Escuela de la Energía · Res. CREG 101 127 de 2026 · Mecanismo activo desde el 7-sep-2026 (Circular 343) · El Niño 2026-27

Estamos en El Niño y el Estatuto ya está activo. La bolsa baja al costo del gas — y lo que baja en el precio, sube en restricciones.

La CREG activó el mecanismo el 5 de septiembre (Circular 343): desde el despacho del 7 de septiembre las hidros ofertan según el nivel de su embalse, la térmica mínima se programa en el despacho real y la bolsa tiene techo. Con las ofertas, disponibilidades y embalses reales de agosto (XM) y las curvas ISO-GT de la CREG, esta herramienta muestra a qué precio y a cuántas restricciones lleva el mercado de aquí a abril. Con el NEP y el NPV oficiales de cada embalse que publica XM (X % = NEP, Circular 340). Solo tiene que decir cómo cree que vendrá la lluvia.

Bolsa promedio sep–abr
—
$/kWh · despacho ideal
Restricciones por térmica forzada
—
$/kWh promedio sobre la demanda
Embalse parcial en abril
—
la CREG fijó 30 % como mínimo de diseño

Precio de bolsa y restricciones, mes a mes

Lo que paga la demanda expuesta: bolsa + sobrecosto de la térmica forzada (reconciliación a costo).

BolsaRestriccionesPEA (activación OEF)

Embalse parcial frente al mapa ISO-GT

Bajo la curva umbral (ISO-GT 85) el mecanismo está activo y el CND obliga una térmica mínima.

Embalse simuladoUmbral ISO-GT 85Curvas ISO-GT 80…115
MesEmbalseBolsaRestriccionesTérmica (forzada)Régimen

Supuestos fijos: estatuto activo, X % = NEP oficial de cada embalse y NPV oficial (series NEPPOR y NPVPOR de XM, promedio mensual), OCV $100/kWh, PES $1.221/kWh, niveles reales de cada embalse al 31-ago, demanda 2025 +6,5 %. Cifras diarias promedio del mes; herramienta didáctica, no pronóstico.

¿Y el caso que temen los generadores — que la bolsa se caiga bajo $500 y todo vaya por restricciones? Ocurre solo si los embalses llegan altos y parejos (o la CREG fija un X % bajo). Con la distribución real de agosto no pasa.
Qué significa

Tres lecturas según su rol

Generadores

La renta ya no la decide su oferta

Comercializadores y grandes usuarios

El riesgo cambió de forma

Usuarios regulados

La factura lo ve por dos vías

Metodología

Cómo se calcula

Datos y reglas del modelo
  1. Datos reales (XM, agosto de 2026): precio de oferta y disponibilidad declarada de 603 plantas, volumen útil de los 21 embalses del SIN y demanda comercial diaria. El embalse parcial (12.467 GWh) excluye la cadena del río Bogotá, como manda la resolución: 82,6 % al 31 de agosto.
  2. Curvas ISO-GT: las publicadas por XM para sep-2026 – abr-2027 (Circular CREG 340: hidrología 2015-16, mínimo 30 % en abril, escalones de 80 a 115 GWh/día, umbral ISO-GT 85). De ellas se despejan los aportes mensuales de referencia; las tres opciones de hidrología los escalan.
  3. Despacho ideal (art. 11 y 12): orden de mérito en energía diaria. Hidros con embalse ofertan por la curva del art. 11 — 1,10 × PES en el mínimo técnico, PES + $0,01 en X %, OCV en el NPV — con el nivel real de cada embalse escalado por el nivel del parcial. X % = NEP oficial de cada planta (serie diaria NEPPOR de XM, promediada por mes: varía con la estación, p. ej. San Carlos 0 % en sep-oct y 72–78 % en dic-ene) y NPV oficial (NPVPOR: Playas 54 %, Porce III 74 %, San Carlos 79 %, Guavio 99 %). Si el NEP coincide con el mínimo técnico no hay segundo punto (par. 2); si el NPV es igual al mínimo técnico la planta oferta OCV (caso Ituango). Filo de agua, solar y eólica a OCV; térmicas a costo (sus ofertas de agosto ≈ CVG). Techo: mayor costo variable con OEF ($1.601).
  4. Térmica mínima (art. 10): la curva ISO-GT donde cae el nivel del parcial; entre dos, la mayor. Lo que el ideal no cubre se fuerza en el real con las térmicas más baratas fuera de mérito y su sobrecosto (CVG − bolsa) se traslada como restricciones. Sobre el umbral 85 no aplica.
  5. Balance del embalse: mes a mes, aportes × hidrología − generación hidro del parcial. FNCER 26, PAGUA 12,05, térmica menor 3,5 e hidro menor 24 GWh/día (valores típicos de septiembre; XM usa mínimos de 19,2 y 18 para las curvas ISO-GT). Sin energía suficiente se marca déficit.

Calibración: sin estatuto y con los datos de agosto el modelo reproduce la bolsa observada (≈ $1.000/kWh) y una térmica de ≈ 70 GWh/día. Fuentes: Res. CREG 101 127 y 101 120 de 2026; XM; IDEAM; NOAA/CPC. Los resultados son ilustrativos y no constituyen asesoría.

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