera de su curva de cargabilidad, incumpliendo el marco normativo vigente; lo anterior se debió a problemas en la configuración de sus inversores. Vale la pena mencionar que dicha inyección y absorción de potencia reactiva no estuvo asociada a variaciones de la tensión en subestaciones aledañas al punto de conexión. 

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

• El CND presentó la revaluación de parámetros para la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, tal como se muestra a continuación:

Si bien el Subcomité conceptuó positivamente los cambios que deben ser aprobados vía Acuerdo, el Consejo preguntó al CND sobre las recientes desviaciones de potencia solar fotovoltaica respecto a los pronósticos de generación, que han sido cercanas a -600 MW, y pareciera no reflejarse en la metodología de cálculo de la holgura del SIN.   

Al respecto, el Operador de Sistema indicó que, si bien estos eventos se han presentado durante el último año, los mismos algunas veces vienen acompañados de desviaciones de demanda, que compensan el efecto total sobre el Sistema; adicionalmente, se comentó que para el cálculo de la holgura se tiene en cuenta un año de información, motivo por el cual el peso estadístico de estos fenómenos climatológicos no es significativo.

Finalmente, el CND comentó que está revaluando la metodología de cálculo de las reservas requeridas para la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, la cual próximamente será socializada al CNO. 

• Se envió a algunas empresas que representan plantas que operan con FNCER el cuestionario que tiene como objetivo evaluar el detalle de los casos operativos que se han presentado en sus plantas de generación, y generar estrategias que permitan mitigar este tipo de situaciones en la operación en tiempo real. El plazo de respuesta venció el 30 de septiembre.

Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE:

• Con relación a la propuesta de modificación del Acuerdo 1019 para viabilizar los mantenimientos críticos del SIN, el grupo integrado por ENLAZA, ISA-INTERCOLOMBIA, TRANSELCA, EPM, CELSIA, AFINIA, CND y CNO sesionó, para ajustar la propuesta y articularla con el Acuerdo 1803.

Asimismo, el CND presentó un caso real del SIN, donde se evidenció como la instalación de un Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS evitaría racionar, de manera preventiva, una cantidad de potencia representativa de una subárea operativa, ello para “cubrir” una contingencia sencilla; adicionalmente, se presentó nuevamente el listado de los mantenimientos críticos del Sistema.     

Finalmente, se acordó sobre la propuesta de modificación al Acuerdo 1019, hacer comentarios y enviarlos al grupo antes del 3 de octubre del año en curso, para que a partir de ellos se construya el ajuste definitivo en reunión extraordinaria.

• El grupo de trabajo integrado por CELSIA, EPM, ENEL, ENLAZA, TRANSELCA, ISA-INTERCOLOMBIA, CND y CNO se reunió, para formular una propuesta de Acuerdo que permita la gestión de información para el planeamiento y el seguimiento a las principales restricciones del SIN. 

   

  En este sentido, inició el proceso de análisis de cada una de las observaciones de EPM, ENEL, ISA-INTERCOLOMBIA y ENLAZA, y se acordó invitar a la UPME para que participe activamente en el grupo de trabajo, que próximamente será citado. 

• El CND presentó un referenciamiento sobre la normatividad internacional aplicable a los compensadores síncronos, destacando los Acuerdos que serían objeto de ajustes, y los estándares existentes que cobijan a estos dispositivos. Al respecto, se acordó citar al grupo de trabajo para analizar que otros elementos deben ser considerados y los subcomités responsables por el desarrollo de las tareas que se definan.   

• Respecto a la conexión de más de 400 MW de generación en la subestación San Felipe y su extensión de barraje sin seccionamiento, se convocó a la UPME e ISA-INTERCOLOMBIA, en el marco del SAPE, para revisar este tipo de situaciones, que comprometen la seguridad y confiabilidad del SIN; posterior a los análisis, se acordó construir una propuesta de comunicación para advertir los riesgos derivados a la CREG y la UPME. 

   

• Con relación a la energización de equipos inductivos sin mando sincronizado, y teniendo en cuenta la evolución de la red y la materialización de escenarios de bajo SCR-red débil, se recomendó por el subcomité para todo equipo inductivo mayor a 60 MVA, implementar medidas de mitigación para sus maniobras. En este sentido, se enviará comunicación a la UPME sugiriendo la incorporación de esta clase de medidas en los Documentos de Selección del Inversionista de sus convocatorias.

• Respecto a los riesgos por la masificación de la generación distribuida, cogeneración y autogeneración, al igual que el no cumplimiento de requisitos y servicios estabilizadores por parte de estas tecnologías de producción, se acordó enviar una comunicación a la CREG advirtiendo sobre dichos riesgos. La propuesta de carta será formulada por CELSIA, EMSA, AFINIA y EPM. 

• Se acordó que la coordinación técnica del Subcomité junto con los funcionarios del Consejo y EPM, construyan una propuesta de comunicación dirigida a la CREG, para sugerir ajustes al Código de Redes respecto a la definición de requisitos y tipos de estudios Electromagnetic Transient-EMT, en el marco de la incorporación de la Generación Basada en Inversores-IBR. 

Subcomité de Protecciones-SProtec:

• El grupo de trabajo del Acuerdo 1803 sesionó para formular la propuesta de solicitud de concepto a la CREG, con relación a los requerimientos de información, responsables por la realización de los análisis y deberes normativos, asociados a la instalación de esquemas especiales por la indisponibilidad de la protección diferencial de barras-87B.

La propuesta de comunicación será redactada por ISA-INTERCOLOMBIA, CELSIA y TRANSELCA, y será enviada para comentarios antes del 10 de octubre del año en curso.

• Se publicó la Circular 158 del 30 de septiembre de 2025, en la que se informó a los agentes del sector, que como resultado del seguimiento a la implementación de la Circular 155 del 30 de abril de 2025, el Subcomité de Protecciones del CNO recomendó la implementación de algunos cambios en los informes detallados de eventos relacionados con el Acuerdo CNO 1617 de 2022; específicamente en los ítems de Causa y Conclusiones descritos en los numerales 3.2 y 3.3 del Anexo 1 del mencionado Acuerdo. Estas modificaciones aplican para los eventos ocurridos a partir del 1 de octubre de 2025 y se sustituye la Circular 155 de 2025.

Grupo de Trabajo entrada en operación de nuevos proyectos:

• El CND presentó al grupo la propuesta de ajustes de algunos numerales al actual Anexo del Acuerdo 1937. Entre otros, el Operador del Sistema propuso cumplir los requisitos asociados a la supervisión, protecciones, unidades de medición fasorial y fronteras comerciales para los proyectos que requieran consignación, previamente a la solicitud de esta; es decir, facilitar la visualización oportuna y permita realizar una mejor planeación del cumplimiento de requisitos previos a la Fecha de Inicio de Pruebas de Puesta en Servicio-FIPPS.

Adicionalmente, ISA-INTERCOLOMBIA planteó la necesidad de ampliar los plazos de revisión de las versiones del Estudio de Coordinación y Ajuste de Protecciones-ECAP, mientras que ENEL recomendó reducir los plazos de revisión. 

Grupo de Medida:

• EPM socializó el formato donde se presenta el detalle de los resultados de las pruebas de rutina; a partir de este y su ejercicio asociado, el Operador de Red sugiere una modificación regulatoria donde se eliminen las pruebas por periodicidad, ello con el debido soporte estadístico.

Comité de Supervisión-CS:

• En cumplimiento de las tareas definidas por el grupo de Gestión de Apagones y Restablecimiento, el Comité revisó las respuestas a la encuesta de comunicación de voz y datos; dado que sólo 47 de los 72 agentes diligenciaron la información, se interactuará con las 25 compañías restantes para que participen en este ejercicio.

Comité de Ciberseguridad-CC:

• Se socializaron por parte del CND las recientes amenazas cibernéticas que podrían afectar a las empresas del sector eléctrico.

• Si bien la CREG informó que fue víctima de un ataque cibernético con un malware del tipo ransomware, aclaró que el incidente no afectó a sus sistemas de producción. Adicionalmente, indicó como medida preventiva, que algunos sistemas de información fueron suspendidos temporalmente.Finalmente, la Comisión comentó que contactó a las autoridades pertinentes y al Equipo de Respuesta a Emergencias Cibernéticas de Colombia-COLCERT para la solución coordinada de este incidente.

Comité de Distribución-CD:

• El CND solicitó a los Operadores de Red y Cargas Especiales del área Caribe ajustar sus pronósticos de demanda, de tal forma que durante el mantenimiento de la Terminal de Regasificación que se ejecutará entre el 10 y 14 de octubre del año en curso, se cuente con la mejor información disponible para programar la generación de seguridad de la zona y calcular los requerimientos de gas natural que necesita el parque térmico para la atención de la totalidad de la demanda de energía eléctrica.

• Respecto a la tarea relacionada con la formalización de pruebas en todos los niveles de tensión de interruptores que no operan frecuentemente, definida por el grupo Gestión de Apagones y Restablecimiento, el CND y CNO sugirieron una circular recomendando a los transportadores y operadores de red estrategias de monitoreo e inspección, disponibilidad de personal para llevar a cabo los procedimientos, e incluir en los planes de mantenimiento pruebas funcionales de interruptores.

   

• El CND presentó su propuesta de ajuste al Acuerdo CNO 1303, que considera las necesidades identificadas en la operación, y que tiene como objetivo el fortalecimiento de la coordinación y entrega de información entre agentes. Los comentarios al documento deben ser enviados al correo electrónico demandasoperativascnd@xm.com.co antes del 8 de octubre del año en curso.

   

• Se presentó nuevamente el reporte de información del Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia-EDAC por parte del CND, tal como se presenta en la siguiente gráfica: 

El plazo para ajustes a la información enviada (amarillo) venció el 30 de septiembre del año en curso.   

• Se acordó por parte del Grupo de Trabajo de Demandas Operativas el contenido de la comunicación dirigida a la CREG, donde se advierten los riesgos para el SIN por las desviaciones de las cargas industriales conectadas a los Sistemas de Transmisión Nacional y Regional, STN y STR respectivamente.

Comité de Transmisión-CT:

• En el marco de las actividades definidas por el Grupo de Trabajo Gestión de Apagones y Restablecimiento, el CND sugirió, para minimizar los riesgos sobre las personas, equipos, y garantizar oportunidad en los procesos de restablecimiento, la existencia de un único operador por subsistema de activos; es decir, líneas/transformadores con sus dos bahías asociadas.

Al respecto, dado que los transportadores manifestaron las limitaciones normativas y jurídicas de la propuesta, se acordó en lugar de tener un único operador por subsistema, recomendar a la CREG la definición de un proceso de certificación y habilitación de los operadores de la infraestructura eléctrica, propuesta que será construida por ISA-INTERCOLOMBIA.

Por otro lado, el CND sugirió la disponibilidad de una persona por subestación en un rango de tiempo y distancia.

Comité de Operación-CO:

• Debido a las modernizaciones y mantenimientos que se están llevando a cabo en varias subestaciones del STN y STR, que operativamente podrían implicar la definición de esquemas especiales de coordinación por la indisponibilidad de la protección diferencial de barras-87B, y posterior a las presentaciones del CND, EPM, ISA-INTERCOLOMBIA y ENLAZA, el Comité de Operación acordó enviar una solicitud de concepto a la CREG, para aclarar los requerimientos de información, responsables por la realización de los análisis y los deberes normativos de los agentes, el CND y el mismo CNO en la definición de dichos esquemas. 

• Se presentó por parte del CND el seguimiento a los proyectos de expansión según el Acuerdo 696. Vale la pena destacar que los meses de atraso promedio de los proyectos del STN es de 53.64, y en el STR 51.1; asimismo, es preocupante el número de años de retraso de la obra Chivor-Chivor II-Norte-Bacatá 230 kV, superior a 14 años, y el no reporte del estado de avance de la mayoría de los proyectos de generación.

   

• La UPME actualizó la proyección de demanda de energía eléctrica, motivo por el cual se invitará a la Unidad a presentar la misma en el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO durante el mes de octubre del año en curso.

5. El CND informó el 8 de septiembre del año en curso, que de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 080 de 1999 y teniendo en cuenta la evolución en la disponibilidad de la infraestructura eléctrica, finalizó la Condición Anormal de Orden Público-CAOP nacional declarado el pasado 14 de agosto del año 2025.

En línea con lo anterior, si bien ISA-INTERCOLOMBIA informó al CND el cronograma de los trabajos de recuperación de la infraestructura por declaración de acto terrorista de los circuitos a nivel de 500 kV Primavera–San Carlos y Cerromatoso–Primavera, el cual se extendería en principio hasta el 3 de octubre del año en curso, el circuito Primavera-San Carlos 500 kV fue energizado el 17 de septiembre de 2025.

6. La CREG dio respuesta a la solicitud de concepto sobre la periodicidad y duración de las pruebas de potencia reactiva de la Resolución 135 de 2013, indicando que estas se deben llevar a cabo cada 10 años o antes, y que la duración de las mismas podría ser mayor a 60 minutos. 

7. La CREG publicó a través de la Circular 189 de 2025 el documento “Revisión del marco normativo aplicable a convocatorias públicas y propuesta de reconfiguración del mercado de contratos de largo plazo”, invitando al sector a presentar sus observaciones, comentarios y sugerencias antes del 13 de octubre del año en curso.

8. A partir de la propuesta remitida por el CNO y el CAC, la Comisión publicó para comentarios hasta el 15 de octubre del año en curso su Circular 192, que presenta el contenido mínimo exigido para las minutas de los contratos de conexión al STN, STR y SDL (proyectos clase 1), lo anterior en el marco de la Resolución CREG 075 de 2021.

9. La CREG publicó para comentarios hasta el 25 de septiembre del año en curso, el proyecto normativo 701 104 de 2025, “por el cual se adoptan medidas transitorias en el Mercado de Energía Mayorista con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación”. En esta propuesta la Comisión define el tratamiento transitorio de las desviaciones de las Obligaciones de Energía Firme-OEF, de las plantas o unidades de generación que reciben el gas racionado de otra planta o unidad de generación, del cálculo del Índice De Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas-IHF, y el precio máximo de las ofertas para el despacho diario y AGC.

10. La CREG publicó para observaciones hasta el 19 de octubre del año en curso, el proyecto normativo 701 103 de 2025 “por el cual se definen los mecanismos para incorporar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías en el Sistema Interconectado Nacional”. La Comisión define en esta propuesta los servicios que esta clase de dispositivos de almacenamiento electroquímico pueden proveer, específicamente funciones de red, comercialización y mixtas; adicionalmente, asigna al CNO establecer vía Acuerdo, todos los requisitos técnicos de conexión, operación, supervisión y pruebas que deben cumplir los SAEB.

Teniendo en cuenta lo anterior, se propone a los Comités de Operación-CO, Transmisión-CT y Distribución-CD, para la recopilación de todos los comentarios, formular una propuesta de observaciones para que la misma sea complementada por todos, tal como se procedió con los proyectos normativos 701 098 y 099. 

11. Se realizó en las instalaciones del Consejo la socialización de la Guía de Restablecimiento del área Oriental, la cual contó con la participación de los ingenieros de centro de control de ENEL, AES, EMSA, EPM, ENLAZA e ISA-INTERCOLOMBIA. 

     

12. Adjunto a este informe se presenta el resumen de la reunión de seguimiento del área Oriental del pasado 17 de septiembre del año 2025. 

13. El CND presentó la actualización de los análisis energéticos y eléctricos asociados a la intervención de la terminal de regasificación, que se realizará entre el 10 y 14 de octubre del año en curso; con relación a los análisis previos, se revaluó la demanda del área Caribe y la disponibilidad de la planta Tebsa, ello debido al mantenimiento de una de sus unidades.

Al respecto, el Operador del Sistema aclaró que, posponiendo dicho mantenimiento, las necesidades de gas bajo el escenario 2 serían menores, es decir, se pasaría de un requerimiento de 411.3 MBTU a 382.647 MBTU, sin que sea posible el cubrimiento de las contingencias sencillas a nivel de 66 kV en el departamento de Bolívar. 

En este punto el CNO preguntó si existen alternativas operativas, como actualización de Esquemas Suplementarios de Protección-ESP, para minimizar los riesgos sobre la demanda de la subárea Bolívar, a lo cual el CND indicó que solamente existen los ESPS previamente instalados. Finalmente, el Consejo sugirió considerar el escenario 4, en el cual se garantiza todo el gas para el cubrimiento de las contingencias sencillas a nivel del STN y STR. 

14. Se llevaron a cabo las reuniones 210 y 211 de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética–CACSSE; a continuación, se presentan los aspectos más relevantes tratados durante la reunión:

• El CND llamó la atención sobre el crecimiento de la demanda de potencia en el periodo de “punta 2”, la reducción de la disponibilidad de las plantas hidroeléctricas, que es cercana al 20 %, y el incremento de la generación térmica para el mismo periodo, superior al 30 %; lo anterior se debe a los mantenimientos que se llevan a cabo actualmente sobre varios recursos de generación. 

   

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

Asimismo, para el verano 2026-2027 se identifican riesgos para la atención de la demanda por requerimientos de potencia, considerando escenarios de aportes hídricos deficitarios y los mantenimientos de algunas plantas de generación. 

• El CND presentó el estado del SIN y el agotamiento generalizado de algunas subáreas operativas, tal como se evidencia en la siguiente gráfica: 

En este punto el Consejo reiteró una vez más la crítica situación del SIN y los serios vacíos normativos y regulatorios que no permiten incentivar las inversiones para eliminar las restricciones por cortocircuito.

• Se presentaron por parte del CND los análisis eléctricos y energéticos asociados al mantenimiento de la Terminal de Regasificación durante el 10 y 14 de octubre del año en curso; es evidente, con la información declarada por los generadores térmicos, la necesidad de racionar demanda en el área Caribe 2 por la falta de gas natural desde el interior y la indisponibilidad de la generación de seguridad de la zona.   

Al respecto, se aclaró que la Resolución de MINENERGÍA “por la cual se dan los lineamientos para la priorización en la atención de la demanda de gas natural con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación en el año 2025”, prioriza la atención de la demanda del sector de energía eléctrica. 

En este punto el Consejo solicitó, una vez más, ajustar el Estatuto de Racionamiento de la Resolución CREG 119 de 1998.

• El CNOg presentó el balance de gas natural para el periodo comprendido entre el 10 y 14 de octubre del año en curso, tal como se presenta en las siguientes gráficas: 

Se identifica para la costa caribe un déficit de gas, que oscila entre 43 y 76 GBTUD en la costa caribe.

• El CND presentó la actualización de los análisis energéticos y eléctricos asociados a la intervención de la terminal de regasificación; con relación a los análisis previos, se revaluó la demanda del área Caribe y la disponibilidad de la planta Tebsa, ello debido al mantenimiento de una de sus unidades.

Al respecto, el Operador del Sistema aclaró que, posponiendo dicho mantenimiento, las necesidades de gas bajo el escenario 2 serían menores, es decir, se pasaría de un requerimiento de 411.3 MBTU a 382.647 MBTU, sin que sea posible el cubrimiento de las contingencias sencillas a nivel de 66 kV en el departamento de Bolívar. 

En este punto el CNO preguntó si existen alternativas operativas, como actualización de Esquemas Suplementarios de Protección-ESP, para minimizar los riesgos sobre la demanda de la subárea Bolívar, a lo cual el CND indicó que solamente existen los ESPS previamente instalados. Finalmente, el Consejo sugirió considerar el escenario 4, en el cual se garantiza todo el gas para el cubrimiento de las contingencias sencillas a nivel del STN y STR. 

Vale la pena mencionar que a partir de la actualización de los mantenimientos de generación en el área Caribe, el 25 de septiembre del año en curso, para los cuatro (4) casos, se vislumbran menores cantidades de gas, donde nuevamente en solo uno de ellos se cubren las contingencias sencillas a nivel de 66 kV sin Esquemas Suplementarios de Protección. 

• ENEL comentó que desde comienzos de agosto se presentan limitaciones sobre la libre movilidad en el corredor vial que da acceso a la central El Guavio, situación que ha impedido el tránsito normal de maquinaria y equipos, indispensables para la ejecución de los mantenimientos y obras asociadas a su bocatoma. Esta situación puede comprometer la seguridad y confiabilidad del área Oriental, y a la misma planta.

Respecto a este último punto, ENEL recalcó la crítica situación que afronta El Guavio en estos momentos respecto a la gestión de sedimentos, donde luego de un riguroso análisis, advierte que, en caso de no ejecutarse las acciones previstas en los tiempos estipulados, se comprometería la funcionalidad de la bocatoma y, por ende, la disponibilidad indefinida de dicho activo de generación.

• ENEL manifestó los riesgos para la continuidad de la operación de la planta Termozipa, dada la indecisión de la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca-CAR sobre la autorización de dos patios adicionales para la disposición de cenizas.

• Se acordó enviar nuevamente una comunicación sectorial y al MADS, alertando sobre los impactos de la guía de cálculo de caudal ambiental.

• El Operador del Sistema presentó la revaluación de los análisis de reservas del SIN y el comportamiento de las principales variables energéticas, como se muestra a continuación:

El CND hizo un llamado sobre la necesidad de flexibilizar el parque térmico, ya que la disponibilidad de plantas hidroeléctricas se ha disminuido, la demanda en potencia y en energía sigue creciendo, y se siguen incorporando mas plantas de generación basada en inversores.

Se acuerda que en el Subcomité de Plantas-SP se discuta y se aclare, por que la indisponibilidad de las plantas hidroeléctricas se ha incrementado, específicamente en el tópico asociado a los cambios de disponibilidad.

• El Operador del Sistema presentó la relación entre la energía en firme y la demanda del sistema para las vigencias 2024-2025 y 2025-2026:

Es evidente, nuevamente, el déficit de energía en firme para cubrir la demanda del SIN.

• El Operador del Sistema presentó la comparación de la ENFICC de las plantas solares fotovoltaicas vs la generación real:

Los resultados evidencian que en la expansión de la generación durante los últimos años, la solar fotovoltaica, presenta el 25 % del tiempo una generación diaria inferior sus obligaciones. En este sentido, se acuerda enviar comunicación sectorial, una vez más, advirtiendo los posibles riesgos para la operación del SIN-

.

• A continuación se presentan las principales situaciones operativas respecto a las guías de restablecimiento:

  

• Con relación al mantenimiento de la terminal de regasificación que se realizará entre el 10 y 14 de octubre del año en curso: 

  

  Se acuerda enviar circular CNO a todos los agentes del área Caribe, resaltando la importancia de garantizar la disponibilidad máxima de todos los activos de generación, transmisión y distribución, al igual que un ajuste muy fino de los pronósticos de la demanda.

• El resto de temas, por tiempo, quedan para consulta del Consejo. De todas maneras, en este punto se resaltó nuevamente que el Esquema Suplementario de Protección del Sistema asociado al transformador Copey 220/110 kV aún no está en servicio, a pesar de ser aprobado por el Consejo hace más de cuatro (4) meses.

La Unidad presentó el seguimiento a las convocatorias del STN y STR, tal como se presenta en las siguientes gráficas: 

• Próxima reunión ordinaria el día 6 de noviembre,  en la semana siguiente a la celebración del Congreso MEM 30 los días  29, 30 y 31 de octubre.