Energía anual en GWh. Barras: compras por mecanismo; línea: demanda regulada (real hasta 2025, proyectada con CAGR propio desde 2026). La porción «Bolsa» es el faltante que se liquida a precio de bolsa.
Comercializadores con demanda regulada, ordenados por la métrica elegida. El seleccionado se resalta.
Para cada año de despacho: el volumen negociado en convocatorias SICEP (GWh-año) partido según el año de la audiencia, con el precio promedio ponderado de cada añada y el promedio ponderado del año (línea), todo en pesos del IPP de referencia. Excluye las subastas CLPE (UPME), que son un mecanismo aparte. Útil para medir la oportunidad de colocación: cuánto del año objetivo ya está vendido, cuándo se vendió y a qué precio. Se calcula sobre la selección actual (comercializador, o todos los del mercado elegido).
El nombre corto es el que ven los clientes. «Mostrar» apaga al agente en toda la herramienta. «Otros» lo agrega al grupo Otros (se suman demanda y canastas). Los cambios aplican al instante; recuerda «Publicar al servidor» para que los vean los clientes.
α por mercado según la Gráfica 7 del Documento CREG 155 de 2015 (Res. CREG 119/2007), valores 2015. Puedes sobrescribir el α aplicado (vacío = usar el CREG) y ocultar mercados.
Selecciona un mercado y marca los comercializadores que publican tarifa allí. Esta lista define quiénes aparecen al filtrar por ese mercado.
Los proyectos marcados como excluidos no cuentan como cobertura en toda su ventana de entrega (nunca entregaron energía): la exposición y la G se recalculan al instante. Estado verificado a jul-2026; ajústalo si un proyecto se recupera o se cae. La subasta CLPE 2026 (Res. MinMinas 40208, adjudicada 28–29 jul-2026) aparece en seguimiento: el Informe de cierre (BMC, 30-jul-2026) ya identifica los compradores adjudicatarios — P3: EE Pereira y EDEQ; P2: CHEC, Celsia, CETSA y Enel — pero los contratos se cargarán cuando se publique la desagregación de cantidades por comprador y se ratifique el informe de auditoría.
α pondera el costo de contratos SICEP frente a bolsa en la fórmula G (Res. CREG 119/2007). Sin dato oficial se usa el α global (). Deja vacío para usar el global.
IPP Oferta Interna (DANE, provisional — reemplazar con serie oficial) y CERE promedio anual ($/kWh). Editar y pulsar «Aplicar».
Al cerrar un proceso en sicep.xm.com.co, registra aquí sus resultados. Regla de anualización: si el número de productos coincide con el número de años del período, cada producto se asigna a su año (PROD01 → primer año); si no, el total se reparte uniforme.
Intenta descargar la serie desde XM (API sinergox / informe anual). Si el navegador bloquea la petición (CORS), pega los valores manualmente: una línea por mes AAAA-MM valor.
Serie mensual/anual del IPP Oferta Interna (DANE → IPP). Intenta la descarga automática; si falla, pega AAAA valor (promedio anual) o AAAA-MM valor.
Los cambios se guardan en este navegador (localStorage) y puedes exportarlos para versionar o publicar. «Exportar HTML» genera este mismo dashboard con los datos ya actualizados, listo para subir a la ruta privada.
«Publicar al servidor» guarda estos datos y parámetros como la versión oficial que ven todos los clientes (VIP y Prime). Se conserva copia de respaldo de la versión anterior.
La componente G del Costo Unitario refleja el costo de compra de energía del comercializador para su mercado regulado. Fórmula base de la resolución (Art. 6):
donde Mc es el costo promedio ponderado de los contratos bilaterales, Pb el precio promedio ponderado de las compras en bolsa, α la ponderación regulatoria del mercado de comercialización — publicada por empresa en la Gráfica 7 del Documento CREG D-155-15 (valores 2015; aquí editables por mercado, con 70% global de respaldo cuando no se filtra por mercado) y AJ el factor de ajuste que traslada gradualmente la diferencia entre lo facturado y el costo real, con tope y reconocimiento financiero:
En esta vista anual y proyectada se calcula, para cada comercializador y año, con precios comparables al IPP de referencia:
La atención del mercado regulado combina tres mecanismos: (1) contratos bilaterales previos al SICEP — identificados por agente como sus compras en contrato del regulado (XM) menos SICEP y CLPE; forman Mc; precio implícito derivado del MC publicado por XM; su decaimiento futuro sigue la curva de cobertura estimada de XM (inf. 29-5) —, (2) convocatorias SICEP — forman Mc — y (3) subastas CLPE. Las compras de las subastas de largo plazo (CLPE-02-2019 y CLPE-03-2021, mecanismo UPME) pasan directo a la componente G por su participación real en la demanda (no las pondera α ni forman Mc), conforme al traslado directo previsto para esos contratos. El α solo pondera las compras por convocatorias SICEP frente a bolsa. La energía no cubierta se valora al precio de bolsa proyectado (Prokus) más CERE. En resolución mensual (Prime): cada contrato SICEP se mensualiza según la ventana real de entrega de su convocatoria (proporcional a días — el análisis del listado maestro SICEP muestra que ~52% de las convocatorias no siguen años calendario); los contratos CLPE se reparten por días; la bolsa usa directamente el mes del pronóstico Prokus; y la demanda mensual usa la serie XM si está cargada o, provisionalmente, el perfil mensual de demanda del pronóstico Prokus. Los contratos de la CLPE 2026 (Res. MinMinas 40208, mecanismo MinMinas/Bolsa Mercantil, obligaciones desde 01-ene-2030) recibirán este mismo tratamiento — traslado directo, sin α — al cargarse con el informe auditado de la BMC; como Radar G opera con energía anual, la entrega horaria de los productos con baterías se representa por su energía anual equivalente (aproximación documentada).
Todos los precios se expresan en pesos del IPP de referencia (editable): precio_ref = (precio_base / IPP[año_base]) × IPP_ref. SICEP: precio de audiencia, ya incluye CERE; año base = año de audiencia. UPME: precio asignado + CERE del mes de asignación (oct-2019: 63,34; oct-2021: 70,92 $/kWh) y luego indexado; año base 2019 / 2021. El precio de bolsa Prokus está en USD/MWh constantes (TRM del modelo) y se convierte a $/kWh; se le suma el CERE anual y se escala al IPP de referencia.
SICEP: anualización producto→año cuando #productos = #años del período (exacto en 102 convocatorias); si no, reparto uniforme. UPME: energía anual constante en la ventana de entrega (2022–2036 y 2023–2037). Demanda regulada: real 2020–2025 (XM); 2026–2040 proyectada con CAGR propio de cada agente (acotado −5% / +8%). Exposición = 1 − contratado/demanda (piso 0). Fusiones: Celsia (=EPSA+Tolima), Enel (=Codensa+Emgesa+Enel X), Grupo Caribe (Electricaribe → Air-e + Afinia/CaribeMar + CaribeSol). ENELAR y DISPAC no se fusionan con nadie.
· Compras SICEP: revisión semanal de las convocatorias publicadas en sicep.xm.com.co; cada adjudicación nueva del mercado regulado se incorpora a la base y se publica. La fecha de la última audiencia incluida siempre está visible en el encabezado de esta página. · Subastas CLPE: las de 2019 y 2021 (UPME) son contratos ya asignados; solo cambian si un proyecto se cae o se recupera, y ese estado se verifica y ajusta en el panel de proyectos. La CLPE 2026 (Res. MinMinas 40208, adjudicada 28–30 jul-2026) está bajo monitor diario de los boletines de la Bolsa Mercantil; sus contratos se incorporarán al publicarse el informe auditado con la asignación por comercializador. · Pronóstico de bolsa: se refresca con cada corrida del modelo Prokus (la fecha del pronóstico vigente aparece en las fuentes). · Series IPP (DANE) y CERE (XM): mensuales, se actualizan al publicarse.
La energía no cubierta con contratos se valora con Prokus, el modelo de pronóstico de precio de bolsa de Telus Energy: simula la hidrología con escenarios análogos históricos y sintéticos sobre el estado real de embalses y aportes, y entrega el precio mensual en percentiles (P10, P25, media, P75, P90) con horizonte de hasta 60 meses. Aquí el precio viene en USD/MWh constantes, se convierte a $/kWh con la TRM del modelo, se le suma el CERE y se escala al IPP de referencia. El selector «Escenario bolsa» de arriba elige el percentil; la banda del gráfico muestra P25–P75. Es un pronóstico por escenarios, no una predicción puntual de liquidación.
· Vista libre: el año en curso y el siguiente (con un año de proyección) — posición, exposición y comparación de G entre comercializadores y mercados, sin exportación ni simulador.
· VIP (cortesía): el histórico completo más el año actual y el siguiente: suficiente para validar la posición vigente de cada agente.
· Prime: la vista temporal completa (2020–2040), exportación a CSV y el proyector de compras (beta): además de mostrar lo ya contratado, infiere a qué posición llegará cada comercializador (según la cobertura que típicamente alcanza para cada año de entrega) y a qué precio (valorando las compras faltantes a los precios de colocación recientes). Lo contratado es dato firme; lo proyectado se dibuja aparte, en línea punteada.
El recorte de horizonte entre versiones se aplica en el servidor: cada acceso recibe únicamente los datos de su plan.
· Los proyectos eólicos Alpha, Beta (EDP Renováveis), Camelia y Acacia 2 (Celsia) de la CLPE-02-2019 se excluyen de la cobertura por defecto: sus promotores renunciaron y los parques nunca entraron en operación (verificado a jul-2026). Casa Eléctrica (AES/Ecopetrol) sigue vivo pero aplazado — puede excluirse con el interruptor del panel de Parámetros. · El IPP Oferta Interna es provisional hasta cargar la serie oficial DANE. · Los α por mercado provienen del Documento CREG D-155-15 (Gráfica 7, datos NEON XM 2015): son la última publicación consolidada conocida y pueden no reflejar la composición actual de compras de cada mercado; son editables. La misma G de un comercializador varía entre mercados solo por el α del mercado. · Cuando no se filtra por mercado se usa el α global (70%) o el propio del agente. · La proyección de bolsa es el pronóstico Prokus (percentiles de escenarios sintéticos), no una predicción de liquidación. · Esta herramienta es una estimación indicativa de posición, no una liquidación tarifaria oficial. · La comparación de G se limita al horizonte del pronóstico Prokus. · La subasta CLPE 2026 (Res. MinMinas 40208) adjudicó ~4.560 MWh-día el 28–29 de julio de 2026 — P3 híbrido solar+SAEB: 390 MWh-día a $315,87/kWh; P2 curva solar: 4.174 MWh-día a $246,13/kWh (precios de cierre, sin CERE); P4 hora punta declarado desierto — con obligaciones a 15 años desde ene-2030. Equivale a ≈1.670 GWh-año (~2,5% de la demanda regulada proyectada 2030). El Informe de cierre (BMC, 30-jul-2026) identifica los compradores adjudicatarios — P3: EE Pereira y EDEQ; P2: CHEC, Celsia Colombia, CETSA (Tuluá) y Enel Colombia — y las plantas vendedoras (Bosques Solares de los Llanos 8, Andrómeda, Valledupar, Atlántico, Andes, Yariguíes). Aún no está incluida en cobertura ni en G: falta la desagregación de cantidades por comprador y la ratificación del informe de auditoría.