Se recuerda que el clima está influenciado por el evento tipo Niña, por las ondas Maiden Julien y por la temporada de huracanes que a la fecha ya ha finalizado para este año 2025. En noviembre predominó la fase subsidente de la MJO. Predominan las condiciones frías en el Pacífico Ecuatorial. El índice ONI presenta como casi todo el año valores Iguales o inferiores a 0.5.

La temporada de huracanes presentó 53 ondas de las cuales 13 tormentas tropicales observadas y 5 huracanes. Las probabilidades de mantener en situación neutral son dominantes por lo menos en le primer semestre del 2026. Al inico del segundo semestre del 2026 se observa un cremento notable de la probabilidad de un evento seco.

• Se espera que las condiciones climáticas del país al menos durante el primer semestre del 2026 estén determinadas por el ciclo estacional climático habitual del año, por las ondas MJO y el tránsito por condiciones neutrales.

• Se prevén condiciones por encima de lo normal en cuanto a lluvias en la region andina y caribe en el primer trimestre del año, 

1. ACTAS:

Acta 812: Publicada para comentarios el 27 de octubre. Comentarios de ISAGEN, TEBSA, AIRE y XM.

Acta 815: Publicada para comentarios el 26 de noviembre. Comentarios de AIRE y XM.

Acta  817: Publicada para comentarios el 26 de noviembre. Comentarios de AIRE.

Acta 818: Publicada para comentarios el 1 de diciembre. Comentarios de PROELECTRICA.   

El Consejo aprobó las Actas 812, 815 y 817. Se acordó ampliar el plazo para observaciones al Acta 818 en una semana adicional.

2. ACUERDOS:

Se presentaron los siguientes acuerdos:

1. 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 unidad Termoyopal G5.
2. Por el cual se aprueba la ampliación de la vigencia de los parámetros técnicos de los volúmenes del embalse Guavio.
3. 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 unidad 2 de la planta Paipa.
4. Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio de los modelos del generador asociados a la central Urrá.
5. Por el cual se aprueba la incorporación del cambio en los límites de generación y absorción de potencia reactiva de la unidad 1 de la central Troneras.
6. 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 1 y 2 de la planta Termocentro.
7. Por el cual se establecen las responsabilidades de los agentes sobre la implementación y funcionamiento de los esquemas suplementarios de protecciones y se define el procedimiento de suministro de información y seguimiento relacionado con estos esquemas.
8. Por el cual se actualiza la lista de firmas auditoras para la determinación del Factor de Conversión de Plantas Hidráulicas.
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 nombran los miembros del Consejo Nacional de Operación para el año 2026.

Los anteriores acuerdos fueron aprobados por el Consejo.

• Se aprobaron actas 812, 815 y 817.

•  Se aprobaron los acuerdos presentados y recomendados.

Temas administrativos:

1. A continuación se presentan los resultados de la selección de los miembros por elección del CNO para el año 2026:

Grupo 1, generadores con capacidad instalada entre el 1% y el 5% de la capacidad instalada total nacional:

Grupo 2, generadores con capacidad instalada inferior al 1% de la capacidad instalada total nacional.

Grupo 3, generadores exclusivamente con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable-FNCER.

Grupo 4, transmisores nacionales.

Grupo 5, distribuidores que no realizan prioritariamente actividad de generación.

Grupo 6, demanda regulada.

Teniendo en cuenta lo previsto en la Ley 2099 de 2021, que modificó la Ley 143 de 1994, y el Reglamento Interno, a la fecha hay vacancia de un miembro por elección que representa a los transmisores nacionales, un miembro que representa a los distribuidores que no realizan prioritariamente la actividad de generación, y el representante de la demanda no regulada.

Según lo previsto en el Reglamento Interno, se debe proceder a una nueva elección de los miembros vacantes; si después de repetir por una vez el procedimiento de elección, ninguna empresa se postula, o se postula y no cumple con los criterios de designación, habrá vacancia de los miembros por elección que representan a los transmisores nacionales y los distribuidores.

En el caso del representante de la demanda no regulada, el CNO solicitará al ASIC la lista de los usuarios no regulados de mayor a menor consumo, en orden decreciente en función de su demanda anual de energía, medida en MWh, al 31 de octubre del año 2025. Con base en la lista entregada, el CNO le solicitará al usuario no regulado con la mayor demanda anual ser representante de la demanda no regulada, y si no acepta la solicitud, se le ofrecerá al usuario que siga en demanda, hasta que alguna empresa clasificada en este grupo acepte ser representante de la demanda no regulada.

2. Las siguientes empresas manifestaron su interés para ser invitadas a las reuniones del Consejo durante el año 2026:

• TERMOYOPAL:                                            solicitud recibida el 7/11/2025.

• ENFRAGEN TERMOFLORES:                    solicitud recibida el 10/11/2025.

• TERMONORTE:                                            solicitud recibida el 10/11/2025.

• AES COLOMBIA:                                         solicitud recibida el 14/11/2025.

• CES:                                                               solicitud recibida el 18/11/2025.

• GENERADORA TERMOCENTRO:            solicitud recibida el 26/11/2025.

• DISTASA:                                                      solicitud recibida el 26/11/2025.

• EBSA                                                              solicitud recibida el 02/12/2025. 

De acuerdo con el reglamento interno y la consideración del CNO de invitar en lo posible a los representantes del mayor número de actividades, se recomienda aceptar las cuatro primeras solicitudes de los generadores, para la quinta darle prioridad a DISTASA como transportador, y para la sexta a EBSA como operador de red, con lo cual se conformaría la lista de invitados a las reuniones del Consejo para el año 2026.

3. En el marco de la formulación del Plan Estratégico del Consejo, se avanzó en las reuniones del grupo 1, fortalecimiento de la estructura del modelo de gobernanza, y del grupo 2, cultura organizacional, operativa y mejoramiento continuo, que trabajan en las acciones recomendadas por el consultor Governance Consultants. Próximamente se convocará al grupo 3, comunicaciones y relacionamiento del CNO.

    

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:

• Se publicó por parte del CND la senda de referencia de la estación de verano 2025-2026 considerando los supuestos definidos por la CREG, tal como se evidencia en la siguiente gráfica:

• Las simulaciones energéticas del CND evidencian para varios casos de aportes hídricos deficitarios, que el embalse agregado del SIN al inicio de la segunda estación de verano 2026-2027 debe ser superior al 80 %, lo cual implica para algunos momentos de la futura estación de invierno 2026 una producción térmica superior a 80 GWh-día.

  

• La UPME socializó la actualización de las proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia, estimando para el mediano plazo un crecimiento promedio anual del 2.33 %, ello para el escenario más probable.

Teniendo en cuenta la presentación se recomendó a la Unidad: i) considerar potenciales reducciones de demanda por la conexión de autogeneradores sin entrega de excedentes en el marco del Decreto 1403 de 2024; ii) analizar el impacto de la autogeneración remota en las proyecciones por área operativa; iii) incorporar en los ejercicios de la Unidad la demanda asociada a la interconexión Colombia-Venezuela por el doble enlace a nivel de 230 kV San Mateo-Corozo; iv) contemplar posibles crecimientos de demanda en el corto plazo por la electrificación de algunas industrias dada la escasez de gas natural, y v) generar una metodología UPME-CND para desagregar las proyecciones de potencia y energía por barra en el modelo eléctrico del SIN.     

Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER:

• La UPME presentó el Plan de Expansión de Referencia en Generación 2025, el cual considera, como caso base, la salida de 405 MW asociados a plantas térmicas, es decir, Termoguajira, Termoyopal y Termocartagena; asimismo, formuló escenarios de eliminación total del carbón y el reemplazo de los combustibles líquidos por el gas natural.

Al respecto, y teniendo en cuenta que la Unidad plantea una participación entre el 44 y 55 % de la generación basada en inversores en la matriz eléctrica, se sugirió a la UPME: 

• Revaluar la metodología de planificación considerando análisis de mayor granularidad, que permitan cuantificar los requerimientos de reservas para prestar el servicio de regulación de frecuencia; adicionalmente, establecer los vertimientos renovables, las necesidades de inercia y la generación de seguridad de plantas convencionales para garantizar la estabilidad del Sistema. 

• Revaluar el supuesto de gas infinito, dada la escasez de dicho energético y la política exploratoria actual; adicionalmente, tener en cuenta esta situación en los costos fijos de inversión de las nuevas plantas térmicas que utilicen dicho combustible, y actualizar los costos variables de los combustibles líquidos y el carbón mineral, que no se revalúan desde octubre del año 2023.

• Aclarar porque algunos escenarios de largo plazo contemplan nuevas plantas térmicas a gas, y no se tiene en cuenta el reingreso de Termoguajira, Termoyopal y Termocartagena.   

• Evaluar el impacto de la Guía de Cálculo del Caudal Ambiental y la regla operativa de Ituango en los escenarios de expansión.   

• Se consultó al Consejo sobre el curso de acción respecto a la evaluación de la Guía de Cálculo del Caudal Ambiental. Se informó por parte de algunos miembros del SURER, que ACOLGEN ya calculó los aprovechamientos para diferentes enfoques, y que solo faltaría evaluar los impactos para el Sistema; por otro lado, se sugirió activar al grupo de trabajo CND-CNO-UPME, y que sea este el que determine, para la metodología más restrictiva, los aprovechamientos, caudales ambientales  y los efectos de la Guía. 

• Se acordó formular para la reunión ordinaria de diciembre del año en curso, un plan de trabajo para analizar cómo los fenómenos de convección profunda o nubosidad extrema impactan la producción de las plantas solares fotovoltaicas, no solo en los pronósticos de muy corto y corto plazo, sino también en el cálculo de Energía en Firme para el Cargo por Confiabilidad-ENFICC.

Subcomité de Plantas-SP:

• Se acordó enviar comunicación a la CREG sobre el “ciclaje” de las unidades térmicas de generación del SIN, considerando el reciente comportamiento de Tebsa, Termoguajira, Termotasajero y Termonorte, así como la evolución de algunas variables energéticas, específicamente la demanda, generación renovable y los intercambios con Ecuador. Asimismo, se convocará al grupo de flexibilidad para abordar esta situación y reflejarla en los estudios que realiza el CND.

• Se presentaron los resultados de las pruebas de arranque autónomo de la central hidroeléctrica El Quimbo; asimismo, se sugirió por parte del Operador del Sistema la formulación de un protocolo y propuesta de Acuerdo, que establezca los procedimientos para llevar a cabo este tipo de intervenciones controladas. 

   

  Al respecto, se acordó que el CND junto con EPM, ENEL, ISAGEN, AES, URRÁ, PROELÉCTRICA y CELSIA formulen la propuesta y a partir de ella, construir el Acuerdo definitivo. Finalmente, Miel, Ituango y Pagua manifestaron su disponibilidad para realizar próximamente las pruebas. 

• Se presentaron por parte del CND las necesidades de generación térmica del SIN y su gas asociado, contemplando escenarios determinísticos y una simulación estocástica:

Al respecto, los agentes térmicos mencionaron que no se podrían comprometer con el cumplimiento del perfil de generación del caso determinístico, hidrología 2014-2016, ello por la planificación de sus mantenimientos, que se llevan a cabo durante el invierno.

• 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 a la baja cuando el despacho económico se ha definido, a continuación se presentan las principales causas de dicho decremento, considerando la información reportada por ISAGEN, EPM, ENEL y CELSIA:

   

• 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, válvulas, SCADA, cables de potencia, entre otros.

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

Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE:

• Se conceptuó positivamente la instalación de un nuevo Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS en el corredor a nivel de 110 kV Nueva Montería-Río Sinú-Tierra Alta-Urrá. Dicho esquema, que es local y tipo 3, evita que ante contingencia sencilla se ocasione un colapso de tensión en toda la subárea Córdoba-Sucre. 

• Se conceptuó positivamente la propuesta de ajuste al Acuerdo 1019, asociada a la viabilidad de la instalación de Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema-ESPS, como alternativa, para gestionar mantenimientos críticos del SIN. Cabe mencionar que el transportador ENLAZA no estuvo de acuerdo con la propuesta de nuevo Acuerdo.

Subcomité de Controles del Sistema-SC:

• El CND presentó la propuesta de indicadores de seguimiento a la calidad de los modelos de red en los Sistemas de Distribución Local- SDL, suministrados en el marco del cumplimiento de la Resolución CREG 148 de 2021. Al respecto, se recomendó la conformación de un grupo de trabajo con el Comité de Distribución para definir dichos indicadores.

   

• Se reiteró la solicitud del diligenciamiento del cuestionario elaborado por el Subcomité, que tiene como objetivo evaluar el detalle de los casos operativos que se han presentado en plantas con Fuentes de Energía Renovable No Convencional-FNCER, y generar estrategias que permitan mitigar este tipo de situaciones en la operación en tiempo real. El nuevo plazo vence el 12 de diciembre del año en curso.

Subcomité de Protecciones-SProtec:

• Con relación a las recomendaciones del CND y CNO sobre la instalación de redundancias en las protecciones diferenciales de barra (ANSI 87B) en 28 subestaciones críticas del SIN, el Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión-CAPT recomendó a la CREG realizar algunos ajustes a la normatividad vigente, dando alcance a la Resolución CREG 193 de 2020. Específicamente se propone incluir dentro de las ampliaciones, no solo a las protecciones diferenciales de barra, sino también a todas aquellas intervenciones orientadas a mejorar la resiliencia y confiabilidad del sistema. 

Comité de Operación-CO:

• El CND presentó la oferta de Energía en Firme y su contraste con los escenarios de demanda de la UPME; nuevamente se observan déficit para todas las vigencias, sin contemplar la reciente información del Operador del Sistema, donde las plantas solares fotovoltaicas no alcanzan su ENFICC verificada el 27 % del tiempo (horizonte de 355 días con resolución diaria). 

Se acordó que el Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO analice esta situación, y la refleje en los balances de energía en firme y los estudios de flexibilidad por potencia. 

• El grupo de trabajo CNO-CND-UPME se convocará próximamente para que, a partir de la información solicitada y que sea suministrada por el MADS, evalúe el impacto de la nueva guía de Cálculo del Caudal Ambiental. Por parte del Consejo el grupo está conformado por los siguientes representantes del Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER: EPM, ISAGEN, ENEL, CELSIA y EDS.

Comité de Distribución-CD:

• 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 Distribución-CD estuvo de acuerdo con enviar una Circular que  recomienda a los transportadores regionales y operadores de red, estrategias de monitoreo, inspección y disponibilidad de personal, para llevar a cabo los procedimientos y planes de mantenimiento de pruebas funcionales de interruptores.

• El CND socializó un avance del estudio que está realizando sobre la caracterización de eventos climáticos anómalos, que afectan los pronósticos de demanda del área Caribe; próximamente los análisis serán presentados en los Comités de Distribución y Operación del Consejo. 

Comité de Transmisión-CT:

• Se acordó revisar en detalle la respuesta de la CREG a la comunicación enviada por el Consejo, sobre el agotamiento de la capacidad de cortocircuito en 51 subestaciones del STN y STR. Al respecto, la Comisión expresó en su carta que la condición actual del Sistema es responsabilidad de los transportadores y los operadores de red, y que el marco normativo que viabiliza las inversiones para la repotenciación de subestaciones ha estado habilitado desde hace mucho tiempo. 

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:

• GUNRA es un grupo de ransomware de doble extorsión, que exfiltra datos sensibles antes de cifrar los sistemas de sus víctimas; posteriormente, amenazan con publicar los datos robados si no se paga el rescate.

• “Sorvepotel” es un malware autopropagable para distribuirse masivamente a través de la plataforma de mensajería WhatsApp; este aprovecha la confianza entre contactos para engañar a sus víctimas y lograr que instalen un software malicioso. 

• “Pearl Stealer” es un malware diseñado para robar información en macOS y Linux; mediante ingeniería social (páginas falsas), se induce a la víctima a copiar y ejecutar códigos fraudulentos.

• Nuevamente siguen identificándose “vulnerabilidades del día cero”, que implican el escalamiento de privilegios locales para la ejecución de códigos “dudosos” a través de máquinas virtuales.

• El grupo “hacktivista” ruso TWONET está atacando infraestructuras críticas explotando credenciales débiles y ejecutando códigos maliciosos.

• COLCERT alertó sobre una vulnerabilidad crítica en el componente Common Log File System-CLFS de Microsoft Windows, la cual permite la elevación de privilegios y ejecución de ataques cibernéticos.   

• TERMOTASAJERO fue víctima de un ataque ransomware el pasado 8 de octubre del año en curso; se publicó información sensible en la Dark Web para extorsionar a este agente. 

• Se reporta una campaña activa de phishing que suplanta entidades reconocidas en Colombia, particularmente bancos, aseguradoras, portales de pago y entidades gubernamentales; los atacantes crean sitios fraudulentos para engañar a los usuarios y robar información.     

5. Se presentó por parte de MINENERGÍA el proyecto normativo “por el cual se establecen lineamientos y planes de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica, y se dictan otras disposiciones”. Al respecto, en la página web del Consejo se encuentran las observaciones enviadas al Ministerio considerando las tareas asignadas al CNO. 

    

6. La CREG informó vía concepto que una planta menor convencional, que estuvo en el despacho centralizado debido a la aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 24 de 2015, tiene la obligación de entregar las pruebas asociadas a la regulación primaria de frecuencia, pues estuvieron efectivamente en el despacho central; es decir, para la Comisión es un hecho cumplido y el agente correspondiente está en la obligación de acreditar su cumplimiento, independientemente de que ya no se encuentren en el despacho centralizado.

Adicionalmente, indicó que las pruebas de potencia reactiva y control de tensión son obligatorias para todos los recursos de generación.

7. Se reportaron afectaciones sobre el orden público, que impactaron la prestación del servicio de electricidad en los departamentos del Cauca y Antioquia. En el caso del Operador de Red CEO, se indicó que el 17 de noviembre del año en curso se registró un atentado terrorista sobre las líneas a nivel de 115 kV San Bernardino-Santander. Por su parte, EPM mencionó que grupos al margen de la ley han impedido en el bajo cauca antioqueño el ingreso del personal operativo para ejecutar labores de mantenimiento. 

8. Se alertó por parte de un agregador sobre un posible fraude en las pruebas de disponibilidad dentro del mecanismo de Demanda Desconectable Voluntaria-DDV del Cargo por Confiabilidad. Básicamente se simula el cumplimiento de la obligación sin que se registren disminuciones de demanda con respecto a los patrones históricos, lo que la regulación denomina Línea Base de Consumo-LBC. Esto sería posible toda vez que se permite a los agregadores que representan fronteras en el mecanismo DDV, declarar información que no corresponde con el patrón normal, alterando la referencia contra la cual se determina la reducción de demanda.

9. La CREG expidió la Resolución 101 091 de 2025, “Por la cual se modifican las reglas sobre el cronograma trimestral de mejora del IHF de la Resolución CREG 071 de 2006 y se dictan otras disposiciones”.

    

10. La CREG expidió la Resolución 101 092 de 2025, “Por la cual se amplían los plazos para las actividades pendientes de la subasta convocada mediante la Resolución CREG 101 079 de 2025”. Específicamente se adicionan 39 días hábiles a los plazos máximos definidos en las Resoluciones 101 024 de 2022 y 101 079 de 2025.

     

11. La CREG expidió la Resolución 101 093 de 2025, “Por la cual se ponen en conocimiento de los prestadores del servicio de energía eléctrica, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional para el siguiente período tarifario”.

     

12. La CREG expidió la Resolución 101 094 de 2025, “Por la cual se establecen medidas transitorias para la asignación de capacidad de transporte de proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos y otras disposiciones”. Vale la pena mencionar que la nueva norma establece un proceso simplificado para analizar y viabilizar las solicitudes de conexión de proyectos de generación con obligaciones con el Sistema, y/o trámite ambiental adelantado. Dentro de los aspectos a resaltar listamos los siguientes:

     

• Ya no es necesario el requerimiento de un estudio de conexión detallado, solo se necesita “información básica”.

   

• Se analiza una ventana de tiempo de 10 años, no de 15.

   

• Se podrían viabilizar transitoriamente conexiones de plantas con compromisos de energía en firme vía esquemas operativos, ello en el marco del artículo 34 de la Resolución CREG 075 de 2021. Adicionalmente, si con la red definida no es posible conectar la planta, se habilita la posibilidad para que los desarrolladores ejecuten la obra requerida. 

   

• Se asignó una tarea al Consejo para ejecutar en 10 días hábiles, es decir, antes del 17 de diciembre del año en curso, la cual consiste en establecer vía Acuerdo, “el contenido de los Informe de Oportunidades para conectarse al sistema, las restricciones y demás consideraciones sobre el espacio físico disponible en las diferentes subestaciones”. Se resalta que esta actividad no fue socializada en los proyectos normativos para consulta, y vía código de Redes se debe enviar esta información a la UPME por parte de los transportadores. 

   

• La UPME debe publicar en la ventanilla única toda la información asociada a los escenarios de generación y demanda para cada una de las solicitudes radicadas; así mismo, se deben reportar los modelos detallados del SDL en el software que cada operador/promotor utilice. Todo lo anterior se debe cumplir en horizontes de tiempos muy limitados. 

Teniendo en cuenta lo anterior, se sugiere al Consejo enviar una comunicación a la CREG para alertar sobre los riesgos que se pueden generar a partir de esta nueva Resolución.

13. La CREG publicó a través de su Circular 214 de 2025 el informe “Consultor para proponer alternativas regulatorias para establecer las condiciones para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN)”, contratado por el Banco Interamericano de Desarrollo para la CREG. Los comentarios sobre el informe y su presentación se recibirán hasta el día 30 de diciembre del año en curso.

14. Se publicó por parte de MINENERGÍA el proyecto de decreto “por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con los lineamientos de política pública para la integración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en las Zonas No Interconectadas (ZNI), en el marco de la Transición Energética y se dictan otras disposiciones”. Vale la pena mencionar que la propuesta normativa es diferente respecto a los postulados de la Resolución CREG 701 103 de 2025. El plazo para recepción de observaciones vence el 11 de diciembre del año en curso. 

• Se aprobó la propuesta del Consejo sobre la lista de invitados a las reuniones del CNO del año 2026.

• Se aprobó enviar comunicación oficial a la UPME con los comentarios al Plan de Expansión de Referencia de Generación 2025.

• Con relación a lo expresado por el Subcomité de Plantas-SP sobre “(…) no comprometerse con el cumplimiento del perfil de generación térmica del escenario determinístico 2014-2016, ello por la planificación de sus mantenimientos, que se llevan a cabo durante el invierno (…)”, se acordó ajustar la redacción en el informe considerando la propuesta de acta del SP.

• Se remitirá a la SSPD la carta enviada por el agregador de demanda sobre un posible fraude en las pruebas de verificación de la Demanda Desconectable Voluntaria-DDV, y se enviará comunicación a la CREG para que ajuste la regulación vigente, de tal forma que se resuelva esta situación, considerando que en el mediano plazo proyectos de reducción de demanda podrían competir con plantas de generación en el mecanismo del Cargo por Confiabilidad.  

   

• Se aprobó enviar comunicación a la CREG sobre los riesgos operativos que podría generar la Resolución CREG 101 094 de 2025.

El presupuesto calculado con un incremento del 8.93 %, tiene como resultado un total de $ 2.753.225,197 menos el 50 % de los resultados del MEM 30, este valor es dividido entre los 12 miembros del Consejo descontando el aporte de los seis invitados correspondiente al 25 % de la cuota de cada uno de los doce miembros del Consejo:

Presupuesto funcionamiento 2026                               $ 2.753.225.197

50 % Resultado MEM30                                               - $225.000.000

Invitados (25% cuotas miembros*6)                            - $316.028.150

Presupuesto neto                                                        $ 2.212.197.048 

La cuota anual para cada uno de los doce miembros del C N O para 2026, sería de 184´349.753.97 distribuido en tres cuotas de 61´449.918. La cuota para invitados sería de 52´671.358.

Los restantes 225 millones de resultados del MEM 2026 se propone queden como reserva para estudios 2026. Igualmente se propone que se sume a la reserva para estudios el saldo en el fideicomiso a 31 de diciembre 2025 de 205 millones para un fondo total para estudios 2026 de 430 millones.

OBSERVACIONES:

1. El Canon de arrendamiento es calculado con el IPC+ 4 puntos, el cual será reajustado una vez se conozca el IPC 2025 definitivo.

2. El item de SG-SST se incrementa por la contratación por prestación de servicios de una analista que apoyara todas las actividades relacionadas con el sistema.

3. El presupuesto final se reajustará con el porcentaje del SMLM para el 2026 que se defina antes del 31 de diciembre del 2025 y con el IPC definitivo que publique el DANE que corresponda al 2025 y se presentará al C N O en su reunión de enero para su ratificación.

• El Consejo aprueba la disposición de los recursos provenientes de los resultados del Congreso MEM 30. 

• Se aprueba el procedimiento de ratificación del presupuesto 2026 en la reunión ordinaria de enero 2026. El Consejo aprueba el incremento de los funcionarios profesionales del Consejo en el IPC que finalmente se publique mas 1.5 puntos.

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

• A continuación se presenta el panorama energético:

Se acordó por parte del CNO llevar a cabo análisis de sensibilidad en los balances ENFICC/demanda, en las simulaciones energéticas de mediano plazo, y retomar los análisis de flexibilidad por potencia de manera más regular.

• A continuación se presentan las principales novedades operativas:

Se sugirió al CND por parte del Consejo, incorporar en este aparte de su presentación, el listado de las más de 20 restricciones que implicarían la limitación de la generación solar fotovoltaica y térmica, ello para escenarios de bajos aportes hidrológicos.

Para consulta quedan los indicadores de la operación.

A continuación se presenta el seguimiento que hace la UPME a las convocatorias del STN y STR:

• Próxima reunión del Consejo se llevará a cabo el 15 de enero de 2026.