Cargo por Confiabilidad: ¿tiene Colombia la energía firme que necesita?
Desde 2006 (Res. CREG 071), las plantas de generación adquieren Obligaciones de Energía Firme (OEF): el compromiso de entregar energía cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez — por ejemplo, durante un El Niño severo. Aquí están las 24 vigencias de asignación (2007–2030), los compromisos hasta por 20 años, los precios de cada subasta y el cruce con la proyección de demanda de la UPME (ene-2026).
01Cobertura histórica: OEF asignada vs. demanda objetivo
Cada vigencia va de diciembre a noviembre. La barra suma la asignación anual (existentes), las obligaciones previas de largo plazo (subastas, GPPS y asignaciones multianuales) y las subastas de reconfiguración de compra. En gris, la OEF que figuró en los archivos de asignación pero nunca se materializó. La línea continua es la demanda objetivo definida por la CREG; la punteada, la demanda alta de la UPME (límite superior del intervalo de confianza del 95%, revisión ene-2026), referencia para medir el déficit porque en un El Niño la demanda se dispara.
Unidades: GWh-día promedio (OEF anual ÷ 365). ⓘ La vigencia 2028-2029 muestra solo compromisos multianuales: su asignación anual aún no está en los archivos fuente. 2027-28 usa el total oficial de XM tras la reconfiguración de compra (252,0 GWh-día); 2029-30, la asignación de la subasta de may-2026 (143,0) más los compromisos multianuales activos.
Equivalente térmico del faltante de energía firme
Cuánta capacidad térmica habría que tener disponible todo el año para cubrir la diferencia entre la demanda y la OEF asignada. Solo se muestran las vigencias con faltante; cuando la OEF supera la demanda, la barra no aparece.
Demanda de referencia: la demanda objetivo de la CREG en cada vigencia y, por separado, la demanda alta de la UPME (revisión ene-2026), disponible desde 2024-25. La UPME no publica un «escenario alto» con nombre propio: se toma el límite superior de su intervalo de confianza del 95%, el mismo que la CREG usa como escenario superior en sus balances, porque en El Niño la demanda se dispara. 2028-2029 no se calcula: su asignación anual está pendiente. Frente a la demanda objetivo, unos 100–120 MW del faltante de cada vigencia son la ENFICC de las plantas menores (PNDC), que la CREG descuenta antes de asignar y no recibe OEF. 2021-22 (≈470 MW) coincide con la obligación de Ituango de la 2ª GPPS (9,5 GWh-día), activa en el seguimiento del SIMEM pero ausente del archivo de asignación de esa vigencia, cuando la central aún no operaba; queda en revisión. El IHF de 5% es un supuesto genérico de indisponibilidad térmica.
02El precio de la confiabilidad: corrientes vs. constantes
Precio de cierre de cada mecanismo en USD/MWh corrientes (los del día de la subasta) y en USD/MWh constantes de ago-2026, deflactados con el indexador que fija la regulación del Cargo: el IPP de EE. UU. de bienes de capital (BLS, serie WPSFD41312, con ajuste estacional). Solo en constantes los precios son comparables entre sí.
La lectura cambia con la referencia: en corrientes el precio subió ~57% (14,0 → 22,0); en constantes de ago-2026 la señal se ha movido en una banda estrecha —entre 19,8 y 22,9 USD/MWh durante 18 años—. Las subastas de feb-2019 (20,0) y feb-2024 (19,8) fueron, en términos reales, las más baratas; las reconfiguraciones de compra (21,7–22,4) se pagaron cerca del techo de la banda, y el grupo PCVS de may-2026 (16,6) marca el mínimo histórico real. Las existentes de may-2026 cerraron a 19,2 (19,4 constantes).
Subastas y mecanismos
Reconfiguraciones de venta (el sistema devuelve OEF cuando la demanda actualizada queda por debajo de la asignada): 2012-13, 8,2 GWh-día a 0,6–0,7 USD/MWh; 2016-17, 5,2 a 0,1; 2017-18, 5,4 a 0,1.
03¿Quién respalda la firmeza? Mix tecnológico de la OEF
La energía firme sigue siendo, en esencia, agua y gas/carbón. Las renovables ya aparecen, pero su ENFICC aporta poco: la firmeza solar y eólica reconocida es una fracción pequeña de su energía media.
Composición de la OEF por tecnología (GWh-día promedio), con las mismas correcciones del bloque 01 e incluyendo las reconfiguraciones de compra. Para 2027-28 y 2029-30 se clasifica lo asignado en subasta y reconfiguración; las obligaciones previas activas de esas vigencias (≈81–109 GWh-día, mayormente hidro y gas) no se reparten aquí por tecnología. Miel I se clasifica como hidráulica en toda la serie.
🔎 El «bache» térmico de 2023-24 no fue real. Antes de la corrección, la OEF térmica caía de 127 a 99 GWh-día entre 2022-23 y 2023-24. Casi todo era de datos: 10,1 GWh-día de térmicas de la subasta de 2019 que nunca entraron inflaban 2022-23, y faltaban los 17,5 GWh-día de Tebsa en 2023-24 y 2024-25. Corregido, la térmica pasa de 117 a 114 GWh-día; lo que sí se movió fue la salida de las Cartagenas (≈3 GWh-día sin OEF entre 2023 y 2025) y la redistribución entre existentes de la asignación administrada.
04Explorador de plantas: 150+ recursos unificados, 2007 → 2030
Cada planta unificada por su código ASIC (los nombres cambian entre archivos: “GUAVIO” = GVIO, “Pescadero-Ituango” = PES1…). La chispa muestra su OEF por vigencia; los huecos revelan las que perdieron y volvieron a adquirir obligaciones.
TodasHidráulicasTérmicasSolaresEólicasCompromiso largo plazoPerdieron y recuperaron
Planta
Tec.
OEF máx (GWh-día)
Vigente 26-27
Trayectoria 2007→2030
Compromiso LP
Ordena haciendo clic en los encabezados. OEF = asignación anual + obligaciones previas de la vigencia. Fuente: informes de asignación XM/CREG.
05Los compromisos de 20 años: quién sostiene la próxima década
Obligaciones multianuales vigentes: desde las GPPS de 2008 (que aún amarran a Sogamoso e Ituango a 13,998 USD/MWh) hasta las solares a 2049 de la subasta de mayo de 2026.
Planta / proyecto
OEF (GWh-día)
Vigencia
Precio (USD/MWh)
Origen
🏗️ Las que no llegaron: la historia también registra fracasos. Porce IV (1ª GPPS, 2,63 GWh-día) y Porvenir II (2ª GPPS, 3,96 GWh-día a 11,7 USD/MWh) nunca entraron en operación, y proyectos eólicos de La Guajira con OEF a 2042 (p. ej. Windpeshi) fueron suspendidos por sus promotores. La firmeza en papel no siempre se convierte en firmeza real — por eso existen los anillos de seguridad y la SRCFC.
06Metodología, fuentes y letra menuda
Fuentes: 24 archivos públicos de asignación de OEF (XM/CREG, vigencias 2007-08 a 2029-30), informes de las subastas GPPS (jun-2008 y ene-2012), resultados de las subastas de reconfiguración (2012–2025) y de la subasta 2029-30 (may-2026), seguimiento de OEF del SIMEM; proyección de demanda UPME, revisión enero-2026 (escenario medio con IC 68% y 95%). El balance de déficit se mide contra la demanda alta (límite superior del IC 95%).
Unidades: todo se expresa en GWh-día promedio. Las vigencias antiguas publican kWh-año (÷365); las subastas publican kWh-día. La demanda UPME (GWh-año) se asigna a la vigencia diciembre(y)–noviembre(y+1) usando el año y+1 (11 de 12 meses).
Unificación de plantas: por código ASIC, con tabla de equivalencias para los cambios de nomenclatura entre archivos (p. ej. PPA4 = Paipa 4, LTSJ = La Tasajera, AMYG = Amoyá) y claves sintéticas para proyectos nuevos aún sin código.
Totales por vigencia: asignación anual + hoja de “asignaciones previas” de cada archivo. Para 2027-28 y 2029-30 (informes de subasta que solo muestran el neto), las previas activas se reconstruyen con las fechas de fin de cada compromiso. Los valores marcados como estimados (vigencias sin hoja de previas: 2007-08 a 2011-12 y 2015-16) se señalan en la nota de cada gráfico.
Precios constantes: deflactados con el Índice de Precios al Productor de EE. UU. de bienes de capital (BLS, serie WPSFD41312, «private capital equipment», con ajuste estacional; consultada en FRED el 1-oct-2026), el indexador con el que la regulación del CxC actualiza el precio de la OEF (Doc. CREG 901 211 de 2025; es la serie que XM usa en el SIMEM). Con este índice se reproducen los precios actualizados que publica la CREG (13,998 → 20,1; 15,7 → 21,4; 15,1 → 18,8; 18,2 → 18,5 USD/MWh). Referencia: agosto de 2026 (índice 234,675; 1982=100). Precio constante = precio de cierre × (índice ago-2026 ÷ índice del mes de la subasta). Versiones anteriores de esta página usaban por error el IPP de bienes finales (WPUFD49207).
Subastas de reconfiguración: las de compra se suman a la OEF de la vigencia (dic-2019 y sep-2020: 3,1 GWh-día en 2020-21 y 0,8 en 2021-22; abr/may-2025: 7,6 en 2025-26, 6,4 en 2026-27 y 7,5 en 2027-28, todas a 21,3 USD/MWh). Las de venta (2012-13, 2016-17 y 2017-18) se reportan aparte y no se restan, porque responden a una demanda objetivo actualizada a la baja que la línea de la gráfica no recoge. Fuente: SIMEM, conjuntos 385613 y 26AFFD; noticias de resultados de XM.
Correcciones de oct-2026: 2022-23 separa 13,1 GWh-día no materializados; 2023-24 y 2024-25 incorporan la obligación OPACGNI de Tebsa (17,5 GWh-día). Verificado contra el Doc. CREG 901 018 de 2023 (OEF 81.179 y 83.916 GWh-año) y el seguimiento de OEF del SIMEM (conjunto 3b7031).
2028-2029: los archivos fuente no incluyen esa asignación anual; se muestra solo el compromiso multianual activo. Equivalente térmico: (demanda − OEF) × 365 ÷ 8.760 ÷ 0,95, expresado en MW.
Aviso: herramienta educativa construida sobre publicaciones oficiales; no sustituye la información de XM ni de la CREG. Algunas fechas de fin y precios de asignaciones administrativas menores son estimados y están marcados con “est.”.