El secretario técnico del Consejo Nacional de Operación - CNO le presentó al Comité de Distribución las actividades que se han venido desarrollando por parte del consejo, los temas más relevantes del informe fueron:

Aspectos Administrativos

• No se resaltaron aspectos relevantes.

Aspectos técnicos

• El CND presentó las recientes situaciones operativas en las subáreas Bolívar, Córdoba-Sucre y GCM, que implicaron superar su máxima demanda atendible. Se referenciaron las bajas tensiones en El Carmen 66 kV, sobrecargas bajo condiciones normales de operación y contingencias sencillas en el enlace Nueva Montería-Río Sinú 110 kV y el agotamiento de la capacidad de transformación a nivel de STR/SDL en la subestación Valledupar. Se recalcó por parte del Operador del Sistema que la solución a estas situaciones estaría en el mejor de los escenarios en el año 2026, motivo por el cual, si no se toman medidas de mitigación urgentemente, se tendría que incurrir en constantes instrucciones de racionamiento. 
• ENEL presentó el avance de los estudios asociados a un nuevo Esquema Suplementario de Protección del Sistema-ESPS en el área Oriental, como medida operativa para mitigar situaciones de demanda no atendida por el atraso de los proyectos de expansión en el STN y STR. El Operador de Red indicó que el alcance del mismo se está definiendo con el CND, motivo por el cual una vez se cumpla dicho hito, informará al Subcomité el cronograma de instalación del ESPS. 
• Se reunió nuevamente el grupo EDAC-DER. En dicha sesión se presentó por parte de CHEC una propuesta metodológica de selección óptima de circuitos para el Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia-EDAC, considerando Recursos Energéticos Distribuidos-DER. Asimismo, el CND socializó los análisis de estabilidad de frecuencia ante diferentes escenarios de participación de DER. Es evidente que ante escenarios de penetración superiores al 60 % de la generación Basada en Inversores-IBR, desbalances carga-generación superiores al 10 % activarían todas las etapas del EDAC.
• A partir de las simulaciones del CND se concluye que la desconexión del 5 % de la carga en cada etapa del EDAC es compleja, y se tornaría aún más crítica con la masificación de las DER. Asimismo, se comenta que el SIN tiene un límite a la incorporación de los IBR, lo cual también impactaría el criterio de selección de los circuitos para el Esquema; es decir, no se deberían seleccionar circuitos que tengan una alta participación de DER. 
• Grupo de seguimiento Chocó-DISPAC: En la reunión el Operador de Red informó que no tiene personal para gestionar los eventos de protecciones (Acuerdo 1617), y sigue la mala implementación de los estudios de coordinación, lo cual ocasionó eventos de DNA. Fue por lo anterior que el Consejo envió comunicación al OR, con copia a la SSPD, advirtiendo sobre estas situaciones. Respecto a las medidas de mitigación, DISPAC indicó que este año serán implementadas dada la mejoría de la situación financiera de la compañía. Por todo lo anterior, se programará nueva reunión con el grupo de trabajo del plan de choque DISPAC, donde participan la SSPD y la UPME, con el fin de revisar el plan de acción a corto, mediano plazo y largo plazo.
• En el Comité de Distribución-CD se comentó por parte del CND que EMCALI no está cumpliendo con los plazos establecidos en el Acuerdo CNO 1617, para la entrega de la información asociada a la ocurrencia de eventos; en este sentido, se sugiere al CNO enviar una comunicación sobre la importancia del cumplimiento de dicho Acuerdo, y la solicitud del envió de la información del evento ocurrido en la subestación San Luis 115 kV.
• Se expidió por parte de la CREG la Resolución 101 043, por la cual se establece un programa transitorio para la participación de la demanda en la bolsa de energía.
• De acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 101 039, que modificó la Resolución CREG 101 022 de 2022, el CNO debe actualizar la lista de verificadores de los planes de inversión de los Operadores de Red, con el fin de aumentar la lista de firmas y equipos elegibles. 
• Se llevó a cabo reunión UPME-CND-CNO para revisar la priorización de los proyectos urgentes que se necesitan en las áreas críticas Caribe, Chocó-DISPAC y Oriental, los cuales según la Unidad tendrán en menos de dos (2) meses sus Términos de Referencia. Asimismo, la UPME sugirió la elaboración de un documento sectorial donde se establezcan las obras estratégicas que necesita el Sistema. 
• Compensadores sincrónicos en el STR Caribe: Inicialmente los Operadores de Red incumbentes no estarían interesados en la ejecución de estas expansiones. 
• Subestación Magangué 500/110 kV y redes asociadas: El CNO recomendó a la UPME revisar la conveniencia de enmallar la red del STR y la red a 500 kV, desde el punto de vista de flujo de carga y estabilidad. 

• Se llevó a cabo reunión con la CREG para aclarar algunos aspectos del concepto emitido por dicha Comisión sobre el seguimiento al factor de potencia en las barras del STR y STN. Al respecto, se confirmó la competencia regulatoria que tiene el CND para realizar el mismo. 
• Refuerzo Nueva Montería-Río Sinú-Tierra Alta-Urrá: El CND enfatiza que la zona está colapsada, y que operativamente los ESPS ya no son suficientes. Al respecto, la UPME comenta que está estudiando la posibilidad de ejecutar esta expansión bajo la connotación de emergencia.
• Respecto al área Caribe el Consejo y el operador del SIN comentan que esta fracción del SIN necesita muchas obras dado su agotamiento generalizado. Se recuerda que en la zona hay más de 30 ESPS activos, barras con tensiones por debajo de 0.9 en p.u. y elementos sobrecargados bajo condiciones normales de operación.

• Respecto a la subárea Chocó-DISPAC, el CND recomendó a la UPME ejecutar el SVC de la subestación Certegui 110 kV y la nueva subestación Nueva Quibdó 230/110 kV bajo la figura de emergencia. 
• En el área Oriental la Unidad presenta las obras que está estudiando. El CND llama la atención sobre los tiempos de ejecución para la puesta en servicio de las mismas.
• Respecto a otras subáreas, el CND sugiere considerar a la subestación Tonchalá 230 kV y el SVC de la subestación Insula (Norte de Santander) como obras urgentes; la Unidad comenta que está de acuerdo. Asimismo, se acordó definir un paquete de obras para el departamento de Caquetá dada la crítica situación que se vislumbra en el mediano plazo. 
• El Consejo recomienda definir rápidamente el curso de acción sobre el nivel de cortocircuito en varias subestaciones del STN y STR, así como una revisión de las obras faltantes, tomando como criterio las zonas donde hoy, por agotamiento de red, se raciona para no superar la máxima demanda atendible.