El 27 de agosto de 2026 la CREG cambió las reglas del mercado eléctrico colombiano para pasar El Niño: suspendió el estatuto de 2014 y puso uno transitorio. Este curso te lleva, capítulo a capítulo, desde cómo funciona la bolsa hasta quién gana y quién pierde con las nuevas reglas. Con simuladores que puedes mover, un quiz por capítulo y un examen final. Solo necesitas saber qué es el precio de bolsa; lo demás lo construimos aquí.
Cada día, antes de las 8 de la mañana, todas las plantas que despacha XM (las despachadas centralmente) envían dos cosas: cuánta energía pueden entregar mañana hora a hora (disponibilidad) y a qué precio están dispuestas a hacerlo (oferta, un único número en $/kWh para todo el día). El Centro Nacional de Despacho (CND) ordena las plantas de la más barata a la más cara y va "llenando" la demanda de cada hora. Ese ordenamiento se llama orden de mérito.
La última planta que hace falta para cubrir la demanda de una hora es la planta marginal, y su oferta se convierte en el precio de bolsa de esa hora. Todas las plantas que quedaron dentro cobran ese mismo precio, aunque hayan ofertado menos. Por eso una hidroeléctrica con el embalse lleno, que oferta casi nada, puede cobrar $1.000/kWh si la marginal fue una térmica cara.
Casi nadie compra toda su energía en bolsa. Los comercializadores firman contratos bilaterales a precio fijo o indexado, y solo la diferencia entre lo contratado y lo que realmente consumen sus usuarios se liquida a precio de bolsa. Un comercializador "expuesto a bolsa" es el que contrató menos de lo que necesita: cuando la bolsa sube, pierde; cuando baja, gana. Los generadores viven el espejo: la hidro que vendió contratos a $350 y genera con bolsa a $1.000 pierde la diferencia sobre lo que no cubrió con agua propia.
Colombia depende del agua. Para que en una sequía haya plantas capaces de generar, el regulador paga desde 2006 un cargo por confiabilidad a quienes se comprometen con una Obligación de Energía Firme (OEF): una cantidad de energía que deben poder entregar cuando el sistema lo necesite. La señal de "te necesito" es el precio de escasez: cuando la bolsa lo supera, las OEF se vuelven exigibles y la planta debe generar (o comprar) esa energía y venderla al precio de escasez, no a bolsa.
El precio de escasez de las plantas de costo variable alto (líquidos). Se actualiza cada mes. Referencia de este curso: $1.221/kWh. Es la columna vertebral de la curva de oferta del art. 11.
Los otros dos precios de escasez del esquema (Res. 101 066/2024). Referencias: $782,6 y $330,2/kWh. Cada planta con OEF está acogida a uno de los tres.
El máximo de los tres. Cuando la bolsa lo supera, las OEF se exigen. Hoy PEA = PES = $1.221. El estatuto lo usa como termómetro del mercado (indicador PBP).
El CERE es el costo del cargo por confiabilidad que toda planta traslada; ninguna oferta puede estar por debajo. Los OCV (otros costos variables: CERE + FAZNI + Ley 99 + AGC) son el piso de oferta de una hidro llena, una solar o una eólica. Referencia: ≈ $100/kWh.
En condiciones normales el precio de bolsa cumple dos funciones a la vez: paga a los generadores y señala escasez. Cuando sube, activa las OEF, encarece la energía no contratada y le dice al agua "guárdate". El estatuto transitorio interviene exactamente esa señal. Para entender por qué, hay que ver primero cómo terminó el estatuto anterior.
La Res. CREG 026 de 2014 vigilaba índices energéticos y de mercado; cuando entraban en alerta, activaba un mecanismo de venta y embalse de energía (EVE): a las hidros se les pagaba por no generar y guardar agua, mientras las térmicas cubrían la demanda. En 2020 (Res. 209) la CREG reconoció que el índice de Análisis Energético no daba señales oportunas e introdujo la senda de referencia del embalse.
Dos fallas, entonces: llegaba tarde (solo actuaba cuando ya había alerta) y era "de papel" (ordenaba térmica en el ideal, pero en la operación real no siempre se prendía). El estatuto transitorio ataca ambas: mueve la señal más temprano con las curvas ISO-GT y ordena la térmica mínima en el despacho real.
Traducido: a cada generador hidráulico le conviene, individualmente, vender su agua hoy si el precio es bueno. Pero al sistema le conviene que esa agua se guarde para febrero. Cuando muchas decisiones individualmente racionales suman un resultado colectivamente malo, el regulador considera que puede intervenir la forma en que se hacen las ofertas. Ese es el fundamento legal que invoca (Ley 142 art. 73 y 74; Ley 143 arts. 20 y 23).
Íntegramente la Res. 026 de 2014 (con anexos) y la 155 de 2014, es decir, todo el estatuto anterior incluida la venta y embalse de energía.
Hasta que salga la resolución definitiva que modifique el estatuto o hasta el 31 de mayo de 2027, lo primero que ocurra. Rige desde su publicación en el Diario Oficial (DO 53.611, 31-ago-2026).
CND, ASIC, generadores, comercializadores y demás participantes del mercado mayorista. Los usuarios no son sujetos directos, pero reciben el efecto vía tarifa.
La suma en energía del volumen útil de todos los embalses del SIN menos la cadena de Bogotá (Guavio no es Bogotá; la cadena Bogotá es el sistema de PAGUA). El aporte de Bogotá se mete al balance como la ENFICC de PAGUA. Referencia de este curso: 12.467 GWh de capacidad, al 82,6 % el 31 de agosto.
La trayectoria diaria del nivel del embalse parcial que resulta de suponer una generación térmica constante (GT, en GWh/día) durante el año hidrológico, bajo hidrología crítica. Hay una curva por cada escalón de térmica: ISO-GT 80, 85, 90… hasta la ENFICC del parque térmico.
La curva ISO-GT que corresponde al valor mínimo de térmica que la CREG fija para el año. Es la frontera entre "el sistema está bien" (por encima) y "hay que vigilar/actuar" (por debajo). En los parámetros vigentes que usa este curso, el umbral es la curva ISO-GT 85.
La lectura es intuitiva: más abajo está el embalse, más térmica hace falta para llegar a abril con 30 %. Si el embalse está sobre la curva ISO-GT 85, basta con 85 GWh/día o menos; si está entre la 95 y la 100, hacen falta 100.
Curvas de fin de mes tomadas de la publicación de XM para sep-2026 – abr-2027 con los parámetros comunicados por la CREG (hidrología 2015-16, mínimo 30 % en abril, escalones de 80 a 115 GWh/día). Son las mismas que usa el Simulador del Estatuto. Las curvas se recalculan en noviembre (art. 8 d) y pueden actualizarse en cualquier momento si el CND o el CNO lo piden (par. 1).
Las curvas ISO-GT convierten una pregunta difusa ("¿estamos en riesgo?") en una lectura mecánica: dónde está el embalse parcial respecto a un mapa publicado. Eso es lo que permite actuar antes, y es lo que el estatuto de 2014 no tenía.
Compara el nivel real del embalse parcial (%) con el umbral ISO-térmica y con la curva ISO-GT en la que cae. Es el indicador del capítulo anterior.
Precio de Bolsa de Períodos Punta: promedio del predespacho ideal entre las 10 y las 21 horas. Se compara con el PEA los últimos 7 días. Está en nivel alto si superó el PEA al menos 4 de esos 7 días; si no, bajo.
Compara la generación térmica real promedio de los últimos 7 días (GTPM7) con la térmica objetivo de la curva ISO-GT en la que está el embalse.
El estatuto anterior ordenaba térmica en el despacho ideal (el de papel) y esperaba que la operación real la siguiera. La CREG constató que no siempre ocurría. Ahora la orden va al despacho económico y al redespacho: la programación real del día. Además, solar y eólica se despachan "en la base" hasta donde sea posible (siempre entran, porque no consumen agua ni combustible).
Si el CND prende una térmica que no quedó en mérito en el ideal (porque su oferta era más cara que la bolsa), esa planta no cobra la bolsa: recibe una reconciliación positiva al precio de la Res. CREG 034 de 2001, es decir, su costo (combustible + O&M + OCV), sin margen. Y la diferencia entre ese costo y la bolsa se traslada a la demanda como restricciones.
| Concepto | Valor | Comentario |
|---|---|---|
| Demanda del día | 250 GWh | Cifra típica de 2026 |
| Bolsa del despacho ideal | $813/kWh | La marginal es una térmica a gas (escenario de referencia del simulador v3) |
| Térmica en mérito (ideal) | 56 GWh | Lo que entró "por precio" |
| Térmica mínima ISO-GT del día | 95 GWh | El embalse está entre la ISO-GT 90 y la 95 → se toma 95 |
| Térmica forzada | 39 GWh | 95 − 56. Las más baratas fuera de mérito: gas y carbón a $900–1.100 |
| Sobrecosto (costo − bolsa) | ≈ $300/kWh | Promedio sobre las forzadas |
| Restricciones del día | ≈ $11.700 M | 39 GWh × $300/kWh |
| Restricciones sobre la demanda | ≈ $47/kWh | $11.700 M / 250 GWh. Lo paga toda la demanda, contratada o no. |
Cifras ilustrativas coherentes con el escenario de referencia (hidrología 2015-16, X % = NEP) del Simulador del Estatuto: restricciones de $47–73/kWh en sep–nov. Los valores reales dependen de las ofertas del día.
El art. 10 garantiza que la térmica se prenda. Pero el costo de esa garantía no pasa por el precio de bolsa: pasa por restricciones, un cargo que se reparte a toda la demanda y que ningún contrato ni derivado cubre. Esta es la raíz de casi todos los debates del capítulo 10.
Ofertan según el art. 6 de la Res. CREG 055 de 1994: su costo variable declarado (combustible, O&M) más los OCV. Si el CND detecta ofertas fuera de ±10 % de ese valor, informa a la Superservicios al día hábil siguiente (par. 5).
Plantas con regulación mayor a un día. Su oferta debe seguir una recta quebrada que depende del nivel de su propio embalse. Fuera de ±10 % de la curva también se reporta a la Superservicios (par. 6). Guatrón se mide solo por Miraflores; PAGUA se trata como las del literal c.
Filo de agua, solar, eólica (y PAGUA): ofertan los otros costos variables de la Res. 034/2001, es decir, el piso del mercado. Siempre quedan en mérito.
Cada hidro con embalse traza una recta quebrada entre tres puntos, según el porcentaje de su volumen útil que declaró ese día:
En el mínimo técnico del embalse (o por debajo). La planta casi vacía debe ofertar 10 % por encima del precio de escasez superior: sale del mérito y guarda lo poco que tiene.
En el X % del volumen útil que fija la CREG por circular. Un centavo sobre el PES: justo fuera del rango donde las OEF se activan. Si X coincide con el mínimo técnico o con el NPV, este punto no existe (par. 2).
En el NPV (nivel de probabilidad de vertimiento) o por encima. Una planta a punto de botar agua debe ofertar el piso: mejor generar que verter. Si la planta no tiene NPV, se toma el nivel máximo.
El X % lo propone el CND y lo fija la CREG por circular junto con las curvas ISO-GT (par. 1); puede cambiarlo en cualquier momento con efecto al día siguiente. La lectura del mercado, y la que adopta el Simulador del Estatuto en su versión 3, es que el X % de cada planta se asocia a su NEP (Nivel de ENFICC Probabilístico): el nivel de embalse suficiente para generar la energía firme comprometida incluso en la peor hidrología histórica. El NEP es bajo (25–45 % del volumen útil según la planta), así que con X = NEP la mayoría de las hidros queda a la derecha del punto 2, ofertando entre PES y OCV, es decir, por debajo del gas. Con X = 50 % uniforme, más hidros quedarían a la izquierda, ofertando cerca del PES.
Con muchas plantas siguiendo la misma curva habrá empates. Además del sorteo habitual, el Anexo 2 ordena: despachar primero la de mayor factor de reserva, medido en días de generación a plena capacidad por encima de su NEP. Una planta por debajo de su NEP (factor negativo) va al final de la cola.
VU: volumen útil declarado ese día (MWh). NEP: nivel de ENFICC probabilístico en MWh (si no existe, el mínimo técnico). CEN: capacidad efectiva neta (MW). El cociente son los días que la planta podría generar a plena carga con el agua que tiene por encima de su reserva firme.
Si dos plantas empatan en Δ, sorteo. Si las que empatan están vertiendo, sorteo directamente (numeral 2).
Con el art. 11 la hidro deja de decidir su precio: lo dicta su embalse. Cuanto más vacía, más cara y más fuera del mérito. Cuanto más llena, más barata y más dentro. El resultado agregado ya no lo fija la estrategia de nadie, sino la distribución real de los niveles de embalse: eso es lo que hace tan importante mirar planta por planta.
El precio de bolsa se forma igual que siempre, con las ofertas del art. 11. Pero si una oferta supera el costo variable de la planta más cara con OEF (la curva de oferta agregada de la Res. 140/2017, literal e), el ASIC la toma en el ideal por ese valor máximo. Referencia de este curso: $1.601/kWh. Es decir: la hidro en mínimo técnico oferta 1,10 × PES = $1.343; nunca podría llevar la bolsa por encima del techo.
Durante Alerta y durante el período de riesgo, si un agente declara que su embalse superó el NPV y está vertiendo, eso es causal de redespacho: el CND la pone a generar en la base hasta que termine el vertimiento. Mientras vierte, la planta no puede prestar AGC (regulación secundaria de frecuencia) si hay otro recurso que lo haga. Lógica: agua que se bota es energía perdida para el sistema.
Solo se exporta para cubrir generación de seguridad del país importador, después de atender toda la demanda nacional, y solo con recursos que no se necesiten: solar, eólica, hidro vertiendo o térmicas a líquidos. Nunca puede comprometer la térmica mínima del art. 10. El precio de exportación es el de la planta más cara que atienda, más arranque-parada.
El estatuto de 2014 pagaba a las hidros por embalsar (energía vendida y embalsada). Al suspenderse íntegramente (art. 16), guardar agua ya no genera ingreso: la hidro con embalse bajo simplemente queda fuera del mérito por su propia oferta y no vende. El "escudo" que protegía la OEF de las hidros en 2014 desaparece.
Junta las piezas: hidros llenas y renovables ofertan el piso; hidros vacías ofertan sobre el PES y salen; térmicas ofertan su costo. La marginal, en el escenario de referencia, es una térmica a gas. Resultado: la bolsa baja respecto a agosto y se ancla al costo del gas (≈ $813/kWh en el simulador v3), aunque el embalse siga cayendo. Y como el sistema necesita más térmica de la que entra por precio, el art. 10 fuerza el resto y el sobrecosto va por restricciones. Esto es lo que resume el titular del simulador: lo que baja en el precio, sube en restricciones.
El comparador toma las 80 ofertas y disponibilidades reales de agosto de 2026 (XM) que usa el Simulador del Estatuto, arma el orden de mérito para la demanda del mes y lo corre dos veces: a la izquierda con las ofertas libres (valor del agua subiendo al bajar el embalse, como en un Niño normal), a la derecha con las ofertas reguladas del art. 11 y la térmica mínima del art. 10.
Modelo didáctico en energía diaria (GWh/día), idéntico en lógica al del Simulador del Estatuto v3: niveles individuales escalados por el nivel parcial, X % = NEP estimado por planta, OCV $100, PES $1.221, techo $1.601, FNCER 26 y filo/menores 24 GWh/día. Las restricciones se calculan como el sobrecosto (costo − bolsa) de la térmica forzada, repartido sobre toda la demanda. No es un pronóstico.
Guavio y Chivor (≈ 97–99 %) ofertan OCV, siempre están en mérito y cobran la bolsa (≈ $813): margen ≈ $700/kWh. Son los ganadores relativos, pero con un techo: la bolsa ya no llegará al PES mientras el gas sea la marginal.
Ofertan entre PES y OCV según su nivel. Entran en mérito solo si su punto en la curva queda bajo el gas. Sus contratos a precio fijo se cumplen con agua propia o comprando en una bolsa más barata: alivio de corto plazo.
San Carlos (32 %), Porce III (38 %), Tasajera (49 %): ofertan cerca del PES o por encima, salen del ideal y no venden. Guardan agua, que era el objetivo, pero nadie les paga por guardarla. Si tienen contratos, los cubren comprando en bolsa.
Una térmica a gas con CVG $600 y bolsa $813 gana $213/kWh. Si la bolsa cae a su costo (es la marginal), margen ≈ 0. Su oferta debe ser su costo ±10 % (par. 5): no puede "apostar".
Entran fuera de mérito por orden del CND y cobran su costo por la Res. 034/2001. Aseguran la confiabilidad, pero su ingreso variable es cero: viven del cargo por confiabilidad y de la recuperación de costos. Con cartera de $4 billones, el flujo de caja es el riesgo.
Su CVG define el techo de bolsa del art. 12 (≈ $1.601). En el escenario de referencia casi no entran en mérito; lo hacen forzados o cuando el embalse cae tanto (feb–abr) que la bolsa sube al PES. Su "upside merchant" desaparece.
Compra la energía no contratada más barata que en agosto. Pero paga restricciones de $47–73/kWh en sep–nov (escenario de referencia), y esas no se cubren con contratos, ni con Derivex, ni con nada: llegan por el componente R del costo unitario.
Firmó a $400–500 y la bolsa está a $813: sigue ganando frente a bolsa, pero menos de lo que esperaba en un Niño. Y también paga restricciones sobre toda su demanda.
Paradoja del diseño: el precio indexado baja justo cuando el costo real del sistema (térmica quemando combustible) sube. El costo se muda de un precio cubrible a un cargo que no lo es.
Su comercializador compra mayoritariamente por contrato. Lo que compre en bolsa saldrá más barato que en agosto. Efecto: neutro a levemente favorable a corto plazo.
Aquí llega el costo de la térmica forzada. Sube para todos, sin importar cómo compre su comercializador. En un mes con $50/kWh de restricciones y consumo de 200 kWh, son $10.000 adicionales en la factura.
Programa transitorio para regulados: meta = mediana del consumo diario de 12 meses. Consumir sobre el 110 % paga tarifa × 1,3–1,7 según estrato; bajar del 90 % recibe el recaudo a prorrata (tope 30 %). Fue suspendida temporalmente por el sismo del 10 de agosto (Circular 326) y modificada por la 101 126; verifica su fecha de inicio vigente.
El estatuto no elimina el costo de pasar El Niño: lo reubica. Sale del precio de bolsa (donde se podía cubrir y donde señalaba escasez) y entra en las restricciones (donde lo paga toda la demanda y nadie lo cubre). Cada rol gana o pierde según de qué lado de esa mudanza esté.
| Qué | Quién y cuándo | Por qué importa |
|---|---|---|
| Condición del sistema (Seguimiento / Vigilancia / Alerta) | CND, cada martes; martes y viernes en Vigilancia/Alerta; diario en período de riesgo (art. 9) | Es el interruptor. Sin Alerta + circular no hay mecanismo. |
| Circulares de la Dirección Ejecutiva CREG | Al activar o desactivar; al fijar parámetros | Activación (art. 6), finalización (art. 7 par.), X % (art. 11 par. 1), parámetros ISO-GT (art. 8 b). |
| X % del volumen útil | CREG, por circular, modificable en cualquier momento con efecto al día siguiente | Decide cuánta hidro sale del mérito y, con ello, la bolsa y las restricciones. |
| Curvas ISO-GT actualizadas | CND, noviembre de 2026 (art. 8 d); en cualquier momento a petición de CND/CNO | Cambian la térmica mínima de cada nivel de embalse. |
| Informe de ofertas fuera de ±10 % | CND, cada martes (art. 11 par. 9) | Muestra quién no está siguiendo la curva; puede derivar en actuaciones de la Superservicios. |
| Nivel del embalse parcial y GTPM7 | XM, diario | Los dos indicadores físicos del semáforo. Los tienes en Indicadores. |
| PES del mes | XM, mensual (indexado) | Mueve toda la curva del art. 11 y el PEA. |
| Pronóstico ENSO | IDEAM (boletín ENOS), CPC/NOAA, mensual | Define si la hidrología se parece a 2015-16 o es peor. Mírala en el Predictor ENSO. |
| Resolución definitiva del estatuto | CREG, antes del 31-may-2027 | Reemplaza a la transitoria; puede incorporar la revisión integral del cargo por confiabilidad que la CREG anunció aparte. |
| 31 de mayo de 2027 | Fin de la suspensión (art. 16) | Si no hay resolución definitiva, vuelve el estatuto de 2014. |
Res. CREG 101 127 de 2026 (Gestor Normativo Alejandría, "Resoluciones originales", 25 páginas: 17 artículos y 3 anexos). Documento soporte CREG 901 431 de 2026. Res. 101 120 y 101 126 de 2026 (demanda). Res. 034/2001 (reconciliaciones), 055/1994 (ofertas térmicas), 140/2017 (curva OEF), 101 066/2024 (precios de escasez).
Simulador del Estatuto (qué pasa con bolsa y restricciones mes a mes según la hidrología) · Simulador del Precio de Bolsa (orden de mérito) · Indicadores (embalse, aportes, bolsa) · Boletín Estatuto transitorio (2 páginas).