El IDEAM prevé que la condición de neutralidad continúe pese al incremento de la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de "La Niña", que se ubica cerca del 80 % durante el trimestre octubre-noviembre-diciembre del año en curso.

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

La temporada de huracanes próxima a su terminación en este año con 53 ondas tropicales y 5 huracanes hasta la fecha.

1. ACTAS_

• Acta 808: Publicada para comentarios el 26 de agosto. Comentarios de ISAGEN y PROELECTRICA.

• Acta 812: Publicada para comentarios el 27 de octubre. Comentarios de ISAGEN y XM.ACTAS:

El Consejo aprobó el acta 808 y respecto al acta 812 se da una semana mas para comentarios.

2. ACUERDOS:

Los siguientes acuerdos  fueron presentados para su aprobación:

1. Por el cual se aprueba la modificación del mínimo técnico del servicio de AGC de las unidades 1 y 3 de la central hidroeléctrica Playas.
2. Por el cual se aprueba la modificación de algunos valores de la serie de caudales medios mensuales asociada a la central hidroeléctrica San Miguel.
3. Por el cual se aprueban las actualizaciones del consumo térmico específico de las unidades 4 y 5 de la planta Termozipa.
4. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades 3 y 4 de la planta Guatapé.
5. Por el cual se aprueba la actualización de información de unos parámetros técnicos de los volúmenes del embalse Topocoro.
6. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 de la planta Termonorte.
7. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades 1, 2 y 3 de la central Playas.
8. Por el cual se aprueba la ampliación del plazo de la vigencia de los resultados de la batimetría del embalse La Esmeralda.
9. Por el cual se modifica el parámetro de velocidad de toma de carga y descarga de las unidades 1, 2 y 3 de la planta Playas.
10. Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio de los modelos del generador asociados a las centrales Guajira 1 y Guajira 2.
11. 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.

Los anteriores acuerdos fueron aprobados por el Consejo.

• EL actas 808 fue aprobado por el consejo y se da una semana mas para comentarios al acta 812.

• Los acuerdos presentados fueron aprobados.

Temas administrativos

1. El Congreso del Mercado de Energía Mayorista-MEM, versión 30, se llevó a cabo durante los días 29, 30 y 31 de octubre del año en curso, con participación de cerca de 900 funcionarios entre asistentes inscritos, asistentes exentos por patrocinios, invitados especiadles y 40 patrocinadores; las presentaciones del evento están disponibles en el siguiente enlace:

   https://www.energiamayorista.com.co/memorias-2025/

   En noviembre se realizarán las jornadas académicas de los Subcomités de Recursos Energéticos Renovables-SURER y Controles-SC.

2. El 23 de octubre de 2025 se realizó la versión 13 del Foro de Ética, organizado por Acción Colectiva. 

3. El 31 de octubre del año 2025 se dio apertura a la convocatoria para la selección de los miembros por elección del CNO. Los términos y condiciones se presentan en el siguiente enlace de la página WEB del Consejo: https://www.cno.org.co/content/convocatoria-miembros-por-eleccion-cno-2026

   A continuación, el cronograma de la selección:

   

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 Planeamiento Operativo-SPO:

• El 27 de octubre del año en curso el nivel del embalse se ubicó en el 84.04 %, 7.44 puntos porcentuales por encima de la senda de referencia de la estación de invierno 2025.

• 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 85 GWh-día.

• El CND presentó el comportamiento de la generación solar fotovoltaica durante los últimos 243 días y su contraste con la ENFICC verificada, evidenciándose que el 24.5 % del tiempo no se alcanza este mínimo valor, es decir, la generación real diaria fue menor a la sumatoria de la ENFICC de las plantas solares con OEF. En este sentido, el SPO recomendó enviar comunicación sectorial advirtiendo sobre esta situación y los riesgos derivados para la operación del SIN.

Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER:

• Se revisó la actualización del cálculo del desbalance energético del SIN, el cual tiene un valor de 7.97 GWh-día considerando una ventana móvil de 6 años para su cuantificación, y sin tener en cuenta desbalances promedio negativos.

• Con relación a la solicitud del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible-MADS al Consejo en el marco de la nueva Guía Metodológica para el Cálculo del Caudal Ambiental, específicamente: i) metodologías adicionales a las presentadas en las mesas de trabajo y ii) criterios sectoriales para la selección entre las mismas; se acordó responder el requerimiento indicando: i) que el grupo de trabajo CND-UPME-CNO necesita, previo a su publicación para comentarios, una versión preliminar de la Guía para evaluar sus impactos, ii)  la socialización de los hallazgos evaluados previamente, y iii) sugerir la presentación del nuevo enfoque ante la Comisión Asesora de Seguimiento a la Situación Energética-CACSSE.

   

• Respecto a la revisión de la ENFICC solar fotovoltaica versus la generación real, se acordó que en la reunión ordinaria de noviembre se presenten por parte del CND, los fenómenos de convección profunda o nubosidad extrema que pueden afectar la firmeza de este tipo de tecnologías de producción.

Subcomité de Controles del Sistema-SC:

• El CND presentó el seguimiento y planes de acción a los modelos de control de las unidades de generación del SIN, resaltando los casos exitosos y aquellos que podrían ser objeto de mejora.

Asimismo, se presentó el listado de los modelos de control que deben revalidarse teniendo en cuenta la reglamentación vigente:

• A continuación, se presenta el desempeño de la generación en el SIN, destacándose que durante el mes de septiembre del año en curso no se observó un mal comportamiento de la generación basada en inversores:

Por otro lado, el CND resaltó algunas situaciones que han ocasionado oscilaciones en el Sistema, específicamente recursos de generación como El Quimbo y Betania con desviaciones de velocidad de carga superiores al 100 % respecto al valor declarado.

• El CND presentó el seguimiento a los ajustes de los Estabilizadores del Sistema de Potencia-PSS, tal como se muestra en la siguiente gráfica:

Subcomité de Plantas-SP:

• Con relación a la disminución de la disponibilidad de las plantas hidroeléctricas para atender la demanda de electricidad en el periodo de “punta 2”, específicamente los cambios de disponibilidad a la baja cuando el despacho económico se ha definido, a continuación, se presentan las principales causas de dicho incremento:

   

  • Variación de los caudales hidrológicos de las plantas sin capacidad de regulación a través de embalses; aplica para la reducción e incremento de los aportes con su nivel de sedimento asociado.

  • Fallas en elementos críticos como radiadores, seccionadores, transformadores de potencial o cables de potencia.

  • Atraso en la finalización de mantenimientos, que implican un cambio de disponibilidad para evitar desviaciones de generación y sus efectos de compensación.

   

ENEL y CELSIA faltan por reportar información para la próxima reunión.

• Los miembros del subcomité establecieron cuales son las lecciones aprendidas a partir del mantenimiento de la Terminal de Regasificación:

• Se deben considerar la materialización de imprevistos, que prolonguen el tiempo de intervención de la Terminal.

• Claridad para el sector eléctrico sobre los requerimientos de gas natural asociados a la generación real y en cumplimiento del despacho económico y las restricciones que impone el SNT.

• Normalizar normativa y jurídicamente la priorización de gas para las plantas térmicas a partir del combustible cedido por los grandes consumidores, como ECOPETROL; complementariamente, revaluar los costos de racionamiento bajo esta condición.

• Claridad desde la CREG respecto a la consecución de gas por parte de los agentes térmicos, una vez este energético se ha priorizado, estableciendo claramente las condiciones y agentes responsables para llevar a cabo las negociaciones del combustible y sus garantías asociadas.

• Definir desde la regulación y con antelación programas activos de respuesta de la demanda de electricidad y autogeneración, ello para los periodos de máximo consumo y horas de “no sol”. 

• Entendimiento del sector eléctrico respecto a las causas de falla de la Terminal de Regasificación.

• Se debe tener claridad sobre los tiempos de entrega del gas natural a los transportadores y a las plantas de generación desde la Terminal de regasificación.

• Flexibilización del parque de generación térmico en condiciones de emergencia, sin comprometer sus activos.

• Cumplir las condiciones reportadas previas al mantenimiento, para que el CND haga los análisis de requerimientos de generación del parque termoeléctrico. 

• Revisar el protocolo de pruebas para obtener el Heat Rate y Consumo específico de las plantas termoeléctricas, que reflejen las reales condiciones operativas. 

• Actualizar el Estatuto de Racionamiento, Resolución CREG 119 de 1998, y el Reglamento Único de Transporte de Gas-RUT; asimismo, analizar si es conveniente incentivar la “dualización” de algunos recursos de generación.

• Priorizar la entrada en servicio de todas las expansiones del SIN, como los compensadores síncronos, para reducir los requerimientos de generación de seguridad térmica en el área Caribe y su gas asociado. 

• Definición de un Gestor técnico del SNT e incentivar la coordinación gas-electricidad.

• Garantizar una coordinación y planificación integral por parte de la UPME y la CREG, estableciendo medidas estructurales de corto y largo plazo, que permitan tener diferentes fuentes de producción de gas y sobrellevar cualquier mantenimiento, ya sea la Terminal de Regasificación o un pozo específico.   

Con relación a los aspectos que vale la pena destacar, se referencian la señales y gestiones oportunas que fueron emitidas por el CND y el CNO desde el mes de mayo del año en curso, la disposición del sector gas para la consecución de las cantidades requeridas por las plantas termoeléctricas y el acompañamiento permanente de MINENERGÍA, la SSPD y la UPME, al igual que las rápidas gestiones normativas por parte de la CREG en la expedición de las Resoluciones temporales 101 083, 101 084, 101 085 y 101 086, todas ellas del año 2025 y relacionadas con los lineamientos de priorización de gas natural, mecanismos temporales de respuesta de la demanda, entrega de excedentes y esquemas de generación forzada.   

Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE:

• El CND presentó una propuesta para proveer el servicio de Arranque Autónomo-AA por área y lo comparo con relación a su demanda, resaltó que en Nordeste y Caribe tiene capacidad limitada. El CNO propuso retomar el tema luego de la expedición de la Resolución de Resiliencia de MINENERGÍA.   

• El CND presentó la nueva consigna operativa para la subárea Guajira-Cesar-Magdalena (GCM), dado los sobrevoltajes identificados en esta fracción del Sistema por la entrada en operación de nuevos activos a nivel de 500 kV (Copey – Cuestecitas 1 y 2). La situación es preocupante, debido a que los proyectos de generación de la subárea no se han incorporado al SIN, motivo por el cual dichos circuitos se encuentran descargados. Fue por este motivo que se desplegó un esquema de coordinación de protecciones por sobretensión (ANSI 59) y se aprobó un esquema suplementario local y tipo 3 ante la desconexión del transformador de Cuestecitas 500/220 kV. 

  En este punto ISA-INTERCOLOMBIA y el CNO recomendaron analizar la mejor alternativa de control de tensiones de corto plazo, entre la programación de unidades de generación para la absorción de potencia reactiva, apertura y cierre frecuente de líneas, u operación normalmente abierta de activos.

• El CND presentó el listado de las restricciones de alerta y emergencia del SIN, destacando que cerca del 10 % de las mismas no tienen definida una obra de expansión o asignación de promotor. Al respecto, se acordó incluir esta situación en la comunicación que envía mensualmente el Consejo a MINENERGÍA sobre los aspectos que pueden comprometer la seguridad, confiabilidad y economía de la operación del Sistema.   

• Respecto a los proyectos de expansión y medidas de mitigación del Operador de Red AIR-E, se indicó que aún persiste la inviabilidad financiera de la ejecución de estos, más allá que la UPME decidió no subastarlos vía convocatoria. En el caso de AFINIA, se ratificó su decisión, es decir, no ejecutar las obras.

En este sentido, se recomendó alertar sobre esta situación a MINENERGÍA.

• ISA-INTERCOLOMBIA presentó el proyecto de renovación del SVC de la subestación Chinú 500 kV, que implica la desconexión del dispositivo actual por siete (7) días consecutivos para la medición de contenido armónico, información relevante para el dimensionamiento del nuevo STATCOM. 

En este punto el CNO recomendó al transportador analizar la instalación de un STATCOM de “última generación” con inversores formadores de red y capacidad de almacenamiento, características que permitirían a dicho equipo, no solo hacer un control dinámico de las tensiones a través del suministro y absorción de potencia reactiva, sino también proveer corriente de cortocircuito y participación en el control de frecuencia a partir de la emulación de inercia.     

Subcomité de Protecciones-SProtec:

• El Subcomité sigue analizando los comentarios realizados a la propuesta de actualización del ítem de protecciones del Acuerdo 1803, “por el cual se aprueban los criterios y parámetros técnicos para la coordinación de los mantenimientos de equipos del SIN y los indicadores relacionados con la gestión de mantenimientos de los activos del STN, de conexión al STN, de los STR y de los equipos de generación”.

Respecto a las observaciones relacionadas con los esquemas especiales por la indisponibilidad de la protección diferencial de barras ANSI 87B, los comentarios son opcionales, puesto que está pendiente la consulta regulatoria a la CREG que realizará el CNO. 

• Dando alcance a las actividades planteadas por parte del CNO dentro del Grupo de Trabajo Gestión de Apagones y Restablecimiento, específicamente:

   

“evaluar sistemas de protecciones para identificar oportunidades de mejora (redundancia en protecciones y comunicaciones, eliminación de puntos de falla común, si existen, entre otros)”, 

y teniendo en cuenta las lecciones aprendidas de colapsos totales recientes a nivel mundial, eventos en el SIN, las mejores prácticas de la literatura y estándares internacionales, el CND compartió la actualización del documento de esquemas normalizados de protecciones del SIN colombiano. Dentro de esta propuesta se incluyen recomendaciones de diseño y modernización para:

• Interruptores.

  • Equipos de medida.

  • Función falla interruptor.

  • Sistemas de telecomunicaciones.

  • Redes de comunicación.

  • Protecciones para reactores.

  • Protecciones para condensadores. 

  • Protecciones para FACTS.

  • Protecciones para barras.

  • Protecciones para líneas.

  • Protecciones para transformadores.

Vale la pena mencionar que las propuestas de esquemas normalizados de barras, líneas y transformadores fueron consolidadas en grupos de trabajo anteriores, y el plazo para recepción de observaciones venció el pasado 31 de octubre.

Grupo de pronósticos de producción de plantas solares fotovoltaicas:

• ZELESTRA presentó sus metodologías de pronósticos de producción, donde se ensamblan cuatro (4) modelos independientes que utilizan información satelital y mediciones in situ; al respecto, se sugirió a todos los participantes socializar para las próximas reuniones avances sobre la aplicación de nuevos enfoques de pronóstico.

• El CND presentó los impactos de la convección profunda (nubosidad extrema) en la generación solar fotovoltaica. Al respecto, se identificó que este fenómeno depende de la región de análisis, donde en la costa caribe se podría anticipar tan solo una hora antes, y si bien en el interior del país (Tolima y llanos orientales) sería visualizable con dos horas de antelación, éste persistiría hasta tres horas después.

Asimismo, se contrastaron las series de tiempo de la generación solar fotovoltaica y la temperatura de brillo (proxy de la convección) para seis (6) plantas ubicadas en diferentes zonas del país, evidenciándose la correlación entre las dos variables y sus efectos en la desviación de los pronósticos de producción, que ha sido a ser cercana a -600 MW. 

Finalmente, se acordó por el grupo como mejor alternativa de incorporación de este fenómeno en los pronósticos de generación solar fotovoltaica, activar uno de los convenios que tiene el CNO con la academia, vía convocatoria, y solicitar al IDEAM y el SIATA capacitación específica sobre el uso de modelos locales/regionales. En este sentido, el grupo formulará los términos de referencia para caracterizar los fenómenos de nubosidad extrema o convección profunda y sus efectos en los pronósticos de producción. 

Comité de Supervisión-CS:

• Se presentaron los resultados de la encuesta de comunicación y datos. Se acordó revisar las respuestas duplicadas por algunos agentes, y a partir de la reunión de noviembre, comenzar a formular un plan de acción en los aspectos que se identifiquen como prioritarios.

Comité de Ciberseguridad-CS:

• Se socializaron por parte del CND las recientes amenazas cibernéticas que podrían afectar a las empresas del sector eléctrico; a continuación, se listan las más relevantes:

• Campañas de malware Stealer para usuarios macOS de Apple.

• Vulnerabilidades explotadas por el grupo de hackers Cloudflare en la integración de terceros, que acceden a la nube para robar tiquetes de soporte a clientes; entre las empresas afectadas destaca Google.

• Campaña de ciber-espionaje a la compañía petrolera KMG en Kazajistán y ataque cibernético a través de la modalidad malware a la empresa Jaguar Land Rover.

• Campañas de phishing en Colombia donde se suplantan dominios web financieros.

Comité de Distribución-CD:

• El CND presentó los resultados de la encuesta de entrenamiento operativo a las empresas del sector eléctrico. Al respecto, se puede concluir que, en aspectos asociados a las competencias y factores humanos, junto con el apoyo durante restablecimientos, el panorama es muy complejo, incrementándose los riesgos potenciales para la seguridad y confiabilidad del SIN. 

En este punto ENEL comentó que han identificado en sus centros de control una propensión para evitar el trabajo en turnos durante la noche, y que, en algunos sistemas, los operadores han decidido migrar a compañías que operan plantas solares fotovoltaicas, las cuales ofrecen en teoría, menos maniobras y acciones.   

Finalmente se acuerda recibir la retroalimentación de los Comités de Transmisión y Operación a la información presentada, para posteriormente recomendar un curso de acción al CNO.

Comité de Transmisión-CT: 

• 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 Comité de Transmisión-CT estuvo de acuerdo con la propuesta de Circular que recomendaría a los transportadores y operadores de red estrategias de monitoreo e inspección, disponibilidad de personal para llevar a cabo los procedimientos, y planes de mantenimiento de pruebas funcionales de interruptores.

La propuesta para revisión la llevará a cabo el Comité de Distribución-CD.

Comité de Operación-CO:

• El CND informó sobre la reducción del 21 % de los volúmenes característicos del embalse La Esmeralda, motivo por el cual es necesaria la revaluación de algunos parámetros, como el Nivel de Probabilidad de Vertimiento-NPI, el Nivel de ENFICC Probabilístico-NEP, la Curva de Potencia Vs. Nivel de Embalse, entre otros.

   

• El CO sugirió enviar comunicación a MINENERGÍA alertando sobre los impactos de la sedimentación para la operación del SIN en el corto, mediano y largo plazo, ello debido a las limitaciones que impone el MADS, por ejemplo, para la disposición de residuos; en este sentido, se propone que la propuesta de carta sea formulada por los Subcomités de Recursos Energéticos Renovables y Planeamiento Operativo, SURER y SPO respectivamente.

5. En cumplimiento de la Circular 133 del CNO se alertó a MINENERGÍA sobre el informe remitido por EPM acerca de la situación de orden público, hostigamiento, en la zona de influencia de la Central Guadalupe ocurrida el pasado 2 de octubre del año en curso, la cual pudo comprometer la operación continua de este activo de generación.

6. Se informó por parte de ECOPETROL el desarrollo de un proyecto de regasificación en su terminal marítimo de Coveñas. El proyecto ya cuenta con licencia ambiental por parte de la ANLA para desarrollar actividades de recibo e internación de Gas Natural Licuado-GNL mediante el uso de la infraestructura offshore existente.

7. El Ministerio de Minas y Energía-MINENERGÍA expidió el decreto que adiciona el Decreto Único Reglamentario 1073 de 2015, el cual tiene el propósito de “establecer lineamientos de política pública por medio de los cuales se permitirá limitar el costo de la energía eléctrica y generar estabilidad tarifaria en el país”. La norma promueve la contratación de energía a largo plazo, reduce la exposición a la bolsa de energía y le ordena a la CREG implementar mecanismos para que los “generadores hidráulicos vendan al menos el 95 % de su energía mediante contratos”. Asimismo, se obliga a los generadores a vender en contratos tipo Pague lo Contratado-PLC, al menos, el equivalente a las Obligaciones de Energía en Firme-OEF anual asignadas, o el equivalente porcentual de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad-ENFICC para los casos donde no hay asignaciones. 

8. Adjunto a este informe se encuentra el resumen de la reunión de seguimiento al área Oriental, realizada el pasado 23 de octubre del año en curso; se destaca que las unidades 5, 6, 7 y 8 de la central hidroeléctrica Chivor ya se encuentran disponibles, se ejecutaron todas las acciones de mantenimiento y reparación, eliminando la fisura previamente identificada, y se empezaron a contratar los diseños e ingeniería de detalle para estabilizar el talud de la casa de máquinas. 

    

   Con relación a la vía de acceso a la planta, se tiene expectativa de su recuperación total en abril del año 2026, lo cual habilitaría las acciones de mitigación de riesgos de socavación de la subestación Chivor 230 kV. Respecto a esta última, ISA-INTERCOLOMBIA indicó que, con la habilitación parcial de la vía, próximamente empezará la estabilización del talud, procurando tener todas las actividades ejecutadas durante diciembre del año 2025. El Transportador aclaró que no se perciben riesgos para la subestación en este momento.   

    

9. La CREG publicó a través de su Circular 201 de 2025 el informe “Reglamentación del Prestador de Última Instancia (PUI) en el Mercado Eléctrico Colombiano. Análisis de Impacto Normativo”. Los comentarios al documento estuvieron habilitados hasta el 28 de octubre del año en curso.

10. La CREG publicó a través de su Circular 211 el documento de Análisis de Impacto Normativo (AIN) “Integración del hidrógeno en la matriz energética colombiana". El plazo para recepción de comentarios vence el 28 de diciembre del año en curso.

11. “Las reglas sobre el cronograma trimestral de mejora del IHF de la Resolución CREG 071 de 2006 y se dictan otras disposiciones”. Los comentarios a dicha Resolución estuvieron habilitados hasta el 27 de octubre del año en curso.

12. Se publicó por parte de MINENERGÍA el proyecto normativo “por la cual se establecen lineamientos y planes de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica, y se dictan otras disposiciones”. El plazo para recepción de observaciones vence el 18 de noviembre del año en curso. 

13. El CNO debe actualizar el Acuerdo 981 de 2017 Por el cual se aprueba la modificación del documento de “Identificación de las intervenciones que obligan a realizar pruebas de calibración de medidores o de pruebas de rutina de los transformadores de corriente o tensión y el desarrollo de los procedimientos de realización de las pruebas de rutina para los transformadores de tensión y corriente”. Por solicitud del CNO, la empresa Veritest envió una oferta a cero costo en la que propone las siguientes actividades:

Presentar un primer borrador de propuesta de acuerdo el 15 de noviembre de 2025, que consideraría entre otros aspectos los siguientes:

• Definir claramente los requisitos de trazabilidad metrológica.

• Revisar y/o actualizar los límites de aceptación de los resultados de las pruebas.
  
   

• Actualizar donde corresponda la normatividad aplicable a las pruebas de rutina.
  
   

• Establecer metodologías para el cálculo del burden y las cargas de compensación.

• Revisar y/o actualizar la metodología para las pruebas de los diferentes tipos de transformadores y configuraciones de la medida, según los equipos disponibles.

Teniendo en cuenta que la empresa Veritest es verificador quinquenal (Resolución CREG 038 de 2014), se propone al CNO aceptar la oferta y para evitar algún conflicto de interés con esta empresa, el borrador del acuerdo será revisado por el Grupo de Medida del CNO, quien será el responsable de su análisis, ajuste y concepto técnico. Posteriormente, y previo a su expedición, el borrador del acuerdo se sometería a consulta pública.

14. El CND presentó los Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano y Largo Plazo, IPOEMP e IPOELP, y el Informe Trimestral de Restricciones-ITR. De estos documentos vale la pena destacar:

• Los índices de fortaleza eléctrica de red muestran un límite para la integración de la Generación Basada en Inversores-IBR en cada una de las áreas eléctricas del SIN.

Se estableció un listado de 28 subestaciones críticas a nivel del STN y STR por propagación de huecos de tensión. Asimismo, se indicaron los desafíos correspondientes a la operación de redes débiles por la conexión de la generación basada en inversores, dentro de los cuales destaca la inestabilidad dinámica en los controles de generación y la posibilidad de que ante fallas no despejadas en tiempo de protección principal podrían ocasionar desconexiones de demanda, así mismo, la incursión por fuera de las curvas de FRT y ocasionar la desconexión de volúmenes importantes de generación basada en inversores. 

• Ante la integración de la generación basada en inversores y las nuevas tecnologías, surgen desafíos en las áreas del planeamiento, operación, dimensionamiento de equipos, coordinación de protecciones, entre otros, que motivan la necesidad de llevar a cabo análisis EMT para su integración en el sistema eléctrico de potencia. 

   

• Actualmente 91 subestaciones son abastecidas de forma radial, es decir, cualquier contingencia sencilla ocasionaría la desatención de la totalidad de la demanda que depende de dichos barrajes. Complementariamente, se identifican 441 cruces de líneas entre infraestructura del STN y STR, de acuerdo con la información declaradas por los agentes en el marco de Circular CNO. 

   

• Actualmente el SIN cuenta con 26 subestaciones del STN y STR en configuración anillo. Asimismo, existen 15 y 235 subestaciones del STN y STR, respectivamente, en configuración barra sencilla. Configuraciones que restan flexibilidad operativa.

   

• En promedio en un día típico de operación se tienen cerca de 150 cortes activos, de los cuales menos del 20 % están asociados a restricciones naturales, es decir, el Sistema se está planeando bajo un enfoque de red completa (20 % del tiempo) y la realidad operativa es otra (80 % del tiempo). Lo anterior denota la urgente necesidad de actualizar el Código de Redes.

   

• El SIN tiene 179 límites de transferencia (cortes), de los cuales 25 son restricciones de alerta, 21 de emergencia y 30 están asociadas al agotamiento de la capacidad de cortocircuito; asimismo están instalados 42 Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema-ESP, donde 29 de ellos están ubicados en el área Caribe. Vale la pena mencionar que el número esperado de restricciones para el año 2035 es de 250 teniendo en cuenta los proyectos actualmente en desarrollo

   

  Actualmente las subestaciones críticas por agotamiento de la capacidad de cortocircuito son Las Flores, Oasis, Cerromatoso y Silencio a nivel de 110 kV, Paipa 115 kV, y Guatapé y Flores a nivel de 220 kV. En este sentido, el CND ha propuesto acciones operativas para mitigar la situación. 

   

• Las medidas de mitigación y proyectos de expansión de los Operadores de Red AIR-E y AFINIA, a la fecha, tampoco tienen certeza con relación a su desarrollo.

   

• El CND presentó el análisis de Máxima Demanda Atendible para varias subestaciones del STR. El estudio es claro en enfatizar que, bajo situaciones operativas donde el consumo sea superior a dichos valores, es posible que se presenten afectaciones a la atención segura y confiable de la demanda. 

   

• Persiste la criticidad de las Subáreas Guajira-Cesar-Magdalena (GCM), Córdoba-Sucre, Bolívar, Atlántico, Chocó-DISPAC, Norte de Santander, Cauca-Nariño, Caquetá, Meta y Bogotá. En el caso del área Caribe, todos los departamentos de esta zona del país tienen un agotamiento generalizado de la red a nivel del STR.

• A la fecha 60 restricciones están declaradas en estado de alerta o emergencia; el 78 % de ellas se encuentran en el área Caribe, el resto se distribuye de la siguiente manera: Oriental 13 %, Nordeste 5 %, Suroccidental 2 % y Antioquia 2 %. Se debe destacar que el 46 % de la generación del área caribe se puede tipificar como generación de seguridad.

   

• A continuación, se presenta el listado de las aperturas, ya sea por mantenimiento o indisponibilidad, que implican un riesgo para la atención de demanda ante contingencias sencillas, y para las cuales las únicas alternativas para mitigar potenciales colapsos parciales o totales (fenómenos de cascada), son la desconexión de demanda preventiva o la instalación de Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema: 

   

  

   

   

• Considerando la totalidad de la expansión definida a nivel de 500 kV en la subárea GCM, se observan altas tensiones en esta fracción del SIN, ello debido al aporte capacitivo de la nueva red. En este sentido, sería necesaria la programación de unidades de generación para la absorción de potencia reactiva en periodos de baja demanda y bajo intercambio con otras zonas del SIN, e inclusive, operar normalmente abiertos algunos circuitos.

   

• En el marco de sus funciones el CND evaluó posibles obras para la mitigación de restricciones eléctricas y operativas, socializó el tiempo promedio de ejecución de obras y las principales restricciones de cada área. Respecto a los proyectos recomendados a la UPME, destacan la instalación de reactores inductivos de barra en las subestaciones a nivel de 500 kV Colectora y Cuestecitas con una capacidad de 150 MVAr cada uno, y los segundos transformadores 500/230 kV en las subestaciones La Virginia y San Marcos. 

   

• Se presentaron simulaciones EMT donde se identificó que ante condiciones de red débil y alta integración de generación renovable, contingencias n-1 en el Sistema pueden implicar la desconexión de altos volúmenes de generación conectada a través de IBR´s del área Caribe afectando la  estabilidad de frecuencia y voltaje en el Sistema. El escenario analizado contempló una alta participación de este tipo de tecnologías de producción y la no instalación de los compensadores síncronos definidos por la UPME, resaltando que con la instalación de estos equipos el Sistema es estable ante la misma contingencia

• Se recomendó al CND estudiar la viabilidad técnico-económica de la instalación de dispositivos de almacenamiento electroquímico en las zonas que son objeto de Compensación por Activos No Operativos-CANO; lo anterior teniendo en cuenta que un porcentaje representativo de la Demanda No Atendida-DNA en las diferentes subáreas operativas del SIN se debe a la indisponibilidad de activos que alimentan a subestaciones radiales.

15. Se realizaron las reuniones CACSSE 212, 213, 214, 215, 216 y sesión permanente, donde se abordaron los siguientes aspectos asociados al mantenimiento de la terminal de regasificación, que se llevó a cabo entre el 10 y 16 de octubre del año en curso:

• Se confirmó que Termoguajira 1 y Termocaribe no estaban disponibles; Proeléctrica indicó que tan solo una de sus dos unidades estaría en servicio durante 5 horas/día en el periodo de la intervención. Por otro lado, Termonorte informó que estaría en operación con 80 MW, independientemente del tipo de combustible.

• En este punto el CND solicitó a los generadores térmicos y transportadores del área Caribe, garantizar la disponibilidad de todos sus activos. Derivado de lo anterior, la CREG manifestó que no puede entender como una semana antes del inicio del mantenimiento, se estuviera hablando de desatención de demanda en el sector de energía eléctrica por indisponibilidades no previstas.

   

  El CNO recomendó nuevamente la revisión del Estatuto de Racionamiento, Resolución CREG 119 de 1998.

   

• Los Operadores de Red comentaron que las proyecciones de demanda de corto plazo, previamente informadas, no habían cambiado.

• El CND socializó el 3 de octubre del año en curso los requerimientos de gas de las plantas térmicas del área Caribe, considerando las indisponibilidades reportadas el 2 de octubre, tal como se muestra en las siguientes gráficas:

Al respecto, se recalcó la importancia de asegurar el gas para la generación de seguridad del área Caribe 2, posibilitar los excedentes vía parqueo del interior para el último día del mantenimiento, monitorear las presiones del SNT para que se garanticen las condiciones operativas de las plantas de generación, declarar en estado de alerta a toda el área Caribe, y que la CREG expida rápidamente las resoluciones que habiliten programas de respuesta de la demanda y entrega de excedentes de los autogeneradores a gran escala.   

• El CND presentó el 6 de octubre del año en curso los pronósticos de demanda actualizados y reportados por AIR-E y AFINIA; al respecto, se evidenció una reducción de la demanda, motivo por el cual los requerimientos de gas del área Caribe serían menores, es decir, se necesitarían 540.2 MBTU y no 565.3 MBTU. 

   

Independientemente de lo anterior, el CNO recomendó nuevamente implementar desde la regulación esquemas rápidos de respuesta de la demanda, de tal forma que los requerimientos de generación de seguridad sean inferiores y su gas asociado; asimismo, solicitó al CND, más allá de las acciones de seguimiento a un solo escenario de demanda y generación, las curvas de convolución de disponibilidad de las unidades del área Caribe.

• Se indicó por parte de CELSIA y el CNOg que, pese a la Resolución CREG 101 083, “por la cual se adoptan medidas transitorias en el Mercado de Energía Mayorista con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación”, no hay garantía que el gas asociado a las Obligaciones de Energía en Firme de Tesorito pueda ser cedido a los generadores del grupo térmico, ello debido a la imposibilidad de negociación directa entre generadores, dada la dependencia del esquema de contratación, es decir, Opciones de Compra de Gas-OCG que involucran al transportador.

• Se solicitó por la ANH a los productores de gas natural disminuir la reinyección en pozos, ello para liberar algunas cantidades y destinarlas a la generación térmica del área Caribe 2. Al respecto el CNOg y ECOPETROL indicaron que, dejar de reinyectar puede comprometer las presiones en los pozos y disminuir el flujo de hidrocarburos, afectando al SNT y posiblemente a las plantas de generación termoeléctricas que estén conectadas con dicho Sistema. 

   

• El 9 de octubre del año en curso se comentó por el CNOg que sobró gas natural para algunas plantas, motivo por el cual había incertidumbre sobre cómo gestionar estos sobrantes, ya sea “colocarlos” nuevamente en la industria que demanda este energético, o facilitar su negociación en el mercado secundario a precios razonables.

   

  Al respecto, el CND indicó que el consumo total de gas es el que se socializó en las simulaciones, inclusive más, pero que las reglas del despacho ocasionaron que su distribución entre las diferentes plantas sea diferente. 

• El CNOg manifestó que el parqueo asociado a Lewis no era posible por problemas de inestabilidad en algunos gasoductos del SNT.   

• El 12 y 13 de octubre del año en curso el CND presentó el consumo real del parque térmico del área Caribe 2, destacando que a la fecha toda la demanda de energía eléctrica estaba siendo atendida y no se habían presentado dificultades asociadas al mantenimiento de la terminal de regasificación. Adicionalmente, se socializaron las ofertas de respuesta de la demanda considerando la Resolución CREG 101 084 de 2025, que en promedio habían sido cercanas a 2 GWh-día en toda el área Caribe.

Respecto al SNT, si bien el CNOg y ECOPETROL informaron que el Sistema operaba con normalidad, sugirieron a MINENERGÍA su colaboración para evitar que las protestas de la comunidad indígena y trabajadores cerca del pozo Gibraltar afectaran la producción de HOCOL.

• El 15 de octubre del año en curso SPEC indicó que la Planta de Regasificación estaría en servicio con 266 GBTUD a partir de las 4 pm del 16 de octubre del año en curso. Al respecto, los productores de gas reiteraron que el consumo horario del sector térmico debía ser inferior a 90 MPCD, ello para mantener estable las condiciones del SNT dado el des empaquetamiento que se estaba experimentando.

En este punto el CND indicó que esta limitación podría implicar el no cumplimiento del despacho mínimo para atender la totalidad de la demanda del área Caribe 2, y que el SIN estaba en condiciones límites para garantizar la generación de seguridad (posible colapso de todo el Sistema), inclusive para cubrir el “periodo de punta” de todo Colombia.

Vale la pena mencionar que MINENERGÍA recomendó extender hasta el viernes 17 de octubre la operación del sector gas “en contingencia”, es decir, prolongando el periodo de priorización de este combustible para las plantas térmicas.   

• El 17 de octubre del año en curso SPEC informó que ya estaban en servicio los tres (3) trenes de regasificación de la terminal, lo cual permitió a partir de las 6 am de este día tener una capacidad de regasificación de 400 MPCD. 

Respecto de los proyectos de expansión y medidas de mitigación que se deben acometer en el área de influencia de AIR-E, se indicó que la Empresa está explorando alternativas que permitan viabilizar la ejecución de los obras a su cargo.

• Se acordó enviar comunicación nuevamente sobre los impactos de la Guía de Cálculo de Caudal Ambiental y Sedimentos en el SIN, dirigida a MINENERGÍA y MADS.

• Se acordó enviar las lecciones aprendidas por el mantenimiento de la Terminal de Regasificación para retroalimentación de los miembros del Consejo.

• Respecto de los proyectos de expansión y medidas de mitigación que se deben acometer en el área de influencia de AIR-E, se indicó que la Empresa está explorando alternativas que permitan viabilizar la ejecución de los obras a su cargo.

Se presentan los informes de auditoría a las curvas S de los proyectos de generación que tienen Obligaciones de Energía en Firme-OEF. 

A continuación se presentan los hallazgos encontrados por el fabricante en las unidades de vapor de la planta TEBSA, todas ellas ocasionadas por el elevado número de arranques:

XM advierte que el cambio solicitado resta flexibilidad a la operación y dadas las condiciones actuales de red es posible que la planta se mantenga encendida todo el tiempo para cumplir la generación de seguridad que se requiere en la subárea.

Se acuerda enviar comunicación a la CREG sobre el “ciclaje”, teniendo en cuenta el comportamiento reciente de algunas plantas, seguramente por las variaciones de demanda, generación renovable e intercambios con Ecuador. Asimismo, se convocará al grupo de flexibilidad para abordar esta situación y reflejarla en los estudios del CND. Se convocará al Splantas para dar su concepto técnico y al Comité de Operación su recomendación sobre los nuevos parámetros que presente TEBSA.

• Convocar Splantas extra para concepto técnico nuevos parámetros de Tebsa unidades ST24 Y ST14. 

• Enviar nueva comunicación a CREG sobre el tema de ciclaje.

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

• A continuación se presenta el panorama energético del SIN:

• A continuación se presentan las principales condiciones operativas:

• Los indicadores de operación quedan para consulta de los miembros del CNO.

En las siguientes gráficas se muestra el estado de los proyectos de expansión de red a los que la Unidad les hace seguimiento:

• Próxima reunión ordinaria del Consejo el 4 de diciembre.

• Se acuerda reunión extraordinaria el 14 de noviembre para la aprobación de la propuesta a CREG de senda de referencia para el verano 2025-2026.