Así sumamos energías

Desarrollamos diferentes mecanismos que nos permitieron cumplirle al país a través de una administración transparente, rigurosa y en cumplimiento de la regulación con estándares regulatorios por medio de subastas de energía con el propósito de incrementar la energía firme del Sistema y, por ende, su confiabilidad; además, el desarrollo de diferentes proyectos de máximo nivel que aportaron a la operación del SIN y administración de MEM, entre otras acciones desarrolladas desde nuestro rol.

Subastas de energía

En 2020 administramos dos subastas de reconfiguración de compra de energía para las vigencias 2020-2021 y 2021-2022 convocadas por la CREG a través de la Resolución 099 de 2020 con el fin de aumentar la energía firme del Sistema Interconectado Nacional y, con ello, su confiabilidad. La energía firme asignada fue de 3,113,391 kWh-día para la primera vigencia, y 852,288 kWh-día para la segunda. Se contó con una participación total de seis recursos de generación, a los cuales se les asignó la totalidad de la energía ofertada.

Proyectos de máximo nivel

En 2020 seguimos avanzando en el desarrollo de los diferentes proyectos que tenemos en la compañía desde los cuales contribuimos con el fortalecimiento y eficiencia de la operación del SIN y la administración del MEM.

El portafolio de proyectos de máximo nivel en el 2020 estuvo conformado por los siguientes:

• Sistema Administración de Mercados (SAM).
• Programa Optimización Portafolio Aplicaciones (POPA).
• Gobierno de información y Calidad de Datos.

Sistema de Administración de Mercados, SAM

SAM (Sistema de Administración de Mercado) es un sistema soportado en soluciones comerciales especializadas probadas en mercados internacionales que busca impulsar y transformar la operación del Mercado de Energía Mayorista en Colombia. Comprende un Sistema de Información robusto, confiable, adaptable y transparente, que integra los procesos de registro, liquidación, facturación y cálculo de garantías.

En el año 2020 logramos la implementación del módulo de registro con los procesos: registro de Liquidación y Administración de Cuentas (LAC), registro de Capacidad de Respaldo de Operaciones del Mercado (CROM), registro Agentes, registro Parámetros, registro Fronteras, registro Contratos y registro Contadores.

Además, completamos la primera fase del alistamiento, capacitación y entrenamiento de los públicos requeridos, e instalamos el sistema en los cuatro ambientes de XM (pruebas, calidad, producción y contingencia).

Con respecto a las pruebas en sitio (SAT), logramos un avance importante durante el año 2020, estas pruebas junto con la corrección de incidentes reportados por XM y la puesta en productivo será realizada en el primer trimestre de 2021.

En lo que se refiere al módulo de liquidación, el cual ya se encuentra instalado en ambiente productivo e integrado con los sistemas actuales de registro, durante el año 2020 tuvimos gran avance en las pruebas de validación del módulo de liquidación, facturación, cálculo de garantías y CROM. Estas pruebas continuarán durante el año 2021, a medida que se vayan incluyendo las resoluciones emitidas por el regulador.

La entrada en operación del módulo de liquidación integrado con los sistemas legados de registro dependerá de que se logre la estabilización del sistema, incluyendo todas las resoluciones emitidas por el regulador y teniendo en cuenta la dinámica regulatoria.

Programa Optimización Portafolio Aplicaciones (POPA)

En XM, desde el año 2019 viene en un proceso de optimización en nuestro portafolio de aplicaciones POPA, las cuales son exclusivas del negocio y soportan procesos de misión crítica de la compañía como planeación de la operación, supervisión y control de la operación, gestión de aseguramiento de la operación, administración de cuentas etc.

Durante el año 2020, dentro del programa POPA se vienen desarrollando las siguientes aplicaciones: Sistema Integrado de Operación SIO, Gestor de Aseguramiento de la Operación GAO, Nuevo Portal de XM y Administración del Cuentas del Mercado de Energía ACME.

Ente los principales logros que obtuvimos en este proyecto se destacan:

• Entrada en productivo del Módulo de gestión de consignaciones.
• Entrada en productivo del Módulo de planeación y ejecución de maniobras. 
• Módulos de posoperativo (análisis y protocolo) en uso.
• Módulo de regulación primaria de frecuencia en productivo y en uso.
• Puesta en operación del Sistema de Gestión de Aseguramiento de la Operación GAO que apoyará los procesos de aseguramiento de la operación del CND.
• Desarrollo de nuevas funcionalidades de eventos y protecciones, cargabilidad, acciones y recomendaciones.
• Modulo pagos vencimiento, bancos, distribución, cierre contable, facturación interés de mora, acuerdos de pago del Sistema administración de cuentas del mercado en paralelo.
• Definición experiencia de usuario web/móvil.
• Definición e implementación del mínimo producto viable (implementación de la arquitectura, base del home, portal de información).

Gobierno de información y calidad de Datos

El Gobierno de Información es el marco que establece la planeación, verificación y monitoreo de los requisitos y prácticas para una correcta ejecución de las funciones relacionadas con la gestión de datos e información en todo su ciclo de vida, para que sean precisos, confiables, se manejen de forma segura y eficiente, conforme a la regulación aplicable y apoyando el cumplimiento de nuestros objetivos estratégicos.

Entre los principales logros que obtuvimos en este proyecto se destacan:

• Definición y aplicación de metodología para priorizar datos maestros.
• Definición y asignación de roles y responsabilidades, levantamiento de flujos de información, análisis de causa raíz y diseño de los planes de acción de las inconsistencias para siete datos maestros priorizados (seis maestras de criticidad alta y una de criticidad media).
• Definición del plan de cultura en Gobierno de Información y diseño de la campaña de comunicaciones.
• Definición de arquitectura y gobierno de datos para las variables y maestras priorizadas
• Definición de métricas y mecanismos de monitoreo y control para el comportamiento de las variables.
• Aplicación de la guía de calidad definida para las variables y maestras priorizadas.
• Definición de reglas de calidad de datos para siete maestros priorizadas en 2020.

La efectiva ejecución del portafolio de proyectos nos permitió cumplir los compromisos adquiridos con Minciencias para la obtención de beneficios tributarios. El proyecto Industria 4.0 presentado ante Minciencias para beneficios tributarios tuvo una calificación de 100 puntos y una aprobación del 100 % del presupuesto informado.

Ciberseguridad

En la estrategia de ciberseguridad de XM, se optó por una línea activa por medio de tecnologías de correlación y ciberinteligencia aplicada a los distintos eventos de seguridad sobre sus plataformas, mejorando la capacidad de respuesta a incidentes cibernéticos. Adicionalmente, se apoya en procesos de cooperación e intercambio de información con los distintos agentes del Sistema Interconectado Nacional.

Por otra parte, se mantiene una línea pasiva de seguridad por medio de implementaciones tecnológicas que permiten la mejora continua del sistema de gestión de seguridad de la información, con el fin de tener un Sistema Interconectado Nacional ciberseguro y resiliente.

En 2020, desde el centro de operaciones de seguridad (SOC) se correlacionaron aproximadamente 11800 millones de eventos de ciberseguridad relacionados con las plataformas de tecnología de información y de la operación, se investigaron cerca de 7500 eventos de ciberseguridad, escalando 698 eventos como incidentes con acciones correctivas.

En XM consideramos la cultura en seguridad de la información como eje vital para la protección de los sistemas de información, dado que, finalmente, son las personas -empleados, socios, clientes y terceros- quienes acceden a la información y tienen la posibilidad de protegerla o de vulnerarla a través de sus acciones. En consecuencia, optamos por dar tratamiento a los riesgos asociados a la seguridad de la información y los ciberataques, a través de la sensibilización, el entrenamiento y la incorporación de prácticas de seguridad en los procesos de negocio, con el propósito de permear la cultura organizacional generando comportamientos reales en protección a la información, y logrando:

• Fortaler el ciclo de gestión del riesgo y la postura de seguridad de la Organización ante el entorno actual.
• Fortaler la capacidad organizacional en la detección, respuesta y recuperación ante incidentes que afecten la seguridad de la información y la ciberseguridad.
• Mantener la gestión segura de la información necesaria para la operación del Sistema Interconectado Nacional y para la administración del Mercado de energía en Colombia.
• Definir mejoras en los controles tecnológicos que previenen fugas de datos o pérdida de información.
• Proteger la integridad, confidencialidad y disponibilidad de la información que gestionamos en XM.

Durante este periodo realizamos pruebas de phishing, vishing y smishing para indagar sobre el manejo que le dan nuestros empleados a esta clase de ataques de ingeniería social, identificando oportunidades de mejora y destacando a los empleados que se encuentran en el nivel de Firewalls, es decir, el nivel más seguro contra esta clase de ataques.

Respecto a la información de la tabla anterior es importante resaltar que esta corresponde a proyecciones realizadas con base en los contratos registrados ante el ASIC por los agentes del Mercado de Energía Mayorista al 27 de enero de 2021.

Por último, considerando que la implementación del SICEP genera un impacto en los agentes que participan en las convocatorias de compra de energía para atender el mercado regulado, se debe acompañar la transición con un plan de gestión de cambio, a fin de involucrar a los actores con la nueva plataforma y realizar el proceso de transición de manera exitosa. Por tal motivo, el ASIC en calidad de administrador del SICEP, ha realizado alrededor de diez capacitaciones sobre el funcionamiento de la plataforma, el uso del medio alterno, así como sobre los canales formales y los pasos a seguir en caso de fallas en el SICEP. Se han atendido más de 240 requerimientos, en los cuales se ha capacitado en línea y de manera personalizada a todos los involucrados, así como se han resuelto las inquietudes de los agentes y se ha adelantado una campaña de comunicaciones para mantener informados a todos los interesados en las convocatorias en temas como recomendaciones generales y tecnológicas.

Situación energética

Por otro lado la CREG, teniendo en cuenta las hidrologías presentes en el verano 2019-2020, en las que se evidenció una disminución histórica en los niveles de embalse en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y conforme a la experiencia adquirida durante el período del fenómeno de El Niño 2009-2010, emitió varias resoluciones y proyectos de resolución que culminaron con la expedición de la Resolución CREG 209 de 2020, la cual reglamenta nuevos indicadores para el seguimiento de la evolución energética del SIN. Es así como en el marco del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento, el CND presentó a la Comisión una propuesta de senda de referencia para la estación de verano 2020-2021 en ese mismo sentido, en la cual se incluyeron los supuestos y parámetros indicados por el Regulador, el CND realizó el respectivo cálculo de la senda de referencia del embalse que estará rigiendo para la estación de verano que cubre los primeros meses del año 2021.

Adicionalmente, se remitieron informes semanales al regulador para dar señales del estado de las principales variables, tal como se dispuso en la Resolución CREG 125 de 2020. El tablero de seguimiento a la senda de referencia que se construyó en el ámbito de la Resolución CREG 209 de 2020, puede ser consultado en la siguiente ruta: http://www.xm.com.co/Paginas/Operacion/res-209-de-2020-condicion-del-sistema.aspx

En general los mayores impactos generados por los eventos ocurridos en el año 2020, para el SIN corresponden a variaciones o pérdida de tensión, excursión de la frecuencia del SIN por fuera de los rangos normales de operación y desatención de demanda sin incurrir en apagones totales de subáreas y áreas operativas, exceptuando la ocurrencia del 24 de junio en la subestación Sabanalarga 220 kV.

Se destaca el evento del 24 de junio, que presentó desconexión de la subestación Sabanalarga 220 kV del SIN afectando la prestación del servicio de energía eléctrica en cinco departamentos de la Costa Caribe, el evento del 07 de julio que presentó desconexión de la subestación Valledupar en los niveles de tensión 220/110/34.5/13.8 kV ocasionando demanda no atendida y ausencia de tensión y el evento del 24 de diciembre que presentó desconexión de la subestación Mirolindo 115 kV ocasionando demanda no atendida y ausencia de tensión.

En el caso del evento de 24 de junio, se presentó falla por flameo externo en el transformador de corriente fase A de la bahía de línea 2 Sabanalarga a Fundación 220 kV y bloqueo de la protección diferencial de barras (ANSI 87B) de la subestación Sabanalarga 220 kV. La desconexión de la subestación Sabanalarga 220 kV ocasionó el aislamiento del SIN de las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM al igual que demanda no atendida, excursión de la frecuencia por fuera de los rangos normales de operación y ausencia de tensión en las mismas.

En el caso del evento del 7 de julio se presentaron fallas sucesivas entre ellas en la línea Valledupar - La Paz 34.5 kV, por descargas atmosféricas y contacto eléctrico con circuito a 13.8 kV, pérdida de servicios auxiliares de DC en todos sus niveles de tensión (220/110/34.5/13.8 kV), caída de conductores de líneas a 34.5 kV sobre conductores de líneas a 13.8 kV e incendio localizado en la BL Valledupar a La Paz 34.5 kV. La desconexión de la subestación Valledupar 220/110/34.5/13.8 kV ocasionó demanda no atendida y ausencia de tensión en las subestaciones Valledupar 220/110/34.5/13.8 kV,Codazzi 110 kV, La Jagua 110 kV, San Juan 110 kV y otros a nivel de 34.5 kV y 13.8 kV.

Análisis del impacto en la operación del SIN y del área Caribe en particular, con la entrada en operación de las subestaciones Antioquia y Medellín 500 kV y sus elementos asociados

La transmisión de potencia a 500 kV en Colombia representa el principal enlace de conexión entre las áreas del SIN (Caribe, Antioquia, Suroccidente, Nordeste y Oriental). La magnitud de potencia a través de estos circuitos, su aporte o consumo de potencia reactiva, son determinantes en la magnitud de la tensión de los nodos del SIN en estado estacionario, en la gestión y control de potencia reactiva y en la estabilidad del sistema (ángulo y tensión).

Con la entrada en operación de las subestaciones Antioquia y Medellín, y los circuitos a 500 kV durante el año 2021, se presentará una redistribución de potencia a través de la red existente y la consecuente disminución en la magnitud de la carga y los requerimientos de Mvar por circuito, con lo que, sumado al aporte de los nuevos circuitos en operación, se tendrá una mayor magnitud de potencia reactiva propia de la red de transmisión nacional. Parte de este aporte brindará margen de Mvar a los elementos dinámicos como el SVC, STATCOM y unidades de generación, facilitando que, en estado normal, estos operen dentro del margen sugerido como óptimo, disminuyendo el requerimiento de unidades por área para suplir las necesidades de potencia reactiva aumentando los límites de importación de las áreas Caribe, Suroccidental y Nordeste.

Sin embargo, estos excedentes de potencia reactiva si bien traen beneficios para la operación supliendo los requerimientos de potencia reactiva, en un escenario de demanda mínima de no tener recursos de control suficiente para gestionar estos excedentes, podrían, según el punto de operación, causar incrementos de tensión en nodos del SIN en especial en la red a 500 kV, por lo que la entrada progresiva de circuitos en la red 500 kV representará además un nuevo desafío en la optimización del uso de potencia reactiva en el control de tensión. XM, consciente de esta condición, ha presentado en sus informes trimestrales de operación recomendaciones asociadas a la inclusión en la red de elementos para el control de potencia reactiva y consignas de operación como propuesta de cambio a las posiciones de cambiadores de tomas en transformación 500/220 y 220/110 kV.

Nuevo esquema de separación de áreas entre Colombia y Ecuador

Con el objetivo de incrementar los límites de intercambio de potencia entre Colombia y Ecuador desde el 2017 se ha venido trabajando en el diseño y puesta en operación de un nuevo Esquema de Separación de Áreas (ESA). Para lograr esto, durante mayo de 2020 se llevaron a cabo una serie de estudios y acciones conjuntas entre XM y CENACE para poner en operación el nuevo ESA en Jamondino 220 kV, conectar y probar la efectividad de sus disparos, tanto local como transferido. Adicionalmente, para lograr una correcta coordinación entre todos los equipos que conforman el ESA, se realizaron los estudios correspondientes para determinar y reajustar en sitio las funciones de sobrepotencia, baja frecuencia y tensión de forma coordinada. El 15 de mayo de 2020 se declaró en operación el nuevo Esquema de Separación de Áreas en la subestación Jamondino 220 kV, luego de realizarse exitosamente pruebas de inyección secundaria y conexión de los disparos.

Coordinación gas-electricidad

El Centro Nacional de Despacho (CND), durante el año 2020, participó activamente en los distintos foros de integración con otros sectores energéticos, fundamentales para el suministro y transporte de combustibles primarios para las plantas de generación térmica del país. Estos foros del alcance del Consejo Nacional de Operación, tanto en el sector gas (CNO – Gas) como en el sector eléctrico (CNO-Eléctrico), fueron claves para lograr la atención de la demanda eléctrica bajo una operación confiable, económica y segura.

Durante el año 2020, se presentaron grandes retos en la coordinación del suministro y transporte de combustibles para las plantas de generación térmica a gas del Sistema Interconectado Nacional -SIN-, lo anterior debido a la programación de intervenciones de alto impacto en los activos de transporte y producción de gas (campos de producción de gas nacionales y gas importado inyectado desde la planta de regasificación de Cartagena - FSRU Planta 1) y la ocurrencia de eventos no programados, los cuales fueron coordinados y gestionados en el Comité de Mantenimientos e intervenciones -COMI- del Consejo Nacional de Operación de Gas, en el cual participa XM, y el Subcomité de Plantas del Consejo Nacional de Operación del Sector Eléctrico, logrando atender la demanda del sector eléctrico ante los distintos escenarios presentados en su totalidad mitigando los riesgos que estos generaban.

Energética 2030

En 2020 continuamos con nuestra participación en Energética 2030, iniciativa promovida por el Ministerio de Ciencia Tecnología e Innovación, en la que nos estamos preparando para la operación del Sistema Interconectado y la administración del mercado de energía en el futuro. El programa busca crear redes de conocimiento y capacidades académicas y empresariales que se generan a partir de la constitución de alianzas estratégicas y fortalecer el desarrollo, investigación e innovación (I+D+i) en las universidades colombianas, ejecutando proyectos para proponer estrategias para la transformación del sector eléctrico colombiano al año 2030.

Al ser una alianza interinstitucional, Energética 2030 es liderada por la Universidad Nacional, con la participación de 11 organizaciones: 8 Universidades (Universidad Nacional de Colombia, Universidad Pontificia Bolivariana, EAFIT, EIA, Corporación Universitaria del Caribe, Universidad de Sucre, Universidad de la Guajira, Universidad Francisco de Paula Santander) y 3 empresas (ISA, XM, INTERNEXA).

En XM participamos en seis de los proyectos:

• Proyecto 1 – Demanda
• Proyecto 6 - Política, Regulación y Mercados
• Proyecto 7 - Escenarios
• Proyecto 8 - Micro Redes
• Proyecto 9 - Centro Gestor
• Proyecto 11 - Fortalecimiento Institucional

Entre los principales logros que obtuvimos en este programa destacamos:

• La entrega de los análisis sobre el mercado actual de energía en Colombia, que servirán como base para entender las condiciones actuales del mercado y definir las necesidades de cambios para su mejoramiento futuro, y de propuestas regulatorias para la integración de baterías al sistema eléctrico colombiano.
• Se están desarrollando modelos de simulación dinámica para observar el comportamiento del sistema y de los agentes ante los escenarios propuestos.
• Se generaron mapas nacionales donde se identifica el potencial solar y eólico limitado por las restricciones y criticidades ambientales, analizando, adicionalmente, dónde se calculan los costos normalizados de energía y las condiciones ambientales para identificar las zonas más aptas para el desarrollo de proyectos.
• Se definió el crecimiento de la autogeneración y el rol de los recursos energéticos distribuidos a pequeña escala, estimando la participación en la canasta energética nacional para distintos escenarios. Asimismo, se empezaron a evaluar los efectos que tendrían los nuevos proyectos de generación en la flexibilidad del sistema eléctrico colombiano.
• Hemos avanzando en la construcción de series de recursos energéticos bajo escenarios de cambio climático, y ya se tiene una primera aproximación a las series históricas de caudal.
• Junto con la Universidad Escuela de Ingeniería de Antioquia, hemos definido cuatro escenarios prospectivos del sector energético en Colombia en el año 2030, los cuales fueron revisados considerando las señales macroeconómicas del país y expectativas de desarrollo, alrededor de dos ejes: favorabilidad de las políticas y regulación para la transición energética y, precios de combustibles fósiles.
• Aplicado a la micro red de ISA, se elaboraron diagramas eléctricos unifilares, diagramas de comunicaciones, control y conexiones para la micro red.
• Con la Universidad Pontificia Bolivariana hemos avanzado en la concepción y definición de la arquitectura de un sistema de gestión energética (Energy management sistems -EMS-) para supervisar, controlar y monitorear las micro redes. Adicionalmente, definimos la arquitectura del Centro Agregador y los protocolos y esquemas de una futura comunicación con el Centro Gestor de XM que permita evaluar la gestión energética de las fuentes renovables, las convencionales y los sistemas de almacenamiento. El concepto que se viene trabajando, busca aclarar cómo interactuaría XM como coordinador de la operación del SIN, con diferentes agregadores, previendo el desarrollo de estos nuevos agentes en el SIN.
• Con la Universidad Nacional y el equipo de trabajo de XM hemos avanzado en la conceptualización de una arquitectura de comunicaciones del nuevo Centro Gestor de Energía considerando un sistema eléctrico con alta penetración de fuentes de energía renovables no convencionales. Se han analizado, además, las herramientas y aplicaciones que apoyarían los procesos nucleares de ese nuevo Centro Gestor.
• Realizamos una alianza con la Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín, para el acceso a material educativo construido por el personal de XM y almacenado en nuestra plataforma virtual.
• Primer acercamiento a la realidad de cada proyecto para la identificación de las competencias y capacidades a desarrollar en las personas, de forma que se adapten a los entornos empresariales con mayor oportunidad y eficacia.

Expedición de resoluciones CREG

Durante el 2020 la Comisión expidió diferentes resoluciones, las cuales fueron implementadas por el CND, el ASIC y el LAC en cumplimiento de lo allí estipulado, entre las que se resaltan las siguientes:

• Resolución CREG 010: esta normatividad estableció el régimen transitorio especial en materia tarifaria para la región Caribe.
• Resolución CREG 033: por medio de la cual se flexibilizaron temporalmente los términos para ajustar las garantías del cargo por confiabilidad ante variaciones de la Tasa Representativa del Mercado (TRM) y los plazos para adelantar las auditorías del cargo por confiabilidad como consecuencia de la pandemia.
• Resolución CREG 043: en la cual se adoptan medidas transitorias sobre la limitación de suministro regulada por la Resolución CREG 116 de 1998 y el retiro de agentes, que trata la Resolución CREG 156 de 2011 como consecuencia de la pandemia.
• Resolución CREG 044: en esta normatividad se da la posibilidad a los agentes generadores de poner en pruebas una o varias unidades de generación sin que esto implique que toda la planta quede en pruebas, además, se modifican las reglas para la liquidación de estas pruebas.
• Resolución CREG 051: en la cual se adoptan medidas transitorias sobre las visitas y verificaciones de los sistemas de medida establecidas en las Resoluciones CREG 156 y 157 de 2011 y 038 de 2014 como consecuencia de la pandemia.
• Resolución CREG 056: esta normatividad define reglas transitorias para la emisión y pago de las facturas y, para la publicación y presentación de la garantía como consecuencia de la pandemia.
• Resolución CREG 069: en la cual se realizan ajustes a las pruebas DDV.
• Resolución CREG 099: esta normatividad fijó la oportunidad para llevar a cabo una subasta de Reconfiguración de Compra de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para los periodos 2020-2021 y 2021-2022.
• Resolución CREG 127: esta normatividad define el procedimiento para verificación anual de la ENFICC de plantas de generación con Obligaciones de Energía Firme (OEF).
• Resolución CREG 170: adiciona reglas transitorias para la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas en el Sistema de Distribución Local (SDL) de capacidad mayor o igual a 5 MW, en el Reglamento de Distribución establecido en la Resolución CREG 070 de 1998.
• Resolución CREG 193: esta normatividad adiciona nuevas consideraciones en las ampliaciones en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y realiza modificaciones a las garantías que deben presentar los usuarios.
• La Resolución CREG 194: esta normatividad establece la opción para plantas en construcción con OEF asignadas que, al inicio del período de vigencia de la obligación, no alcanzan la capacidad efectiva neta (CEN) declarada.
• Resolución CREG 207: esta normatividad define el esquema de auditoría sobre la información reportada de los costos de suministro y transporte de combustible declarados por los agentes generadores.
• La Resolución CREG 209: esta normatividad adoptó nuevas reglas de inicio y finalización del período de riesgo de desabastecimiento del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento.
• La Resolución CREG 240: esta normatividad modifica la Resolución CREG 156 de 2012, la cual regula los aspectos de la Capacidad de Respaldo para Operaciones en el Mercado (CROM), modifica la forma en cómo se calcula el patrimonio transaccional de los agentes del MEM, así como criterios, parámetros o procedimientos de reporte de información para el cálculo de este.

Por otro lado, la Comisión publicó varios proyectos de resoluciones, frente a los cuales XM presentó comentarios dentro de la oportunidad establecida para ello. Con estos proyectos se presentaban cambios a las reglas actuales, tanto para la Operación del Sistema Interconectado como para el Mercado Mayorista, y en el relacionamiento entre los diferentes actores del sector. Algunos proyectos que se resaltan son los siguientes:

• Proyecto de Resolución CREG 080: a partir de este proyecto se iniciaron, por parte del Regulador, los principales cambios en cuanto a la aplicación del estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento ante las condiciones en los niveles de los embalses, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda de energía, en particular para el verano 2020-2021. Con posterioridad fue puesto en consulta el Proyecto de Resolución CREG 121 de 2020 en el cual se propuso un cambio en los indicadores para seguimiento de la condición del sistema.
• Proyecto de Resolución CREG 083: este proyecto establece las reglas sobre el registro de agentes ante el Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales (ASIC) y el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), y propone un esquema fiduciario para el otorgamiento de pagarés en el Mercado de Energía.
• Proyectos de Resolución CREG 131 y 219: en estos proyectos se definen las condiciones para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI), se propone crear un nuevo tipo de agente denominado GIDI (Gestor Independiente de Datos e Información) que tendrá la función de recopilar, administrar, mantener, procesar y publicar los datos de energía eléctrica obtenidos de los medidores avanzados, y en el que se le delega a los Operadores de Red (OR) la instalación de medidores avanzados en sus fronteras de Comercialización.
• Proyecto de Resolución CREG 233: establece los procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).