Medidas para asegurar el abastecimiento de la demanda en el verano 2020 2021

República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
RESOLUCIÓN No. 080 DE 2020
( 29 ABR. 2020 )
Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter
general “Por la cual se adoptan medidas para asegurar el abastecimiento de
la demanda de energía en el verano 2020-2021."
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las
conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos
1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.
C O N S I D E R A N D O Q U E:
Conforme a lo dispuesto por el artículo 8 del Código de Procedimiento
Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y el artículo 33 de la
Resolución CREG 039 de 2017, la Comisión debe hacer público en su página
web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda
adoptar.
El reglamento interno de la CREG, Resolución CREG 039 de 2017, artículo 33,
señala que se podrán publicar proyectos de regulación por plazos menores a
los allí previstos, cuando el proyecto de resolución tenga menos de cinco (5)
artículos.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 1002 del 29 de
abril de 2020, aprobó hacer público el proyecto de resolución “Por la cual se
adoptan medidas para asegurar el abastecimiento de la demanda de energía en
el verano 2020-2021.”
R E S U E L V E:
ARTÍCULO 1. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se adoptan
medidas para asegurar el abastecimiento de la demanda de energía en el verano
2020-2021.”

RESOLUCIÓN No. 080 DE 29 ABR. 2020 HOJA No. 2/7
general “Por la cual se adoptan medidas para asegurar el abastecimiento de la
demanda de energía en el verano 2020-2021.”
ARTÍCULO 2. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales
municipales y departamentales competentes, y a la Superintendencia de
Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o
sugerencias sobre la propuesta, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a
la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de
Regulación de Energía y Gas.
ARTÍCULO 3. Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán
dirigirse al Director Ejecutivo de la Comisión, al correo electrónico
creg@creg.gov.co
ARTÍCULO 4. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones
vigentes por tratarse de un acto de trámite.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C. a 29 ABRIL 2020
MARÍA FERNANDA SUÁREZ LONDOÑO JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministra de Minas y Energía
Presidente
Director Ejecutivo

PROYECTO DE RESOLUCIÓN
Por la cual se adoptan medidas para asegurar el abastecimiento de la
demanda de energía en el verano 2020-2021.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las
conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524
y 2253 de 1994 y 1260 de 2013,
C O N S I D E R A N D O Q U E:
La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la
regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio
mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en
beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le
atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las
funciones de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta
energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales,
económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la
competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener
en cuenta la capacidad de generación de respaldo; valorar la capacidad de
generación de respaldo de la oferta eficiente; definir y hacer operativos los
criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía; y
determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre
competencia.
De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de
1994, y el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 del mismo año, le corresponde a
la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento
del Mercado Mayorista y realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución
de la operación del Sistema Interconectado Nacional.
El artículo 88 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la Comisión de
Regulación de Energía y Gas adoptar el Estatuto de Racionamiento.
Con la Resolución CREG 217 de 1997, la Comisión adoptó el Estatuto de
Racionamiento, el cual fue modificado y complementado por la Resolución
CREG 119 de 1998.
Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno
de El Niño 2009-2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró
necesario definir reglas particulares sobre la operación del Sistema

Interconectado Nacional y el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista
ante condiciones de riesgo de desabastecimiento, las cuales fueron adoptadas
mediante las Resoluciones CREG 026 y CREG 155 de 2014.
La Resolución CREG 026 de 2014 dispone el seguimiento de las variables
energéticas y de mercado y, a partir de niveles de alerta de las mismas, se
activa un mecanismo cuyo objetivo es asegurar la sostenibilidad de la
confiabilidad del sistema.
A la fecha, los embalses del SIN, así como los aportes hídricos del mes de abril
de 2020, se encuentran en mínimos históricos, y, no obstante que los
indicadores definidos en la Resolución CREG 026 de 2014 establecen una
condición de vigilancia frente al riesgo de desabastecimiento, los análisis
energéticos indican que en las actuales condiciones de operación, no se está
almacenando agua, tal como se requeriría en esta época del año para alcanzar
los niveles de embalsamiento necesarios para garantizar la confiabilidad del
sistema en la estación de verano 2020-2021.
Los pronósticos del IDEAM indican que, aunque se prevé que en el mes de
mayo se deberían tener precipitaciones cercanas al promedio histórico, los
meses de junio y julio tendrían precipitaciones por debajo de la media
histórica, y existe total incertidumbre sobre la evolución de las precipitaciones
en los meses siguientes. Adicionalmente, existe la probabilidad de que se
presenten condiciones anormalmente secas para el verano 2020-2021.
Durante el verano 2019-2020 se han presentado hidrologías muy por debajo
de la media histórica, y, tal como se señaló, los aportes de los embalses
escasamente alcanzaron un valor aproximado al 61% de la media histórica,
muy por debajo de lo esperado para esta época del año, con sus consecuencias
en la disminución del nivel de los embalses.
Mediante Decreto Legislativo 417 de 2020, el Presidente de la República en
desarrollo de las facultades conferidas en el artículo 215 de la Constitución
Política, declaró el Estado de Emergencia Económica y Social ante la situación
generada por la pandemia COVID 19. Posteriormente, mediante los Decretos
457, 531 y 593, el Gobierno Nacional ordenó el asilamiento preventivo
obligatorio para preservar la vida, la salud y evitar la propagación del
coronavirus COVID 19.
Aunque las condiciones que dieron lugar a la declaratoria de emergencia,
sumado a las medidas de aislamiento preventivo obligatorio, han resultado en
una disminución significativa de la actividad económica en distintos sectores
productivos, lo cual ha mitigado el impacto de las bajas hidrologías sobre las
reservas de energía embalsada en el Sistema, resulta fundamental que, ante el
levantamiento de dichas medidas, la recuperación económica del país no se
vea limitada por riesgos en el suministro de energía.
Si bien, a la fecha no se ha alcanzado el precio de escasez de activación de las
Obligaciones de Energía Firme del Cago por Confiabilidad, y no se está ante
una condición crítica del sistema, los análisis energéticos considerando los

pronósticos del IDEAM para el próximo trimestre, y el nivel actual de los
embalses, indican que se presenta una situación que pone en riesgo la
confiabilidad del sistema para el verano 2020-2021, si no se alcanza un nivel
mínimo de agua embalsada al inicio de dicho período, que permita atender
adecuadamente la demanda, por lo que se considera necesario adoptar
medidas preventivas y transitorias para evitar que se consolide dicha
situación. Todo esto con el fin de que no se afecte la reactivación económica ni
el suministro continuo y de calidad a los usuarios del servicio público de
energía eléctrica.
Adicionalmente, en el seguimiento permanente que realiza la Comisión a la
situación energética y a la evolución del mercado, se observa con preocupación
que, a pesar del bajo nivel de los embalses durante el mes de abril, y los bajos
aportes hídricos registrados en el Sistema, continúa una alta participación de
las plantas hidroeléctricas con embalse en el despacho diario, situación que ha
contribuido a la disminución de las reservas almacenadas. De continuar esta
situación, y en caso de que se presenten situaciones anormales de
precipitaciones durante el invierno, tal como lo ha señalado el IDEAM, la
Comisión considera que se puede alcanzar un nivel de riesgo de atención de la
demanda en el mediano plazo que es necesario prevenir.
Para tal efecto, se considera pertinente aplicar el mecanismo de sostenimiento
de la confiabilidad previsto en la Resolución CREG 026 de 2014, con ajustes
relacionados principalmente con la definición de las cantidades de agua a
almacenar en los embalses y el período durante el cual se pondrá en práctica.
R E S U E L V E:
Artículo 1. Mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad. A partir de
la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, se dará aplicación
al mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad de que trata el Capítulo III
“Mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad” de la Resolución CREG 026
de 2014, con excepción del numeral iv. del literal g. del artículo 7; igualmente
se dará aplicación a los procedimientos que para la implementación del
mecanismo se definen en la Resolución CREG 155 de 2014.
Para la aplicación de citado mecanismo se deberá tener en cuenta lo siguiente:
i) Período de aplicación. Corresponderá al período comprendido entre la fecha
de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, hasta el 31 de
diciembre de 2020. La CREG evaluará continuamente el desempeño de la
medida para establecer su continuidad o determinar su finalización, y
establecerá la fecha a partir de la cual se podrá vender en el mercado la
EVE.
Para efectos de aplicación de la resolución, se entenderá que el período de
riesgo de desabastecimiento de que trata el Capítulo III de la Resolución
CREG 026 de 2014 corresponde al período definido en este numeral.

ii) Análisis Energético. El análisis energético de que trata el literal a. del
artículo 8 de la Resolución CREG 026 de 2014, será adelantado por XM S.A.
E.S.P. en su función de Centro Nacional de Despacho -CND-, considerando
los parámetros que para tal fin le definirá e informará la Comisión.
iii) Precio del Compromiso. El precio del compromiso de que trata el literal e.
del artículo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014, correspondiente al precio
al que se le pagará al agente la energía que sea vendida y embalsada desde
el día t, será el precio ofertado para ese día t.
Parágrafo. Durante la vigencia de la presente resolución no se dará aplicación
a las reglas definidas en el Capítulo II “Inicio y finalización del período de riesgo
de desabastecimiento” de la Resolución CREG 026 de 2014.
Artículo 2. Procedimiento para la definición de la cantidad máxima a
embalsar. Para la definición de la cantidad máxima a embalsar de que trata el
Anexo 3 de la Resolución CREG 155 de 2014, XM S.A. E.S.P. en su función de
Centro Nacional de Despacho, CND, llevará a cabo la totalidad de las
actividades asignadas en este procedimiento, tanto al CND como al Consejo
Nacional de Operación, CNO. Por tanto, la Generación Térmica Total será
definida por el CND, considerando el análisis energético definido en el numeral
ii. del Artículo 1 de la presente resolución.
Las necesidades de generación térmica total para cada semana, las deberá
definir y ajustar el CND, para mantener el sistema en el nivel de embalse que
se obtenga del análisis energético definido en el numeral ii. del Artículo 1 de la
presente resolución.
Así mismo, el reporte de la cantidad máxima a embalsar definido en el numeral
4 del Anexo 3 de la resolución CREG 155 de 2014, lo realizará el CND a la
CREG, quien podrá pronunciarse en cualquier momento, sobre una
modificación requerida al valor reportado por el CND. En caso de no existir
pronunciamiento alguno por parte de la CREG, se entenderá que dicho valor
ha sido aprobado para su aplicación por parte del CND en la programación de
la generación de la semana correspondiente.
Artículo 3. Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su
publicación en el Diario Oficial.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Firma del Proyecto
MARÍA FERNANDA SUÁREZ LONDOÑO JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Ministra de Minas y Energía Director Ejecutivo

Presidente

MEDIDAS PARA ASEGURAR EL
ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA EN EL
VERANO 2020 - 2021
DOCUMENTO CREG-056
29-04-2020
MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE
REGULACIÓN DE ENERGÍA Y
GAS

Sesión No.1002
D-056-2020 MEDIDAS PARA ASEGURAR EL ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA EN EL VERANO 2020 - 2021
Proceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 1
Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5
Contenido
1. ANTECEDENTES ............................................................................................6
2. INFORMACIÓN GENERAL..............................................................................7
3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA........................................................................8
3.1. Situación energética actual .......................................................................8
3.2. Perspectivas Energéticas........................................................................12
3.3. Requerimientos de Generación Térmica.................................................12
4. OBJETIVOS ...................................................................................................14
5. ALTERNATIVAS ............................................................................................15
5.1. Esperar la reacción del mercado.............................................................15
5.2. Requerir generación térmica forzada ......................................................15
5.3. Aplicar el mecanismo de confiabilidad del estatuto para situaciones de
riesgo de desabastecimiento...................................................................16
6. ANÁLISIS DE IMPACTO................................................................................20
7. CONCLUSIONES...........................................................................................26
Ilustración 1. Evolución de las reservas hídricas del SIN ........................................9
Ilustración 2. Aportes hídricos .................................................................................9
Ilustración 3. Generación.......................................................................................10
Ilustración 4. Generación.......................................................................................11
Ilustración 5. Comportamiento de la demanda ......................................................11
Ilustración 6. Comportamiento del embalse en diferentes casos...........................14
Ilustración 7. Flujo de proceso para la aplicación del mecanismo para sostenimiento de
la confiabilidad................................................................................................18
Ilustración 8. Verificación del despacho de la generación térmica ........................18
Ilustración 9. Gestión del agua embalsada en período de riesgo..........................19
Ilustración 10. Gestión del agua embalsada al finalizar el período de riesgo ........19
Ilustración 11. Análisis de precios caso 3..............................................................22
Ilustración 12. Análisis de precios caso 10............................................................25
Tabla 1. Escenarios de necesidades de generación térmica ................................13
Tabla 2. Casos de análisis de impacto según las proyecciones de demanda de generación
térmica (GWh/día) ..........................................................................................21
Tabla 3. Datos de entrada para el análisis de impacto del caso 3.........................22
Tabla 4. Datos de entrada para el análisis de impacto del caso 10.......................24
Tabla 5. Resumen de análisis de impacto de casos según la proyección de demanda baja
y media, y las necesidades de generación térmica........................................26

Sesión No.1002
1. ANTECEDENTES
Entre el dos (2) de marzo de 1992 y el primero (1) de abril de 19931 el país sufrió un
racionamiento de energía eléctrica que fue equivalente al 16% de la demanda del periodo
racionado. Dicha situación tuvo como una de sus causales una significativa disminución
de aportes hídricos en el sistema, asociada con la existencia del fenómeno de El Niño.
Desde el punto de vista energético el racionamiento fue de 6.138 GWh2, que valorados a
los costos de racionamiento3 del 2016, según el escalón pertinente, equivaldría a 27
billones de pesos colombianos (COP), como costo para la sociedad.
Como resultado de los problemas que afrontaba el sector eléctrico para la época y la
experiencia que se vivió con el racionamiento, se expidieron la Ley de Servicios Públicos
(Ley 142 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994) que permitieron reestructurar el
sector eléctrico y redefinir el esquema institucional del sector. Así, se creó la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG) como la entidad que define las reglas para la
prestación del servicio eléctrico y para las actividades del sector, y la Superintendencia
de Servicios Públicos Domiciliario (SSPD) como la entidad encargada de la vigilancia y
control de las empresas participantes en el sector eléctrico.
En la Ley Eléctrica se dieron las directrices a tener en cuenta por el regulador en la
definición de las reglas para el funcionamiento del mercado de energía mayorista. Es
especial el artículo 23 de la citada ley estableció que el regulador tendría la función de
crear las condiciones para una oferta energética eficiente capaz de abastecer la
demanda, teniendo en cuenta la capacidad de generación de respaldo.
En cumplimiento del mandato relativo a la generación de respaldo, la Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG) estableció en un principio el Cargo por Capacidad4
que se aplicó durante diez (10) años, en el período 1996-2006. Posteriormente se
encontró necesario ajustar este esquema administrado, que se basaba en remunerar el
respaldo de generación medido en potencia y no en energía, que es el recurso más
escaso en un sistema hidro-térmico como el colombiano, y pasar a un esquema más
eficiente que incentivara la expansión de largo plazo del parque de generación.
Una vez evaluados los ajustes al cargo anterior, se adoptó y comenzó a aplicar el
esquema del Cargo por Confiabilidad5 que opera desde el primero de diciembre de 2006
1 ISA, El sector eléctrico colombiano: origines, evolución y retos -un siglo de desarrollo- [1882-1999],
diciembre 2002
2 ISA, Informe de Operación 1993.
3 Valores publicados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en su página web
www.upme.gov.co
4 Resolución CREG 116 de 1996.
5 Resolución CREG 071 de 2006.

Sesión No.1002
(Resolución CREG 071 de 2006), el cual, mediante un mecanismo de mercado asegura
que el sistema cuente con la energía suficiente para atender la demanda aún en
condiciones críticas del mismo, tal como ha ocurrido en los períodos de El Niño de 2009-
2010 y 2015-2016, durante los cuales no se tuvo demanda no atendida.
No obstante con base en la experiencia de El Niño 2009-2010 en donde se expidieron
una serie de normas transitorias, tanto por el Ministerio de Minas y Energía (MME) como
por la CREG, para mantener la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica, se
encontró conveniente contar adicionalmente con una serie de normas para los períodos
en que se identifica riesgo de desabastecimiento de la demanda, las cuales se
oficializaron en la Resolución CREG 026 de 2014 o “Estatuto para situaciones de riesgo
de desabastecimiento en el Mercado de Energía Mayorista”.
En la actualidad el país atraviesa por un período con condiciones de sequía que se ha
mantenido por varios meses con aportes apreciablemente inferiores a las medias
históricas y que, si bien no constituye un fenómeno de El Niño, lleva a evaluar
constantemente el desempeño del mercado de energía y su respuesta a dichas
condiciones. En ese sentido, frente al actual nivel de reservas de energía y la
incertidumbre del régimen de lluvias para lo que resta del año, se ha identificado que
estamos frente a condiciones anormales que ponen al sistema en una condición de riesgo
de desabastecimiento con miras al suministro de la demanda en el verano 2020-2021.
Estas condiciones anormales se manifiestan principalmente en que con aportes muy por
debajo de la media histórica en varios meses y el nivel de embalse más bajo de la historia,
la generación térmica despachada en el sistema continua en valores inferiores a lo
esperado y que se requieren para la recuperación de los embalses para el inicio de la
próxima estación de verano.
En el presente documento se hace el análisis de los anteriores temas y se estudian
alternativas para mitigar el riesgo de desabastecimiento de la demanda en el mediano
plazo, en especial para asegurar el suministro de energía en el próximo verano 2020-
2021 con de manera que se cuente con las reversas suficientes para asegurar el
cubrimiento de la demanda en ese período.
2. INFORMACIÓN GENERAL
En el sector eléctrico los análisis de la situación energética los adelantan diversas
entidades que lo conforman, de acuerdo con sus roles y funciones. Podemos destacar
entre otras las siguientes entidades que adelantan análisis energéticos: i) el operador del
sistema y del mercado XM S.A. E.S.P.), ii) el Consejo Nacional de Operación (C.N.O.),
iii) la entidad encargada de la planeación, (UPME, iv) la entidad de regulación, CREG y
v) la entidad que formula la política pública del sector, Ministerio de Minas y Energía,
MME.
Para tener una visión coordinada de los diferentes análisis energéticos que se adelantan,
el Ministerio de Minas y Energía (MME) conformó la Comisión Asesora de Coordinación

Sesión No.1002
y Seguimiento a la Situación Energética del País - CACSSE, mediante la Resolución 8
0658 del 7 de junio de 2001, cuya secretaria técnica está a cargo de la UPME y la
presidencia está a cargo del Ministerio. Dentro de las funciones que ejerce esta comisión
se destacan:
• Servir de coordinador entre las diferentes entidades gubernamentales de las acciones
a adelantar con el fin de asegurar el cubrimiento de la demanda de la energía eléctrica.
• Efectuar seguimiento permanente a la evolución de las distintas variables requeridas
para el adecuado cubrimiento de la demanda de energía eléctrica.
• Proponer acciones concretas que deban ser tomadas con el fin de minimizar las
posibilidades de un racionamiento de energía eléctrica y/o los costos de este.
• Presentar recomendaciones de políticas al Gobierno Nacional, en temas relacionados
con el Fenómeno Cálido del Pacífico "El Niño", con el fin de reducir su impacto en los
diferentes órdenes de la economía nacional.
• Formular planes de contingencia en temas tales como disponibilidad del parque
térmico y unidades de generación hidráulicas, niveles de embalses, sustitución y
disponibilidad de combustibles.
• Hacer seguimiento a la evolución y perspectivas del Plan de Expansión de generación
y transmisión, a la demanda eléctrica y señales del mercado eléctrico.
• Efectuar seguimiento a la evolución de la capacidad de suministro y transporte de gas,
su demanda y señales del mercado.
• Hacer seguimiento a la disponibilidad y suministro de los energéticos requeridos para
la operación de las plantas térmicas.
Son miembros permanentes de la Comisión: MME, CREG, UPME, XM, CNO eléctrico,
CNO gas y Gestor Mercado de Gas. Adicionalmente, de acuerdo con los temas tratados
se invitan a diferentes entidades y empresas.
3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
En los análisis de seguimiento de la situación energética presentadas en las reuniones
recientes de la CACSSE se han identificado las siguientes situaciones:
3.1. Situación energética actual
De acuerdo con la información presentada por el operador del mercado, XM S.A. E.S.P.,
se pueden destacar los siguientes indicadores:

Sesión No.1002
i. Embalse del SIN
El nivel del embalse agregado del Sistema Interconectado Nacional (SIN) al 28 de abril
de 2020, se encuentra por debajo de la banda histórica de niveles de embalse, tal como
se presenta en la siguiente ilustración.
Ilustración 1. Evolución de las reservas hídricas del SIN
ii. Aportes hídricos
Los aportes en el mes de abril en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 2020, se
encuentra en el 61% de la media (100%), por debajo del nivel que tuvieron para el mismo
mes en el periodo de El Niño 2015-2016, tal como se presenta en la siguiente ilustración.
Ilustración 2. Aportes hídricos

Sesión No.1002
Con datos de abril, se completan más de nueve (9) meses con aportes por debajo de la
media histórica, es decir, aunque no estamos frente a un fenómeno de El Niño, los
aportes han sido muy inferiores a la media.
Se destaca que para el mes de abril se esperaban aportes cercanos a la media, sin
embargo, lo que se presentó fue una cantidad apreciablemente por debajo de la media
(60%).
iii. Generación
De acuerdo con la información publicada en la página web de XM S.A. E.S.P. la evolución
de generación térmica, hidráulica y otros el mes de abril ha sido la siguiente:
Ilustración 3. Generación
De acuerdo con la ilustración anterior, el promedio de generación es hidráulica 106,4
GWh/día, térmica 43,3 GWh/día y otros 16,92 GWh/día.
iv. Precios de bolsa
En lo que respecta a los precios de bolsa, que se entiende son la variable de mercado
que refleja las expectativas de los agentes, los valores que se presentados para último
mes fueron los siguientes.
0
20
40
60
80
100
120
140
31/mar/2020
01/abr/2020
02/abr/2020
03/abr/2020
04/abr/2020
05/abr/2020
06/abr/2020
07/abr/2020
08/abr/2020
09/abr/2020
10/abr/2020
11/abr/2020
12/abr/2020
13/abr/2020
14/abr/2020
15/abr/2020
16/abr/2020
17/abr/2020
18/abr/2020
19/abr/2020
20/abr/2020
21/abr/2020
22/abr/2020
23/abr/2020
24/abr/2020
25/abr/2020
26/abr/2020
27/abr/2020
28/abr/2020
GWh
Título del eje
Generación
Gen. hidráulica (GWh) Gen. Térmica (GWh) Gen. Otros (GWh)

Sesión No.1002
Ilustración 4. Generación
v. Demanda de energía eléctrica
La demanda nacional del 20 de marzo al 26 de abril de 2020 ha disminuido cerca del 15%
en promedio, respecto de los consumos en los mismos días, por efecto de las medidas
de confinamiento. Los datos se presentan en la siguiente ilustración:
Ilustración 5. Comportamiento de la demanda
0
50
100
150
200
250
300
350
400
31/mar/2020
01/abr/2020
02/abr/2020
03/abr/2020
04/abr/2020
05/abr/2020
06/abr/2020
07/abr/2020
08/abr/2020
09/abr/2020
10/abr/2020
11/abr/2020
12/abr/2020
13/abr/2020
14/abr/2020
15/abr/2020
16/abr/2020
17/abr/2020
18/abr/2020
19/abr/2020
20/abr/2020
21/abr/2020
22/abr/2020
23/abr/2020
24/abr/2020
25/abr/2020
26/abr/2020
27/abr/2020
28/abr/2020
COP/kWh
Precio de Bolsa ($/kWh)

Sesión No.1002
3.2. Perspectivas Energéticas
i. Demanda. Se espera que la demanda se reactive en la medida que se vaya
permitiendo progresivamente el inicio de las labores de diferentes sectores
económicos, conforme lo determine el Gobierno Nacional según la evolución del
COVID 19
ii. Aportes. De acuerdo con los pronósticos del Ideam del 21 de abril de 2020
“Situación Climática de Colombia”, se espera para mayo que los aportes estén
cerca a la media histórica y que para los meses de junio y julio de 2020 estén por
debajo de la media
En lo que respecta a una posible ocurrencia del fenómeno de El Niño en el verano
2020-2021, todavía es muy temprano para que el Ideam pueda dar proyecciones
respecto a su probabilidad. Sin embargo, se debe tener en cuenta que el último
fenómeno de El Niño fue en el período 2015-2016, es decir, hace casi cinco años
y tiendo en cuenta que el período de recurrencia de dicho fenómeno es de 4 a 5
años, la probabilidad que se presente para el verano 2020-2021 es creíble.
iii. Embalse. Iniciamos el mes de mayo con el nivel de embalse más bajo de la
historia, tal como se presentó en el subnumeral i. del numeral 3.1.
De acuerdo lo anterior, nos encontramos actualmente frente a un escenario en el cual no
se ha consolidado una situación crítica en términos de ocurrencia de un episodio de El
Niño o de pronósticos de racionamiento, sin embargo sí se presenta un panorama de
riesgo de desabastecimiento de la demanda, con miras al verano 2020-20121 en donde
se requiere iniciar la estación con un nivel adecuado de embalsamiento, esto dado que:
a) los aportes no se han consolidado y según nos pronósticos del Ideam es incierta su
recuperación, b) el nivel agregado de embalse está por bajo de niveles históricos de
acuerdo con los datos de XM y no ha comenzado a recuperarse, c) las expectativas de
precios en el mercado de energía no están dando las señales requeridas para contar con
mayor generación térmica que permita conservar el embalse, d) comienza a presentarse
y se espera un repunte de la demanda de energía con la reapertura progresiva de la
actividad económica y e) la probabilidad de que ocurra el fenómeno El Niño en el período
2020-2021 es plausible si se tiene en cuenta el período medio de recurrencia del citado
evento.
3.3. Requerimientos de Generación Térmica
En los análisis energéticos adelantados por XM SA. E.S.P. se ha identificado que para
alcanzar un embalse del 70% para iniciar el verano 2020-2021, que se considera el
adecuado para abastecer la demanda de energía en dicho período, dados unos aportes
hídricos entre 75% y 86% de la media, se requiere contar con una generación térmica del
orden de 70 - 75 GWh/día, lo que está muy por encima de los niveles actuales que se
ven en el despacho de energía del MEM, que en promedio han sido de 43 GWh/día.

Sesión No.1002
La CREG también ha adelantado sus propios análisis de perspectiva de la situación
energética, para lo cual proyecta el balance de energía del SIN con base en la evolución
esperada de las principales variables como son la demanda, los aportes, la generación
hidráulica y térmica, las importaciones, las pérdidas hidráulicas, y la generación de
plantas no despachadas centralmente. Partiendo de esta información se han planteado
varios escenarios de operación del sistema considerando aportes bajos y medios,
demanda con recuperación lenta y rápida, y se determinó el valor de generación térmica
necesaria desde el mes de mayo para iniciar el próximo verano 2020-2021 con un nivel
de embalses de 70% o 75%. Los resultados se resumen en el siguiente cuadro:
Tabla 1. Escenarios de necesidades de generación térmica
En todos los casos, se encuentran unas necesidades de generación térmica superiores
a las que se han venido despachando en el MEM. Adicionalmente, la trayectoria de
evolución o senda del nivel de embalsamiento en el sistema bajo los distintos escenarios
analizados muestra que para finales del mes de julio debería haberse ya alcanzados
niveles de al menos el 50%, con el fin de alcanzar la meta final en diciembre de este año
con una exigencia normal del parque de generación térmica.

Sesión No.1002
Ilustración 6. Comportamiento del embalse en diferentes casos
4. OBJETIVOS
A partir del diagnóstico identificado en la sección anterior, los objetivos que se persiguen
con las medidas estudiadas son:
4.1 Alinear las señales de precios del mercado con las expectativas de embalsamiento
que se tienen para los meses de la estación de invierno, antes del inicio de la
estación de verano 2020-2021, dadas las condiciones actuales en el sistema.
4.2 Definir reglas que tengan el menor efecto sobre el funcionamiento del mercado pero
que permitan contar con la generación térmica suficiente para mantener el embalse
en los niveles apropiados para el inicio de la estación de verano 2020-2021.
4.3 Establecer reglas que mitiguen los riesgos de abastecimiento a los que se puede
enfrentar el suministro confiable de la energía en el verano 2020-2021, pero que
tengan el menor impacto sobre la demanda en términos de costos.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
25/04/20
02/05/20
09/05/20
16/05/20
23/05/20
30/05/20
06/06/20
13/06/20
20/06/20
27/06/20
04/07/20
11/07/20
18/07/20
25/07/20
01/08/20
08/08/20
15/08/20
22/08/20
29/08/20
05/09/20
12/09/20
19/09/20
26/09/20
03/10/20
10/10/20
17/10/20
24/10/20
31/10/20
07/11/20
14/11/20
21/11/20
28/11/20
NIvelEmbalseSin%
Comportamiento del embalse en diferentes casos
Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6
Caso 7 Caso 8 Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12

Sesión No.1002
5. ALTERNATIVAS
Las alternativas identificadas frente a la situación de riesgo de desabastecimiento de la
demanda de energía para el verano 2020-2021 planteada son las siguientes:
5.1. Esperar la reacción del mercado
La alternativa de mantener la situación actual, esperando la reacción de los agentes del
mercado frente al riesgo observado de desabastecimiento en el verano 2020-2021, tal
como se explicó en el numeral 3.2, llevaría a que dicho efecto fuera insuficiente, ya sea
porque no sea de la magnitud requerida para establecer la senda de embalsamiento
adecuada, o porque probablemente solamente se daría en momentos muy cercanos o
de inminente condición crítica, no dando por lo tanto espacio para tomar medidas
oportunas que permitan revertir la situación y resultando en que el suministro de energía
dependa de una exigencia extrema del parque de generación térmica.
Lo anterior, configura una situación de alto riesgo para la atención de confiable de la
demanda en el verano 2020-2021, dado que puede llevar a situaciones de demanda no
atendida, con un alto costo para la sociedad, como el que se presentó antes del inicio del
esquema actual del mercado eléctrico en el período 1992 – 1993, referido en el numeral
1 de este documento. Un escenario de riesgo de desabastecimiento o incluso de precios
muy altos de energía afectaría seriamente la recuperación económica del país una vez
se superen los efectos de las medidas de emergencia por la pandemia actual y se reabra
la actividad de todos los sectores productivos.
5.2. Requerir generación térmica forzada
La alternativa de requerir el despacho de un nivel mínimo de generación forzada del
parque térmico permite revertir la situación planteada, permitiendo establecer una senda
para llevar el embalse del SIN a los niveles deseados para iniciar el verano 2020-2021.
Sin embargo, tienen los siguientes efectos:
- Incrementa significativamente el costo de las restricciones: Si se quiere una
generación térmica del orden de 75 GWh se requiere operar con el parque que opera
con carbón y gas lo que vale cerca de 22.000 Millones de pesos diarios, es decir,
cerca de 10 veces de lo que se está pagando actualmente.
- El total de los costos de las restricciones que resultan de la generación térmica
forzada, cuyo valor depende de la cantidad de esta es necesariamente asumido por
la demanda y se reflejaría en aumento de las tarifas de energía.
- Afectación en la formación de precios en la bolsa: la demanda a despachar en el
mercado sería la demanda remanente después de descontar la parte que sería
cubierta con la generación térmica forzada, lo que significa que la formación de precio
se haría con una demanda cercana al 58% de la demanda total del SIN. El resultado

Sesión No.1002
sería una depresión en los precios de bolsa, en dirección contraria a la reacción
esperada del mercado, y que afectaría a todos los agentes participantes, aún aquellos
que son pasivos o cuyo comportamiento no determina un incremento en la generación
térmica.
5.3. Aplicar el mecanismo de confiabilidad del estatuto para situaciones de riesgo
de desabastecimiento
La tercera alternativa es aplicar el mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad
previsto en el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento que fue adoptado
por la Comisión en el año 2014, con las Resoluciones CREG 026 y CREG 155, después
de haber sido utilizado, en el año 2010 para restablecer el nivel del embalse agregado y
lograr el despacho de plantas térmicas que se requirió en ese momento.
El estatuto tiene dos partes principales: la primera se refiere a los indicadores que evalúan
las condiciones para dar aplicación al mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad
y la segunda parte corresponde al mecanismo en sí mismo.
La Resolución CREG 026 de 2014 define tres indicadores para dar aplicación al
mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad: i) análisis energético aislado, para lo
cual se hace una estimación de la energía firme de corto plazo tomado como referencia
los datos más recientes, ii) precio de bolsa, y iii) análisis energético integrado. Para que
se dé inicio al mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad, se debe cumplir
simultáneamente que haya un déficit en la energía firme de corto plazo, que los precios
de bolsa no hayan reaccionado, es decir, no se alcance un precio suficiente para
despachar el parque térmico, y que en los análisis energéticos presenten un valor
esperado de racionamiento positivo. En la actualidad, el análisis energético de corto plazo
y el precio de bolsa da señales de riesgo, pero el análisis integral aún no lo identifica.
Sin embargo, aunque los indicadores anteriormente señalados muestran una condición
de vigilancia para este momento, se identifica un riesgo de desabastecimiento para la
estación de verano 2020-2021 conforme a la situación descrita en el numeral 3. De
acuerdo con anterior, se encuentra que dicho riesgo puede ser mitigado de manera
preventiva dando aplicación al mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad definido
en el Estatuto para el Desabastecimiento.
Descripción del mecanismo para sostenimiento de confiabilidad
Para la aplicación del mecanismo indicado se ejecutan los siguientes procesos: i) se
define el nivel de embalse requerido en la semana, ii) se establece la generación térmica
semanal requerida para lograr el anterior nivel de embalse, iii) se verifica diariamente en
el despacho de energía si se alcanza el nivel de generación térmica definido, iv) en caso
contrario se “compra” el agua ofertada y se retira del despacho hasta alcanzar un precio
de bolsa que “despache” la generación térmica, v) el agua se compra a plantas con
capacidad de embalsamiento, iniciando con el recurso más barato, y se almacena en el
mismo embalse. El mecanismo no opera de manera forzosa en el sentido que los

Sesión No.1002
generadores hidráulicos que no quieran vender el agua al sistema al precio ofertado
pueden valorar su recurso de tal forma que no le aplique el mecanismo.
Una vez terminado el período de riesgo de desabastecimiento, el agua almacenada con
este mecanismo se vuelve a poner al mercado en las mismas condiciones que la demás
agua embalsada. Los ingresos por la venta del agua almacenada se destinan a cubrir
los costos de compra de agua del mecanismo, y el neto se abonan o se acredita a la
cuenta de restricciones del MEM, en caso de pago las reglas prevén que dicho valor sea
acotado a un máximo de 5 COP/kWh por mes.
La aplicación del mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad tiene los siguientes
efectos:
- Se logra el objetivo de mantener un nivel de embalsamiento semanal que permita
alcanzar el nivel mínimo requerido agregado para inicio del verano 2020-2021,
ajustándose a las condiciones de operación del sistema.
- Se alinean los incentivos para que el nivel del precio de bolsa refleje la situación
energética por la que atraviesa el sector. Es decir, el precio de bolsa debe aumentar
para que pueda obtenerse un mayor despacho de generación térmica, reflejando la
situación actual ya descrita.
- El efecto sobre el usuario en menor que en las alternativas 1 y 2 antes descritas, dado
que lo que cubre la demanda es el neto entre la compra al precio ofertado y la venta
al precio de bolsa.
Aplicación del mecanismo para sostenimiento de confiabilidad
Frente a la reglamentación actual del mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad
que se tiene en las Resoluciones CREG 026 y 155 de 2014, se consideran necesarios
los siguientes ajustes para su aplicación:
El mecanismo estará vigente durante los meses de mayo, junio y julio, y al final de este
período se evaluarán los resultados de su aplicación, así como su continuación o no.
- El análisis energético previsto en la reglamentación será adelantado por el CND, lo
mismo que la definición de la generación térmica requerida semanalmente, resultado
de dicho análisis energético, considerando los parámetros que para tal fin defina la
Comisión.
-
- Dado que el agente hidráulico tiene la alternativa de ofertar precios para evitar la
compra y embalsamiento de la energía, al momento de su venta no se reconocerán
intereses entre la fecha de embalsamiento y la de entrega del agua.

Sesión No.1002
El esquema propuesto se presenta en las siguientes ilustraciones: i) flujo de proceso para
la aplicación, ilustración 6, ii) Verificación en el despacho de la generación térmica,
ilustración 7, iii) manejo del agua comprada durante el período de riesgo de
desabastecimiento, ilustración 8, y iv) manejo del agua comprada durante el período de
riesgo de desabastecimiento, ilustración 9.
Ilustración 7. Flujo de proceso para la aplicación del mecanismo para sostenimiento de la
confiabilidad
Ilustración 8. Verificación del despacho de la generación térmica
Cantidad
suficiente
de térmica
despachada
?
No se aplica
mecanismo
SiSenda del
embalse deseado
CND
Cantidad a
embalsar vía
más generación
térmica CND
Compra energía
embalsada a plantas
con embalses por
debajo de NPV
Definición variables
relevantes CREG
No
Plantashidráulicaquevendenyembalsan
PredespachoIdeal
H1
MWh
$/MWh
H2 T1 T2 H3 H4 T3
Demanda
H1
MWh
$/MWh
H2
T1 T2 H3 H4 T3
Demanda
No cumple criterio confiabilidad No cumple criterio confiabilidad
H1
MWh
$/MWh
H2
T1 T2
H3
H4 T3
Demanda
Cumple criterio confiabilidad Plantas que venden y
embalsan
▪ Precio ofertado
▪ Generación en mérito.
▪ Plantas con embalse.
▪ Cantidad acotada por el
embalsamiento máximo
100
10 10 10 10 10 10
Térmica
requerida
30
Cumple
con
térmica
requerida
30
10 10 10 10 10 10 10 10
H1 no tiene
embalse
H2, H2 y H3 tienen
embalse
120
10 10 10 10 10 10 10
150

Sesión No.1002
EVE: Energía vendida y embalsada
NEP: Nivel Enficc Probabilístico
NPV: Nivel de probabilidad de vertimiento
Ilustración 9. Gestión del agua embalsada en período de riesgo
Ilustración 10. Gestión del agua embalsada al finalizar el período de riesgo
En lo que respecta al período de aplicación de la medida, como se indicó anteriormente,
se encuentra conveniente que en un principio sea durante los meses de mayo, julio y julio
(ilustración 1) que son los meses de mayor relevancia para reducir la incertidumbre en el
nivel de aportes y para la recuperación del embalse. Sin embargo, se debe hacer un
monitoreo continúo para evaluar la necesidad de extender o levantar la medida con miras
a llegar al inicio del verano 2020-2021 con un embalse que permita atender la demanda
si contratiempos.
Nivel ENFICC
Probabilístico
Mínimo
Técnico
Energía Vendida y
Embalsada (EVE)
Precio oferta
ajustado
Nivel
Embalse
Ofertada PTmáx + CAP
Ofertada por
el agente
Energía disponible
Plantas con EVE asignada en t
▪ Las que tienen embalse.
▪ NEP < Nivel embalse < NPV
Nivel ENFICC
Probabilístico
Mínimo
Técnico
Energía Vendida y
Embalsada (EVE)
Precio oferta
ajustado
Nivel
Embalse
Energía disponible
Una vez finalice el
período de aplicación del
mecanismo, se oferta al
mismo precio que lo
oferta el propietario del
embalse y si se despacho
se entrega la EVE

Sesión No.1002
6. ANÁLISIS DE IMPACTO
6.1 Impactos del mecanismo de evaluación de la confiabilidad
El análisis de impactos de la aplicación de la alternativa 3 se realiza considerando dos
aspectos principales. El primero, el impacto de la aplicación del mecanismo en el costo
de las restricciones asumido por los usuarios del servicio, que resulta de la diferencia
entre el costo de compra de la energía a las plantas hidráulicas al precio de oferta y el
precio de venta de la energía embalsada a precio de bolsa cuando deja de aplicarse el
mecanismo. En segundo término, el impacto en los precios de bolsa, que aumentan
cuando el agua a mantener embalsada es retirada de la curva de oferta de energía, el
cual es enfrentado por todos los agentes que tengan posiciones largas en la bolsa de
energía, o dicho de otra manera que estén expuestos a compras en la bolsa. Para efectos
del presente análisis se considera el impacto sobre la demanda que no está enteramente
cubierta con contratos de energía.
Para estimar el impacto de las medidas propuestas en los usuarios del servicio se realizó
un ejercicio con base en valores típicos del mercado, con el fin de estimar el orden de
magnitud de estos, considerando distintos escenarios de generación térmica requerida,
de acuerdo con los casos planteados en los análisis energéticos de la CREG y
presentados en el numeral 3.3.
En primer lugar, se tomó como referencia la curva de oferta de precios y disponibilidad
diaria de los recursos de generación del MEM para el día 19 de marzo de 20206, fecha
antes de que se diese inicio al confinamiento preventivo obligatorio por el Covid-19 y que
refleja una señal de precios de bolsa similar al de finales del mes de abril del presente
año. Esta curva es utilizada junto con los supuestos de que se presenta una demanda
igual a la de los escenarios bajo y medio de las proyecciones de la UPME. Finalmente se
toman los niveles de generación térmica diaria requerida para alcanzar un determinado
nivel del embalse agregado a comienzos del verano 2020-2021, para distintos supuestos
de aportes hídricos en los meses de invierno 2020, conforme se presentó en la Tabla 1
de la sección anterior.
En efecto, en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se encuentra para
cada caso: porcentaje de aporte histórico de hidrología, importaciones de energía,
proyección de demanda baja y media de la UPME, y las necesidades de generación
térmica para alcanzar el porcentaje objetivo del nivel agregado del embalse del sistema.
En la Tabla 2 se reordenan los casos de la Tabla 1, según la proyección de demanda (en
GWh/día) y las necesidades de generación térmica (en GWh/día) a que corresponden,
para el análisis de impacto que se realiza en esta sección(en consecuencia se ordenan
de mayores a menores aportes hídricos). Debe tenerse en cuenta que cada caso de
demanda y generación térmica corresponden al porcentaje de hidrología e importaciones
6
Información del análisis multidimensional del portal BI, página web www.xm.com.co

Sesión No.1002
de energía que alcanza el objetivo porcentual de embalse descrito en la ¡Error! No se
encuentra el origen de la referencia..
Tabla 2. Casos de análisis de impacto según las proyecciones de demanda de generación
térmica (GWh/día)7
6.2 Estimación de Impactos
De los casos mostrados en la Tabla 2 se desarrolla el análisis de impactos para los casos
3 y 10, dado que estos aproximadamente corresponden a los valores medios de
necesidades de generación térmica en cada escenario de demanda baja y media.
Adicionalmente, dado que el análisis es el mismo para todos los casos, al final de esta
sección se presenta en la Tabla 5 el resumen de los resultados del análisis de impacto
de todos los casos.
Como se indicó, el análisis de impacto se enfocará en estimar el aumento de costos en
las restricciones y por exposición en bolsa que tendrían que asumir los usuarios según
los escenarios de demanda (bajo y medio) y las distintas necesidades de generación
térmica de los casos estudiados. Para esto se estima una exposición a bolsa de la
demanda del 20% de sus requerimientos de energía.
CASO 3:
Como sse explicó anteriormente, se tomó la curva diaria de ofertas del día 19 de marzo
de 20208 y con base en dicha curva se identificó el precio de bolsa para el escenario de
demanda baja, y cuánta energía hidráulica debe ser reemplazada o embalsada,
equivalente al nivel que se requiere de generación térmica.
Del procedimiento anterior, se aclara que el análisis para todos los casos es un proceso
de despeje de la curva de oferta con la demanda esperada, es decir, similar al pre-
7 Nec. gen. térm.: Necesidades de generación térmica en GWh/día
8
Información del análisis multidimensional del portal BI, página web www.xm.com.co
Caso#
Nec. gen. térm.
Caso#
Nec. gen. térm.
Caso1
64
Caso2
68
Caso3
75
Caso4
79
Caso5
85
Caso6
89
Caso7
69
Caso8
73
Caso9
79
Caso10
83
Caso11
90
Caso12
93
Demanda baja
(186 GWh/día)
Demanda media
(201 GWh/día)

Sesión No.1002
despacho ideal o despacho ideal que realiza el ASIC diariamente, pero no el resultado
de un despacho económico como el que calcula diariamente el CND.
Continuando con el caso de análisis, los valores obtenidos corresponden a los
presentados en la Tabla 3, de acuerdo con la curva de oferta diaria de la Ilustración 11
y el escenario de demanda baja que es igual a 186 GWh/día. Con estos datos se encontró
que el precio de 355 $/kWh es el valor que al que se cruza la curva de oferta con la
demanda, identificándose como precio de bolsa y adicionalmente, se encontró que la
generación térmica en mérito corresponde a 55,7 GWh/día, en consecuencia, para lograr
un valor de 75 GWh/día de generación térmica en mérito, sería necesario desplazar un
valor de 19,3 GWh/día de generación hidráulica
Tabla 3. Datos de entrada para el análisis de impacto del caso 3
Identificado el valor adicional de generación térmica (19,3 GWh/día) que se requiere en
mérito para cumplir con las necesidades de este tipo de generación (75 GWh/día), se
determina cuál debería ser el nuevo precio de bolsa en la curva de oferta de la Ilustración
11 para obtener dicho cumplimiento, que en este caso, sería un precio de bolsa de 384
$/kWh. Nuevamente, se aclara que el cálculo del nuevo precio de bolsa corresponde a
un proceso de despeje de la curva como se explicó anteriormente.

Sesión No.1002
Ilustración 11. Análisis de precios caso 3
Por consiguiente, el impacto en las restricciones que asumirían los usuarios consistirá en
el valor (unitario) que resulta de la diferencia de precios de compra y venta de la energía
embalsada multiplicada por la cantidad de energía embalsada y dividida por la demanda
de energía
Para dicho cálculo se toma el precio de compra de la energía embalsada igual al precio
de oferta de la energía hidráulica en el momento en que se reemplazó por generación
térmica, la cual, para este ejercicio y según la curva de ofertas resultó en un valor
promedio ponderado de 282 $/kWh. Por su parte, el precio de venta (futuro) de la energía
embalsada, se tomó para este caso –y en todos los demás, igual a un valor de 206 $/kWh,
que corresponde al precio promedio de los contratos9 del presente año, el cual se asumió
como referencia del precio de la energía en el momento en que el sistema vende la
energía embalsada al sistema.
Dicha diferencia, también se podría entender para el escenario supuesto de precios de
compra y venta, que sería la diferencia que se requiere para completar el dinero del
compromiso que se adquirió con las plantas hidráulicas por la energía embalsada. En
conclusión, el cálculo del costo resultante es el siguiente10:
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 𝐸𝑛𝑒𝑟. 𝐻𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎_𝑟𝑒𝑒𝑚𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎 × (𝑃𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 − 𝑃𝐵 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎)
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 19.300.000 × (282 − 206) = $ 1.464.477.742
Impacto ($) = $1.464.477.742 / 186.000.000 kWh = 7.9 $/kWh
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜 (
$
𝑘𝑊ℎ
) =
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($)
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎
= 7,9 $/𝑘𝑊ℎ
Debe tenerse en cuenta que dicho valor unitario correspondería al impacto en el costo
mensual de las restricciones en la medida que se repita la misma situación diariamente.
Es decir, el costo puede bajar si hay días con menor valor de requerimiento de generación
térmica fuera de mérito y aumentar si hay días con mayor requerimiento de generación
térmica.
Por otro lado, para establecer el impacto de las compras en bolsa por parte de la
demanda, este sería el cambio de precios de bolsa desde el valor inicial al nuevo y en
ese sentido, el impacto por dicho cambio sería el que se presenta a continuación, donde
se asume que la exposición en bolsa de la demanda del sistema corresponde a un 20%.
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎 × (𝑃𝐵𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜 − 𝑃𝐵𝑖𝑛𝑖)
9 Información del análisis multidimensional del portal BI, página web www.xm.com.co
10
Los puntos en las cifras numéricas separan los miles y las comas los decimales

Sesión No.1002
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 20% × 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 × (384 − 355) = $1.078.800.000
$
𝑘𝑊ℎ
) =
= 5,8 $/𝑘𝑊ℎ
CASO 10:
Igual como el caso anterior, se tomó la curva diaria de ofertas del día 19 de marzo de
2020 y con base en la misma se identificó el precio de bolsa para el escenario de
demanda media y cuánta energía hidráulica debe ser reemplazada o embalsada, por el
valor que se requiere de generación térmica.
Por consiguiente, los valores mencionados corresponden a los presentados en la Tabla
4 según la curva de oferta diaria de la Ilustración 12 y el escenario de demanda media,
que corresponde para este caso a 201 GWh/día. En este caso se encontró que el precio
de bolsa es de 374 $/kWh; la generación térmica en mérito correspondía a 57,9 GWh/día
y que; para lograr un valor de 83 GWh/día de generación térmica en mérito, era necesario
desplazar un valor de 25,1 GWh/día de generación hidráulica
Tabla 4. Datos de entrada para el análisis de impacto del caso 10
Seguidamente, el nuevo precio de bolsa que cumpliría con las necesidades de despacho
de generación térmica de 83 GWh/día, sería el de 494 $/kWh como se observa en la
Ilustración 12.

Sesión No.1002
Ilustración 12. Análisis de precios caso 10
Para este caso el impacto en las restricciones parte del mismo análisis anterior, y la
diferencia de precios entre la compra y venta de la energía embalsada correspondería a
los siguientes: precio de compra igual al promedio ponderado de 374 $/kWh según la
curva de ofertas y; precio de venta de la energía embalsada de 206 $/kWh, igual que en
el caso anterior y todos los demás.
Por consiguiente, el análisis de impacto en las restricciones que asumirían los usuarios
sería el siguiente11:
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 𝐸𝑛𝑒𝑟. 𝐻𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎_𝑟𝑒𝑒𝑚𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎 × (𝑃𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 − 𝑃𝐵 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎)
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 25.100.000 × (374 − 206) = $ 4.222.832.828
$
𝑘𝑊ℎ
) =
= 21,0 $/𝑘𝑊ℎ
Por otro lado, para establecer el impacto de las compras en bolsa por parte de la
demanda, este sería el cambio de precios de bolsa desde el valor inicial al nuevo y en
ese sentido, el impacto por dicho cambio sería el que se presenta a continuación, donde
se asume que la exposición en bolsa de la demanda del sistema corresponde a un 20%.
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎 × (𝑃𝐵𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜 − 𝑃𝐵𝑖𝑛𝑖)
𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 𝐼𝑚𝑝𝑎𝑐𝑡𝑜($) = 20% × 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 × (494 − 374) = $ 4.815.598.200
11
Los puntos en las cifras numéricas separan los miles y las comas los decimales

Sesión No.1002
$
𝑘𝑊ℎ
) =
= 24,0 $/𝑘𝑊ℎ
Resumen de resultados
En esta sección se presenta el análisis de impacto en las restricciones y de exposición
en bolsa de la aplicación del mecanismo de sostenimiento de confiabilidad propuesto. La
estimación de dichos impactos se realizó para todos los escenarios que se indicaron en
la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.Tabla 2, sin embargo solo se
muestran los cálculos para dos casos, dado que gráficamente y matemáticamente son
similares para el resto de casos. El resumen de los resultados de los impactos de cada
caso se presentan en la Tabla 5, los cuales se eexpresan en valores unitarios de $/kWh
y deben leerse en el mismo orden que se presentaron en la Tabla 2.
Tabla 5. Resumen de análisis de impacto de casos según la proyección de demanda baja y
media, y las necesidades de generación térmica
Debe recordarse que las estimaciones anteriores en términos de los valores unitarios
asumidos por la demanda son válidas, bajo los supuestos de cálculo que se explican en
esta sección y su impacto en el costo mensual depende de que el mecanismo aplique de
igual manera durante todos los días del mes.
7. CONCLUSIONES
El análisis de la situación energética actual del SIN revela el desarrollo de condiciones
de abastecimiento que no son críticas en este momento, pero que sí configuran un riesgo
de desabastecimiento de la demanda para el verano 2020-2021 si no se tomas medidas
apropiadas, dado que: a) los aportes hídricos no se han recuperado y según los
pronósticos existe incertidumbre sobre su comportamiento futuro, b) el nivel agregado de
embalse está por bajo de niveles históricos para esta época del año, c) las expectativas
del mercado no están dando las señales para contar con mayor generación térmica que
Restricciones
Bolsa
Restricciones
Bolsa
6,4
5,8
6,9
5,8
7,9
5,8
7,9
26,8
7,0
46,6
6,2
51,2
9,3
2,0
12,7
2,0
17,7
23,0
21,0
24,0
23,8
47,4
24,2
47,4
Casos del 1 al 6
Casos del 1 al 7

Sesión No.1002
permita aumento en los niveles de los embalses, consistente con el objetivo de alcanzar
un nivel mínimo requerido para el inicio del verano 2020-2021 d) se espera un repunte
de la demanda con la reapertura de la actividad económica, paro lo cual es importante
un adecuado suministro energéticos y e) la probabilidad de presentarse el fenómeno El
Niño en el período 2020-2021 es más creíble por el período de recurrencia del citado
fenómeno.
Teniendo en cuenta lo anterior, se considera necesario adoptar medidas antes de que se
alcancen condiciones tales que puedan desembocar en situaciones de demanda no
atendida en el mencionado período. Para tal fin se evaluaron tres (3) alternativas: esperar
la reacción del mercado en la situación actual, obligar la generación forzada de plantas
térmicas y la aplicación del mecanismo para sostenimiento de la confiabilidad definido en
la Resolución CREG 026 de 2014. Dado los impactos de cada una de las alternativas, se
encontró que la más conveniente para el sistema es la activación temporal del mecanismo
para sostenimiento de la confiabilidad, con el cual se lograría restablecer el nivel del
embalse y lograr el despacho de generación térmica deseado, con una menor injerencia
en el funcionamiento del mercado.
El mecanismo para sostenimiento de confiabilidad tiene los siguientes procesos: i) se
define el nivel de embalse esperado en la semana, ii) se establece la generación térmica
semanal requerida para lograr el nivel de embalse, iii) se verifica diariamente en el
despacho si se alcanza el nivel de generación térmica, iv) en caso contrario se “compra”
el agua ofertada y se retira del despacho hasta alcanzar un precio de bolsa que
“despache” la generación térmica, v) el agua se compra a plantas con capacidad de
embalsamiento, iniciando con el recurso más barato, y se almacena en los mismos
embalses. Una vez termine el período de riesgo de desabastecimiento se vende el agua
almacenada y el neto de costos de compra menos los ingresos por venta del agua
almacenada se abonan o se acredita a la cuenta de restricciones, y en caso de pago las
reglas prevén que sea acotado a un máximo de 5 COP/kWh.
En cuanto al período de aplicación de la medida, se recomienda que en un principio sea
en los meses de mayo, julio y julio que los meses de mayor relevancia para la
recuperación del embalse. Sin embargo, se debe hacer un monitoreo continúo para
evaluar la necesidad de extender o levantar la medida con miras a llegar al inicio del
verano 2020-2021 con un embalse que permita atender la demanda si contratiempos.

Medidas para asegurar el abastecimiento de la demanda en el verano 2020 2021

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