1. Actas y Acuerdos:

• Acta 527: EPSA, ITCO, PROELECTRICA, AES, ISAGEN, TEBSA y ECA hicieron comentarios, los cuales fueron incluidos. En este sentido se aprueba el Acta.
• Acta 528: EMGESA, PROELECTRICA y XM hicieron comentarios. El CNO, por solicitud de varios miembros del Consejo, consolidará una nueva versión del Acta incluyendo los comentarios presentados hasta la fecha.
• Acta 529: No requiere aprobación del CNO, ya que la misma está asociada a la votación no presencial del Acuerdo “Protocolo de verificación y medición de series históricas para cálculo de ENFICC en plantas solares fotovoltaicas”.
• Acta 530: Se recibieron comentarios de Proeléctrica.  Dado que se trataron temas sensibles en esta reunión (situación eléctrica del SIN-área Caribe) y que en la misma se definió que la información sea clasificada como reservada, se decide que no se publique dicha Acta. Adicionalmente, esta queda en revisión.
• Acta 531: Reunión no presencial para votación de Acuerdo que remplaza el Acuerdo 1004. No necesita aprobación.

Respecto a los Acuerdos se presentaron los siguientes:

• “Por el cual se aprueba la actualización de los límites de generación y absorción de potencia reactiva de las unidades 1, 2 y 3 de la planta de generación Miel 1 y las respectivas curvas de carga”.
• “Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio del consumo térmico específico (heat rate) de la unidad 3 de la planta de generación Cartagena”.
• “Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio en el factor de conversión de las plantas de generación Guadalupe III y IV y La Tasajera”.
• “Por el cual se aprueba la ampliación del plazo para la realización de las pruebas de consumo térmico específico de la unidad 1 de la central Cartagena”.
• “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”.

El Consejo aprueba los acuerdos recomendados. Respecto a la lista de integración de firmas interventoras para el desarrollo de obras en los STR’s, EPSA, EMGESA e ITCO mencionan que varias de estas compañías representan a plantas y están vinculadas con varios proyectos de infraestructura. Se acuerda por parte del Consejo manifestarle a la UPME sobre estos posibles conflictos de interés. Sin embargo, lo anterior no implica modificar o ajustar el Acuerdo respectivo.   

Se aprobó acta 527; nueva version de acta 528 y acta 530 estaran disponibles para comentarios. Se manifestará a la UPME el posible conflico de interés de empresas que estan en la lista de interventoras de proyectos de expansion de STRs y tambien aparecen como desarrolladores de proyectos principalmente de generación.

Aspectos Administrativos:

• Se llevó a cabo la primera reunión del año de ACCION COLECTIVA con los reportes de cada uno de los miembros y la estructuración del Plan 2018.
• Como resultado de la reunión de coordinación de los Presidentes y Coordinadores Técnicos de los Comités y Subcomités, se organizó el Plan Operativo 2018, que incluye las actividades rutinarias y las relacionadas con la entrada de los nuevos proyectos FNCER y los recursos energéticos distribuidos. En la página web del Consejo, reunión CNO 532, puede descargarse la presentación.
• Con el objetivo de reforzar la comunicación con los agentes del SIN sobre las actividades del CNO, se enviará un boletín informativo del Consejo a través de una herramienta de comunicación. La suscripción al boletín se puede hacer a través de la página WEB del CNO.
• La CREG dio traslado del recurso de apelación interpuesto por Enertotal contra el Acuerdo 1004 de 2017. Se dará respuesta a la Comisión con el apoyo del Comité Legal.
• Se solicita el envío de la declaración de compromiso ético del CNO a los integrantes del Consejo que aún no lo han hecho.

Aspectos técnicos:

• Se llevó a cabo reunión UPME-CNO-XM-MADS de aplicación de la guía de cálculo de caudal ambiental. Las conclusiones de esta se presentan a continuación:

• A la inquietud del CNO, reiterada desde reuniones anteriores, respecto a si la guía aplicaría para proyectos EXISTENTES, en esta ocasión el MADS es categórico en responder que NO. Hace mención sobre un periodo de transición, priorización de sectores y que la resolución que adopte la Guía lo establecerá claramente, de manera que no se preste a interpretaciones de las autoridades ambientales.

• Ante las dudas del CNO respecto a cómo entender el periodo de transición, el MADS aclara que inicialmente se hará un ejercicio para la priorización de las cuencas, definiendo el orden para aplicar la metodología de caudal ambiental y definir el estado ecológico deseado de las mismas. Así, cuando un agente presente una solicitud de concesión de aguas para una cuenca en la cual la autoridad ambiental no haya implementado la metodología aún, dicho agente podrá presentar una metodología para la estimación de caudales ambientales diferente a la presentada en la guía.

• Reitera el MADS igualmente, que el cambio de esta metodología no implica ajustes en las regulaciones que existen desde el Decreto 2811 de 1974, en cuanto a las condiciones bajo las cuales se otorgan las concesiones de agua, que dependen de la disponibilidad del recurso hídrico y de las condiciones bajo las cuales se otorga dicha concesión.

• Ante la inquietud del CNO, reiterada desde reuniones anteriores, respecto a si las centrales filo de agua pie de presa podrán turbinar el caudal ambiental, en esta ocasión el MADS indica que sí lo podrán hacer, siempre y cuando, no exista tramo de cauce con caudal reducido.

• Los Acuerdos realizados con el MADS para la estimación de caudales ambientales, según la guía, son los siguientes:

• Criterio 1: Cuando las dos muestras de eventos para alguna de las métricas (duración, magnitud o intensidad) tengan desviación estándar cero (indeterminación en las pruebas f y t), no se aplicarán dichas pruebas.
• Criterio 2:  Siempre que en un mes se presenten uno o más eventos altos en la serie natural, se debe garantizar que se mantenga por lo menos un evento con una duración igual a la media más el 25% de la desviación estándar.  Se aplica si la prueba estadística no es exitosa.
• Criterio 3: Se aplica la prueba F para verificar si las varianzas son iguales, y dependiendo del resultado, se aplica la prueba t que corresponda (varianzas iguales o distintas).
• Criterio 4: Para los eventos que pasan de un mes a otro, su clasificación (definir a qué mes corresponden) se hará de acuerdo al día en el cual se presenta el valor máximo o mínimo del caudal.
• Criterio 5: El proceso iterativo para definir el porcentaje máximo de aprovechamiento, que cumple con mantener el régimen aguas abajo, se hará aplicando las pruebas estadísticas, mes a mes.

• En la evaluación de la guía no se incluirá, por ahora, la restricción a los caudales turbinados por las centrales, hasta tanto no se tenga claridad de cómo el MADS solicitará incluirla.

En este punto GECELCA menciona el registro Único de Comercializadores de Minerales-RUCOM, plataforma que establece las condiciones para la compra y venta del carbón y su uso. El generador indica que los índices financieros son muy exigentes y el hecho de no cumplirlos limita el acceso a este recurso, y por ende, implica una afectación sobre la generación térmica.

• Se enviaron comentarios al 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 contratación a largo plazo de proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable y se dictan otras disposiciones”.
• Se enviaron comentarios a la versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2017-2031.
• Se enviaron comentarios a las Circulares CREG 08 y 09 de 2018, que presentan los borradores de Términos de Referencia-TDR sobre servicios complementarios en el SIN y la modernización del despacho y el mercado spot (despacho vinculante, mercado intradiario y mecanismos de balance).
• La CREG invitó a la UPME, CNO y a XM a una reunión informativa con los expertos comisionados, para hablar de la actual situación eléctrica. En la misma se abordaron varios temas, destacándose las restricciones imperantes del SIN, las limitaciones de importación y exportación entre Colombia y Ecuador, y posibles soluciones para mitigar dichas restricciones. En relación con las posibles soluciones técnicas, la CREG mencionó que está estudiando regulatoriamente varias de ellas, como son las redistribuciones de circuitos en las subestaciones, evitando contingencias N-k, la instalación de elementos tipo BESS, y la posibilidad de estudiar con la UPME la inclusión de varios elementos en su Plan de Expansión, para maximizar los intercambios entre Colombia y Ecuador, en particular para periodos secos en Colombia.  
• La CREG invitó a una reunión al CNO y XM, para organizar el plan de revisión del Código de Redes y el Código de Distribución, que será liderado por la Comisión. Al respecto quedó claro que el objetivo regulatorio es la formulación de nuevos Códigos, lo cual implica estudiar los elementos vigentes de las resoluciones CREG 025/95 y 070/98, que abarcan no solo los aspectos asociados a la incorporación de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable-FNCER. En este sentido se definieron las siguientes tareas para el CNO y XM: el envío de una lista de posibles consultores que trabajarán con la Comisión, el envío de documentos en los que se haya abordado la actualización de los códigos de redes y distribución y una propuesta de priorización de temas por parte del CNO y XM. Dado que la tarea es ambiciosa y requiere un equipo de trabajo permanente, se solicita al Consejo conformar de un grupo de trabajo especializado y dedicado al objetivo de la formulación de los nuevos Código de Redes y Código de Distribución. 

En este punto, se menciona que la UPME en  sus Planes de Expansión hace la cuantificación de los beneficios y costos por la incorporación de las FERNC e igualmente se recalca la importancia de revisar la componente económica de la Operación desde las competencias del Consejo, planteamiento también expuesto dentro del Comité de Estrategia.  El CNO envió comentarios a la versión preliminar del Plan de Expansión, versión 2017-2031, indicando que hay temas operativos que deben ser estudiados desde la competencia del planificador, considerando escenarios de alta participación de recursos intermitentes, entre ellos: flexibilidad del SIN, necesidades de nuevas reservas para la regulación de frecuencia,elegibilidad de unidades para ser consideradas para generar por condiciones de seguridad entre otros.

Finalmente, el Secretario Técnico del Consejo menciona que en la próxima reunión del CNO, mes de abril, se traerá una propuesta de conformación del equipo especializado y dedicado, para trabajar en la reformulación de los Códigos de Redes y Distribución.

• XM informó que presentará la segunda versión del documento de incorporación de las fuentes asíncronas en el SIN, que tuvo observaciones de varios Agentes, por fuera y en el marco de algunas reuniones del Consejo. En este sentido, y de cara al objetivo CNO-XM, respecto a la construcción de una propuesta conjunta, se programará la socialización de la segunda versión del documento XM, como punto inicial de partida.
• Dando cumplimiento al mandato regulatorio de la Resolución CREG 121 de 2017 y por solicitud de la Comisión, el Comité de Distribución y el Subcomité de Protecciones definieron el formulario de solicitud simplificado para la conexión de la generación distribuida y autogeneradores a pequeña escala, con potencia instalada inferior o igual a 0,1 MW. El mismo se encuentra en etapa de socialización con todos los operadores de red para recibir sus comentarios hasta el 5 de marzo. Posterior a esto, el Comité revisará los comentarios y hará los ajustes a que haya lugar y se enviará el formulario a la CREG.
• La CREG publicó la Circular 13 de 2018, por la cual se presenta un borrador de Términos de Referencia para el diseño de indicadores de seguimiento y evaluación de la integración de la generación distribuida y la autogeneración a pequeña escala en el Sistema Interconectado Nacional-SIN. El 2 de marzo el Comité de Distribución formulará la propuesta de comentarios a la Comisión. La fecha máxima para envío de observaciones es el 5 de marzo.
• Teniendo en cuenta las tareas asignadas por la CREG al CNO en la Resolución 167 de 2017, respecto al cálculo de la ENFICC de plantas eólicas, el Consejo solicitó a ENEL, EPM y JEMEIWAA KA’I SAS, agentes que constituyeron la garantía de conexión para la obra de transmisión Colectora-Cuestecitas-La Loma 500 kV, el suministro de información del recurso eólico. Teniendo en cuenta lo anterior, se solicita allegar dicha información, teniendo en cuenta que la misma puede ser considerada estratégica (se pueden formular Acuerdos de Confidencialidad UniAndes-Agentes).
• El SecretarioTécnico del Consejo solicita a los miembros del CNO postular candidatos para completar le grupo de asesores independientes, que actualmente cuenta con un representante quién es Ángela Cadena. Se acuerda que en el próximo CNO del mes de abril los miembros del Consejo traerán propuesta de candidatos.
• Se menciona la invitación de la UPME al Consejo, respecto a la construcción de unos Términos de Referencia-TDR conjuntos, para estudiar la flexibilidad del SIN. Lo anterior de cara a una contratación que haría la Unidad con el Banco Mundial.
• Finalmente, se menciona que se convocará a la comisión de plantas eólicas y la Universidad de los Andes, para analizar algunos comentarios realizados por terceros, en relación al Acuerdo 1042-protocolo series históricas de radiación y temperatura ambiente.

- Nuevos candidatos a miembros independientes del Comté Asesor de Estrategia.

- Perfil de miembros de grupo especial de revision Código de Redes y de Distribución. 

El indicador del ONI permanece negativo, pero no se han materializado las condiciones para declarar un fenómeno de la Niña (a pesar de la declaración de Niña débil por parte del IDEAM). De todas maneras, el Instituto informa que se ha empezado a observar un aumento de la temperatura en el Océano Pacífico.

En lo que se refiere a las Predicciones internacionales, el IRI pronostica que las precipitaciones para el trimestre Marzo/Abril/Mayo-MAM en la región Caribe y el norte de Antioquia estarán por debajo de la media histórica. El modelo ETA ve la misma condición, pero solo para la Amazonía y Orinoquía.

En cuanto a las Predicciones nacionales, para marzo se observa déficit en el oriente colombiano (Meta-Arauca-Casanare), la zona Caribe y el sur del Pacifico colombiano. En gran parte de la región Andina se presentarían excesos de precipitación. Respecto al trimestre MAM, se vislumbra déficit de lluvias en la Orinoquía, el sur del Pacífico y el Caribe colombiano.

Finalmente, el IDEAM menciona que las condiciones de enfriamiento continúan en el OcéanoPacífico, con tendencias al debilitamiento. Adicionalmente, se esperan condiciones neutrales en el mes de abril. Respecto a la temperatura, el Instituto pronostica que su comportamiento estará en la media histórica para el trimestre MAM.

1. Continúan las condiciones de enfriamiento en el Océano Pacífico, con tendencia hacia el debilitamiento.

2. Se espera que en el mes de abril se presenten condiciones neutrales.

3. Se espera que se presenten condiciones deficitarias de lluvias en la parte norte de la Costa Atlántica, oriente de los LLanos Orientales y de la Amazonía, al igual que en la costa de Nariño, de Cauca y del Valle.

4. La temperatura tendrá condiciones cercanas a los valores medios históricos.

- Comité de Operación reunion ordinaria de febrero: 

• Informe hidroclimático y ambiental del IDEAM.
• Resumen plan operativo CNO.
• Análisis regulación primaria de frecuencia.
• Informe XM.
• Pruebas por unidad, análisis regulatorio.

- Comité de Transmisión: Los temas tratados en este Comité durnte la reunión ordinaria de febrero se listan a continuación:

• Plan Operativo.
• Planeación jornadas técnicas.
• Presentación referenciamiento coordinación de maniobras definición de lineamientos básicos propuesta regulatoria.
• Construcción propuesta de confiabilidad de la supervisión.
• Análisis inicial cruces de líneas.
• Integración activos de generación a consignar.

- Comité de Distribución: Los temas tratados en este comité en febrero son los siguientes:

• Formato simplificado para la conexión de autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos establecidos en el Artículo 9 de la Resolución CREG 121.
• Revisión Resolución CREG 015 de 2018.
• Metodología y procedimiento de pruebas del EDAC.
• Revisión del código de red para DSL-CODENSA.

Se menciona por parte del CNO que se subirá a la página el documento sobre limitaciones para la prestación del servicio de Regulación Primaria de Frecuencia-RPF. Se da un plazo de una semana para comentarios finales, previo al envió a la CREG.

Se da una semana para comentarios al documento sobre Regulación Primaria de Frecuencia antes de su envío oficial a la CREG.

El CND presenta la situación operativa del sistema, abordando los siguientes puntos: i) Operación área Caribe en el mes de febrero; ii) Variables en el SIN; iii) Panorama Energético y; vi) Varios.

En relación con la operación del área Caribe, se acuerda que la misma sea presentada a los miembros del Consejo, mas no sea habilitado este punto al público en general. De todas maneras, se realizan las siguientes observaciones:

• Es recomendable que el CND coordine los mantenimientos de los campos de la Guajira y las líneas a 500 kV que interconectan el interior con el área Caribe.
• Se menciona por parte de XM que hubo llamados agresivos al CND, acusándolos de ocultamiento de información. Es por ello que manifiestan la urgencia de activar el protocolo de comunicaciones, para que el Minminas sea el vocero del sector ante situaciones críticas.
• Varios miembros del Consejo solicitan al Grupo Termico-GT socializar su experiencia operativa durante el mes de febrero, de cara a una preparación futura ante situaciones críticas. En este punto la UPME recomienda gestionar reunión del CACSSE, para presentar dicha experiencia.
• Se acuerda en el Consejo mantener las condiciones de CAOP hasta el 13 de marzo, por las próximas elecciones.

Adicional a lo presentado por XM, sobre la experiencia y enseñanza del GT en esta emergencia, CELSIA menciona las ventajas y compromisos de la terminal con el sistema, destacando lo bien que funcionó para la atención de la demanda eléctrica; igualmente TEBSA indica que el mercado de GNL funciono de acuerdo con la liquidez esperada, mostrando el respaldo para el sistema que brinda esta infraestructura, donde la coordinación entre los diferentes actores es muy  importante en el manejo de este tipo de situaciones.

Respecto a las variables energéticas, XM indica:

• Las reservas hídricas se encuentran en el 50.14 % en relación al volumen útil.
• Los aportes hídricos se ubican en el 85.71 % de la media.
• En los aportes por regiones (% de la media):  Antioquia 84.7 %, Oriente 51.3 %, Centro 93.75 % y Valle 107.58%.
• En la evolución de los principales embalses (% volumen útil): Peñol 67.22 %, Agregado Bogotá 32.55 %, Guavio 38.33 % y Esmeralda 43.15 %.
• La generación promedio diaria durante febrero fue 185.8 GWh-día. El 72.3 % fue producida con recursos hidroeléctricos y el 26.4 % con plantas que utilizan combustibles fósiles.
• En relación a la demanda, la misma creció durante febrero el 1.1 % (comparando con el mismo mes el año inmediatamente anterior). En este punto varios miembros del Consejo preguntan a la UPME sobre dicho comportamiento, y si el mismo se puede deber al uso de sustitutos (cambio de la energía eléctrica por gas natural). La UPME se compromete a estudiarlo y XM dice que en la próxima reunión traerá un informe más detallado.
• La demanda real de energía eléctrica se ubicó por debajo del escenario bajo de la UPME, revisión julio 2017.
• Los intercambios de energía con Ecuador se han activado, predominando durante el mes de febrero las importaciones de Colombia (alcanzando valores cercanos a los 3 GWh-día).

Respecto al panorama energético, los análisis de mediano plazo del CND tuvieron en cuenta los siguientes supuestos:

También se presentaron los indicadores de la operación y la tercera reunión de encargados de la operación. Respecto a esta última se llevó a cabo el pasado 27 de febrero, en Bogotá con la participación de más de 30 personas de las empresas: CELSIA, CHIVOR, CODENSA, EEB, EPM, INTERCOLOMBIA, ISAGEN, ISA, TRANSELCA y XM. En esta oportunidad, con el apoyo de BQAConsultorías, se realizó un conversatorio sobre temas como: factores humanos, fatiga, entrenamiento, reportes operacionales, entre otros. Se contó con conferencistas de AVIANCA, COPA, BM2 Consultores y PREVENCONTROL.

Con el nivel del embalse agregado actual y las expectativas de aportes esperadas y demás supuestos considerados, el sistema cuenta con los recursos suficientes para la atención de la demanda nacional cumpliendo con los criterios de confiabilidad establecidos en la reglamentación vigente. Lo anterior sin considerar importaciones desde Ecuador.

Ante la ocurrencia de un caso como el de contingencia, la generación térmica muestra una evolución con valores altos desde el inicio del horizonte (promedios superiores a 60 GWh/dia en varias semanas) con el fin de regular embalses para afrontar la disminución de caudales de este escenario en el segundo semestre 2018 y verano 2019.

Ante el escenario de entrada de proyectos de generación conceptuados por UPME, en el horizonte de análisis se observa una contribución de nuevos recursos renovables solares y eólicos, que se incrementa hacia enero de 2019 con participación de valores semanales promedios de hasta 5GWh/dia

Teniendo en cuenta la dinámica del sistema, se debe continuar con el seguimiento integral de las variables para dar señales y recomendaciones oportunas que permitan continuar con la atención confiable y segura de la demanda. Asimismo, se debe hacer un seguimiento continuo al desarrollo y puesta en operación de las obras de expansión del sistema.

El Grupo Termico-GT  socializará su experiencia operativa durante el mes de febrero, de cara a una preparación futura ante situaciones críticas.

• La UPME comenta que ya se otorgó licencia ambiental a EPSA sobre el proyecto Norte en el departamento del Atlántico.

• Respecto a la conexión de la planta de generación Ituango, la Unidad informa que todas las líneas que salen de la futura subestación a 500 kV tienen licencia ambiental. (Ituango-Cerro, Ituango Medellín Ituango-Porce III)

• Se sigue alertando sobre el atraso del Proyecto Norte 230/500 kV.

• La SSPD convoca a los agentes para tener sus comentarios sobre las necesidades de cambio del SUI por la entrada de la Resolución CREG 15/2018. Se coordinará reunión entre CNO y SSPD para presentar comentarios.

• Se invitará al DNP a la próxima reunión del Consejo, para abordar los cambios institucionales que Planeación Nacional está estudiando.
• La próxima reunión ordinaria del Consejo se llevará a cabo el  5 de abril.