Reunión CNO 748
Lista de asistencia
Empresa | Nombre Asistente | Invitado | Miembro |
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CNO | Adriana Perez | SI | NO |
CNO | Alberto Olarte | SI | NO |
CNO | Marco Antonio Caro Camargo | SI | NO |
PROELECTRICA | Carlos Haydar | NO | SI |
EBSA | Carlos Julio Moreno Lemus | SI | NO |
MINENERGÍA | Carlos Eduardo Martinez | SI | NO |
GECELCA | Carolina Palacio | NO | SI |
XM | Diego Felipe García | NO | SI |
ENERTOTAL SA ESP | Yamir Dario Sanchez | NO | SI |
TEBSA | Eduardo Ramos | NO | SI |
ENERTOTAL SA ESP | Eliana Garzón | NO | SI |
EPM | German Caicedo | NO | SI |
Energía del Suroeste | Gabriel Jaime Ortega | NO | SI |
CELSIA | German Garces | NO | SI |
ENEL Colombia | Gina Pastrana | NO | SI |
AIR-E S.A.S. E.S.P. | Henry Andrade López | NO | SI |
UPME | Hector Rosero | SI | NO |
Compañia Eléctrica de Sochagota | John Camargo | SI | NO |
PRIME TERMOFLORES | Jose Serje | SI | NO |
UPME | José Morillo | SI | NO |
AES COLOMBIA | Juan Carlos Guerrero | NO | SI |
ISAGEN | Juan Esteban Flórez | NO | SI |
GECELCA | Juan Manuel Salas | NO | SI |
Energía del Suroeste | Julieta Naranjo | NO | SI |
ENEL Colombia | Karina Ruge | NO | SI |
MINENERGÍA | Luis Alberto Orjuela | SI | NO |
EPM | Luz Marina Escobar | NO | SI |
TERMONORTE | Manuel Vasquez | SI | NO |
GEB | Miguel Mejía Uribe | NO | SI |
CELSIA | Marcelo Javier Alvarez Ríos | NO | SI |
ISAGEN | Mauricio Arango | NO | SI |
EPM | Mauricio Correa | NO | SI |
TEBSA | Mauro Gonzalez | NO | SI |
Compañia Eléctrica de Sochagota | Sergio Velasco | SI | NO |
Compañia Eléctrica de Sochagota | William Castellanos | SI | NO |
ENEL Colombia | Yohana Galvis Silva | NO | SI |
XM | Carlos Cano | NO | SI |
XM | Juan Carlos Morales | NO | SI |
CNOGas | Fredi Lopez | SI | NO |
IDEAM | Julieta Serna | SI | NO |
UPME | Karol Enrique Cifuentes | SI | NO |
Agenda de reunión
N° | Hora | Descripción |
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1 | 08:30 - 09:15 | Informe IDEAM. |
2 | 09:15 - 09:45 | Aprobaciones
Actas pendientes. Acuerdos. |
3 | 09:45 - 10:45 | Informe secretario técnico. |
4 | 10:45 - 11:45 | Presentación XM – Situación Eléctrica y Energética. |
5 | 11:45 - 12:15 | Informe UPME. |
6 | 12:15 - 12:30 | Varios. |
Verificación quórum | SI |
Desarrollo
Punto de la agenda | Plan operativo | Objetivo | Acción | Presentación | Inclusión plan operativo |
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1. INFORME IDEAM |
NO |
Presentar el informe de la situación hidrometereológica y las predicciones de evolución del clima en el país.
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INFORMATIVO |
SI |
NO |
Desarrollo
El informe inicia con los registros históricos récords de temperaturas máximas en tres diferentes zonas del país durante el mes de marzo. El clima nacional sigue altamente influenciado por el ENOS y por las ondas MJO. En abril estas últimas transitaron en sus fases subsidentes y convectivas durante las semanas del mes. En cuanto al comportamiento oceánico existen condiciones anómalas cálidas en las aguas superficiales de la mayor parte de la franja ecuatorial en tanto que en subsuperficie se destacan anomalías negativas entre la cuenca central y oriental. Se presenta un núcleo de agua cálida entre la superficie y los 50 m de profundidad en tanto que existe un núcleo de agua fría destacándose en la franja ecuatorial. en cuanto a la atmosfera transitoriamente los Alisios están debilitados. Respecto a las anomalías de las precipitaciones en los primeros 20 días de abril, fueron tan profundas que en lugar de ser un mes de transición parecía un mes típico de lo mas profundo del verano. Los primeros 12 días de mayo estarán muy influenciados por MJO en su fase que inhibe lluvias. La OMM favorece la continuidad de El Niño durante mar-may/2024 con un 60% de probabilidad y 40% para la fase Neutral. En abr-jun/2024 con un 80% de probabilidad para la fase Neutral. La NOAA muy parecido que El Niño continúe con un ENOS-Neutral con probabilidad de 85% durante abr-jun/2024) y seguido una probabilidad de 60% de desarrollo de La Niña entre jun-ago / 2024. Se inicia a comienzos de junio la temporada de huracanes en el Atlántico.
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Conclusiones
- Lluvias en mayo entre 45 y 40 % y en junio entre 40 y 45 % y para julio de 65% de probabilidades de excedencia. - Se inicia a comienzos de junio la temporada de huracanes en el Atlántico. - Se espera un evento Niña típica y moderada.
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2. ACTAS Y ACUERDOS |
NO |
Presentar las actas pendientes de aprobación y los acuerdos recomendados también para aprobación por parte del Consejo. |
APROBACIÓN |
SI |
NO |
Desarrollo
- ACTAS:
Se aprueba el acta 736 y se da una semana más para comentarios de las actas restantes. - ACUERDOS:
Se aprueba el acuerdo recomendado. |
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Conclusiones
- Se aprueba el acta 736.
- Se aprueba el acuerdo "Por el cual se aprueba la actualización del "Procedimiento para la verificación de las funciones de control de tensión de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR y de los autogeneradores conectados al STN y al STR sin entrega de excedentes".
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3. INFORME CNO 748 |
NO |
Presentar informe CNO 748 |
INFORMATIVO |
SI |
NO |
Desarrollo
Temas administrativos
1. AIR-E contactó al CNO para expresar la voluntad de hacer las gestiones de pago pendientes, sin embargo, a la fecha no se ha registrado ningún pago o algún ofrecimiento de este. Por lo anterior, y de acuerdo con lo previsto en el artículo 86 del Reglamento Interno del CNO-Acuerdo 1804 de 2024, se solicita al CNO ratificar la instrucción a Alianza Fiduciaria, de calcular y cobrar intereses de mora a la empresa AIR-E, a la tasa máxima establecida para las obligaciones comerciales, sobre los siguientes valores: $47.595.037,33 correspondiente a la segunda cuota de funcionamiento del año 2023. $28.560.000,00 por concepto del patrocinio de las Jornadas de Distribución del año 2023. $56.737.117,20 correspondiente a la primera cuota de funcionamiento del año 2024. El CNO ratifica el envío de la instrucción a Alianza del cobro de los intereses de mora y AIR-E acepta lo previsto en el Reglamento Interno y manifiesta que sin embargo, continúan haciendo las gestiones internas para el pago pero hasta el momento no se ha manifestado una fecha para pago. Por ahora se pasara a Alianza la instrucción para el cobro de los intereses de mora, se esperara 1mes más y se informará al C N O para el inicio del cobro prejurídico si en mayo no se logra.
Temas técnicos
2. El pasado 30 de abril del año en curso se llevo a cabo la Plenaria de Operadores de Red. En ella se abordaron los siguientes temas: limitación de suministro, racionamiento programado, modelación de la red equivalente en el marco de la Resolución CREG 148 de 2021, requerimientos en las protecciones eléctricas para administrar el riesgo de inestabilidad de tensión y herramientas tecnológicas para gestionar afectación de usuarios en el SDL. El video de la jornada y las presentaciones están disponibles en la página web del Consejo.
4. A continuación, se presentan los temas de mayor relevancia de los Subcomités y Comités para conocimiento del Consejo:
- Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE: El Subcomité se reunió de manera extraordinaria para aprobar medidas operativas (Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema-ESPS y Automatismos de control de Tensión) en varias subáreas del área Caribe. La situación más compleja se observó en la subestación Nueva Montería 220/110 kV, lo anterior debido a la indisponibilidad del transformador Urrá 220/110 kV por explosión de Transformador de Corriente-CT en barra del STR, y no cubrimiento de contingencia sencilla a nivel de transformación STN/STR. Lo anterior, antes de la instalación del ESPS, ameritó la desconexión preventiva de demanda en Montería de hasta 50 MW, ello en el marco de la Resolución CREG 224 de 2016. A pesar de lo anterior, se sigue observando agotamiento de la capacidad de transformación 500/110 kV en Chinú y bajas tensiones en El Carmen 110 kV. El ESPS para la subárea Chocó-DISPAC ya fue conceptuado por el Subcomité, y el Operador de Red lo implementó. Con relación a la recuperación de las compensaciones capacitivas a nivel del SDL, continúan los imprevistos financieros de la compañía que imposibilitarían cumplir con dicha medida. Respecto a la solución estructural, a la fecha la obra no ha sido establecida. Asimismo, siguen los problemas de reporte de información y gestión de eventos por parte de DISPAC, motivo por el cual se agendó reunión para el próximo 6 de mayo del año en curso con el Operador de Red. Se compartió con el Subcomité el formato que permite establecer la capacidad de corte de los elementos que constituyen una subestación del STN y STR, para contrastar dicho valor con el nivel de cortocircuito calculado por el CND. La información debe ser diligenciada antes del 24 de mayo del año en curso. - Subcomité de Planeamiento Operativo-SPO: La senda de referencia definitiva, establecida por la CREG, ya fue publicada por el CND y esta disponible para consulta en su página web. Si bien se sugirió a la Comisión tener en cuenta la real condición del embalse como punto de partida, la senda definitiva parte del último valor de la senda de verano 2023-2024. Las conclusiones del SPO, respecto a la recomendación de actualizar la senda de verano 2023-2024 para los días que faltan del mes de abril del año en curso, fueron las siguientes:
- Subcomité de Recursos Energéticos Renovables-SURER: El subcomité analizó, si el valor reportado al CND (IDO) para el embalse “agregado Bogotá” era el volumen útil disponible para la generación de energía eléctrica. Al respecto, ENEL propuso al Operador del Sistema adicionar una columna en el IDO, correspondiente al “volumen disponible”. Se acordó para la próxima reunión ordinaria del SPO, que el SURER presente su recomendación respecto al cálculo de desbalances con una ventana móvil de seis (6) años. ANLA presentó su estrategia de monitoreo del recurso hídrico, y solicitó al Subcomité transferencia de conocimiento respecto a la captura y administración de datos hidrológicos y meteorológicos, portales de visualización y el marco normativo y acuerdos CNO que fundamentan estas actividades.
- Subcomité de Plantas-SP: Se analizaron en detalle todas las consignaciones asociadas a los mantenimientos de las plantas de generación del SIN. A partir de ellas, y por solicitud del CACSSE, se establecieron las horas de operación de cada una de las centrales térmicas, contrastando las mismas con las horas máximas de cada unidad antes de entrar a mantenimiento. Respecto al balance de la última reunión, GECELCA 32 y TEBSA manifestaron que deben entrar a mantenimiento, lo cual representa una diferencia de casi -400 MW. Cabe mencionar que en ese momento TERMONORTE se encontraba indisponible por falla. El ejercicio anterior se replicará nuevamente el próximo viernes 3 de mayo del año en curso. Se plantaron los ejes temáticos de la Jornada de Plantas, estos son: i) requisitos para la entrada en operación de la generación basada en inversores; ii) pequeños reactores nucleares; iii) reconversión de plantas térmicas en compensadores síncronos; iv) “clean coal”; v) mecanismos alternativos de confiabilidad (caso Dinamarca y Noruega); vi) “hydropower by desing”; vii) coordinación gas/electricidad; viii) tecnologías de refrigeración para ciclos combinados, y ix) modelamiento de ciclos combinados en el despacho económico.
Respecto a la revisión de los Acuerdos CNO 1223 y 1359, el subcomité recomendó al Comité de Operación-CO actualizar el primero, considerando los ajustes asociados al control de tensión de los Autogeneradores que no entregan excedentes al SIN. Respecto al 1359 (modelos), el mismo se dejó para observaciones del subcomité durante un mes más. CELSIA presentó los análisis y simulaciones correspondientes al aporte de los dispositivos BESS en el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, lo cual implicaría un ajuste a la Resolución CREG 060 de 2019 en varios de sus artículos (centralización de algunos requisitos sobre dispositivos ubicados fuera del punto de conexión).
5. Respecto al seguimiento a la implementación de las medidas operativas para el área Oriental, se llevó a cabo reunión CNO-CND-ENEL, vale la pena destacar: El Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS del norte de la sabana de Bogotá sería local y tipo 4, dado que esta es la zona con mayor impacto respecto a bajas tensiones ante N-1 a nivel de STN y STR. ENEL está llevando a cabo las simulaciones correspondientes al ESPS y presentará próximamente al grupo de trabajo los resultados. Se recomendó por parte del grupo de trabajo tener dos mesas de seguimiento al área Oriental, la vigente, donde se gestione la entrada de los proyectos y se busque una estrategia más directa para asegurar la operación comercial de las expansiones; y otra mesa más operativa, donde aparte de ENEL, CND y CNO, estén los transportadores y desarrolladores de los proyectos.
6. La CREG respondió la comunicación enviada sobre la recomendación del Consejo respecto a la revisión del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento-ESRD. La Comisión indicó que analizarán la misma, y socializarán sus análisis.
7. Sobre las restricciones de descarga de Ituango impuestas por la Autoridad Ambiental en la estación Olaya, se gestionaron reuniones, en el marco del CACSSE, entre MINENERGÍA, EPM, ANLA, MADS y CREG. Al margen de lo anterior la situación sigue invariante, motivo por el cual el Comité de Operación recomienda al Consejo enviar nuevamente otra comunicación sectorial. En el marco de la Circular CNO 133, se reportó a MINENERGIA y el CACSSE los bloqueos sobre la infraestructura eléctrica y energética del SIN, específicamente la subestación CERROMATOSO 500/230 kV y las plantas de generación GECELCA 32, SALVAJINA, TESORITO e ITUANGO. Adicionalmente, se informó sobre la retención de personal de la planta PORCE III, y la extorsión al contratista de TRANSELCA, FERTECNICA, lo cual puso en riesgo el mantenimiento de las líneas a nivel de 220 kV TERMOGUAJIRA-SANTA MARTA y TERMOCOL-TERMOGUAJIRA. Las situaciones reportadas en cumplimiento de la Circular 133 han sido solucionadas.
8. ENEL solicitó a MINENERGÍA la declaración del proyecto Sopó 230 kV y redes asociadas como urgente.
9.MINENERGÍA solicitó el diligenciamiento de una encuesta, mediante la cual se quieren identificar oportunidades de mejora en los siguientes aspectos: i) disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el SIN; ii) regulación de las actividades de Autogeneración a Pequeña Escala-AGPE y de Generación Distribuida-GD en el SIN; iii) conveniencia de habilitar el mecanismo de subastas de contratación de largo plazo de energía eléctrica por parte de MINENERGÍA, y iv) requisitos para la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN. Se solicita que esta encuesta la diligencien los miembros del CNO por separado y se hará la consolidación para el envío a MME.
10. Durante el año 2024 se han dado 24 instrucciones de racionamiento por parte del CND por agotamiento de la red, casi todas en ellas en el área Caribe. Vale la pena mencionar que en el año 2023 se impartieron 149 instrucciones y que, si bien la subestación La Loma 110 kV y redes asociadas mitigaron la situación, las problemáticas estructurales a la fecha no tienen solución. Se recomienda citar a reunión del área Caribe para hacer seguimiento a la situación.
11. Respecto a los posibles impactos operativos por la situación de bajos precios de oferta del recurso hidroeléctrico en un momento donde el nivel del embalse agregado del SIN esta ligeramente por encima del 30 %, el Comité de Operación-CO recomienda al Consejo proponer en el CACSSE realizar un monitoreo a las cuencas pequeñas, que tienen asociadas plantas de generación y que podrían, de persistir las lluvias de los últimos días, incrementar su probabilidad de vertimiento. Asimismo, analizar la disponibilidad de gas natural para las plantas térmicas que tienen Opciones de Compra de Gas-OCG. Analizar la disponibilidad de gas para los contratos OCG. El CNO gas menciona el efecto en los costos de GNL, que se está renominando a la baja como es el caso de Tesorito y menciona que los agentes térmicos propiciaron la compra de gas. Revisar el mínimo térmico en el despacho. Los agentes térmicos atendieron la señal dada. Y en general se propone que la exportación de energía a Ecuador se extienda a plantas con gas. Señales: no hay generación térmica. Permanece la señal de intervención de los recursos hídricos y obliga a mantener generación, que no va en línea de la recuperación del embalse. Las medidas no ayudan a la recuperación del embalse agregado. Dar la señal a la CREG que se termine la intervención y que las medidas que se tomen se hagan con un criterio técnico. Si se está evaluando semanalmente, los agentes hacen compromisos que después toca reversar y eso hace que los agentes incurran en sobrecostos. Respecto al ESRD, que fue pensado para actuar en el mercado y para que actuara la generación térmica. El manejo de la senda era el instrumento para aplicar la regla del ESRD. Se considera que la intervención genera distorsiones en las reglas de mercado y esto se debe sumar a las Lecciones Aprendidas.
12. Se llevó a cabo la reunión conjunta de los Comités de Operación, Transmisión, Distribución y Ciberseguridad, donde el CND socializó los resultados de los Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano y Largo Plazo. De estos vale la pena resaltar:
13. A continuación, se presenta el resumen de las reuniones del CACSSE 21, 22, 23, 24 y 29 de abril del año en curso:
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Conclusiones
- Citar Grupo Area CARIBE. - Proponer que exportaciones a Ecuador se extiendan a plantas con cualquier combustible y no solo con combustibles líquidos y llevar al siguiente CACSSE. - El CNO ratifica el envío de la instrucción a Alianza del cobro de los intereses de mora por las cuotas de AIR-E pendientes de pago - Se elaborara un documento con lecciones aprendidas del fenómeno del Niño.
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4. PRESENTACION XM SITUACION ENERGETICA Y ELECTRICA |
NO |
INFORMATIVO |
SI |
NO |
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Desarrollo En las siguientes gráficas se presenta el desempeño de las principales variables energéticas:
En las siguientes gráficas se presenta el panorama energético de mediano plazo:
En este punto Sochagota dice que, si el mes de mayo es deficitario como lo informó el IDEAM, y la térmica es de 30 GWh día, no se subiría el embalse agregado del SIN. TEBSA comenta que no pueden haber “tumbos” en las posiciones del gobierno; un día so 0 GWh de meta térmica, después de 60 GWh día, y así cíclicamente. Se propone sugerir a MINENERGÍA desmontar la intervención, totalmente. El CND indica que, si se levantan todas las medidas, el intercambio con Ecuador podría volver al mecanismo TIES, y si es así, podía que las hidroeléctricas participaran con esa exportación, motivo por el cual Betania y Quimbo podrían desembalsar. Por eso se concluye recomendar al Ministerio levantar todas las medidas, pero la de exportaciones limitarlas a térmica en general conel uso de cualquier combustible. En las siguientes gráficas se presenta el resumen de las principales situaciones operativas:
El CND presenta un resumen del Informe Itrimestral de Restricciones:
Finalmente, el CND comenta que los indicadores de la operación se adjuntan al Acta con la presentación, sin embargo destaca:
El CND comenta que los proyectos de expansión del área Oriental estarían en el mejor de los escenarios en el año 2026. Comenta que la situación en Caquetá y Norte de Santander ameritan la conformación de un grupo de seguimiento. |
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Conclusiones |
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5. INFORME UPME |
NO |
Presentar el estado y avance de los proyectos por convocatoria en desarrollo en el SIN.
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INFORMATIVO |
SI |
NO |
Desarrollo
Vale la pena destacar:
Finalmente, la UPME comenta que al grupo de Generación de la Subdirección de Energía Eléctrica se anexará el Grupo de Cobertura, e indican que el nuevo Plan de Expansión de Generación se simulará con Red. En este punto el Consejo sugiere definir el curso de acción para resolver los problemas de corto circuito del SIN, teniendo en cuenta que es un tema complejo, dado que no es solo repotenciar equipos, es mirar las restricciones por indisponibilidad y tomar la mejor decisión. Asimismo, sugiere incluír a la CREG. |
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Conclusiones |
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6. VARIOS |
NO |
INFORMATIVO |
NO |
NO |
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Desarrollo
- La siguiente reunión del C NO se programa presencial el 6 de junio. |
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Conclusiones |
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Presidente - Marcelo Alvarez | Secretario Técnico - Alberto Olarte |
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