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En XM trabajamos para brindar altos estándares de seguridad, economía y confiabilidad en la operación. El cumplimiento de la promesa de valor con rigor y excelencia es un tema material que considera las necesidades y expectativas de nuestros grupos de interés, nos lleva a cumplir la regulación vigente del sector eléctrico colombiano y nos compromete a garantizar una efectiva gestión de riesgos potenciales para la operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y la administración del Mercado de Energía Mayorista, MEM.

Como una estrategia para la promoción y el desarrollo del sector identificamos situaciones específicas y damos señales al regulador para que estas puedan convertirse en propuestas regulatorias. Con ello se viabilizan los cambios estructurales necesarios a la regulación vigente. De esta forma, nos preparamos para la incorporación de nuevas tendencias y tecnologías, especialmente, en el impulso y uso de energías limpias en Colombia y para la generación de valor sostenible en el sector.

En XM implementamos diferentes mecanismos para brindarle al país una administración transparente, rigurosa y ajustada a la normatividad vigente. Tal como fueron las subastas de energía, las cuales buscan incrementar la energía firme del sistema y, por lo tanto, su confiabilidad. Además, desarrollamos diferentes proyectos que aportan a la operación del SIN y la administración del MEM.

Promover un liderazgo propositivo y coordinado en nuestra compañía, para seguir siendo agentes de transformación y aportar a la definición de políticas públicas que contribuyan al desarrollo del sector eléctrico. Clic a Compromisos.

Integramos los proyectos Gobierno de información y calidad de datos con el propósito de continuar con la implementación del modelo de gobierno de información, para mejorar la eficiencia y calidad de los datos, disminuir el riesgo reputacional y definir lineamientos y estándares claros sobre el tema. 

En 2022 logramos implementar 34 maestras (criticidad alta y media) con sus roles y responsabilidades, una herramienta de monitoreo de calidad en operación que implementa tableros de seguimiento para el intercambio de información entre diferentes aplicativos.

Este proyecto está orientado a la preparación del Centro Nacional de Despacho, CND, para la transformación energética, a partir del análisis de esquemas de operación futura, implementando las acciones necesarias para una transformación eficiente del sector de modo que permita la integración de nuevos actores y elementos. 

Logramos evaluar la calidad y suficiencia de la reserva de regulación primaria de frecuencia del SIN y determinar rutas optimas de restablecimiento por área operativa. Así mismo, se realizó la actualización de las Señales Secuencias de Ocurrencia de Eventos, SOE, y su integración con la red de 500 kV del SIN en el sistema SCADA del CND.

Se realizó la actualización del aplicativo Despacho Redespacho Programado, DRP, que por obsolescencia tecnológica representaba riesgos que podían transcender a riesgos operativos. Esta actualización permitió a XM fortalecer herramientas necesarias para la transformación del sector eléctrico.

Se desarrolló un programa para actualizar las aplicaciones de Administración de Cuentas del Mercado, ACME, y Sistema Integrado de Operación, SIO. Con lo cual disminuimos los riesgos por obsolescencia tecnológica, mejoramos la seguridad, oportunidad y calidad de los procesos de administración de cuentas del mercado, la coordinación y el aseguramiento de la operación del SIN y la experiencia de usuario para los agentes del mercado. 

El programa POPA permitió adelantar las siguientes acciones durante 2022. 

• Migración de datos y puesta en operación del aplicativo Sistema Administración de Cuentas, SAC.
• Reemplazo y operación del aplicativo de distribución de porcentajes. 
• Reemplazo del Sistema Integrado de Gestión de Cuentas, SINTEG.
• Implementación del módulo de mantenimientos con su correspondiente migración y sincronización de datos en el Sistema Integrado de Operación, SIO.

Desde XM hacemos frente a todos los retos que conlleven a la modernización del mercado, así mismo, participamos activamente en el cumplimiento de los objetivos de ese proceso y aportamos en el camino trazado por el Ministerio de Minas y Energía, MME, respecto a la “justicia tarifaria” en el sector energético, al realizar aportes, comentarios y análisis a las propuestas expedidas por el regulador, y al implementar en tiempo récord las regulaciones emitidas.

De un total de 41 resoluciones emitidas por la CREG, 31 de ellas impactaron nuestro rol como administradores del MEM.

Así mismo, durante el 2022 participamos en la gestión normativa, remitiendo a la CREG 18 comunicados con comentarios a proyectos de resolución, 45 comunicados solicitando concepto o aclaraciones a resoluciones CREG vigentes, cuatro comunicaciones con propuestas regulatorias, y se remitieron comentarios a algunos proyectos de resolución del MME y de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME.

Entre los principales temas destacamos:

• El gobierno nacional, a través del Pacto por la Justicia Tarifaria, y en conjunto con la CREG, adoptó medidas para moderar el crecimiento del Costo Unitario por la Prestación del Servicio de energía, para lo cual se expidieron e implementaron varias normas que impactaron algunos de los componentes de la tarifa al usuario final como la Distribución (D), la Transmisión (T), Restricciones (R) y Generación (G). 
• Realizamos propuestas que contribuyeron a la emisión de nueva reglamentación en el sector: nuevos lineamientos y políticas en los temas relacionados a la inclusión de las FERNC en la matriz energética del país.
• Con el fin de asegurar la confiabilidad en el suministro de energía en el Sistema Interconectado Nacional en el mediano plazo y de acuerdo con los balances de energía realizados por el Regulador para los periodos cargo 2023-2024 y 2024-2025, se identificaron las condiciones necesarias para la realización de asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad, asignación administrada que se llevó a cabo el 5 de abril de 2022.

 

• Resolución CREG 143 de 2021 

Este proyecto de resolución propuso una modernización del MEM y una compilación normativa, incorporando entre otras, reglas de mercado de despachos vinculantes, junto con la implementación de un modelo de mercados intradiarios y mecanismos para la mitigación de poder de mercado. Desde XM realizamos un análisis exhaustivo de las reglas propuestas con el objetivo de enriquecer los análisis que al respecto realiza el regulador.

• Resoluciones CREG 101 027 y 101 029 de 2022

Mediante estas resoluciones la CREG estableció la posibilidad de modificar los factores de indexación para el cálculo de los cargos por el uso de los sistemas de transmisión nacional, regional y de distribución local, así como los precios de los contratos de energía. También buscaba diferir las obligaciones de pago de los comercializadores para mitigar el efecto causado por el comportamiento atípico del Índice de Precios del Productor, IPP, que se usa para actualizar aproximadamente el 85% del Costo Unitario de prestación del servicio de energía.

• Resolución CREG 101 028

Con esta resolución el regulador ajustó la presentación de ofertas de las plantas térmicas de ciclo combinado considerando las configuraciones de operación, para reducir los costos en el componente de restricciones del Costo Unitario del usuario final.

• Resolución CREG 101 018

Esta resolución reglamentó la creación del Sistema centralizado de Información del Mercado de Energía Mayorista, SIMEM, plataforma mediante la cual cualquier usuario podrá consultar la información operativa, comercial y financiera del mercado de energía mayorista de Colombia.

• Resolución CREG 101 024

Se realizaron mejoras al proceso de subastas del cargo por confiabilidad y, como parte de sus funciones como ASIC, XM asumió la responsabilidad de implementar el Sistema Unificado de Información para los procesos de subastas del Cargo por Confiabilidad, SUICC,  plataforma en la cual se almacenará la información y documentación requerida para realizar los procesos de asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF.

• Resoluciones CREG 101 011 de 2022, CREG 070 de 1998 y CREG 148 de 2021

La Resolución CREG 101 011 de 2022 adicionó un capítulo transitorio al Reglamento de Distribución (Resolución CREG 070 de 1998), con el cual  se completa el trabajo adelantado desde 2021 con la Resolución CREG 148 del mismo año, al definir los requisitos técnicos que deben cumplir las plantas de generación solares fotovoltáicas y eólicas que se integren y quieran conectarse al sistema de transmisión regional y de distribución local, atendiendo a los retos que impone la integración de las fuentes no convencionales de energía y con el objetivo de tener una operación segura y confiable del sistema.

• Resolución CREG 501 038 de 2022 

Dejó en firme la totalidad de las resoluciones particulares que aprueban los ingresos de los operadores de red con activos de nivel de tensión 4 bajo la metodología definida en la Resolución CREG 015 de 2018. A partir de esta medida se da el inicio a la aplicación del esquema de calidad del servicio en los Sistemas de Transmisión Regional, STR, con las reglas establecidas en la mencionada resolución.

• Resolución CREG 015 de 2018

La Comisión estableció las reglas para verificación de los planes de inversión de los operadores de red y los criterios y condiciones para la realización de las verificaciones de la aplicación de la regulación de la calidad del servicio en los Sistemas de Distribución Local, asignando a XM en su función de LAC la responsabilidad de la contratación de los verificadores.

• Resolución CREG 101 019 de 2022

Se emite con el objetivo de resolver las problemáticas relacionadas con la aplicación del anillo de seguridad del cargo por confiabilidad, denominado Demanda Desconectable Voluntaria, DDV, al tiempo que compila y ajusta las reglas establecidas en la normatividad asociada a este mecanismo. Desde XM diseñamos y publicamos el procedimiento de captura y transformación de datos atípicos para la estimación de la línea base de consumo. Insumo que sirve para dar aplicación a este mecanismo, el cual fue remitido al Regulador para la publicación de una circular CREG.

SAM es un sistema soportado en soluciones comerciales especializadas probadas en mercados internacionales. Es un sistema de información robusto, confiable, adaptable y transparente que busca impulsar y transformar la operación del MEM e integrar los procesos de registro, liquidación, facturación y cálculo de garantías.

El sistema base de SAM soporta 57 procesos y contempla alrededor de 13,000 reglas de negocio. Cuenta con módulos de liquidación y de registro que, al cierre de 2022, se encontraban en el siguiente estado:

• Se especificaron y entregaron al proveedor encargado de la implementación 14 resoluciones: se adelantaron las especificaciones de seis más, se completaron pruebas de tres resoluciones y avanzamos en las pruebas de trece resoluciones en ambiente de calidad.
• Se logró un gran avance en las pruebas en ambiente de producción de los procesos de demandas y despacho ideal, de acuerdo con las resoluciones vigentes (CREG 200 de 2019, CREG 044 de 2020, CREG 069 de 2020, CREG 015 de 2018 fase III y 207 de 2020).

• Se especificaron y entregaron al proveedor 13 resoluciones y se adelantaron las especificaciones de cinco más. 
• El proveedor implementó una (1) resolución y comenzó el diseño de 14 más. 
• La compañía realizó las pruebas de una (1) resolución.

En 2022 atendimos la demanda de electricidad en Colombia de acuerdo con los criterios de confiabilidad, seguridad y economía establecidos en la regulación vigente. Hicimos seguimiento continuo a las variables que pueden impactar la prestación de este servicio de modo que se posibilite dar señales oportunas al sector sobre los posibles riesgos que se presenten y tomar las acciones necesarias para asegurar la continuidad del servicio bajo los estándares establecidos.

Es de anotar que durante el 2022 el aspecto climático estuvo determinado por el desarrollo y maduración del fenómeno de La Niña, que había empezado a formarse hacia la segunda mitad de 2020. En 2022 La Niña alcanzó fase de madurez, con lo cual, el clima nacional mostró un comportamiento anómalo, con excesos de lluvia durante gran parte del año, especialmente en las regiones de mayor interés para el SIN. Lo anterior se reflejó en la respuesta hidrológica de las cuencas asociadas al sector eléctrico, y, por tanto, en la afluencia del caudal a cada recurso de generación hidroeléctrica. Esto conllevó a la ocurrencia de vertimientos en varios embalses del sistema al agotar su capacidad de almacenamiento. 

Por su parte, la entrada en operación de diversos proyectos en 2022 aportó al sector de generación 995 MW nuevos, con lo que se elevó la Capacidad Efectiva Neta del SIN a 18,777 MW. Se destacan proyectos como las dos primeras unidades de generación de Hidroituango con 580 MW, la central de generación térmica El Tesorito con 200 MW y 15 proyectos de generación solar con un total de 143 MW.

También se destaca la entrada en operación de nuevas redes de transmisión, con los dispositivos tipo D-FACTS, Sistema Flexible de Transmisión en Corriente Alterna Distribuida, sobre los circuitos Termocandelaria a Ternera 1 y 2 a 220 kV. Lo anterior permitirá la exportación de la energía asociada a la ampliación de la central térmica Termocandelaria.  

La entrada en operación del proyecto Refuerzo Costa Caribe, con dos circuitos a 500 kV entre las subestaciones Cerromatoso – Chinú y Chinú – Copey, aumentó la fortaleza en tensión de la red del área Caribe y la capacidad de importación de potencia desde el interior del país al área Caribe. Esto reduce el requerimiento de generación de seguridad en esta zona. Finalmente, se logró la entrada en operación del proyecto Nueva S/E El Río 220 kV, con la que se creó un anillo a nivel de 220 kV entre las subestaciones Flores, Caracolí, Tebsa y el Río 220 kV. 

La actualización del estudio de flexibilidad del Sistema nos permitió identificar fortalezas y oportunidades de mejora para una integración segura y confiable de las fuentes de energía renovables no convencionales y los avances en el desarrollo del primer estudio de resiliencia del sistema. Con estos hitos nos seguimos consolidando haciéndole frente a una transformación segura de nuestra matriz energética y garantizando la mejor energía al país.

Los análisis energéticos con los supuestos considerados (demanda, entrada de proyectos futuros de generación y transmisión, entre otros), nos indican que la demanda podrá atenderse durante el año 2023 cumpliendo con los criterios de confiabilidad establecidos en la regulación vigente. 

Además, resaltamos la entrada de proyectos de transmisión en la red, entre ellos: Sabanalarga – Bolívar con 500 kV; el segundo transformador Bolívar, con 450 MVA 500/220 kV; el refuerzo 500 kV; Suroccidente S/E Alférez 500 kV; LT Medellín – La Virginia 500 kV, La Virginia – Alférez 500 kV, transformadores Alférez 500/230 kV 2×450 MVA. Estos permitirán la diversificación del sistema para atender la demanda y el crecimiento esperado de la misma, aumentando la confiabilidad del sistema y viabilizando la entrada de nuevos proyectos de generación.

Con estos proyectos se inicia un cambio en el balance energético del SIN de los próximos años.

Durante el año 2023 esperamos la entrada en operación de proyectos como las unidades de generación 3 y 4 de Hidroituango con 600 MW; el cierre de ciclo combinado de Termocandelaria con 240 MW y un grupo importante de proyectos eólicos y solares que sumarían 321 MW y 3,788 MW, respectivamente. Estos proyectos permitirán incrementar la matriz energética para atender de forma confiable un aumento en la demanda.

Respecto al análisis realizado con corte al 31 de diciembre de 2022 los resultados de adjudicaciones en el SICEP presentaron un incremento del 10.3% en el número de convocatorias cerradas y adjudicadas con respecto a 2021. Igualmente se observa que para las convocatorias en estado abiertas, canceladas y cerradas y desiertas presentaron una mayor participación en el transcurso del año.

Sobre los contratos registrados ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales —ASIC— como resultado de las convocatorias del SICEP, se realizaron registros hasta el año 2040. Según esta proyección, la mayor cantidad de energía contratada se presenta para los años 2025 y 2026 con un valor de 25,978.93 GWh y 18,930.86 GWh respectivamente. Estos datos se presentan en la siguiente tabla:

Esta información corresponde a proyecciones realizadas con base en los contratos registrados ante el ASIC por los agentes del Mercado de Energía Mayorista con corte al 31 de diciembre de 2022 y bajo los siguientes supuestos:

• Asociación explícita a una convocatoria pública del SICEP.
• Cantidades fijas registradas de todos los contratos provenientes del SICEP.
• Se proyecta un despacho día a día incluyendo el tipo de día de cada uno de los contratos.

En el tercer año de implementación del SICEP y para continuar con la gestión del cambio, realizamos capacitaciones sobre el funcionamiento de la plataforma, el uso del medio alterno, los canales formales y los pasos a seguir en caso de fallas. Se atendieron 166 requerimientos relacionados con estos aspectos.

Publicamos diariamente en el portal de XM, Sinergox, el consolidado de la información pública de las convocatorias creadas en el SICEP. Dicho reporte incluye las fechas límite de cada una de las etapas, el periodo a contratar, el estado de cada convocatoria y la cantidad de energía demandada y adjudicada con su respectivo precio promedio ponderado, por producto y convocatoria. 

Además, durante 2022 desarrollamos el módulo SICEP en cifras, con el que se centralizó la información de convocatorias públicas de compra de energía para el mercado regulado. Este módulo presenta las estadísticas de convocatorias e información de contratos y precios adjudicados. Dicho desarrollo permitió los siguientes resultados: 

• Mayor accesibilidad a la información pública consignada en las convocatorias. 
• Interacción de los datos de las tablas, los que permite aplicación de filtros en las consultas, descargar y exportar información.
• Consolidar los datos históricos de las convocatorias creadas en el SICEP.
• Descargar la información para que pueda ser consumida por otras aplicaciones o para análisis posteriores. 
• Durante la visita de seguimiento a la certificación ISO27001 por parte del Icontec, no se obtuvieron hallazgos ni no conformidades sobre el proceso.
• Dando cumplimiento al artículo 32 de la Resolución CREG 130 de 2019, relacionado con las auditorías periódicas, en el año 2022 la firma Bellicorp realizó la auditoría para todas las convocatorias creadas en el SICEP, durante el periodo comprendido entre el 01 de enero y el 31 de diciembre de 2021, que se encontraban en estado “Cerradas y adjudicadas” y “Cerradas y desiertas”. Este órgano auditor estableció que los comercializadores cumplieron con el objeto de la Resolución CREG 130 de 2019.

Durante el 2022, las importaciones disminuyeron un 66.80% respecto al 2021, pasando de 479 GWh a 159 GWh por un valor de 22,849.77 millones de pesos, el mes donde más se importó energía fue marzo (62.76 GWh) y en el que menos fue diciembre (0.01 GWh). Además, las exportaciones aumentaron un 27.90% respecto al mismo año 2021, pasando de 364 GWh a 465 GWh por valor de 140,791.60 millones de pesos. El mes con más exportaciones fue diciembre (181.01 GWh) y el que menos fue marzo (0.53 GWh). 

En el 2022, el precio promedio ponderado de bolsa mensual alcanzó el valor máximo de 403.18 Pesos/kWh en febrero y el valor mínimo de 104.65 Pesos/kWh en junio. Además, durante el año, el mínimo precio de bolsa horario alcanzado fue de 89.06 Pesos/kWh en los periodos 1 al 5 del 11 de mayo y máximo fue de 1,035.13 Pesos/kWh en los periodos 12 y 15 del 7 de abril.  

En cuanto a la compra de energía en el 2022, un 8.33% se efectuó a través de contratos de largo plazo del Mercado Regulado que provienen de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable – FNCER

Al cierre del 2022 el indicador de eficiencia en costos fue de 1.07 y el de eficiencia en cronograma fue de 0.99, lo que evidencia un buen desempeño y buenos resultados de los proyectos.

La CREG establece una serie de indicadores de calidad para la administración financiera del mercado, los resultados obtenidos en 2022 evidencian la adecuada gestión financiera que ejecutamos en XM: de acuerdo con las resoluciones CREG 024 de 1995 y CREG 008 de 2003, en lo relacionado con el tiempo de distribución o transferencia de los recursos con una meta de tres días hábiles, se reporta que cumplimos la meta con un tiempo de transferencia promedio de 1.43 días para el negocio SIC y 1.49 para el negocio STN.

La Resolución CREG 174 de 2013 se refiere a la oportunidad en la aprobación de las garantías dentro de los plazos definidos en las resoluciones CREG 019 de 2006, CREG 061 de 2007, CREG 093 de 2007 y CREG 024 de 2013. Este indicador se mide trimestralmente y fue cumplido al 100%.

El indicador que mide de una forma más directa nuestro propósito en XM es el cumplimiento de los indicadores CREG, establecidos en la Resolución CREG 100 de 2015. 

Con lo anterior impactamos los objetivos estratégicos de vigencia corporativa, e impacto social y ambiental positivo, al ser un actor clave y habilitador de la transformación del sector eléctrico, cumplir al 100% de estándares de seguridad, confiabilidad y economía en la operación y administración del mercado ante la evolución del sector eléctrico. Para el hito de indicadores CREG, mantuvimos la excelencia operacional con el cumplimiento de los 11 indicadores CREG, teniendo en cuenta los retos que nos trae la transformación del sector.

En XM tenemos el reto de mantener los altos estándares que se requieren para brindar la mejor energía considerando los desafíos que supone la transición energética para el país.

Vamos a aportar nuestra visión, conocimiento y experiencia para avanzar en temas de gran impacto para la operación del SIN y el MEM, de acuerdo con la agenda regulatoria. Entre los principales aspectos están:

• Analizar e implementar la propuesta de modernización de las reglas del MEM asociadas al despacho vinculante y los mercados intradiarios.
• Implementar el Sistema de Información del Mercado de Energía Mayorista, SIMEM.
• Implementar el Sistema Unificado de Información del Cargo por Confiabilidad, SUICC.
• Implementar nuevas funcionalidades en la Administración para Cuentas del Mercado de Energía, ACME.
• Aplicar en la liquidación las nuevas metodologías de cálculo de tarifas que se presenten en la regulación.
• Demanda Desconectable Voluntaria y Respuesta de la Demanda.
• Continuar trabajando en conjunto con CREG, MME, UPME y CNO en mejorar la confiabilidad, seguridad y economía del sistema.
• Ejecutar la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF.
• Desarrollar las actividades del Gestor Independiente de Datos e Información, GIDI.
• Incorporar en los estudios y en la operación los nuevos equipos del sistema (baterías, HVDC, D-FACTS, FERNC) y materializar la inclusión de compensadores síncronos en el plan de expansión de la UPME.
• Adecuar los procesos y procedimientos de la sala de control para la incorporación de la FERNC, DER e Intradiario.