Conclusiones
De acuerdo con el reporte del 10 julio emitido por la Administración Nacional de Océano y Atmósfera (NOAA, por sus siglas en inglés), las condiciones atmosféricas en el Pacífico tropical indican la presencia de condiciones ENOS-neutral en la cuenca del océano Pacífico tropical puesto que: ✓ Las temperaturas de la superficie del mar se mantuvieron cercanas al promedio en la mayor parte del océano Pacífico ecuatorial. ✓ Todos los valores más recientes del índice de El Niño estuvieron cerca de cero, fluctuando desde 0.0°C a +0.4°C. ✓ Las temperaturas de la subsuperficie estuvieron ligeramente positivas y casi no cambiaron en comparación con el mes anterior, con temperaturas mayormente por encima del promedio establecidas a lo largo de la termoclina. ✓ Durante el mes anterior, los vientos en los niveles bajos se presentaron del este en el centro-este del Pacífico mientras que en niveles altos estuvieron del oeste. cerca del promedio a través del Pacífico ecuatorial. ✓ La convección permaneció resaltada sobre Indonesia. El sistema acoplado océano-atmósfera presenta actualmente condiciones ENOS-Neutral en el Pacífico ecuatorial. La predicción indica que esta fase se mantendría hasta bien avanzado el verano del hemisferio norte, con una probabilidad del 56 %. Posteriormente, entre el otoño y el invierno, se prevé un aumento en la probabilidad de desarrollo de condiciones La Niña; sin embargo, estas probabilidades seguirían siendo comparables con las de una fase Neutral. Cabe resaltar que la incertidumbre del pronóstico aumenta a medida que se amplía el horizonte temporal. se favorece el desarrollo de condiciones ENOS-Neutral durante el verano boreal de 2025. La probabilidad de ocurrencia de esta fase para el trimestre agosto–octubre es del 57%, y se mantiene competitiva (50%) para septiembre–noviembre. A partir de esta predicción, se espera que las condiciones climáticas del país durante el próximo semestre estén determinadas principalmente por el ciclo estacional, las fluctuaciones asociadas a la oscilación de Madden-Julian, y otras ondas ecuatoriales. También influirá la posible transición hacia condiciones características de La Niña, sin que esto implique necesariamente la presencia del fenómeno como tal. Por ahora, el modelo probabilístico del IDEAM prevé que, para agosto de 2025, las lluvias estarán por encima de lo normal en la región Andina y el centro-norte de la región Caribe. El modelo determinístico estima incrementos entre el 10% y el 20% en estas zonas, así como en el litoral del departamento de Nariño (ver Fig. 2a). Sin embargo, no todos los ensambles globales (CPC-NOAA, C3S, OMM) coinciden con esta proyección, lo que introduce un grado de incertidumbre para este mes y los siguientes. Para el trimestre consolidado agosto–octubre de 2025, se estiman precipitaciones cercanas a lo normal en gran parte del país, excepto en el norte de la región Caribe, donde se prevén lluvias por encima de lo normal. No obstante, el modelo determinístico predice déficits de lluvia entre el 10 % y el 20% en sectores de Caquetá, Vaupés y Amazonas. A más largo plazo; es decir, para el período noviembre de 2025 a enero de 2026, lo más probable es que se presenten precipitaciones por encima de lo normal en las regiones Caribe y Andina, y valores dentro de los promedios históricos en el resto del país. El modelo determinístico sugiere aumentos de lluvia entre el 10% y el 20% en las zonas mencionadas. |
Desarrollo
Temas administrativos: El consultor del proyecto de alineación estratégica, GOVERNANCE CONSULTANTS, ha formulado un Plan de Acción para la revisión, aprobación y ejecución del Consejo Nacional de Operación-CNO, motivo por el cual se recomienda analizar la propuesta en una reunión.
Los días 28 y 29 de agosto del año en curso se desarrollará la Jornada Técnica del Comité de Transmisión en formato presencial, a la cual están invitados todos sus funcionarios.
Temas técnicos: 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 Recursos Energéticos Renovables-SURER:
Se revisó la actualización del cálculo del desbalance energético del SIN, el cual tiene un valor de 7.84 GWh-día considerando una ventana móvil de 6 años para su cuantificación, y sin tener en cuenta desbalances promedio negativos. Se indicó por parte de algunos miembros del Subcomité, que también hacen parte de ACOLGEN, que dicho gremio recibió la invitación de MINAMBIENTE para presentarles en una reunión del 12 de agosto, las nuevas metodologías asociadas a la Guía de Cálculo de Caudal Ambiental, propuesta que estaría para observaciones en el mes de diciembre del año en curso. Según la información compartida la Guía sería retroactiva, aplicando a las plantas en operación y futuras. En este sentido, se recomendó por parte del SURER enviar una comunicación a MINAMBIENTE y MINENERGÍA sobre la reactivación del grupo de trabajo CND-CNO-UPME y evaluar de esta manera su impacto para el SIN.
Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO:  Las simulaciones energéticas presentadas por el CND evidencian para varios casos de aportes hídricos deficitarios, que el embalse agregado del SIN al inicio de la estación de verano debe ser superior al 80 %, lo cual implica una producción térmica agregada durante algunos momentos de la estación de invierno superior a 80 GWh-día.
Se mencionó por el director de la Corporación Autónoma de Cundinamarca-CAR que el embalse del NEUSA ya está comprometido, y en este sentido no puede abastecer a la sabana Occidente y la ciudad de Bogotá, ya que dicho recurso está destinado para los acueductos de Zipaquirá, Nemocón y Cogua. Esta limitación afectaría la forma como se distribuye el recurso hídrico en los diferentes embalses del agregado Bogotá. Se acordó que ENEL y el CND revisen conjuntamente esta situación.
El Subcomité sigue trabajando en las propuestas de modificación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento-ESRD, específicamente la construcción de las curvas de embalsamiento del Sistema; en este sentido, a continuación se presenta un ejercicio preliminar realizado por TEBSA, donde se aplicó la metodología de la ONS al SIN (enfoque agregado): 
 Las gráficas representan para diferentes cotas de generación térmica, dos escenarios de demanda y una misma hidrología crítica (serie histórica 2015-2016), las curvas de almacenamiento. La primera ilustración también indica la evolución de la generación térmica durante el año 2024, antes y después de la activación del mecanismo de sostenimiento de la confiabilidad.
Subcomité de Plantas-SP: Se resaltó por parte del CND y EPM el éxito de la prueba de arranque autónomo de la unidad número 3 de la central hidroeléctrica La Tasajera. A partir de los compromisos acordados en la reunión del Subcomité, se acordó hacer observaciones al documento “Propuestas para la coordinación de los sectores gas & electricidad” antes del 30 de julio del 2025. Al respecto, el CND aclaró que las Resoluciones CREG 138 de 2012 y 154 de 2013 establecieron el mecanismo para hacer seguimiento a la disponibilidad del parque generador, y en virtud de dicho monitoreo, solicitar pruebas de disponibilidad si así se requiere.
La Bolsa Mercantil de Colombia-BMC se reunió con el CND y el CNO para establecer la metodología de cuantificación de la oferta y el “espectro” de demanda de gas natural desde el interior, lo anterior para la generación termoeléctrica. Se acordó llevar a cabo una reunión para visualizar la curva de oferta en una ventana de dos años y calcular el “cono” de escenarios de demanda, contemplando como caso base la exigencia de las Obligaciones de Energía en Firme-OEF del parque térmico.
Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE:
Se presentará en la próxima reunión del Subcomité el inventario de plantas que cuentan con la capacidad de arranque autónomo; asimismo, se establecerá la metodología para ubicar y dimensionar la capacidad de “Black Start” que necesita el SIN. Se acordó enviar una comunicación a la UPME recomendando la instalación de compensación dinámica con inversores formadores de red en la subárea Guajira-Cesar-Magdalena (GCM), que permita el control de voltaje y la absorción de potencia reactiva ante el incremento del perfil de tensión por la entrada en operación de los nuevos circuitos a nivel de 500 kV. AFINIA presentó el estado de avance de la normalización del circuito Bosque-Bocagrande 66 kV, indicando que su fecha de puesta en operación sería el 10 de noviembre del año 2025. Adicionalmente, TRANSELCA comentó que la puesta en servicio del transformador TERNERA STN/STR se daría en cualquier momento de la semana comprendida entre el 21 y 27 de julio del año en curso. Respecto a Toluviejo, su fecha de entrada en operación se mantiene (junio del año 2026). Se conceptuó por parte del Subcomité la instalación de un nuevo Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS en la línea Bosque-La Marina 66 kV, ello debido al nivel de sobrecarga que se está presentando ante contingencias N-1 a nivel de 66 kV y la indisponibilidad del circuito Bosque-Bocagrande 66 kV. El ESPS es local tipo IV y estaría en servicio hasta el 10 de noviembre del año en curso. ENEL socializó el estado de avance del cronograma de instalación del Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS del norte de la sabana de Bogotá:
 Vale la pena mencionar que el Consejo sugirió a ENEL y el CND validar la efectividad del ESPS si la indisponibilidad de las unidades 5, 6, 7 y 8 de Chivor, por la actual condición de precipitaciones, se prolonga más allá del 26 de agosto del año en curso y se traslapa con alguno de los mantenimientos de las plantas GUAVIO y PAGUA. Se presentó por parte de ENEL y AES el plan de mantenimientos sobre sus activos de generación, específicamente GUAVIO, PAGUA y CHIVOR; al respecto, si bien los trabajos para GUAVIO fueron desplazados hasta septiembre del año en curso, ello para minimizar los riesgos de simultaneidad con otras intervenciones, es probable que se traslapen los trabajos entre PAGUA y CHIVOR.
Adicionalmente, el CND hizo un llamado sobre los impactos para el área Oriental por la modernización de la subestación PARAÍSO 230 kV, y otros mantenimientos sobre activos a nivel de 115 kV. Por esta razón se acordó citar al grupo de seguimiento del área Oriental una vez el CND evalúe la condición del área con la información de todas las indisponibilidades. Se realizó con éxito la jornada académica del subcomité, abordando con expertos nacionales e internacionales los siguientes temas: i) Importancia de los estudios Electromagnetic Transient-EMT en el contexto de una transición energética para Colombia; ii) procesos de conexión y simulaciones EMT en Estados Unidos; iii) experiencias normativas y desarrollo del ecosistema EMT en Chile ; iv) pruebas EMT a inversores Grid Forming y Grid Following en plantas solares, plantas mixtas y baterías; v) metodología de evaluación del nivel de preparación y acondicionamiento para la incorporación de la generación basada inversores en sistemas eléctricos de potencia; vi) aplicación de estudios EMT en los análisis técnicos para el dimensionamiento y definición de equipos de potencia; vii) necesidades de ajuste de los Códigos de Red respecto a la incorporación de estudios EMT, y viii) necesidades y requerimientos EMT, caso australiano.
Subcomité de Controles del Sistema-SC:
Producto del seguimiento a la calidad de los modelos del Sistema, se identifican algunas unidades de generación que deben repetir nuevamente el “levantamiento” de sus modelos; adicionalmente, se solicitará a los agentes cuyo plan de acción no ha sido efectivo, presentar uno que garantice la replicación del real desempeño de las plantas de generación. A continuación, se presenta el balance más reciente:
 Se identificó un mal desempeño en las plantas de generación basadas en inversores BARANOA, CARACOLÍ y PLANETA RICA, donde las dos primeras estuvieron operando en modo de control de potencia reactiva y factor de potencia, y la tercera operó por fuera de la curva de cargabilidad por problemas en su SCADA, incumpliéndose el marco normativo y comprometiéndose la seguridad del Sistema Interconectado Nacional-SIN. A continuación, se presenta el seguimiento al desempeño de la generación basada en inversores con corte al 30 de junio del año en curso.
 Subcomité de Protecciones-SProtec: SIEMENS compartió el procedimiento de actualización del firmware para los equipos SIPROTEC 5. Teniendo en cuenta lo anterior, el subcomité sugirió previo y posterior a dicha actualización, realizar las pruebas mínimas de validación y tener en cuenta las recomendaciones de la Circular CNO 152.
Comité de Distribución-CD: Se realizará una encuesta para establecer el nivel de preparación de los ingenieros de centro de control de los Operadores de Red-OR, generadores y transportadores, lo anterior en el marco de las actividades definidas por el grupo de trabajo Gestión de apagones y Restablecimiento. Se llevó a cabo la jornada del Comité de Distribución, que abordó temas relevantes como la integración de la generación basada en inversores y los Recursos Energéticos Distribuidos-DER, Resiliencia, aplicación de herramientas de inteligencia artificial para los pronósticos de demanda, planeamiento y operación de los Sistemas de Distribución Local-SDL, gestión de activos y mantenimientos, entre otros. AFINIA presentó el nivel de riesgo que está experimentando su Sistema de Distribución Local-SDL por la integración de la generación distribuida y autogeneración, ello en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021. El Operador de Red indicó que 238 MW asociados a generación distribuida están aprobados para conectarse, que corresponden al 9 % del total de las solicitudes radicadas. AFINIA indicó que alrededor del 60 % del total de solicitudes desisten por la no entrega del estudio de conexión simplificado, independientemente que durante cinco (5) meses se “reserve” dicha capacidad, tal como lo establece la normatividad vigente. Finalmente, se acordó llevar el tema al Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE, y volver a revisar la presentación que se construyó en su momento para sensibilizar a la CREG sobre la importancia de exigir servicios estabilizadores a los autogeneradores.
Comité de Transmisión-CT: Se presentó por parte del CND el análisis del evento que ocasionó la pérdida de 375 MW en el Atlántico, es decir, el 45 % de toda la demanda de la subárea. Se resaltó que el restablecimiento se demoró, entre otras razones, por el incumplimiento de acciones regulatorias, específicamente la apertura de todos los seccionadores e interruptores en la zona afectada (barrido).
Comité de Supervisión-CS: El Comité construyó, en el marco de las actividades definidas por el grupo de trabajo Gestión de Apagones y Restablecimiento, una encuesta para establecer el estado de la infraestructura de voz y datos de los operadores de red, generadores y transportadores; se acordó ampliar el plazo para observaciones, teniendo en cuenta que a la fecha solo se han recibido quince (15) respuestas. Adicionalmente, se está formulando junto con el CND un procedimiento de prueba de “avalancha de datos”.
Comité de Operación-CO: Respecto a la certificación de la terminal de regasificación, que implicó su indisponibilidad por doce (12) horas durante (2) dos días, SPEC indicó que las actividades realizadas fueron inspecciones rutinarias muy rápidas, lo cual les permitió a los agentes garantizar la disponibilidad de gas desde el interior para la generación térmica del área Caribe. En este sentido, el CNO recomendó a las plantas de generación térmica replicar y, en la medida de lo posible, extender las acciones acometidas por ellos para disponer de este combustible durante el mantenimiento de la terminal del mes de octubre del año en curso. ISA-INTERCOLOMBIA indicó que adelantará obras de reforzamiento del talud donde se encuentra ubicada la subestación Chivor 230 kV, pero dada las condiciones de precipitación, los tiempos de implementación de estas se podrían prolongar debido a las actuales limitaciones de acceso en la zona. Bajo la condición actual del área Oriental, donde se encuentran indisponibles PAGUA y las unidades 5, 6, 7 y 8 de la central hidroeléctrica Chivor, se tiene una probabilidad cercana al 10 % para la materialización de Demanda No Atendida-DNA en el norte de la sabana de Bogotá y el departamento del Meta. En este sentido, se acordó citar nuevamente al grupo de seguimiento del área. Se aprobó la conexión de 72 MW asociados a la demanda del sistema eléctrico venezolano, lo cual implica la programación de las unidades de Termotasajero para el control de tensiones y soporte de potencia reactiva en el área Nordeste. La generación solar fotovoltaica del SIN se está desviando de sus pronósticos, donde en algunos instantes la producción real ha sido inferior hasta en 535 MW respecto a la inyección de potencia esperada, implicando lo anterior la posibilidad de revaluar la holgura requerida para el control secundario de frecuencia. Asimismo, se solicitó por parte del Consejo estudiar si en algunos instantes la generación de energía fotovoltaica, de manera agregada, ha sido inferior a su ENFICC verificada.  Las condiciones cambiantes de los patrones climáticos representan un riesgo para la confiabilidad y seguridad del SIN debido a la incertidumbre en la disponibilidad de recursos; por lo anterior, el CND sugirió al Consejo retomar los estudios de resiliencia y buscar el apoyo de entidades expertas para estructurar un plan de trabajo. En la siguiente gráfica se presenta, con corte al 30 de junio del año en curso, el número de instrucciones de racionamiento en el área Caribe que se han impartido por parte del CND debido al agotamiento de su infraestructura del STR.  Se realizó la primera reunión del grupo de medida para revisar el Acuerdo CNO 981 de 2017, considerando las experiencias de su aplicación en las pasadas verificaciones quincenales. Se acordó revisar las normas, el procedimiento de las pruebas en transformadores de medida, la medición del “burden” y la revisión del formato de resultados. Se debe resaltar que el grupo identificará la necesidad de tener un apoyo externo, y se informará al Comité Asesor de la Comercialización-CAC el avance en la revisión del Acuerdo.
Se compartió por MINENERGÍA la versión actualizada de la propuesta normativa “por la cual se define un plan de choque para la aplicación de criterios de resiliencia, seguridad y confiabilidad para el suministro de energía eléctrica, y se dictan otras disposiciones”. Al respecto, el CNO sugirió que todas las tareas asignadas al CND y al Consejo sean formuladas como propuestas, de tal forma que se minimice el riesgo de asumir funciones que no son de sus competencias.
Al margen de lo anterior, el Consejo manifestó su apoyo al trabajo que está desarrollando el Ministerio con relación a la definición de un marco normativo para la implementación del concepto de resiliencia en el Sistema Interconectado Nacional-SIN, y la formulación de un Plan de Choque para establecer las acciones y obras requeridas frente a la crítica situación del Sistema. El CND presentó el Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo-IPOEMP y el Informe Trimestral de Restricciones. 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 subestaciones críticas a nivel del STN 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 dificultad para cumplir con los requisitos de conexión. 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 más precisos sobre los fenómenos electromagnéticos y su interacción con el sistema eléctrico de potencia. Actualmente más de 70 subestaciones son abastecidas de forma radial, es decir, cualquier contingencia sencilla ocasionaría la desatención de la totalidad de la demanda que depende de dichas subestaciones. Actualmente el SIN cuenta con 26 subestaciones del STN y STR en configuración anillo, donde muchas de ellas tienen más de 6 campos. Asimismo, existen 15 y 235 subestaciones del STN y STR, respectivamente, en configuración barra sencilla. El SIN tiene 180 límites de transferencia (cortes), de los cuales 104 se presentan bajo condiciones normales de operación; asimismo, actualmente existen 25 restricciones de alerta, 21 de emergencia y 30 están asociadas al agotamiento de la capacidad de cortocircuito. 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 tenido que recurrir al fraccionamiento de dichas subestaciones, que, si bien mitigan esta situación, deterioran la confiabilidad del Sistema. El promedio de años de atraso de los proyectos de expansión en el Sistema Interconectado Nacional-SIN es 4.11; adicionalmente, se identifican doce (12) proyectos que no tienen definido inversionista, tres (3) no cuentan con promotor debido al desistimiento para su ejecución y siete (7) no tienen certeza respecto a su construcción. 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 soliciten racionamientos de carga desde la sala de control del Operador del Sistema. Persiste la criticidad de las Subáreas Guajira-Cesar-Magdalena (GCM), Córdoba-Sucre, Bolívar, Atlántico, Chocó-DISPAC, Norte de Santander, Cauca-Nariño, 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 se han emitido 177 declaraciones de alerta y emergencia en el SIN, donde 68 son permanentes y 109 son temporales. De las declaraciones permanentes, la mayoría se encuentran localizadas en el área Caribe. Se presentan limitaciones de generación (techos) en las subáreas operativas GCM, Meta, Caldas-Quindío-Risaralda (CQR), Atlántico, Norte de Santander, Tolima-Huila-Caquetá (THC) y Antioquia, es decir, en todas las áreas eléctricas del Sistema; lo anterior por la conexión de múltiples plantas solares fotovoltaicas. Asimismo, se identifican más de 20 restricciones que actualmente, bajo escenarios de aportes hídricos deficitarios, podrían activarse y limitar la generación térmica y solar fotovoltaica. Considerando la totalidad de la expansión 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. Vale la pena mencionar que esta situación implicó la modificación del Esquema de Disparo Coordinado por Sobretensiones de la subárea GCM. En el SIN siguen activos 42 Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema-ESPS, de los cuales 29 se ubican en el área Caribe. Respecto a los proyectos recomendados a la UPME, destacan la ampliación de capacidad de transformación en la subestación Heliconia 500/230 kV, la nueva subestación San Carlos II 500/230 kV y los dispositivos de almacenamiento electroquímico con inversores formadores de red en las subestaciones a nivel de STR Mompox, Ubaté, Termozipa y Buchely. Asimismo, se presentaron los principales "cortes" naturales y en condiciones de mantenimiento, donde estos últimos se activan casi nueve (9) veces más respecto a los primeros, evidenciando ello la necesidad de actualizar el Código de Redes (el Sistema se planea considerando solamente a los “cortes” naturales).
Se presentaron simulaciones EMT que implicarían la desconexión de la generación IBR del área Caribe ante contingencias sencillas a nivel de 500 kV, lo cual podría representar la pérdida de más de 500 MW y su subsecuente efecto en la estabilidad de frecuencia del 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. 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.
TERMOYOPAL solicitó al Consejo incrementar de manera temporal la capacidad efectiva neta asignada al recurso de generación TERMOYOPAL 1, en virtud de los acontecimientos recientes que enfrenta la planta respecto a su unidad 5, que estaría indisponible hasta diciembre del año en curso.
Complementariamente, el generador solicitó, en caso de que dicho incremento no sea autorizado, se evalúe la posibilidad de que la unidad TERMOYOPAL 1 pueda ser declarada temporalmente en pruebas cuando se requiera operar por encima de su capacidad efectiva neta. Se enviaron comentarios a los proyectos normativos de la Comisión CREG 701 091 y 701 095, “por la cual se regula la actividad de autogeneración remota y el productor marginal con usuarios de forma remota y se dictan otras disposiciones” y “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”. Al respecto, se solicitó un tiempo mayor para instrumentar todas las tareas asignadas al Consejo, establecer si la Resolución definitiva 701 091 es retroactiva y aplicaría para todos los autogeneradores sin entrega de excedentes que se conectaron al SIN en virtud del artículo primero del Decreto 1403 de 2024, y se advirtieron todos los riesgos operativos por la flexibilización de las condiciones de evaluación de las solicitudes de conexión.
Se expidió el proyecto normativo CREG 701 090 “por la cual se pone 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”. El plazo para envío de observaciones vence el 9 de septiembre del año en curso.
Se expidió el proyecto normativo CREG 701 094 “por el cual se define un esquema para vigilar el ejercicio de poder de mercado en los precios de oferta que se presentan en la bolsa de energía previo la operación del sistema, y se establece la implementación del Monitor de Mercado”. El plazo para envío de observaciones venció el 6 de agosto del año en curso.
La Comisión publicó a través de su Circular 164 de 2025 el formulario de conexión simplificado, que deberá ser usado por los usuarios de las Comunidades Energéticas (CE) que realizan las actividades de Autogeneración Colectiva (AGRC) y Generación Distribuida Colectiva (GDC).
Se publicó por parte de MINENERGÍA la Resolución 40337 del 31 de julio del año 2025, donde se “definieron los lineamientos generales para la implementación de un mecanismo bajo un esquema de pagos por diferencias, que promueva la contratación de energía a largo plazo a partir de Fuentes No Convencionales de Energía y se establecen las reglas mínimas para la primera ronda de adjudicaciones”.
En el marco del debate de control político sobre el Cargo por Confiabilidad, MINENERGIA ha propuesto en la comisión V del Senado la modificación del actual esquema; los seis (6) ejes de ajuste giran en torno a:
Establecer criterios para priorizar la entrada de nuevas energías limpias. Diferenciar la remuneración por tecnología y antigüedad. Enfocar el Cargo a recursos que realmente puedan respaldar el Sistema en condiciones de escasez. Limitar el Cargo con un tiempo máximo de participación. Implementar los ajustes de forma progresiva para evitar desabastecimientos. Separar la variable asociada a la confiabilidad de la fórmula tarifaria.
Vale la pena resaltar que MINENERGÍA informó que pospuso la convocatoria de una subasta de expansión en el marco del Cargo por Confiabilidad, hasta que algunos de los cambios propuestos sean introducidos en el mecanismo. Se informó por parte de ZELESTRA, en el marco de la Circular CNO 133 de 2024, el bloqueo de las instalaciones de la planta solar La Mata ubicada en el municipio de La Gloria del departamento del Cesar, que comprometió el normal desarrollo de su operación entre el 7 y 9 de julio del año en curso. Esta misma situación se presentó en Guavio, poniendo en riesgo las actividades de operación y mantenimiento, con su consecuente impacto para el suministro eléctrico del área Oriental. Asimismo, desde el 8 de agosto del año en curso la vía de acceso a la casa de máquinas de Chivor se encuentra bloqueada por un grupo de personas de la comunidad; esta situación podría implicar un potencial retraso del inicio de los trabajos de mantenimiento y estabilización de dicha central y el talud donde se encuentra ubicada la subestación Chivor 230 kV, incrementándose la probabilidad de tener indisponibles a todas las plantas de generación Chivor, Paraíso y Guaca, estas dos (2) últimas en mantenimiento. Esta condición operativa representa una probabilidad del 75 % de no contar con las unidades equivalentes de generación que necesita el área Oriental, lo cual podría implicar la programación de un racionamiento en el norte de la sabana de Bogotá y el departamento del Meta. Finalmente, ISA-INTERCOLOMBIA advirtió al Consejo sobre los riesgos de bloqueos y situaciones que podrían afectar la operación normal del corredor a 500 kV Antioquia–Cerromatoso por situaciones de orden público en el departamento de Córdoba.
Adjunto a este informe se encuentran las actas de las reuniones de mantenimientos del área Oriental, que se llevó a cabo el 25 de julio, y del grupo del área oriental del 4 y 5 de agosto del año en curso. A continuación, se presentan los aspectos más relevantes de las reuniones 208 y 209 de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética-CACSSE:
Se resaltó que 950 MW asociados a plantas de generación renovable no convencional se encuentran en pruebas, de los cuales 658.66 MW obedecen a unidades con capacidad mayor a 5 MW (Resolución CREG 148 de 2021) y 78.68 MW a plantas en el rango de capacidad entre 1 y 5 MW (Resolución CREG 101 011 de 2022).
El CND resaltó la condición de emergencia que se viene presentando en la central hidroeléctrica CHIVOR, lo cual amerita la coordinación de los recursos del área para evitar mantenimientos simultáneos sobre las centrales GUAVIO, PARAÍSO y GUACA. Asimismo, se indicó el posible racionamiento que se podría materializar en el área Caribe 2 entre el 10 y 14 de octubre del año en curso durante el mantenimiento de la terminal de regasificación. Se resaltó por el operador del Sistema el agotamiento generalizado del área Caribe a nivel del STR, donde se ubica el 64 % de la Demanda No Atendida-DNA y el 83 % de la generación fuera de mérito. Adicionalmente, se socializaron las principales limitaciones y restricciones de todo el SIN y las dificultades para llevar a cabo mantenimientos sobre el Sistema. Se dejó para consulta de los miembros del CACSSE el estado y seguimiento a las pruebas de las plantas de generación enmarcadas en las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022.
Se socializó por el ASIC el riesgo financiero del Mercado de Energía Mayorista-MEM. Para los dos escenarios simulados del precio de escasez, sin tener en cuenta el pago de los subsidios del año 2025, se evidencia un impacto significativo para las compañías. Asimismo, se mostró los posibles efectos para el parque térmico si se exigen las Obligaciones de Energía en Firme por un mes, evidenciándose dificultades de liquidez para honrar el pago de los combustibles. ENEL indicó que la Corporación Autónoma de Cundinamarca-CAR solicitó caracterizar las cenizas emitidas por TERMOZIPA, para autorizar dos patios adicionales de acumulación. A la fecha, la CAR no se ha pronunciado de manera definitiva, lo cual implica un riesgo por la posible limitación a la generación de la planta.
Complementariamente, el generador presentó el plan de mantenimientos de las centrales GUAVIO, PARAÍSO, GUACA y la misma TERMOZIPA. El CNOg presentó el estado de avance de las inversiones en los Proyectos Prioritarios del Plan de Abastecimiento en el Sistema de Transporte-IPAT’s, y otras obras potenciales. Respecto a la bidireccionalidad del gasoducto Mariquita-Yumbo, se indicó que debe analizarse su viabilidad, teniendo en cuenta las obras que adelantaría ECOPETROL respecto a las nuevas terminales de regasificación.
Se resaltó el impacto que tendrá el mantenimiento del campo CANACOL ENERGY entre el 18 de julio y 6 de agosto del año en curso, restringiendo 20000 MPCD a la demanda no esencial de CERROMATOSO. Complementariamente, se llamó la atención sobre la afectación del ramal ACACÍAS-TGI por la ola invernal.
Se presentó por parte del CND, ISA-INTERCOLOMBIA, AES y ENEL, la crítica situación que está afrontando el área Oriental dada su condición de red y las indisponibilidades a nivel de generación que se tienen proyectadas para el corto y mediano plazo. Al respecto, se ratificaron las preocupaciones de la reunión CNO 804 por parte del Operador del Sistema; adicionalmente, el Consejo recomendó nuevamente la revisión del Estatuto de Racionamiento, Resolución CREG 119 de 1998, teniendo en cuenta lo manifestado por ENEL y AES respecto a la imposibilidad de instalar en el muy corto plazo el Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESP del norte de la sabana de Bogotá, las dificultades para desplazar los mantenimientos de generación de PAGUA y GUAVIO, y una eventual indisponibilidad de las unidades 5, 6, 7 y 8 de Chivor más allá del 26 de agosto del año en curso. Finalmente, en virtud de la evolución de la condición del área Oriental, se solicitará ayuda a MINDEFENSA para instalar puentes militares y otras medidas para habilitar nuevas rutas para el transporte de material, y de esta manera, agilizar las obras de estabilización del talud de la subestación Chivor 230 kV. ENEL indicó que desde el 11 de agosto del año en curso se presentan bloqueos alrededor de la central El Quimbo, lo cual podría afectar su operación.
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