Estamos dentro del ciclo de terminación del fenómeno de la Niña por lo que las probabilidades de presencia de este fenómeno en los primeros meses del año son mayores al 75 % .

Según el CPC-IRI, se espera una transición de La Niña a ENSO-neutral durante la temporada de febrero a abril 2023. Para la primavera del Hemisferio Norte (marzo-mayo 2023), la probabilidad de ENSO-neutral es de 82%.

En cuanto a la escala intraestacional, en diciembre se observó la fase subsidente en tanto que en enero se observó la fase convectiva. En el pacífico ecuatorial  lo que respecta a las anomalias de la temperatura superficial del mar están en 0.8 pero ya con expectativas de regresar a valores neutrales y en regiones subsuperficiales se observa retroceso de zonas frías y aumento de las regiones cálidas. 

Es evidente en las últimas corridas de los modelos que la probabilidad del evento Niño es mucha mas alta y empieza aumentar mucho más rápido, haciendo que la transición de unos meses de neutralidad sea más corta.

- FENÓMENO LA NIÑA  AGO21 – DIC22: El comportamiento climático sobre el territorio nacional será modulado en mayor medida por las perturbaciones de la escala intraestacional y la evolución del Fenómeno de La Niña. 

-  LLUVIAS:  Se esperan valores normales durante febrero, marzo y abril de 2023.

- ACTAS:

ACTA 686: Publicada para comentarios el 4 de enero de 2023. Comentarios de ENEL, XM, TEBSA e ISAGEN. 

ACTA 691: Publicada para comentarios el 31 de enero de 2023. Comentarios de PROELECTRICA. 

El acta 686 fue aprobada y el acta 691 se dá un plazo de una semana más para comentarios y su aprobación se daría en la reunión ordinaria del mes de marzo de 2023.

- ACUERDOS: Se recomiendan para aprobación los siguientes acuerdos:

1. Por el cual se modifica el parámetro de velocidad de toma de carga y descarga de las unidades 1 y 2 de la central de generación Amoyá la Esperanza

2. Por el cual se modifica el parámetro de velocidad de toma de carga y descarga de la unidad 1 de la central de generación Cartagena

3. Por el cual se aprueba el Esquema de Deslastre Automático de Carga EDAC por baja frecuencia para el año 2023

4. Por el cual se establecen los indicadores de seguimiento de la operación del Sistema Interconectado Nacional –SIN- y los máximos valores para estos durante el año 2023

5.  Por el cual se establece la integración del Comité de Distribución para el año 2023

6. Por el cual se establece la integración del Comité de Transmisión para el año 2023

El Consejo aprueba los anteriores acuerdos, y manifiesta su preocupacion sobre la lista de verificadores calidad del SDL (solo 2). Se acuerda que en el Comité de Distribución-CD se estudie que requisitos deben flexibilizarse para incrementar el tamaño de la lista y propnerlos a la CREG. 

- Se aprobó el acta 686 y el acta 691 se dá una semana más para comentarios.

- Se aprobaron los acuerdos presentados.

Se postulan EPM, TERMOEMCALI y CELSIA; en la primera ronda se presentó empate en número de votos entre TERMOEMCALI y CELSIA. En la siguiente ronda resultó elegido CELSIA como Presidente del Consejo.

El Consejo agradece la gestión de AES COLOMBIA como Presidente del Consejo en los dos últimos años y en particular al Ingeniero Juan Carlos Guerrero y solicita que este agradecimiento conste en ACTA. 

Sobre el Comité de Estrategia se postulan Aes y Enel, siendo aceptados y se ratifican los demás representantes por sectores y por ahora se mantienen los asesores independientes del Comité con el compromiso de revisar si en este contexto se plantea algún cambio en su conformación.

- CELSIA es elegido como Presidente del Consejo. 

Temas administrativos  

1. Como resultado del procedimiento para solicitar ser invitados a las reuniones del CNO se presentaron las siguientes empresas: TERMOYOPAL, TERMONORTE, CEO, AFINIA, ENERCA, INTERCOLOMBIA, UNERGY ENERGIA DIGITAL SAS ESP, PRIME, URRA, AURES BAJO y ELECTROHUILA. Se debe recordar que por Reglamento Interno se tiene un cupo máximo de seis (6) empresas.

2. Se elaboró una encuesta dirigida a los desarrolladores de proyectos de generación, para establecer las distintas variables que están afectando su normal desarrollo. A continuación, se presentan los resultados considerando que se recibieron 24 respuestas:

En el Anexo de este Informe encuentra el detalle de las respuestas dadas a las preguntas abiertas de la encuesta.

3. El Grupo de Energía de Bogotá socializó la creación de la filial ENLAZA, cuyo objetivo es administrar, operar y hacer mantenimiento a los activos en operación y ejecutar los proyectos de transmisión del Grupo. Al respecto cabe mencionar que GEB tiene el control directo de esta filial.

4. No se han recibido aún las cartas de designación de los representantes ante el CNO y los Comités y Subcomités, del Ministerio de Minas y Energía, la UPME y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Temas técnicos

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1. En el Subcomité de Protecciones-SProtec del CNO continua la interacción con SIEMENS, dado los riesgos identificados para la operación del SIN y la atención confiable de la demanda, por situaciones asociadas a los Sistemas de Protección de este proveedor. En la reunión ordinaria del mes de enero de 2023 se presentó por parte del fabricante el avance en el plan de pruebas a los relés de protección de líneas, de cual resaltamos los siguientes puntos:

• Seis casos con pruebas completas y 0% de operación indeseada para las versiones de firmware 7.6 y 9.3

• Cuatro casos pendientes debido a la conversión de formato Digsi 4 a Digsi 5.

• Dos casos pendientes de información (archivo .dex). Se propuso al agente enviar el archivo .dex de la configuración actual.

• Se incluyó un caso de EBSA de agosto de 2020, en el cual el relé detecta falla en zona 3 y dispara en zona 2.

SIEMENS informó que finalizará las pruebas durante la tercera semana de febrero del año en curso y solicitó el envió de 16 casos para realizar las pruebas de desempeño de los relés ante los escenarios de falla definidos.

Además, informó que revisará las diferencias entre lo reportado por el relé y lo registrado en SIGRA, e informó que documentará en el reporte final las consideraciones para tener en cuenta en la versión del firmware. Finalmente, se acordó invitar nuevamente a SIEMENS para la reunión ordinaria de marzo de 2023.

2. A la fecha, a pesar del esquema planteado para la recopilación de comentarios a la Resolución CREG 143 de 2021 por parte de los Comités y Subcomités, no se cuenta con las observaciones de todos los miembros del Consejo a dicho proyecto normativo. En este sentido, y considerando que la fecha máxima para envío de comentarios vence el 15 de febrero del año en curso, se hace un llamado urgente a los integrantes del Consejo para allegar lo mismos bajo el esquema definido.   

3. Dadas las diferencias que aún persisten sobre la modificación de los parámetros que utiliza la función AGC cuando se ajusta el subsistema de comunicaciones, su efecto en la elegibilidad para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia y el requerimiento derivado respecto a la realización de pruebas de sintonía, se llevó a cabo una reunión conjunta entre los Comités de Operación, Ciberseguridad y el subcomité de Controles.

En dicha reunión hubo consenso respecto a que cualquier intervención, inclusive sobre el subsistema de telecomunicaciones, podría tener implicaciones sobre los parámetros que utiliza la función del AGC, esto considerando que el modelo que se sintoniza de la unidad depende de estos parámetros. No obstante, persisten aún las diferencias sobre la necesidad o no de llevar a cabo pruebas de sintonía para la reincorporación de las unidades (algunos casos).

Para los casos en los que no hay consenso, se plantearon dos alternativas para subsanar esta diferencia:

• Seguir con el procedimiento establecido por el Acuerdo 1428 (pruebas de sintonía), llevando a cabo una estadística sobre los cambios que se identifican en el modelo de las unidades, cuando se presentan intervenciones en los subsistemas asociados a comunicaciones.

• Establecer y realizar pruebas simplificadas sobre el sistema de comunicaciones (modificación Acuerdo 1428). Si las mismas no son exitosas, realizar las pruebas de sintonía. Adicionalmente, cuantificar una estadística sobre los cambios que se identifican en el modelo de las unidades, cuando se presentan intervenciones en los subsistemas asociados a comunicaciones.

Para la segunda alternativa, el CND reiteró el riesgo al que se somete la operación, al integrar un recurso que presta el servicio de AGC sin realizar previamente una validación de la sintonía del modelo que lo representa, y con el cual se realiza la verificación del desempeño de este. Resaltó que las pruebas de comunicaciones sólo determinan si la unidad recibe una consigna, pero no caracterizan el tiempo de retardo, ni la velocidad la respuesta, ni la desviación del recurso en el tiempo como, si lo hacen las pruebas de sintonía.

Respecto a la necesidad o no de llevar a cabo pruebas de sintonía cuando se intervenga al subsistema de comunicaciones del AGC, se acuerda que este tema vuelva al Comité de Operación-CO. El objetivo será la definición de un procedimiento rápido y robusto, para determinar si se requieren o no dichas pruebas de sintonía, y eventualmente, su inclusión en el Acuerdo 1426. El “case” del procedimiento lo formulará el CND-XM. Por ahora se aplicará el acuerdo CNO 1426 que establece la realización de pruebas de sintonía. 

4. El jueves 2 de febrero del año en curso se envió a los responsables de ciberseguridad de los agentes generadores, transmisores nacionales, distribuidores y el operador del Sistema, la solicitud de diligenciamiento de la encuesta de “Avances de la implementación de la Guía de Ciberseguridad - Acuerdo 1502 de 2021”. El plazo para el diligenciamiento de la misma es hasta el viernes 3 de marzo de 2023.

5. Para el 10 de febrero del año en curso se citó al Grupo Área Caribe, para hacer seguimiento a la situación operativa de esta fracción del SIN. Se invitaron a la reunión los siguientes agentes: AIRE, INTERCOLOMBIA, CND-XM, GECELCA, TERMONORTE, GEB, SSPD, MINENERGIA, UPME, MADS AFINIA, TRANSELCA y CANADIAN SOLAR. La agenda por tratar es la siguiente:

• Situación operativa área Caribe e Informe de Planeamiento Operativo de Mediano Plazo-IPOEMP (CND-XM)

• Retos operativos área Caribe (TRANSELCA)

• Estado proyecto SAEB Atlántico (CANADIAN SOLAR)

• Propuesta delimitación Sierra Nevada de Santa Marta (MADS)

6. Teniendo en cuenta el cambio en el patrón de absorción de potencia reactiva del SVC de la subestación Chinú debido a la habilitación de su función “q-band”, ISA-INTERCOLOMBIA manifestó que dicha modificación implica, bajo condiciones normales de operación, que este dispositivo pueda absorber más potencia reactiva, disminuyendo el margen para responder ante eventos de pérdida de carga. A pesar que esta situación no representa un riesgo para el SIN según el CND, el transportador informó que la habilitación de dicha función podría tener un impacto físico para el SVC. En este sentido, XM solicitó a ISA-INTERCOLOMBIA manifestar si este compensador dinámico tiene alguna restricción para operar bajo algún modo de operación, al igual que actualizar su modelo correspondiente. 

7. TRANSELCA compartió con los funcionarios del Consejo sus reflexiones sobre la operación actual y futura del área Caribe. Entre los temas objeto de preocupación del transportador destacan:

• Subestaciones del STN en configuración anillo tienen más de 20 bahías y se siguen autorizando conexión de nuevos usuarios, generadores y cargas. Es importante mencionar que aperturas en subestaciones con este tipo de configuraciones pueden limitar algunos recursos de generación, situación que puede generar restricciones sobre el SIN.

• Los niveles de cortocircuito en siete (7) subestaciones del STN superan su capacidad de corte.

• El número de asentamientos humanos a lo largo de la infraestructura operada por TRANSELCA supera los 2400. Esto dificulta las labores de mantenimiento a lo largo de sus líneas de transmisión y subestaciones.

• El 58 % de las cargas atendidas por los Operadores de Red de la zona, desde las subestaciones de TRANSELCA, son radiales. Lo anterior implica un riesgo de demanda no atendida-DNA ante una contingencia sencilla.  

    Teniendo en cuenta lo anterior, se agendó para la próxima reunión de seguimiento del área Caribe la presentación de TRANSELCA.

8. En el Subcomité de Controles-SC y el Comité de Operación-CO, el CND informó que desde septiembre de 2022 se han activado algunos modos de oscilación de baja frecuencia. El operador presentó varios casos, donde su frecuencia varió entre 0.07 y 0.09 Hz y se observó un bajo amortiguamiento. Asimismo, la duración de estos eventos han alcanzado los 14 minutos. Al respecto, el CND recalcó la importancia de informar sobre cualquier modificación sobre los PSS del SIN, seguir a cabalidad su plan de ajustes y actualizar los modelos de las unidades de generación. Finalmente, el CND y el Subcomité de Controles analizarán las posibles causas de dichas oscilaciones. 

9. Se enviaron comentarios al proyecto de Resolución CREG 701 027, “por la cual se adiciona el Anexo 6 de “Requerimientos técnicos de control de tensión y potencia reactiva para usuarios AGPE, AGGE con potencia máxima declarada menor a 5 MW y GD” a la Resolución CREG 174 de 2021”. Los mismos pueden ser consultados en la página web del Consejo.

10. El pasado 24 de enero del año en curso se llevó a cabo una reunión virtual con la firma belga N-SIDE, responsable junto con algunas universidades y TSO europeos, por el desarrollo de la herramienta FLEXPLAN, la cual permite considerar en el planeamiento operativo y de la expansión diferentes fuentes de flexibilidad (BESS, respuesta de la demanda, DER, FACTS, DFACTS, PST,  expansión de red convencional, DSO activos, entre otros). A la reunión también asistieron CELSIA, CND-XM y la UPME.

   Teniendo en cuenta lo anterior, se recomienda al CNO explorar la posibilidad de formular un proyecto piloto con N-SIDE, para analizar el efecto de estas fuentes de                    flexibilidad en la operación y expansión del SIN.

11. En el Comité de Operación el CND informó la nueva fecha de entrada en servicio de los Sistemas de Almacenamiento de Energía a través de Baterías-SAEB en la subárea Atlántico. Se estableció que dichos dispositivos estarían en operación en el año 2024, posterior a las obras del STR y STN de las convocatorias Atlántico y la subestación El Río 220 kV. En este sentido, bajo las condiciones definidas en los Documentos de Selección de los Inversionistas-DSI, se prevé que esta expansión podría tener beneficios marginales para la operación del SIN. Por lo anterior, y considerando que el desarrollador del proyecto aún no ha adquirido las baterías, se sugiere al Consejo enviar una comunicación a la UPME y MINENERGÍA, para estudiar la posibilidad técnica y jurídica  de solicitarle a CANADIAN SOLAR la incorporación de nuevas lógicas y funciones.

12. En el marco del proceso de actualización de los parámetros de las plantas térmicas, que reflejan las configuraciones reportadas por los agentes en el marco de la Resolución CREG 101 028, el CNO y CND evidenciaron que los cambios de algunos parámetros podrían tener efectos no deseados para la atención segura, confiable y económica de la demanda del SIN, ello bajo ciertas condiciones operativas.

Teniendo en cuenta lo anterior, y que actualmente el CND se encuentra desarrollando los modelos y aplicativos asociados al despacho económico bajo las nuevas condiciones regulatorias, y que aún no se ha evaluado el impacto sistémico bajo la nueva resolución, se envió comunicación a la CREG  solicitando extender el periodo de transición (artículo 6), mínimo por dos (2) meses más, de tal forma que pueda evaluarse el referenciado impacto y determinar si se cumple con el objetivo de la Resolución 101 028. La comunicación puede ser consultada en la página web del Consejo.

13. El pasado 31 de marzo del 2023 el CND socializó los informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo y Trimestral de Restricciones. Respecto a la condición actual y esperada del SIN, las conclusiones siguen siendo las mismas en relación a la criticidad de algunas áreas y subáreas del SIN, particularmente GCM, Bolívar, Caribe, Oriental, Meta, Bogotá y DISPAC. Respecto a estas dos últimas subáreas, se debe resaltar que para el caso del departamento del Chocó, su máxima demanda atendible es 24 MW y para algunos periodos de un día típico de operación, la demanda puede ser superior a 30 MW. En Bogotá, el número de restricciones de alerta pasó de 16 a 28, lo cual es consecuente con las condiciones actuales de atención de la demanda en el norte de la sabana de Bogotá. Al respecto, ENEL copió al CNO la comunicación enviada a MINENERGIA, donde se advierten los riesgos para la atención de la demanda de esta fracción del SIN y se plantean algunas medidas de mitigación. Este punto será tratado en la reunión de seguimiento del área Oriental  del día de hoy.

14. Recientemente fue adoptado por MINENERGIA el Plan de Expansión de Transmisión 2022–2037 de la UPME. Al respecto, para dicha versión no fueron acogidas observaciones enviadas durante el proceso de recepción de comentarios a la versión preliminar. Teniendo en cuenta lo anterior, el balance de restricciones sin obras que se está construyendo desde el Subcomité de Análisis y Planeamiento Eléctrico-SAPE, y la formulación de las recomendaciones derivadas de la cuarta versión del estudio de flexibilidad del CND se sugiere enviar una comunicación a la Unidad advirtiendo sobre los riesgos identificados para la atención confiable y segura de la demanda en el mediano y largo plazo.

15. En el Comité de operación se presentó el estado de avance de los proyectos solares fotovoltaicos El Paso y La Loma. Respecto a este último, se solicitó por parte de ENEL la posibilidad de modificar el Acuerdo 1612, con relación a la alternativa de habilitar el proceso de ejecución de pruebas cuando se identifique por parte del CNO que no se evidencia ningún riesgo para la operación del SIN. Lo anterior no está contemplado actualmente en dicho Acuerdo, donde las referenciadas pruebas sólo pueden iniciar cuando se cumplen las condiciones establecidas por la UPME en sus conceptos de conexión.

    El Consejo aclaró que si bien entiende la situación que está enfrentando ENEL respecto a la puesta en servicio de la planta la Loma, la modificación propuesta no estaría          alineada con las condiciones definidas por la Unidad en los conceptos de conexión.

16. Nuevamente se identifican situaciones que pueden atentar sobre la confiabilidad de la atención de la demanda del SIN, por bloqueos a la movilidad del personal de operación y mantenimiento de la infraestructura eléctrica del país. TERMOCANDELARIA reportó recientemente limitaciones a la circulación del personal  los días 3, 12 y 15 de enero del año en curso. Adicionalmente, CELSIA informó sobre el atentado que sufrió la planta Merilectrica el pasado 27 de enero del 2023, la cual afectó el edificio administrativo central. Asimismo, PROMIGAS informó sobre la interrupción en el suministro de gas a la población de Manaure desde el día 23 de enero, por acciones de hecho de las comunidades de Damasco, Porciosa, Florida Cero y Cousharapo. Estas situaciones han sido informadas al MME en el marco de la Circular CNO 106 de 2022.   

• Se aceptan los seis (6) primeros invitados siguiendo el criterio “primero en el tiempo, primero en el derecho”. Para la reunión de febrero del Consejo se esperan propuestas para analizar cómo se incorporarían los otros invitados, cuando el total de solicitudes de participación sea mayor a seis (6). Entre las alternativas planteadas se mencionan cuotas moderadoras y cubrimiento de cada una de las actividades que están presentes en el CNO. De todas formas, se llama la atención sobre la importancia de cubrir en primera instancia las “plazas” vacantes que a la fecha están disponibles según lo definido en la Ley 2099 del 2022.

• Se acuerda enviar los resultados de la encuesta de los desarrolladores de proyectos a la Ministra de Minas y Energía.

• Respecto a la necesidad o no de llevar a cabo pruebas de sintonía cuando se intervenga al subsistema de comunicaciones del AGC, se acuerda que este tema vuelva al Comité de Operación-CO. El objetivo será la definición de un procedimiento rápido y robusto, para determinar si se requieren o no dichas pruebas de sintonía, y eventualmente, su inclusión en el Acuerdo 1426. El “case” del procedimiento lo formulará el CND-XM. Por ahora se aplicará el acuerdo CNO. 

• Respecto a la ciberseguridad del SIN, el CND-XM manifiesta que están recibiendo muchos amenazas de ataques. Solicita se actualice y revise el Acuerdo correspondiente.

• En relación al estado y desarrollo de los proyectos de expansión, se acuerda enviar comunicación a la ANLA, informando sobre los cuellos de botella que se presentan para el licenciamiento de dichas obras.

• En las siguientes gráficas se presenta el comportamiento de las principales variables del SIN:

• En las siguientes gráficas se presenta el panorama energético de mediano plazo:

Se realiza una sensibilidad, considerando solo aquellos proyectos que tiene Obligaciones de Energía Firme (OEF) con un atraso de un año en su Fecha de Puesta en Operación (FPO) sobre el modelo estocástico.

Se realiza otra sensibilidad considerando aquellos proyectos que solo tienen Obligaciones de Energía Firme (OEF) con un atraso de un año en su Fecha de Puesta en Operación (FPO), sobre un escenario determinístico crítico: Hidrología Ene 2015 – Dic 2016.

• En las siguientes ilustraciones se presentan las principales situaciones operativas:

Oscilaciones del SIN

En la presentación adjunta del CND se evidencian varios casos de activación de modos de oscilación de baja frecuencia. Para algunos de ellos su frecuencia varió entre 0.07 y 0.09 Hz y se observó un bajo amortiguamiento. Asimismo, la duración de estos eventos ha alcanzado los 14 minutos. Al respecto, el CND recalcó la importancia de informar sobre cualquier modificación sobre los PSS del SIN, seguir a cabalidad su plan de ajustes y actualizar los modelos de las unidades de generación.

Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo

El CND menciona que se está estudiando si se declarará o no en emergencia a la subárea Choco-DISPAC.  A pesar de lo anterior, el Consejo acuerda citar al grupo seguimiento lo más pronto posible.

Informe Trimestral de Restricciones

En este punto, respecto a la recomendación de los compensadores síncronos, la UPME menciona que para los casos donde estos dispositivos se conecten a nivel del SDL, se debe preguntar a los Operadores de Red su voluntad de ejecutar las obras.

Se presenta el balance de las acciones adelantadas por el CND con los representantes de las plantas No Despachadas Centralmente, tendientes a mejorar la declaración diaria de disponibilidad y disminuir la diferencia de la generación real frente al despecho, así mismo se presentó el estado de la supervisión de las plantas mayores a 5 MW.

En la presentación anexa a esta Acta se presenta el detalle de los indicadores de operación.

En la siguiente gráfica se muestra el estado de las principales convocatorias del STR y STN a las cuales les hace seguimiento la Unidad.

- Próxima reunión ordinaria el 2 de marzo de 2023.