La regla supuso un año que no estamos viviendo
Las curvas ISO-GT son un balance de energía: cuánta agua entra, cuánta se consume y cuánta térmica hace falta para llegar al 30 % de embalse a final de abril. XM las construyó con la demanda del escenario medio de la UPME y los aportes de El Niño 2015-16.
- La demanda va por encima de lo previsto: 8,8 GWh más cada día.En septiembre promedió 252,6 GWh/día, 6,7 % más que en septiembre de 2025 (XM). El escenario medio de la UPME supone un crecimiento cercano a 3 %.
- No es una sorpresa.En los Niños recientes —2015-16 y 2023-24— pasó lo mismo: con el calor, la demanda se dispara por encima de su tendencia, sobre todo en la Costa. Era sabido que este supuesto de entrada no se iba a cumplir.
- Los aportes: peores que 2015-16 en la temporada, parecidos en el último mes.En lo corrido de la estación de invierno —que XM mide desde mayo— iban 4.401 GWh por debajo de 2015-16 (XM, Boletín 360). Desde el 7 de septiembre el embalse parcial bajó 26 GWh/día cuando el balance de XM esperaba 16: de esa diferencia, la mayor demanda explica entre 5 y 9; el resto, aportes ligeramente por debajo de 2015-16. Las exportaciones a Ecuador quedaron suspendidas desde el 7 de septiembre.
La térmica se queda corta por dos lados
Desde el 22 de septiembre la regla exige 100 GWh/día de térmica. Hay dos formas de quedarse corto: que el CND no la programe completa, o que las plantas no generen lo programado. Están pasando las dos.
- Dos momentos distintos.Las dos primeras semanas el CND programó lo exigido y la falla fue de ejecución (86 % a 92 %). Cuando la exigencia subió a 100, el programa no la siguió: se quedó en 84–86 GWh/día.
- El incumplimiento se centra en el gas.Dejó de generar 124 GWh, 8,5 % de lo programado: dos de cada tres GWh no generados. El carbón cumple mejor (−4,8 %), pero su programa cayó de 32 a 20 GWh/día; lo reemplazan líquidos, más caros.
- A este ritmo, al 31 de marzo faltarían unos 3.400 GWh.Más de 13 días de demanda del país.
¿Qué explica más el incumplimiento térmico?
Si El Niño se comporta como anticipa el XRO, abril llega sin agua
El XRO de Telus Energy proyecta un pico de +3,5 °C en diciembre —casi un grado sobre 2015-16— y el fin del evento en junio de 2027, un mes después que en 2016. Hasta marzo, aportes parecidos a 2015-16; después, una recuperación tardía: abril de 2027 se parecería a marzo de 2016, todavía seco.
| Escenario | 31 de marzo | 30 de abril | Déficit |
|---|---|---|---|
| Como vamos (térmica al 81 %, desvío de demanda observado) | 5,5 % | 0 % | ~2.300 GWh, desde el 9-abr |
| El desvío de demanda se reduce a la mitad | 11,8 % | 0 % | ~1.200 GWh, desde el 19-abr |
| Térmica fija en 100 GWh/día | 20,0 % | 4,3 % | al límite |
| Térmica al 100 % de lo exigido | 28,8 % | 13,1 % | no |
| Supuestos de XM con la térmica de hoy | 18,3 % | 17,2 % | no |
- Desde el 26 de diciembre ni toda la térmica firme alcanzaría para llegar al 30 %.Es cuando el embalse caería bajo la curva ISO-GT 115, la última.
- El déficit iría del 9 de abril al 31 de mayo: unos 2.300 GWh, 17 % de la demanda diaria.Equivale a 9 días de demanda del país. Es un escenario indicativo, no un pronóstico: en la práctica el CND actuaría antes.
- La variable que separa un abril con déficit de uno manejable es el cumplimiento térmico.Con la térmica al 100 % de lo exigido el sistema no llega al 30 %, pero tampoco se queda sin agua.
El estatuto vence el 31 de mayo; El Niño, en junio
El mercado vuelve a funcionar sin intervención justo cuando los embalses estarían en su punto más bajo y las lluvias todavía no habrían llegado. Ese día desaparecen la curva de oferta del artículo 11, el techo del artículo 12 y la térmica forzada del artículo 10.
- Un escalón en junio y una caída fuerte en el segundo semestre.Un perfil difícil de cubrir con contratos de precio fijo, que conviene modelar con escenarios y no con un solo número.
- Queda la pregunta regulatoria.Prórroga o estatuto definitivo antes de que termine El Niño: debería conocerse antes de abril, cuando se contrata el segundo semestre de 2027.
Para el segundo semestre de 2027, usted…
Con todo lo anterior: ¿el estatuto debería prorrogarse más allá del 31 de mayo?
Lo que este boletín todavía no responde
- El dato mensual de la UPME con el que se construyeron las curvas: usamos el crecimiento medio del escenario.
- Los mantenimientos programados del verano, que no incluimos y que empeorarían el resultado.
- Cuánto del incumplimiento del gas es combustible, cuánto es planta y cuánto es caja.
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Los próximos ocho trimestres de compras de energía del mercado regulado: cuándo saldría cada comercializador al SICEP, cuántos GWh y a qué precio esperado. Unos 10.100 GWh esperados solo en octubre–diciembre de 2026.
v1.0 · 9 de octubre de 2026. Primera publicación, con datos de XM al 7 de octubre, el XRO del 4 de octubre y la corrida de Prokus Mediano Plazo del 9 de octubre. Las cifras se actualizan con cada corte y los aportes aprobados quedan en su sección.
auribe@telusenergy.co
Fuentes y método. Embalse agregado parcial, térmica real y programada, demanda, aportes y precios: XM (API pública y SIMEM), corte 7 de octubre de 2026, vía telusenergy.co/indicadores. Curvas ISO-GT y supuestos: Res. CREG 101 127 de 2026, Circular CREG 340 y documento soporte de XM. Diagnóstico de aportes: XM, Boletín energético 360. Demanda proyectada: UPME, revisión de agosto de 2026 (escenario medio). ENSO: XRO-Telus 1.0. Precios: Prokus Mediano Plazo. Proyección del embalse: balance diario reconstruido a partir de las curvas ISO-GT de XM —reproduce el 30 % en marzo con sus supuestos—, con la térmica y el desvío de demanda observados, y abril de 2027 con los aportes de marzo de 2016; no incluye mantenimientos.
Límites. «Déficit»: energía que no alcanzaría a atenderse con el embalse parcial en 0 % útil y la térmica al ritmo observado. Escenarios indicativos; no constituyen pronóstico operativo ni asesoría comercial, financiera o jurídica.
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