Centro de decisión estratégica del Ministerio
Centro de decisión estratégica del Ministerio para lectura integrada de agua, precio, gas, térmicas y riesgo nacional.
El riesgo de apagón no es una fórmula única: combina una capa estadística validada con evidencia histórica y una capa física de suficiencia de respaldo, ambas alimentadas por fuentes oficiales y recalculadas a diario.
Marco metodológico (rare-event): con un solo racionamiento histórico (1992) NO es posible entrenar una probabilidad de apagón. Por eso el riesgo se sustenta en (a) suficiencia física determinista —energía firme ENFICC vs demanda, gas firme/interrumpible— que es un balance, no un ajuste; (b) el clima El Niño como pronóstico de intensidad de NOAA (calibrado externamente) × umbral histórico (ONI≈1.45), reportando el rango entre el método empírico y la sigmoide para comunicar la incertidumbre; y (c) escenarios condicionales. La sigmoide solo interpola el condicional; no es "el predictor". Se reporta ESTRÉS del sistema, no una probabilidad calibrada de apagón.
Un solo índice 0-100 que reúne todas las variables del modelo predictivo hacia el objetivo único. Composición transparente, cada factor trazable.
| Factor | Valor | Aporte | Fuente |
|---|---|---|---|
| A. Clima-hidrología | |||
| Probabilidad de estrés por El Niño (modelo validado) | 81% · El Niño Advisory | +17.9 | Modelo estadístico episodios El Niño (logística, validado LOOCV) |
| Aportes hídricos vs media (30d) | 81% | +7.0 | XM PorcApor |
| Embalse agregado del SIN | 80% | +0.0 | XM VoluUtilDiarEner/CapaUtilDiarEner (Sistema) |
| B. Demanda | |||
| Crecimiento interanual de demanda | +5.7% | +5.0 | XM DemaReal |
| Cobertura de generación | 101% | +1.0 | XM Gene/DemaReal |
| C. Gas-respaldo | |||
| Cobertura de gas firme de térmicas | 54% | +6.0 | XM consumo vs BEC contratación firme |
| Firmeza de oferta de gas en pico El Niño | 2% | +8.0 | PTDVF/CIDVF SEGAS |
| Balance comercial de gas en firme | deficitario 35/35 TEE | +8.0 | Balance TEN SEGAS |
| Dependencia de importación de gas (GNL) | 30% (media 30d) | +6.0 | BEC Información Operativa — Energía Inyectada (importado/total) |
| Balance físico observado oferta−demanda de gas | superávit 83,423 MBTUD (media 30d) | +0.0 | BEC Información Operativa — inyectada vs tomada |
| D. Eventos operativos | |||
| Indisponibilidad de capacidad (mantenimientos y fallas) | 4,875 MW fuera (22.4%) | +2.5 | XM CapEfecNeta vs DispoReal |
| Generación de seguridad (restricciones de confiabilidad) | 25.9 GWh/día | +5.0 | XM GeneSeguridad |
| Generación fuera de mérito (restricciones de red) | 23.6 GWh/día | +4.0 | XM GeneFueraMerito |
| Cercanía al precio de escasez | bolsa al 54.4% del techo de escasez | +3.0 | XM PrecEscaAct 1,221 COP/kWh |
| Demanda no atendida (30 días) | 4,288 MWh · foco AREA CARIBE | +2.0 | XM DemaNoAten por área |
| E. Mitigación (renovables) | |||
| FNCER cubriendo demanda hoy | 7.8% | -3.2 | XM Gene solar/eólica |
| Pipeline renovable en pruebas | 1230 MW | -1.8 | PARATEC |
Índice analítico compuesto y transparente: la probabilidad de estrés por El Niño es la salida DIRECTA del modelo estadístico validado (logística LOOCV, ponderada sobre las intensidades probables NOAA; episodio ya en Advisory) y es el mayor factor; el resto son señales físicas observadas puntuadas contra umbrales documentados, no pesos ajustados a mano. NO es probabilidad calibrada de apagón (un solo racionamiento histórico). Cada factor declara valor, aporte y fuente.
Titular = índice integrado 0–100 (la misma cifra del diagrama y del tablero, scorecard transparente factor a factor). Debajo, la capa prospectiva: probabilidad ponderada de estrés por horizonte (modelo de escenarios anclado al NOAA vigente).
Verde 0–25Amarillo 26–50Naranja 51–75Rojo 76–100
Capa prospectiva — probabilidad ponderada de estrés por horizonte:
prob. ponderada
prob. ponderada
prob. ponderada
prob. ponderada
prob. ponderada
prob. ponderada
La probabilidad ponderada de apagón alcanza 16.8% hacia 2027-12.
NOAA estima 82% de probabilidad de El Niño (El Niño Watch). Persistencia 96% hacia December 2026-February 2027.
26 regiones con recursos en alerta: CAQUETÁ, CHOCÓ, NARIÑO, CORDOBA, ANTIOQUIA, VALLE DEL CAUCA.
Variable detonante principal: Probabilidad de estrés por El Niño (modelo validado). Promedio de los escenarios climáticos del modelo, ponderado por la probabilidad NOAA vigente de El Niño y la distribución histórica de intensidades (ONI 1950-presente).
La propuesta reemplaza el gas firme estimado (54%) por el observado (38%) y añade factores oficiales:
Versión PROPUESTA (en evaluación): añade dos factores OBSERVADOS/oficiales al índice vigente — (1) exposición a gas interrumpible en térmicas (29%, puede cortarse en déficit) y (2) cobertura de energía firme ENFICC vs demanda (98.8%), la métrica CREG del Cargo por Confiabilidad. El vigente mantiene los factores estimados. Pendiente de decisión del Ministerio sobre cuál adoptar.
Métrica oficial CREG/XM: energía que las plantas pueden entregar en hidrología baja (el escenario El Niño). Suficiencia = ENFICC vs demanda. Corte 2026-07-24.
GWh/día · demanda 248,1
ENFICC − demanda (GWh/día)
GWh/día · ENFICC de gas × 29% interrumpible
GWh/día · déficit si negativo
Distancia a escasez: 367 COP/kWh (precio de escasez 1.221 − bolsa 854). Si tiende a 0 se activan las OEF.
| Fuente | ENFICC |
|---|---|
| AGUA | 113,4 |
| GAS | 63,6 |
| CARBON | 29,5 |
| ACPM | 15,0 |
| RAD SOLAR | 11,5 |
| N/D | 5,1 |
| COMBUSTOLEO | 3,8 |
| VIENTO | 1,7 |
ENFICC = energía firme que las plantas pueden entregar en hidrología baja (métrica CREG del Cargo por Confiabilidad). Margen = ENFICC − demanda. La 'energía firme a gas en riesgo' = ENFICC de plantas a gas × % de su gas que es interrumpible (puede cortarse). Distancia a escasez = precio de escasez − precio de bolsa (si tiende a 0, se activan las OEF).
Modelo del grupo de Datos Estratégicos (v16, 2026-07-05, Montecarlo 10.000 simulaciones) — costo base → sobrecosto ENOS → CVaR. Auto-hospedado en esta máquina (sincronización diaria). Abrir visualización interactiva del modelo → Capa en validación: no alimenta el índice.
| Horizonte | Costo base (MM COP) | Sobrecosto ENOS | CVaR 95% | P(estrés hídrico) | Respaldo térmico req. (GWh/d) |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 días | 1.476 | 190 | 1.422 | 23% | 63,1 |
| 60 días | 2.951 | 443 | 2.557 | 35% | 63,8 |
| 90 días | 4.426 | 794 | 3.693 | 46% | 65,9 |
| 180 días | 8.853 | 2.163 | 7.347 | 64% | 70,4 |
| 360 días | 16.279 | 4.997 | 13.555 | 93% | 80,3 |
El respaldo térmico que el modelo requiere (65,9 GWh/día, ponderado 90d) vs la energía firme a gas observada (ENFICC: 63,7): cobertura 97%. Si se descuenta el gas interrumpible: 69% — la restricción de combustible es el supuesto que la próxima versión del modelo debe incorporar (dato disponible en las capas MIRHE).
Modelo estocástico hidrotérmico ENOS+CVaR del grupo (capa ECONÓMICA del riesgo: costo base → sobrecosto ENOS → CVaR → prima). Montecarlo sobre volumen de embalses con escenarios ENOS. Capa en validación: presentación, no alimenta el índice. Cifras en miles de millones de COP. Origen: repo auto-hospedado (git pull diario).
Inferencia sobre evidencia histórica real (ONI NOAA 1950-2024): 11 episodios modernos con etiqueta auditable, validación dejando-uno-fuera. Sin pesos manuales.
Distribución NOAA de intensidad (temporada pico OND, emisión 9 July 2026) × curva P(estrés | intensidad) ajustada.
P(estrés alto) histórica por intensidad del episodio:
| Bucket NOAA | P(bucket) | Intensidad representante | P(estrés | intensidad) |
|---|---|---|---|
| 1.0°C ≤ Index < 1.5°C | 3% | 1.15 | 25% |
| 1.5°C ≤ Index < 2.0°C | 16% | 1.7 | 63% |
| Index ≥ 2.0°C | 81% | 2.15 | 87% |
Representante por bucket = mediana de picos históricos observados. La probabilidad es cota inferior: el pico del episodio es ≥ al de cualquier temporada. Metodología completa en MODELO_ESTADISTICO_NINO.md (pregunte a Terramin).
Este modelo estima estrés alto (alerta, emergencia, precios extremos). El racionamiento propiamente dicho ocurrió una sola vez (1992) y no es estimable estadísticamente con la muestra disponible. Limitación declarada, no escondida.
Señales de operación que pueden afectar el servicio, más allá de los indicadores de stock. Corte XM 2026-07-26 · 5 en alerta.
Capacidad efectiva que no está disponible por mantenimiento programado, falla o restricción. · XM CapEfecNeta vs DispoReal
Energía despachada fuera del orden económico para garantizar la seguridad del sistema. · XM GeneSeguridad
Plantas que generan por restricciones de transmisión, no por mérito de precio. · XM GeneFueraMerito
Cuando el precio de bolsa se acerca al de escasez se activan obligaciones de firmeza; señal de estrés severo. · XM PrecEscaAct 1,221 COP/kWh
Energía que el sistema no logró entregar (fallas o limitaciones), por área operativa. · XM DemaNoAten por área
Eventos operativos del SIN que pueden afectar la operación, más allá de los indicadores de stock (embalses, gas). Fuente XM Sinergox; corte con rezago de publicación.
respaldo_termico_real = min(capacidad XM, gas convertido, transporte, GNL). Conversión GBTUD→MW con heat rate implícito observado en XM (7.99 MBTU/MWh, mediana del parque a gas). El respaldo 'firme' asume corte de contratos interrumpibles (escenario de estrés del mercado); con interrumpibles act
Informe Mensual BEC 2026-06 (descarga automática informe_mensual_2026_06.pdf) · mensual · observado público
XM Sinergox · corte 2026-07-26 · observado
Cálculo interno (heat rate implícito XM) · estimado
Cálculo interno (heat rate implícito XM) · estimado
Informe diario BEC · corte 2026-07-22
XM Sinergox · corte 2026-07-26 · observado
Informe Mensual BEC 2026-06 (descarga automática informe_mensual_2026_06.pdf) · mensual · observado público
Cálculo interno (heat rate implícito XM) · estimado
Informe Mensual BEC 2026-06 (descarga automática informe_mensual_2026_06.pdf) · mensual · observado público
capacidad 465 GBTUD, uso 65% (2026-06) · BEC mensual · inventario en tanques: sin fuente pública (gris)
Ver limitación del modelo estadístico
nivel_final = capa A + 1 grado si cobertura de gas firme < 50% (mitigación dependiente de contratos interrumpibles).
Variable detonante de apagón: gas_firme_convertido_mw · Tramos críticos: Barranquilla-La Mami, Cartagena-Barranquilla, Cartagena-Mamonal, Guando-Fusagasugá, Yumbo/Cali-Cali
Ya incorporados (BEC, observados):
Faltantes / límites declarados:
Condiciones físicas y climáticas que tendrían que cumplirse de forma simultánea, según los umbrales de los modelos. Estado actual de cada una:
NOAA da 81.3% de probabilidad de estrés alto para el episodio en formación (no es certeza de Niño fuerte).
Hoy: 80.5% y proyección 30d 87.8%.
Térmica actual 44,44 GWh (corte XM 2026-07-26); capacidad de subir despacho aún disponible.
Dato crítico no cargado: requiere capa BEC (suministro, transporte, inventario GNL).
El racionamiento histórico (1992) requirió la coincidencia sostenida de todas las anteriores.
El racionamiento de 1992 ocurrió cuando coincidieron: El Niño fuerte sostenido, embalses por debajo del 30% y un parque térmico insuficiente. Hoy la condición determinante pendiente de medir es la seguridad de gas (capa BEC). Riesgo integrado no equivale a apagón; el apagón depende de déficit físico y respaldo térmico real.
Base
Sin mitigación adicional relevante.
Ahorro de agua
Menor turbinación hoy y protección del volumen útil estratégico.
Hidro + térmica + demanda
Ahorro de agua, mayor respaldo térmico y reducción de punta.
Severo El Niño
Caída de aportes y presión más fuerte sobre el despacho.