La Resolución CREG 101 127 de 2026 adoptó un esquema transitorio para enfrentar el riesgo energético asociado al fenómeno de El Niño 2026-2027. Su objetivo inmediato es preservar las reservas hídricas mediante una mayor generación térmica. La medida suspendió íntegramente, de manera temporal, el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento vigente desde 2014, hasta que se expida su modificación definitiva o hasta el 31 de mayo de 2027, lo que ocurra primero.
El mecanismo fue activado mediante la Circular CREG 343 del 5 de septiembre de 2026 y comenzó a aplicarse a la operación del 7 de septiembre.
La Resolución no se limita a definir un nivel mínimo de generación térmica para conservar los embalses. También introduce referencias para las ofertas de las plantas hidráulicas y reglas que inciden en la formación del precio de bolsa y en la remuneración de la generación térmica que queda fuera de mérito. Sus efectos alcanzan, por tanto, la distribución del costo de la confiabilidad, la cobertura contractual y las señales que recibe el mercado.
Una intervención en dos frentes
El nivel del embalse parcial —la suma en energía del volumen útil de los embalses del SIN, excluidos los de la cadena de Bogotá— se compara con el umbral ISO-Térmica, correspondiente a la curva ISO-GT asociada al nivel mínimo de generación térmica definido por la CREG. Esta comparación constituye uno de los tres indicadores utilizados para determinar la condición del sistema. Los otros dos consideran el Precio de Bolsa en Períodos Punta frente al Precio de Escasez de Activación y la generación térmica promedio móvil de siete días frente a la generación térmica asociada a la curva ISO-GT.
De la combinación de estos indicadores resultan las condiciones de seguimiento, vigilancia y alerta. La alerta se configura cuando el embalse parcial está por debajo del umbral ISO-Térmica, el indicador de precio se encuentra en nivel bajo y la generación térmica promedio de siete días es inferior a la asociada a la curva ISO-GT correspondiente. Esa fue la condición que dio lugar a la activación del mecanismo en septiembre de 2026.
Una vez activado el período de riesgo, el CND debe programar en el despacho económico y el redespacho un valor mínimo de generación térmica asociado a la curva vigente. La finalidad es directa: desplazar generación hidráulica y conservar agua para los meses siguientes.
Al mismo tiempo, las plantas hidráulicas con regulación de embalse continúan ofertando, pero deben hacerlo considerando una curva de referencia que aproxima regulatoriamente el costo de oportunidad del agua: cuanto menor es la reserva, mayor es el valor de la energía almacenada; a medida que el embalse se acerca al vertimiento, ese valor disminuye. El margen de decisión del agente queda así acotado y las ofertas que se aparten en más de ±10 % de los criterios de referencia deben ser reportadas por el CND a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
El despacho térmico obligatorio no implica, sin embargo, que toda esa generación resulte en mérito en el Despacho Ideal. Cuando una térmica opera para preservar agua, pero queda fuera del mérito económico, su generación da lugar a una reconciliación positiva y ese costo se traslada a la demanda por la vía de las restricciones. Este efecto fue expresamente previsto por la CREG. El Documento CREG 901 431 de 2026 explica que las dos piezas del mecanismo operan en sentidos distintos: el despacho térmico mínimo preserva el embalse, pero incrementa el costo de restricciones, mientras la curva de referencia de las ofertas hidráulicas contiene la formación del precio de bolsa. En los escenarios analizados, la Comisión estimó costos de restricciones entre aproximadamente $68 y $126/kWh. En otras palabras, contener la presión sobre el precio de bolsa no elimina el costo de la generación térmica requerida: una parte puede aparecer por la vía de las restricciones.
2024: el antecedente inmediato
La experiencia de 2024 permite entender el diseño actual. En abril, cuando aún no se habían configurado las condiciones para activar el Estatuto, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40116 de 2024 y estableció una referencia mínima de generación térmica diaria. Si el despacho económico no alcanzaba esa referencia, el CND incorporaba una restricción adicional y la generación térmica fuera de mérito se liquidaba como generación de seguridad. La formación del precio de bolsa, sin embargo, se mantuvo bajo las reglas ordinarias.
Meses después, mediante la Circular CREG 072 de 2024, la CREG activó el Estatuto de las Resoluciones CREG 026 y 155 de 2014. XM reportó que el mecanismo operó del 30 de septiembre al 20 de noviembre y utilizó la Energía Vendida y Embalsada (EVE): se remuneraba energía hidráulica para mantenerla embalsada y se ajustaban las ofertas de las plantas comprometidas.
El Documento CREG 901 431 de 2026 recoge, entre los problemas identificados en la experiencia de 2024, que la generación térmica objetivo no se materializó plenamente en la operación real y que la EVE trasladó a la demanda costos adicionales por restricciones y por demanda sin cubrimiento de OEF, al tiempo que redujo la exigibilidad de las OEF de las plantas beneficiarias. La Resolución 101 127 retoma la generación térmica mínima, elimina la EVE y mantiene una referencia regulatoria para las ofertas hidráulicas. Más que un esquema enteramente nuevo, es una reformulación de las respuestas ensayadas en 2024.
El costo cambia de canal y de distribución
La diferencia entre precio de bolsa y restricciones tiene una consecuencia distributiva directa. La cobertura contractual reduce, en mayor o menor medida, la exposición de los comercializadores al precio de bolsa; no cubre, en cambio, el cargo por restricciones, que es asumido por toda la demanda.
Si la generación térmica requerida entrara en mérito y presionara el precio de bolsa, el mayor costo recaería principalmente sobre quienes mantienen una mayor exposición a bolsa. Cuando una parte de esa generación queda fuera de mérito y se remunera mediante restricciones, el costo se distribuye sobre una base más amplia, incluidos quienes habían gestionado su exposición mediante contratos. La medida tiene, por tanto, un efecto redistributivo, aunque la CREG no lo formule como objetivo.
El Documento CREG 901 431 de 2026 hace explícita otra consideración del diseño: la sostenibilidad financiera del mercado. La Comisión advierte que períodos prolongados de precios elevados pueden presionar la liquidez de los comercializadores con baja cobertura contractual y escalar a un riesgo sistémico. De ahí que evitar períodos largos de precios de bolsa elevados y sostenidos forme parte del diseño. La medida busca así equilibrar un riesgo energético -preservar agua- y uno financiero -evitar una presión prolongada sobre los agentes más expuestos a bolsa-. Desde esa perspectiva, no puede leerse simplemente como una reducción del costo total, sino como una modificación de su perfil y de su asignación.
¿Dónde queda el Cargo por Confiabilidad?
El debate es más profundo porque el sistema ya cuenta con un mecanismo permanente de confiabilidad. Bajo la Resolución CREG 071 de 2006, las Obligaciones de Energía Firme (OEF) se hacen exigibles cuando el Precio de Bolsa supera el Precio de Escasez de Activación (PEA). La Resolución 101 127 puede actuar antes: su condición de alerta combina un embalse por debajo del umbral, generación térmica inferior a la requerida y un indicador de precio en nivel bajo. Es decir, puede intervenir cuando el riesgo energético ya está presente, pero aún no se ha materializado la señal de precio que hace exigibles las OEF.
Esa diferencia temporal explica la lógica de la intervención preventiva, pero no elimina la cuestión de diseño que plantea la coexistencia de ambos instrumentos. La propia Resolución recuerda que la Superintendencia de Industria y Comercio recomendó, desde 2014, revisar el Cargo para minimizar la duplicidad de mecanismos dirigidos a la seguridad del sistema, y que en 2026 el CND y varios participantes de la consulta reiteraron la necesidad de una revisión integral.
La CREG 101 127 corrige una interferencia concreta del esquema anterior al eliminar la EVE y preservar las OEF. Permanece, no obstante, la pregunta estructural: si el mecanismo preventivo contiene la señal de precio y remunera parte de la generación necesaria mediante restricciones, ¿complementa al Cargo por Confiabilidad o sustituye parcialmente la señal que debe activar un mecanismo por el que la demanda ya está pagando?
Resultados iniciales y señales de largo plazo
Los primeros datos son consistentes con la arquitectura de la medida. La información pública de XM muestra una reducción del precio de bolsa y un aumento del costo de las restricciones después de la activación. En paralelo, XM informó que las reservas hídricas agregadas del SIN se mantuvieron relativamente estables, mientras los aportes hídricos del mes se encontraban en 73,31 % de la media histórica. Es todavía temprano para evaluar el resultado integral del mecanismo y, especialmente, para atribuirle causalmente la evolución de las reservas.
La discusión trasciende, además, los efectos inmediatos sobre la tarifa. Fernando Barrera Rey había advertido, a partir de la experiencia 2023-2024, que la recurrencia de intervenciones durante episodios de escasez puede alterar las expectativas y los incentivos de un mercado diseñado para responder a condiciones hidrológicas críticas. Lo plantea como un problema de riesgo moral o de “profecía autocumplida”: si los agentes anticipan una nueva intervención cuando la escasez se profundice, incorporan esa expectativa en sus decisiones.
Ese argumento conecta con las señales de inversión. Si una parte relevante del costo de la escasez se remunera fuera del precio de bolsa, la relación entre la condición física del sistema y la señal económica que observa el mercado se vuelve menos directa. No significa que la Resolución elimine la señal de expansión ni que, por sí sola, reduzca la inversión. Puede, sin embargo, hacer menos completa la cobertura contractual frente al costo de una condición crítica y añadir riesgo regulatorio a proyectos con horizontes largos de recuperación. Ese riesgo puede expresarse en mayores primas, una mayor necesidad de ingresos contratados o regulados y una menor dependencia del precio de bolsa como soporte del caso de inversión.
La discusión de fondo
La Resolución CREG 101 127 responde a una necesidad concreta: aumentar hoy la generación térmica para conservar reservas hídricas suficientes para el próximo verano. Pero la decisión regulatoria va más allá de la operación. Al combinar una referencia que contiene la formación del precio de bolsa con un despacho térmico mínimo que puede generar reconciliaciones positivas, parte del costo de la confiabilidad puede trasladarse a restricciones. Con ello cambia la distribución del costo, se modifica el alcance de la cobertura contractual y se reabre la discusión sobre la articulación entre el mecanismo transitorio y el Cargo por Confiabilidad.
La cuestión no es si el sistema debe preservar agua ante El Niño, sino cómo hacerlo sin debilitar los mecanismos de cobertura, desdibujar la función del Cargo por Confiabilidad ni afectar las señales económicas que deberían contribuir a que el mercado llegue mejor preparado a la próxima situación de escasez.