Antes de dar inicio a la Agenda se menciona la solicitud del Viceministro de Energia de participar en la reunión así como la Agente Especial para ELECTRICARIBE, pero se unirían a las 5 de la tarde.  Entre tanto se mencionan en el Consejo los resultados del AE, la recomendación del SPO, los principales supuestos y los cambios con respecto a la anterior evaluación del AE. El Consejo se declara en receso hasta las 5 de la tarde.

Se reanuda la sesión del Consejo con la conexión del Viceministro de Energía. Se inicia la presentación de los supuestos del AE con especial detalle en los cambios con respecto a la semana anterior principalmente en el escenario hidrologico de contingencia  revisado en esta semana por el SURER con cambios a la baja en los primeros meses teniendo en cuenta el comportamiento de la hidrología.  

Con respecto a las importaciones  de Ecuador se menciona que estas no son consideradas en el AE.  El Viceministro sugiere analizar la posibilidad de considerarlas por lo menos unos meses dado que las exportaciones se han mantenido con cierta regularidad hacia nuestro país. 

El SPO manifiesta que hay incertidumbre sobre algunos supuestos; por ejemplo, la demanda contempla una transición hacia el escenario alto, revisión UPME octubre de 2019, a partir de diciembre de 2020. Lo anterior refuerza de nuevo la necesidad de actualizar los escenarios de proyección de crecimiento de demanda de energía eléctrica de la Unidad. También comenta que entre los días 7 de julio y 8 de agosto de 2020 se llevará a cabo un mantenimiento en Cusiana, que podría restringir la operación con gas de algunas plantas de generación térmica del interior, motivo por el cual recomienda estudiar la posibilidad de desplazar dicho mantenimiento, aclarando que esta acción, bajo los supuestos considerados, no elimina el déficit presentado en los resultados del indicador AE.

Finalmente, el SPO recomienda para incrementar el volumen útil agregado del SIN, estudiar la posibilidad de tomar medidas adicionales que ayuden a gestionar de forma más efectiva los recursos del sistema, entre otras, maximizar la disponibilidad de la generación térmica, incentivar la entrada de autogeneración y cogeneración al sistema, esquemas de respuesta de demanda y permitir, sin ninguna penalización, a las plantas hidroeléctricas filo de agua, solares y eólicas que están conectadas al STR o STN, generar a la máxima capacidad posible.

Con respecto a los resultados se presenta que en tres de los siete casos analizados como parte del AE, se presentan déficits en el verano 20-21. Por lo anterior, se menciona una diferencia con respecto a las penalizaciones para el AE y para otros análisis de panorama energético de CND. Para el Análisis energético tiene dos bloques de Costo de racionamiento: uno para el 10 % de la demanda y otro el restante 90 % de la demanda. Se sugiere, dados los análisis de perspectiva de crecimiento a nivel regional  y para el país, revisar el  escenario de demanda y pasar al escenario bajo de la UPME ( octubre 2019). El Consejo decide hacer el cambio de escenario de demanda pasando al bajo para todo el horizonte y solicita al CND  las corridas correspondientes para los escenarios más críticos y que presentan deficit.

Una vez corridos los casos solicitados por el Consejo se concluye que ya  no se presenta déficit en el horizonte del AE para ninguna de los escenarios considerados. El Consejo aprueba por mayoria  enviar para esta semana 25 el indicador AE en verde.