Según IDEAM , el país se encuenta en condiciones neutrales, sin embargo, algunos indicadores podrían significar una transición hacia un fenómeno de “La Niña” para el segundo semestre del 2020. 

Por ahora, persiste el enfriamiento en todas las regiones del océano pacífico, medido como la temperatura superficial del mar. La mayoría de los centros de pronóstico climático mencionan que la probabilidad de materialización de La Niña en la temporada del otoño del hemisferio norte es superior al 50 %.

Respecto al pronóstico de precipitación para el mes de agosto de 2020, se esperan lluvias entre lo esperado y un poco por encima de lo esperado, lo anterior en las zonas donde están ubicados los principales embalses del SIN. Para septiembre de 2020 las lluvias estarían entre lo esperado y por debajo de lo esperado para las mismas zonas de interés. En octubre las condiciones estarían  entre el 80 y el 120 % de la media climatológica.

Respecto al mes de enero de 2021, las precipitaciones estarían por encima de la media histórica, especialmente en la región andina y caribe.

Bajo las condiciones actuales, la fase del ciclo El Niño-Oscilación del SUR (ENOS) es neutral y podría extenderse hasta el tercer trimestre del 2020. En este contexto, el comportamiento climático sobre el territorio nacional será modulado por las diferentes perturbaciones de variabilidad climática en la escala intraestacional. Cabe mencionar que, ante la persistencia del enfriamiento en la cuenca ecuatorial pacífica, la probabilidad de formación de La Niña aumenta progresivamente, con potencial desarrollo durante el otoño del hemisferio Norte.

• La descripción del evento junto con las hipótesis de TRANSELCA y ELECTRICARIBE, al igual que su consecuencia, se presentan en la siguiente gráfica:

• La secuencia de recuperación del evento se presenta en la siguiente gráfica. Se aclara que a fecha de hoy, 06 de agosto de 2020, no hay Demanda No Atendida por este evento.

• Una vez revisado este punto, surge la preocupación  sobre las fallas que ocasionen el contacto de dos o más líneas de transporte de energía de diferente nivel de tensión en cercanías de una subestación, ya que, según la información de este evento, ello ocasionó la pérdida de los servicios auxiliares de la subestación Valledupar, situación que imposibilitó la actuación de las protecciones de la subestación. En este sentido, en línea con las actividades del plan de acción propuesto a MINENERGÍA, se define llevar a cabo un inventario de cuales son los cruces de líneas de transporte de energía más importantes, información sobre los servicios auxiliares en las subestaciones del STN y STR, y establecer claramente la causa raíz del evento de Valledupar. El tema se discutirá en las reuniones de los Comités de Transmisión y Distribución, al igual que en el Subcomité de Protecciones.     

• Para este tema Electricaribe expuso su total desacuerdo con el informe presentado por Transelca y por lo cual se indicó que se estaba preparando un informe detallado al respecto, el cual sería remitido en los próximos días, con los argumentos y análisis técnicos por parte de Electricaribe de lo acontecido en la SE Valledupar.

   

1, ACTAS:

Las Actas 590, 591, 597, 598, 599, 600, 601 y 602 fueron aprobadas, acogiendo  las observaciones recibidas. 

Las Actas 603 y 604 fueron publicadas el 04 de julio de 2020, motivo por el cual se define una semana más para observaciones.

2. Acuerdos CNO- Se aprobaron los siguientes acuerdos:

• Por el cual se aprueba la incorporación de un cambio en el parámetro técnico Capacidad Efectiva Neta de la planta de generación menor Ayurá.

• Por el cual se aprueba la incorporación de los cambios en los modelos del generador y los sistemas de control de las unidades 1, 2, 3 y 4 de la planta de generación Urrá.

• 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.

• Se citará la semana siguiente a reunión de los SSTs para comparitir las experiencias que las empresas han tenido en el manejo de la situación de emergencia (COVID 19).

• En el Comité de Supervisión y Ciberseguridad se alertó sobre los riesgos identificados en el proceso de despacho y redespacho, cuando se intercambia información entre el CND y los Agentes. Los mismos se listan a continuación:

• Suplantación del sitio web de XM.
• Suplantación del correo electrónico de XM.
• Vulneración del protocolo FTP.
• Inyección de datos directamente al SCADA.

Lo anterior podría implicar la pérdida de la integralidad de la información y no garantizar el no repudio, situaciones que podrían incrementar el riesgo de Demanda No Atendida u ocasionar grandes variaciones de frecuencia, esto si no se valida la información con otras fuentes (FAX, por ejemplo). En este sentido, se definió un plan de acción de corto y mediano plazo para subsanar estas vulnerabilidades y se recomendó a los Agentes contrastar los resultados de los procesos del despacho y redespacho con todas las fuentes de información disponibles y con sus procesos internos.

Se aclara por parte de XM que el redespacho es informado por cuatro medios diferentes: Pagina WEB (Público y privado https), FTP, Correo electrónico y FAX, y que es importante que las empresas actualicen los correos electrónicos y números de FAX para que se pueda realizar la validación de la información, así mismo que dado que los programas del despacho y redespacho se publican tanto en el sitio público como en el privado de la Página WEB de XM, esta información debe ser descargada de la página privada y no del portal público para evitar riesgos.

• En el Comité de Operación-CO y el Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE se socializó un análisis de beneficio/costo de la interconexión Colombia-Ecuador por parte del CND. Se presentaron simulaciones detalladas de la pérdida de los cuatro (4) enlaces Jamondino-Pomansqui 230 kV en el SIN por la activación del Esquema de Separación de Áreas-ESA, cuando el intercambio entre los dos países en los periodos de demanda mínima es en el sentido Ecuador-Colombia y con una transferencia de potencia cercana a los 450 MW. Los resultados evidencian que, si bien bajo esta clase de eventos de orden mayor (N-4) se podrían activar las primeras etapas del Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia-EDAC, el límite de transferencia actual cumple con los criterios operativos del Código de Redes. Se recomendó al SAPE, el CO y el Comité de Distribución-CD tener en cuenta esta clase de eventos cuando se reevalúe el EDAC para el año 2021.

• Los Comités de Distribución y de Supervisión y Ciberseguridad están consolidando los comentarios al proyecto normativo de la Resolución CREG 131 de 2020, por la cual se establecen las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN. El plazo para observaciones es hasta el 18 de agosto del año en curso.

• Los Comités de Distribución y Supervisión y Ciberseguridad, junto con los Subcomités de Protecciones, Análisis y Planeación Eléctrica y Controles, están construyendo, por solicitud de la CREG, una propuesta de condiciones técnicas para incorporar las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en los Sistemas de Distribución Local-SDL. Las actividades se han venido desarrollando según el cronograma definido y se espera tener consolidado los documentos requeridos por la Comisión antes del 15 de octubre del año en curso.

• El Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER junto con el CND enviaron a la CREG el documento base del Reglamento para la medición de variables hídricas, proyecto prioritario en la agenda regulatoria de la Comisión. A continuación, se debe desarrollar la segunda fase del documento que abarca el análisis de las alternativas para dar solución a los problemas identificados en la primera parte del documento entregado. En esta nueva fase se debe hacer una síntesis de las buenas prácticas de los agentes, un referenciamiento internacional y un análisis de estándares internacionales aplicables para la medición de las variables hidrométricas. Se recomienda al Consejo contratar a la Universidad de los Andes para desarrollar la segunda fase. Inicialmente se sugiere analizar los siguientes países:

• Suecia (SVENSKA KRAFTNÄT).
• Noruega (STATNETT).
• Canadá (HYDRO-QUÉBEC).
• Brasil (ONS).     

El Consejo aprueba desarrollar la segunda fase con la Universidad de los Andes.

• Los Subcomités de Protecciones y Controles finalizaron sus propuestas de ejecución de pruebas y verificación de los sistemas de protecciones y la curva de cargabilidad-PQ de los sistemas de generación de la Resolución CREG 030 de 2018. Asimismo, el Comité de Distribución incorporó estos productos en el documento de pruebas previas a la conexión de la Generación Distribuida-GD y la Autogeneración a pequeña y gran escala. Este producto, junto con los Lineamientos para la Elaboración de los Estudios de Conexión Simplificados y el Soporte Técnico del Acuerdo 1322, fueron enviados a la CREG, culminando todas las tareas asignadas por la Comisión al CNO. La comunicación correspondiente puede ser consultada en la página web del Consejo.  

• En el Comité de Transmisión-CT se acordó revisar, en el marco de la regulación vigente, la propuesta de actualización del Acuerdo 977, acerca del procedimiento para la coordinación y ejecución de las maniobras de cambio de barras.

• Se envió por solicitud del Ministerio de Minas y Energía-MINENERGÍA, un documento resumen sobre todas las actividades del grupo trabajo UPME-CNO-CND sobre la evaluación de los impactos sistémicos de la Guía de Cálculo para la estimación del caudal ambiental. Lo anterior, teniendo en cuenta lo manifestado por MINENERGÍA en el Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER, sobre la reactivación de las mesas de trabajo intersectoriales para la evaluación del caudal ambiental. La comunicación puede ser consultada en la página web del CNO.

• A pesar que MINENERGÍA no ha convocado la reunión de consolidación del Plan de Acción para evitar eventos como el del 24 de junio del 2020, varios Subcomités y Comités ya están trabajando en algunas de las tareas acordadas en la pasada reunión 603 del Consejo. Específicamente, en las próximas sesiones ordinarias del Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE y del Comité de Transmisión, los Agentes Transportadores y Operadores de Red presentarán las acciones implementadas a partir de las experiencias del evento del 26 de abril de 2007, y aquellas que no han podido desarrollar por limitaciones técnicas o normativas. Adicionalmente, el Comité de Operación está estructurando un cronograma detallado de seguimiento a las acciones acordadas por el CNO, teniendo en cuenta la complejidad de algunas tareas, como por ejemplo la definición de un listado de subestaciones estratégicas en el STN para el corto, mediano y largo plazo. El Comité de Comunicadores hizo una encuesta que tiene como objetivo evaluar los protocolos de comunicación internos de los agentes ante eventos del SIN, con el objetivo de hacer las mejoras requeridas. La encuesta fue socializada entre los integrantes del Comité.

• Se llevó a cabo la reunión conjunta de los Comités de Operación, Transmisión y Distribución, para analizar los informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano y Largo Plazo del CND. A partir de los resultados presentados, se identifican básicamente las mismas restricciones de los informes anteriores. Sin embargo, es preocupante el nivel de corto circuito de alguna de las subestaciones del STN y STR, al igual que su número de bahías para algunas configuraciones poco flexibles (Barra Sencilla y Anillo, por ejemplo). En este sentido, se recomendó por los tres Comités enviar comunicación sectorial para alertar sobre esta situación y plantear algunas de medidas de mitigación de corto y mediano plazo (seccionamiento de subestaciones y fraccionamiento de red). El Consejo aprueba redactar esta comunicación y complementarla teniendo en cuenta el estado del desarrollo de los proyectos de generación y transmisión, y en general la condición esperada del SIN para el corto y mediano plazo.

• La Universidad de los Andes culminó su propuesta de protocolo para la construcción de las curvas de Potencia Vs. Recurso para plantas eólicas y solares fotovoltaicas. Está pendiente la validación de dicha propuesta con la ejecución de “pruebas de escritorio”, motivo por el cual se solicita la colaboración de los agentes dueños de plantas solares fotovoltaicas, para que compartan, vía acuerdo de confidencialidad, la información del recurso y de la producción con la Universidad.

• La CREG dio respuesta a la consulta del CNO sobre el alcance de la reglamentación de las pruebas de que trata la Resolución CREG 044 de 2020. La respuesta puede ser consultada en la página web del CNO.

• Se envió a los agentes generadores la Circular 55, en la que se les recuerda el Acuerdo 1211 de 2019, por el cual se aprobó el procedimiento para determinar la velocidad de toma de carga y descarga de las unidades de generación del SIN y el plan de pruebas para su determinación.

• El Comité de Operación va a evaluar el Acuerdo por el cual se amplió la suspensión de plazos, hasta el 31 de agosto. El Comité de Distribución analizará la necesidad de ampliar el plazo para la entrega de los resultados de las pruebas de las etapas 1 y 2 del EDAC, cuyo plazo vence también el 31 de agosto de 2020. El Comité de Supervisión y Ciberseguridad también está evaluando la ampliación de algunos plazos del Acuerdo 1241, por el cual se aprobó la actualización de la Guía de Ciberseguridad. Posterior al análisis se tramitarían los acuerdos a través de CNO no presenciales.

• El comportamiento de las principales variables energéticas se muestra a continuación:

• El panorama energético se muestra en las siguientes figuras, juntos con los supuestos y resultados de las simulaciones:

Teniendo en cuenta el estado de desarrollo de los proyectos se recomienda por parte del Consejo llevar a cabo una simulación operativa para el largo plazo.

• El estado de las restricciones según los informes más recientes de planeamiento operativo se muestra a continuación. Adicionalmente, se presenta un inventario de las subestaciones del STN con configuración barra sencilla, barra principal mas transferencia, al igual que el nivel de cortocircuito para el corto, mediano y largo plazo.

Teniendo en cuenta el estado actual del SIN, y el esperado en el mediano plazo por el atraso de los proyectos, se recalca nuevamente por el CNO la importancia de enviar comunicación sectorial alertando sobre estas situaciones.

Con los supuestos considerados (aportes, demanda, entrada de proyectos de generación, etc.), las simulaciones muestran que la demanda es atendida cumpliendo los criterios de confiabilidad establecidos en la regulación vigente. Los análisis realizados no consideran eventos de alto impacto y baja probabilidad de ocurrencia sobre elementos de la infraestructura del sector energético.

Previo al inicio del verano 2020-2021, ante condiciones de hidrología deficitaria y la mayor consideración de demanda, se requerirían 72 GWh/día promedio de generación térmica. Sin embargo, según el panorama climático indicado por IDEAM y las agencias internacionales el promedio de la generación térmica es cercano a 50 GWh/dia. De acuerdo con información de los mantenimientos registrados se cuenta con la disponibilidad para alcanzar los valores indicados.

Desviaciones considerables en los supuestos considerados, conllevarían consigo la necesidad de medidas adicionales para garantizar la atención de la demanda con los niveles de confiabilidad requeridos, tales como: incentivar la entrada de autogeneración y cogeneración al sistema, esquemas de respuesta de demanda, entre otros, que permitan administrar adecuadamente la incertidumbre y los riesgos en la atención confiable de la demanda que se puedan presentar para el verano 2020-2021

Teniendo en cuenta que el CND presentó el riesgo de un evento N-5 por los cruces entre líneas de transmisión asociados al proyecto Bolívar-Sabana 500 kV, la UPME manifestó que en la convocatoria asociada al proyecto se estableció que el adjudicatario debía minimizar el número de cruces.

La UPME aclara que, para los proyectos de generación despachados centralmente, que deseen compartir infraestructura de transporte, deben cumplir lo establecido en la Resolución CREG 200 de 2020, es decir, deben presentar un estudio de conexión compartido.