Señales de vigilancia del SIN ante El Niño 2026-2027

Documento técnico V8: apertura demanda/estrechez, hora pico y margen de potencia

Esta V8 toma como base la V7 final, conserva sus definiciones regulatorias, semáforo exploratorio e interpretación hidrológica, y agrega la apertura del bloque rojo Demanda/estrechez con demanda máxima, hora pico reconstruida y margen de potencia diaria. Usa sólo fuentes locales ya disponibles; no ejecuta actualización diaria, paneles, Drive, scheduler ni PARATEC.

Alcance de la versión V8

La lectura es exploratoria y se limita a señales disponibles de demanda, OEF, ENFICC, disponibilidad equivalente, hidrología, generación de seguridad y cobertura de datos. El documento no afirma apagón, no afirma racionamiento y no establece causalidad. Resume condiciones relativas frente a la historia comparable para priorizar preguntas técnicas.

OEF se usa como obligación regulatoria de energía firme y proviene de ObligEnerFirme diaria por recurso. La serie 306c67 se conserva sólo como trazabilidad de asignaciones por planta/recurso y no se usa como OEF mensual agregada.

Marco conceptual y regulatorio de las variables críticas

Una lectura responsable del riesgo operativo del SIN no puede confundir obligación regulatoria, energía firme reconocida, disponibilidad operativa y generación real. La OEF y la ENFICC pertenecen al diseño regulatorio de confiabilidad; DispoReal y Gene pertenecen a la operación física; la demanda y la hidrología expresan la presión que debe atender el sistema; el precio de bolsa y el precio de escasez ayudan a entender la exposición comercial bajo condiciones críticas.

En este documento las variables se ordenan en cinco mundos. El mundo regulatorio de confiabilidad define compromisos y respaldo firme; el mundo físico-operativo muestra qué está disponible y qué se produjo; el mundo hidrológico describe entradas y reservas de agua; el mundo comercial/mercado ayuda a entender cuándo las obligaciones adquieren relevancia económica; y el mundo de vigilancia traduce todo a señales comparables sin confundir unidades ni naturalezas.

Cargo por Confiabilidad

El Cargo por Confiabilidad es el esquema mediante el cual se remunera a los agentes generadores por la disponibilidad de activos de generación con características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, con el objetivo de respaldar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme asignadas.

No es pago por generación ordinaria. No es una garantía automática de potencia horaria. Es un mecanismo de respaldo energético firme asociado a ENFICC, OEF, precio de escasez y condiciones críticas de abastecimiento. Busca que existan recursos capaces de atender la demanda en situaciones críticas, pero su análisis debe completarse con disponibilidad real, combustibles, mantenimientos, restricciones de red y demanda horaria.

El Cargo por Confiabilidad remunera respaldo, no generación ordinaria. Por eso su evaluación no se agota en observar si una planta generó o no generó en un día específico; debe observarse si el recurso cuenta con energía firme reconocida, obligación asignada, disponibilidad, combustible y condiciones operativas para respaldar el sistema cuando se active la condición crítica.

ENFICC: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad

La ENFICC es la energía firme que se reconoce o verifica para una planta o recurso bajo la metodología del Cargo por Confiabilidad. Regulatoriamente, se entiende como la máxima energía eléctrica que una planta puede entregar continuamente, en condiciones de baja hidrología, durante un período de un año.

ENFICC responde a la pregunta: ¿cuánta energía firme puede respaldar este recurso en condiciones críticas?

No es capacidad instalada, generación real, disponibilidad real diaria, despacho horario, OEF ni contrato comercial por sí sola. Es una medida técnico-regulatoria de energía firme. Para plantas hidráulicas, la baja hidrología es esencial en su cálculo. Para plantas térmicas, son relevantes parámetros técnicos y condiciones de respaldo, incluyendo disponibilidad y combustible según metodología aplicable. La ENFICC sirve de base para determinar cuánto respaldo firme puede comprometer un recurso.

Una planta puede tener una capacidad efectiva neta alta y, sin embargo, una ENFICC menor si sus condiciones técnicas, hidrológicas, de disponibilidad o de respaldo no permiten reconocer toda esa capacidad como energía firme. Por tanto, ENFICC no es ‘lo máximo que podría generar en un buen día’, sino la energía firme que regulatoriamente se reconoce como respaldo en condiciones críticas.

Si una planta tiene 100 MW instalados, eso no significa que tenga 100 MW firmes todo el tiempo ni que su ENFICC equivalga automáticamente a esa capacidad. La ENFICC traduce las condiciones técnicas del recurso a energía firme reconocida para respaldar obligaciones.

OEF: Obligación de Energía Firme

La OEF es la obligación regulatoria de energía firme que se asigna a un generador o recurso, generalmente mediante subasta o mecanismo equivalente del Cargo por Confiabilidad. Responde a la pregunta: ¿cuánta energía firme quedó comprometida para respaldar el sistema durante la vigencia de la obligación?

Es una obligación, no una capacidad física. Tiene vigencia, está asociada a un recurso, planta o generador, se asigna con base en reglas del Cargo por Confiabilidad, está relacionada con la ENFICC pero no es idéntica, y se vuelve relevante bajo condiciones críticas y precio de escasez. No equivale a generación real, disponibilidad real horaria ni implica por sí sola cumplimiento o incumplimiento.

La OEF es el compromiso regulatorio; la ENFICC es la energía firme reconocida que permite respaldar ese compromiso. En términos simples: ENFICC responde cuánto respaldo firme se reconoce; OEF responde cuánto respaldo quedó obligado.

Si un recurso tiene ENFICC de 100 GWh/mes y OEF de 95 GWh/mes, la obligación se encuentra por debajo de la energía firme reconocida. Si la OEF se acerca a la ENFICC, la energía firme reconocida está más comprometida. Si la OEF supera ampliamente la ENFICC, no se debe concluir incumplimiento automático; primero debe revisarse vigencia, fuente, unidad, duplicidad, regla de consolidación y asignación por recurso.

OEF, ENFICC, disponibilidad y generación: cuatro preguntas distintas

Concepto	Mundo	Pregunta que responde	Qué mide	Qué NO mide	Unidad típica	Uso en este documento
ENFICC	Confiabilidad regulatoria / técnico-regulatorio	¿Cuánta energía firme puede reconocerse al recurso?	Energía firme reconocida/verificable.	Generación real, disponibilidad horaria u obligación comercial por sí sola.	kWh/día; GWh/mes	Contraste técnico frente a OEF y disponibilidad.
OEF	Confiabilidad regulatoria / obligación	¿Cuánta energía firme quedó comprometida?	Obligación regulatoria de energía firme.	Disponibilidad real, generación efectiva o potencia pico.	kWh/día; GWh/mes	Cobertura OEF/demanda y respaldo regulatorio.
DispoReal	Operación física	¿Qué está disponible para operar?	Disponibilidad real observada.	Combustible firme, OEF, ENFICC o cumplimiento comercial.	kWh/día; MW eq.	Estrechez y disponibilidad equivalente.
Gene	Operación real	¿Qué terminó generando?	Energía producida.	Obligación, disponibilidad no despachada o energía firme.	kWh; GWh	Validación y denominador de generación de seguridad.
DemaReal / DemaSIN	Demanda atendida	¿Qué energía demandó/consumió el sistema?	Demanda real atendida.	Demanda no atendida o necesidades futuras.	kWh; GWh	Presión energética y comparación con OEF.
DemaMaxPot	Potencia / operación	¿Qué tan alto fue el pico de potencia?	Demanda máxima diaria.	Energía mensual ni reserva operativa.	kW; MW	Índice de estrechez.

Estas variables no se sustituyen entre sí. Un recurso puede tener ENFICC reconocida y OEF asignada, pero si su disponibilidad real, combustible o condición operativa no acompañan, aparece una señal de vigilancia. A la vez, una disponibilidad agregada alta no prueba suficiencia por recurso ni cumplimiento individual de OEF.

OEF no es disponibilidad

OEF es obligación regulatoria. DispoReal es disponibilidad física/operativa observada. OEF puede existir aunque el recurso esté indisponible temporalmente, y la disponibilidad puede ser alta en recursos sin OEF. Por eso no basta comparar disponibilidad total del SIN contra OEF agregada. El análisis definitivo debe cruzar OEF y disponibilidad por recurso, por día y, cuando sea posible, por hora crítica.

El ratio disponibilidad/OEF usado en este documento es una señal agregada. Como la disponibilidad usada corresponde a disponibilidad total agregada del SIN, no prueba que cada recurso con OEF tenga disponibilidad suficiente. Su utilidad es mostrar una holgura agregada aproximada; su limitación es que no sustituye el cruce recurso a recurso.

\[ DispEnerEq_t = DispMWProm_t \times 24 \]

\[ Disponibilidad/OEF = \frac{DispEnerEq_t}{OEF_t} \]

\(DispMWProm_t\) es la disponibilidad real promedio del SIN en MW durante el día \(t\); 24 convierte potencia promedio diaria a energía equivalente diaria; \(DispEnerEq_t\) es energía disponible equivalente; \(OEF_t\) es la obligación de energía firme diaria agregada. El ratio es adimensional.

Qué indica la relación OEF/ENFICC

\[ OEF/ENFICC = \frac{OEF_m}{ENFICC_m} \]

Una relación menor que 1 indica que la OEF agregada está por debajo de la energía firme reconocida. Cerca de 1 indica obligaciones próximas a la energía firme reconocida. Mayor que 1 indica obligaciones superiores a la energía firme reconocida agregada; no implica incumplimiento automático, exige auditoría por recurso, vigencia, unidades y reglas de consolidación.

La relación OEF/ENFICC no es un test automático de cumplimiento. Es una señal de consistencia y exigencia del respaldo firme reconocido. Para hablar de cumplimiento o incumplimiento se requiere revisar liquidación, activación por precio de escasez, generación, disponibilidad, combustibles, contratos, indisponibilidades permitidas y reglas comerciales.

OEF, precio de escasez y exposición comercial

El precio de bolsa es la señal del mercado spot. El precio de escasez es el umbral regulatorio asociado a condiciones críticas. Cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez aplicable, las OEF adquieren relevancia comercial bajo el Cargo por Confiabilidad.

Un agente con obligaciones, pero sin generación propia, disponibilidad, combustible o contratos suficientes, puede quedar expuesto comercialmente. Este documento no calcula exposición comercial real por agente porque faltan contratos, ventas, compras, liquidaciones ASIC y detalle de activación. Se dejan indicadores preliminares para seguimiento:

\[ ExposicionOEF_t = max(0, OEF_t - DispEnerEq_t) \]

\[ ExposicionOEF\_pct = \frac{ExposicionOEF_t}{OEF_t} \]

Estos indicadores sólo deben calcularse por recurso si existe cruce OEF-recurso-disponibilidad-recurso. No se debe usar disponibilidad total SIN para imputar exposición individual.

Notación general usada en los indicadores

• \(t\): día de análisis.
• \(h\): hora.
• \(m\): mes.
• \(w\): ventana Niño o ventana de análisis.
• \(i\): río, embalse, sistema hidrológico o recurso, según el indicador.
• \(r\): recurso de generación.
• \(D_h\): demanda horaria.
• \(D^{max}_t\): demanda máxima oficial del día.
• \(D_m\): demanda mensual.
• \(Disp_{r,t}^{MW}\): disponibilidad real del recurso \(r\) en MW.
• \(DispEq_t\): disponibilidad real equivalente agregada.
• \(OEF_{r,t}\): obligación de energía firme diaria del recurso \(r\).
• \(OEF_m\): OEF agregada mensual.
• \(ENFICC_{r,t}\): ENFICC del recurso \(r\).
• \(ENFICC_m\): ENFICC agregada mensual.
• \(AporEner_{i,t}\): aporte observado en energía.
• \(AporEnerMediHist_{i,t}\): media histórica de aportes en energía.
• \(GeneSeguridad_t\): generación de seguridad.
• \(GeneTotal_t\): generación total.
• \(F_X(x)\): distribución histórica empírica del indicador \(X\).
• \(P_X\): percentil de presión del indicador \(X\).

Los indicadores se calculan en la escala temporal más cercana a su naturaleza original. Cuando se agregan a mes o ventana, se explicita la agregación usada.

Qué mide cada variable crítica

Variable	Definición práctica	Mundo	Uso en el documento	Advertencia principal
DemaReal / DemaSIN	Demanda real atendida del SIN.	Demanda atendida	Base de demanda mensual y presión energética.	No mide demanda no atendida ni necesidades futuras.
DemaMaxPot	Pico oficial diario de demanda de potencia.	Potencia / operación	Índice de estrechez frente a disponibilidad equivalente.	No mide energía mensual ni reserva operativa.
DispoReal	Disponibilidad física/operativa observada por recurso.	Operación física	Disponibilidad equivalente y estrechez.	No mide OEF, ENFICC, combustible firme ni cumplimiento comercial.
CapEfecNeta	Capacidad efectiva neta del recurso.	Ficha técnica del recurso	Contexto técnico para interpretar respaldo.	No es ENFICC, OEF ni disponibilidad real diaria.
Gene	Generación efectivamente producida.	Operación real	Denominador de generación de seguridad.	No mide obligación ni disponibilidad no despachada.
GeneSeguridad	Generación asociada a seguridad o restricciones.	Operación / vigilancia	Señal operativa de restricciones o seguridad.	No prueba causalidad ni suficiencia sistémica.
OEF / ObligEnerFirme	Obligación regulatoria de energía firme asignada.	Confiabilidad regulatoria	Cobertura OEF/demanda y respaldo.	No es disponibilidad horaria ni generación real.
ENFICC	Energía firme reconocida para el Cargo por Confiabilidad.	Confiabilidad técnico-regulatoria	Contraste frente a OEF y disponibilidad.	No es capacidad instalada ni despacho horario.
306c67	Trazabilidad de asignaciones por planta/recurso.	Trazabilidad regulatoria	Auditoría de fuente y consistencia.	No se usa como OEF mensual agregada.
AporEner	Aporte hidrológico observado en energía.	Hidrología	Aportes relativos recientes.	No mide stock embalsado ni despacho.
AporEnerMediHist	Media histórica comparable de aportes.	Hidrología histórica	Referencia de normalidad hidrológica.	No es pronóstico hidrológico.
PorcVoluUtilDiar	Porcentaje diario de volumen útil agregado.	Reserva hídrica	Bloque de reserva hídrica.	No mide aportes futuros ni disponibilidad térmica.
VoluUtilDiarEner	Volumen útil diario expresado como energía.	Reserva hídrica	Contexto de stock energético embalsado.	No mide aportes ni potencia disponible.
Precio de bolsa	Precio spot del mercado.	Mercado / comercial	Contexto de exposición comercial.	No mide riesgo físico por sí solo.
Precio de escasez	Umbral regulatorio asociado a condición crítica.	Mercado / confiabilidad	Activación comercial de obligaciones bajo CxC.	No mide disponibilidad ni generación real.
Mantenimientos as-of	Estado de mantenimientos vigente a una fecha de corte.	Pendiente metodológico	Cruce futuro por recurso y hora crítica.	No está cerrado en esta versión agregada.

Lectura narrativa por bloques

Para demanda se usa la energía atendida mensual y la demanda máxima diaria porque capturan dos presiones distintas: escala energética acumulada y punta de potencia. La suma mensual permite comparar ventanas Niño sin mezclar días parciales; el índice de estrechez compara el pico diario con disponibilidad equivalente. Su límite es que no mide demanda no atendida ni reserva horaria real.

Para disponibilidad se usa DispoReal convertida a energía o potencia equivalente porque aproxima el respaldo físico observado del sistema. La fórmula es razonable para señales agregadas porque pone demanda, OEF, ENFICC y disponibilidad en unidades comparables. Su límite es que no prueba suficiencia por recurso, combustible ni hora crítica.

Para OEF se usa ObligEnerFirme diaria por recurso porque es la obligación regulatoria de energía firme asignada. OEF/demanda se interpreta como cobertura energética mensual regulatoria, no como potencia disponible. La serie 306c67 se conserva como trazabilidad y no se usa como OEF mensual agregada.

Para ENFICC se usa la energía firme reconocida disponible localmente. La relación OEF/ENFICC ayuda a observar qué tan comprometido está el respaldo firme reconocido frente a obligaciones, pero no es un test de cumplimiento. Su límite principal es la cobertura: ENFICC local inicia en 2018-12.

Para hidrología se separan stock y flujo. La reserva mide volumen útil almacenado; los aportes miden entradas recientes de agua expresadas como energía frente a su media histórica. Normalizar aportes contra media histórica es razonable porque un mismo aporte absoluto puede ser normal en un mes y bajo en otro. Su límite es que el agregado SIN puede ocultar diferencias regionales y por embalse.

Para generación de seguridad se usa GeneSeguridad/GeneTotal como señal operativa de restricciones o seguridad. Es útil como indicador de vigilancia, pero no prueba causalidad ni suficiencia sistémica.

Cobertura histórica de variables usadas

bloque	variable	fecha_min	fecha_max	frecuencia	unidad	entra_en_cuerpo	observacion
Demanda	DemaReal / DemaSIN	2000-01-01	2026-07-22	diaria	kWh; GWh/mes	sí	Figura 1 y ratios mensuales.
Demanda	DemaMaxPot	2000-01-01	2026-06-30	diaria	kW	sí	Índice de estrechez; cobertura hasta 2026-06-30.
Disponibilidad	DispoReal	2000-01-01	2026-07-22	diaria por recurso	kWh/día; MW eq.	sí	Agregación SIN; no filtra sólo recursos con OEF.
Respaldo	OEF / ObligEnerFirme	2006-12-01	2026-07-18	diaria por recurso	kWh/día	sí	no se usa 306c67 como OEF mensual agregada.
Respaldo	ENFICC	2018-12-01	2026-07-21	diaria por recurso	kWh/día	sí	Cobertura local inicia en 2018-12.
Operación	Gene	2000-01-01	2026-07-22	diaria	kWh/día; GWh/día	no	Denominador de generación de seguridad.
Operación	GeneSeguridad	2000-01-01	2026-07-20	horaria por recurso	kWh	no	Señal operativa; no prueba causalidad.
Hidrología	PorcVoluUtilDiar	2000-01-01	2026-07-22	diaria	%	sí	Enero 2000 muestra valores >100%; H2 excluye ese mes visualmente.
Hidrología	VoluUtilDiarEner	2000-01-01	2026-07-22	diaria por embalse	kWh; GWh	sí	Se agrega por fecha para stock SIN.
Hidrología	AporEner	2000-01-01	2026-07-22	diaria	kWh/día	sí	Entrada observada agregada SIN.
Hidrología	AporEnerMediHist	2000-01-01	2026-07-22	diaria por río	kWh/día	sí	Referencia histórica comparable, no pronóstico.
Hidrología	AR7	2000-01-01	2026-07-22	diaria	ratio	sí	Disponible desde 2000 con 6 días iniciales sin AR7 por ventana móvil.
Hidrología	RBM	2000-01-01	2026-07-22	diaria por cruce de ríos	proporción	no	Cruce local por río_key; cobertura depende de ríos con dato común.
Respaldo	OEF/demanda	2000-01-01	2026-07-01	mensual	ratio	sí	Se conserva lectura V6; fuente OEF es ObligEnerFirme.
Disponibilidad	Disponibilidad/OEF	2000-01-01	2026-07-01	diaria/mensual	ratio	sí	Señal agregada, no cumplimiento por recurso.
Disponibilidad	Disponibilidad/ENFICC	2000-01-01	2026-07-01	diaria/mensual	ratio	sí	Sin imputar ENFICC antes de 2018-12.

Figuras principales e interpretación

Figura 1. Demanda mensual y ventanas Niño

Fórmula. \(D_m = \sum_{t \in m} D_t\)

Variables usadas. \(D_m\) y demanda diaria agregada del SIN.

Unidad. GWh/mes.

Agregación. Suma mensual, con meses incompletos excluidos de la línea principal.

Fecha de corte. Último mes completo: 2026-06; julio de 2026 queda marcado como parcial.

Interpretación. La demanda mensual muestra la escala energética que debe atender el sistema.

Qué se puede concluir. La demanda crece 117,5 % entre 2000-01 y 2026-06; enero-junio de 2026 está 55,6 % sobre la ventana 2009-2010. Frente al último Niño 2023-2024, la demanda promedio de los meses completos de 2026 aumenta 5,9 %. Esto confirma que la ventana actual ocurre sobre una base de demanda más alta que la del evento Niño inmediatamente anterior. Junio de 2026 está 6,8 % por encima del promedio mensual de 2023-2024.

Qué NO se puede concluir. No prueba escasez, déficit de potencia ni interrupciones futuras del servicio.

Figura 2. Demanda, OEF y ENFICC mensual

Fórmula. \(OEF_m = \sum_{t \in m}\sum_r OEF_{r,t}\); \(ENFICC_m = \sum_{t \in m}\sum_r ENFICC_{r,t}\).

Variables usadas. \(D_m\), \(OEF_m\) y \(ENFICC_m\).

Unidad. GWh/mes.

Agregación. Suma mensual por recurso y sistema; ENFICC sólo desde cobertura local disponible.

Fecha de corte. Mes completo de referencia: 2026-06.

Interpretación. Compara demanda observada, obligación regulatoria y energía firme reconocida en la misma unidad.

Qué se puede concluir. La OEF mensual reciente está por encima de la demanda mensual observada y la ENFICC permite contraste técnico-regulatorio.

Qué NO se puede concluir. No equivale a potencia horaria, disponibilidad simultánea ni suficiencia por recurso. La serie 306c67 no se usa como OEF mensual agregada.

Figura H1. Hidrología 2026: volumen útil SIN y aportes frente a media histórica

La reserva hídrica no es lo mismo que los aportes. El volumen útil diario mide el stock almacenado; los aportes miden la entrada reciente de energía hídrica. Un embalse agregado alto puede coexistir con aportes recientes por debajo de la media histórica. Por eso la señal actual puede ser verde en reserva y amarilla en aportes.

Ficha metodológica.

Fórmula. \(\mathrm{AR7}_t = \frac{\sum_{d=t-6}^{t}\sum_i \mathrm{AporEner}_{i,d}}{\sum_{d=t-6}^{t}\sum_i \mathrm{AporEnerMediHist}_{i,d}}\).

Variables usadas. \(\mathrm{PorcVoluUtilDiar}\), \(\mathrm{VoluUtilDiarEner}\), \(\mathrm{AporEner}\) y \(\mathrm{AporEnerMediHist}\).

Unidad. Porcentaje para volumen útil; ratio adimensional para aportes relativos.

Agregación. SIN agregado; aportes en acumulado móvil de 7 días.

Fuente local. curated hydro latest; figura V2 recuperada como referencia visual.

Fecha de corte. 2026-07-22

Interpretación. El volumen útil mide stock embalsado; AR7 mide entrada reciente frente a media histórica comparable.

Qué se puede concluir. La reserva agregada puede permanecer en nivel favorable (79,3 %) mientras los aportes recientes se ubican bajo la media histórica (AR7 0,75).

Qué NO se puede concluir. No prueba disponibilidad futura, suficiencia por embalse, ausencia de restricciones regionales ni comportamiento de recursos térmicos.

Figura H2. Dinámica histórica de hidrología y aportes en ventanas Niño

El riesgo hídrico depende de la persistencia del déficit de aportes, la velocidad de desembalsamiento, la distribución regional de embalses y la interacción con demanda, térmicas, restricciones y disponibilidad real. La figura histórica usa agregación mensual para evitar saturación visual y deja la inspección diaria suavizada en el anexo.

Ficha metodológica.

Fórmula. \(\mathrm{RH}_t = \mathrm{PorcVoluUtilDiar}_t\) y \(\mathrm{AR7}\) mensual es el promedio de \(\mathrm{AR7}_t\) diario.

Variables usadas. \(\mathrm{PorcVoluUtilDiar}\), \(\mathrm{AporEner}\), \(\mathrm{AporEnerMediHist}\) y ventanas Niño.

Unidad. Porcentaje y ratio adimensional.

Agregación. Promedio mensual para reducir saturación visual; ventanas Niño sombreadas.

Fuente local. curated hydro latest, reconstrucción V7.

Fecha de corte. 2026-07-22

Interpretación. Muestra persistencia y comparación de stock y flujo en varias ventanas Niño.

Qué se puede concluir. La ventana 2026 puede compararse con episodios previos sin confundir reserva con aportes.

Qué NO se puede concluir. No estima probabilidad empírica de déficit ni sustituye modelación hidrológica regional.

Resumen compacto de ventanas Niño

ventana	reserva_prom_pct	reserva_min_pct	ar7_prom	ar7_min	rbm_prom
Niño 2009-2010	59,7 %	40,3 %	0,74	0,45	80,5 %
Niño 2014-2016	60,6 %	38,9 %	0,80	0,36	77,2 %
Niño 2018-2019	64,4 %	43,3 %	0,89	0,47	64,7 %
Niño 2023-2024	62,2 %	28,6 %	0,69	0,30	85,4 %
Ventana actual 2026	71,3 %	61,2 %	1,08	0,61	54,2 %

Figura 3. Cobertura OEF/demanda por ventana Niño

Fórmula. \(OEF/demanda = OEF_m / D_m\)

Variables usadas. \(OEF_m\) y \(D_m\).

Unidad. Ratio adimensional.

Agregación. Promedio mensual dentro de cada ventana Niño; 2026 se marca como parcial.

Fecha de corte. Junio cerrado de 2026 para lectura mensual: 1,061.

Interpretación. Un valor de 1,07 significa que por cada 100 GWh de demanda mensual existen 107 GWh de OEF. Es cobertura energética regulatoria, no potencia horaria.

Qué se puede concluir. La ventana actual sigue por encima de 1 en promedio.

Qué NO se puede concluir. No garantiza disponibilidad horaria, combustible, cumplimiento por agente ni reserva de potencia.

Figura 4. Disponibilidad equivalente agregada del SIN / OEF

Fórmula. \(Disponibilidad/OEF = DispEnerEq / OEF\), con \(DispEnerEq = DispMWProm \times 24\).

Variables usadas. \(DispMWProm_t\), \(DispEnerEq_t\) y \(OEF_t\).

Unidad. Ratio adimensional; disponibilidad y OEF en la misma unidad energética.

Agregación. Disponibilidad diaria agregada del SIN convertida a energía equivalente y comparada con OEF.

Fecha de corte. 2026-07-16 para el subindicador R2 del semáforo.

Interpretación. Un valor superior a 1 indica holgura agregada entre disponibilidad equivalente y OEF.

Qué se puede concluir. La disponibilidad/OEF agregada permanece por encima de 1.

Qué NO se puede concluir. Como la disponibilidad usada es agregada del SIN, no concluye suficiencia por recurso, disponibilidad horaria ni cumplimiento individual.

Figura 5. Disponibilidad equivalente / ENFICC

Fórmula. \(Disponibilidad/ENFICC = DispEnerEq / ENFICC\).

Variables usadas. \(DispEnerEq_t\) y \(ENFICC_t\).

Unidad. Ratio adimensional.

Agregación. Disponibilidad equivalente diaria agregada frente a ENFICC agregada con cobertura local.

Fecha de corte. 2026-07-16 para comparación común con R2; ENFICC local sólo desde 2018-12.

Interpretación. Un valor superior a 1 indica que la disponibilidad equivalente agregada supera la ENFICC agregada disponible.

Qué se puede concluir. En las ventanas con cobertura, el agregado permanece por encima de 1.

Qué NO se puede concluir. No debe imputarse ENFICC antes de 2018-12 ni sustituye análisis por recurso, combustible o hora crítica.

Figura 6. Índice de estrechez histórica reconstruida

Fórmula. \(IE = DemaMaxPot / DispoRealEq\).

Variables usadas. \(D^{max}_t\) y \(DispEq_t\).

Unidad. Ratio adimensional.

Agregación. Diaria; se muestra IE diario y media móvil de 30 días.

Fecha de corte. DemaMaxPot al 2026-06-30.

Interpretación. Valores altos indican menor holgura. El valor actual se compara con la distribución histórica para obtener percentil de presión.

Qué se puede concluir. El valor actual es 0,822 y se ubica en zona alta de la historia comparable.

Qué NO se puede concluir. No demuestra por sí solo riesgo de interrupción ni reemplaza disponibilidad horaria 19:00-21:00.

Cómo se construye el semáforo exploratorio

Después de definir las variables, el semáforo traduce cada señal a una escala común: percentil histórico de presión. Esto permite comparar variables de naturaleza distinta sin confundir sus unidades físicas.

El semáforo exploratorio no estima probabilidad de apagón; no predice racionamiento; no afirma causalidad. Resume señales relativas de presión frente a la historia disponible, convierte indicadores físicos y regulatorios en percentiles de presión y asigna colores según bandas explícitas.

Un percentil de presión de 95 no significa 95 % de probabilidad de apagón. Significa que el valor actual del indicador se ubica en una zona más exigente que el 95 % de su historia comparable.

Percentil de presión

Caso A: indicador donde valores altos implican más presión.

\[ P_X(t) = 100 \times F_X(X_t) \]

Donde \(X_t\) es el valor actual del indicador, \(F_X(X_t)\) es la proporción de valores históricos menores o iguales que \(X_t\), y \(P_X(t)\) es el percentil de presión. Ejemplos: índice de estrechez, share de generación de seguridad y porcentaje de ríos bajo media.

Caso B: indicador donde valores altos implican menor presión.

\[ P_X(t) = 100 \times [1 - F_X(X_t)] \]

Ejemplos: porcentaje de volumen útil, aportes/media histórica, OEF/demanda, disponibilidad/OEF y disponibilidad/ENFICC. Cuando un indicador alto representa holgura o respaldo, se invierte el percentil para que el resultado siempre tenga la misma lectura: mayor percentil de presión implica mayor vigilancia.

Reglas de color

Color	Rango de percentil de presión	Lectura
VERDE	\(P_X < 40\)	Presión baja o condición favorable frente a la historia.
AMARILLO	\(40 \leq P_X < 75\)	Vigilancia intermedia; la señal no es crítica, pero requiere seguimiento.
NARANJA	\(75 \leq P_X < 90\)	Presión alta; requiere análisis específico y seguimiento reforzado.
ROJO	\(P_X \geq 90\)	Presión muy alta frente a la historia; foco prioritario de análisis.

Fórmulas por bloque del semáforo

Bloque A. Demanda / estrechez

\[ IE_t = \frac{D^{max}_t}{DispEq_t} \]

\(IE_t\) es el índice de estrechez del día \(t\), \(D^{max}_t\) es la demanda máxima oficial del día en MW y \(DispEq_t\) es la disponibilidad real equivalente agregada del SIN en MW. Si \(IE_t\) aumenta, la demanda máxima se acerca más a la disponibilidad equivalente.

\[ P_{IE,t} = 100 \times F_{IE}(IE_t) \]

Apertura del bloque rojo: demanda máxima, hora pico y margen de potencia

El bloque Demanda/estrechez no debe interpretarse únicamente como una señal de demanda alta. El índice de estrechez es una razón entre la demanda máxima diaria oficial y la disponibilidad real equivalente agregada. Por tanto, la presión puede provenir de una demanda máxima inusualmente alta, de una disponibilidad equivalente menor, o de la coincidencia de ambas.

La apertura del bloque conserva la lógica del semáforo V7, pero separa tres preguntas: qué tan cerca está la demanda máxima diaria de la disponibilidad equivalente agregada, cuál es el margen de potencia diaria asociado y en qué hora se observa el pico de demanda reconstruido. No convierte el análisis en suficiencia energética mensual ni en una prueba de estrechez horaria real.

\[ \mathrm{IE}_t = \frac{ \mathrm{DemaMaxPot}_t }{ \mathrm{DispoEq}_t } \]

Donde:

• \(\mathrm{IE}_t\): índice de estrechez de potencia diaria.
• \(\mathrm{DemaMaxPot}_t\): demanda máxima oficial del día \(t\), en MW.
• \(\mathrm{DispoEq}_t\): disponibilidad real equivalente agregada del día \(t\), en MW.
• El índice es adimensional.
• Valores más altos indican menor holgura relativa de potencia.

El margen de potencia diaria se calcula como:

\[ \mathrm{MargenPot}_t = \mathrm{DispoEq}_t - \mathrm{DemaMaxPot}_t \]

\[ \mathrm{MargenPotPct}_t = \frac{ \mathrm{DispoEq}_t - \mathrm{DemaMaxPot}_t }{ \mathrm{DemaMaxPot}_t } \]

\(\mathrm{MargenPot}_t\) mide la holgura absoluta en MW. \(\mathrm{MargenPotPct}_t\) mide la holgura relativa frente a la demanda máxima. Este margen no reemplaza reservas operativas oficiales ni criterios de seguridad.

Demanda máxima, disponibilidad equivalente e índice de estrechez en 2026

Pie metodológico. El panel compara la demanda máxima oficial diaria con la disponibilidad real equivalente agregada. El índice IE se calcula como DemaMaxPot/DispoEq. El indicador mide presión de potencia diaria, no suficiencia energética mensual.

En el corte de 2026-06-30, el IE actual es 0,822. En el semáforo V7 este bloque queda en percentil de presión 95,4; en la reconstrucción diaria pura queda en percentil 96,6. Ese mismo día, DemaMaxPot fue 12.139 MW, DispoEq fue 14.765 MW y el margen diario equivalente fue 2.626 MW, equivalente a 21,6 % frente a la demanda máxima. La diferencia entre percentiles se reporta como trazabilidad metodológica: V7 hereda la tabla conservadora del semáforo, mientras esta apertura usa la reconstrucción diaria del diagnóstico.

El mayor IE de 2026 en la cobertura disponible ocurrió el 2026-06-24. Ese día DemaMaxPot fue 12.367 MW, DispoEq fue 14.598 MW, el margen fue 2.231 MW y el IE fue 0,847. La hora pico reconstruida con DemaReal horaria fue 19:00. La clasificación del diagnóstico señala como causa principal “Demanda máxima alta”: el percentil de DemaMaxPot fue 99,9, mientras la disponibilidad equivalente no aparece como presión baja extrema en ese evento.

Indicador	Fecha	Valor	Unidad	Lectura
IE actual	2026-06-30	0,822	ratio	Bloque rojo por presión histórica alta.
Percentil IE actual	2026-06-30	95,4 V7; 96,6 reconstruido	percentil	La reconstrucción diaria queda por encima de P95.
Día de mayor IE 2026	2026-06-24	0,847	ratio	Máximo IE de 2026 en la cobertura disponible.
DemaMaxPot del día máximo	2026-06-24	12.367	MW	Demanda máxima oficial diaria alta.
DispoEq del día máximo	2026-06-24	14.598	MW	Disponibilidad real diaria equivalente agregada.
MargenPot del día máximo	2026-06-24	2.231	MW	Holgura de 18,0 % frente a DemaMaxPot.
Hora pico reconstruida	2026-06-24	19:00	hora	Reconstruida con DemaReal horaria.
% días críticos con pico 19:00-21:00	IE >= P95	59,5	%	Concentración relevante en punta nocturna.
% días críticos con pico 18:00-22:00	IE >= P95	97,7	%	Casi todos los días críticos caen en la ventana ampliada.
Causa principal	2026-06-24	Demanda máxima alta	clasificación	El evento se explica principalmente por DemaMaxPot elevada.

Tabla fuente. La tabla compacta se guarda como tables/resumen_demanda_estrechez_v8.csv. Las cifras del texto redondean los valores verificados en las tablas del diagnóstico.

Perfil horario de demanda en días críticos de estrechez

Pie. Se comparan los perfiles horarios de demanda en días con IE elevado frente a días de referencia. La figura permite evaluar si la presión se concentra en la punta nocturna.

Distribución de la hora pico en días críticos

Pie. La hora pico se reconstruye con DemaReal horaria para los días críticos del índice. La concentración entre 18:00 y 22:00 indica que la señal de estrechez tiene expresión de potencia de punta.

Evento 2026-06-24: demanda máxima, disponibilidad equivalente, IE y margen

Pie metodológico. La ventana muestra 2026-06-17 a 2026-07-01, con datos disponibles hasta 2026-06-30. El 2026-06-24 se marca con línea vertical discreta. P90 y P95 corresponden a la distribución histórica diaria reconstruida del IE.

Limitación metodológica. Este diagnóstico identifica la hora de máxima demanda en días de alta estrechez, pero el denominador del índice sigue siendo disponibilidad diaria equivalente. Por tanto, permite ubicar cuándo ocurre el pico de demanda, pero no prueba todavía la estrechez horaria real del sistema. Para ello se requiere construir un índice horario con demanda y disponibilidad horaria simultáneas.

\[ \mathrm{IE}^{h}_{t,h} = \frac{ \mathrm{DemaReal}_{t,h} }{ \mathrm{DispoReal}_{t,h} } \]

Donde:

• \(\mathrm{DemaReal}_{t,h}\): demanda real en la hora \(h\) del día \(t\).
• \(\mathrm{DispoReal}_{t,h}\): disponibilidad real horaria en la misma hora.
• Este índice permitiría evaluar la franja 19:00-21:00 con mayor rigor.

Con la información actualmente usada, el cruce horario se limita a la demanda. La disponibilidad horaria debe auditarse o incorporarse en una siguiente capa.

Bloque B. Reserva hídrica

\[ RH_t = PorcVoluUtilDiar_t \]

Valores altos indican mayor stock de reserva hídrica; valores bajos indican menor amortiguador hídrico.

\[ P_{RH,t} = 100 \times [1 - F_{RH}(RH_t)] \]

Bloque C. Aportes hidrológicos

Para estimar la presión hidrológica reciente se usa el cociente entre aportes observados y media histórica comparable. La magnitud absoluta del aporte no es suficiente: un aporte de cierto nivel puede ser normal para un mes y bajo para otro. Al normalizar contra la media histórica se obtiene una señal relativa de déficit o excedente hidrológico.

Aporte relativo por río/sistema:

\[ \mathrm{AR}_{i,t} = \frac{ \mathrm{AporEner}_{i,t} }{ \mathrm{AporEnerMediHist}_{i,t} } \]

Agregado de 7 días:

\[ \mathrm{AR7}_t = \frac{ \sum_{d=t-6}^{t} \sum_i \mathrm{AporEner}_{i,d} }{ \sum_{d=t-6}^{t} \sum_i \mathrm{AporEnerMediHist}_{i,d} } \]

Reserva hídrica relativa:

\[ \mathrm{RH}_t = \mathrm{PorcVoluUtilDiar}_t \]

Presión por aportes relativos:

\[ P_{\mathrm{AR7},t} = 100 \times \left[ 1 - F_{\mathrm{AR7}}(\mathrm{AR7}_t) \right] \]

Proporción de ríos bajo media:

\[ \mathrm{RBM}_t = \frac{ \sum_i I_{i,t} }{ N_t } \]

donde:

\[ I_{i,t} = \begin{cases} 1, & \text{si } \mathrm{AR7}_{i,t} < 1 \\ 0, & \text{si } \mathrm{AR7}_{i,t} \geq 1 \end{cases} \]

Presión de aportes:

\[ P_{\mathrm{Aportes},t} = \frac{ P_{\mathrm{AR7},t} + P_{\mathrm{RBM},t} }{ 2 } \]

\(P_{\mathrm{Aportes}}\) no es porcentaje de agua. Es un score de presión hidrológica relativa entre 0 y 100, construido con percentiles históricos. Combina intensidad del déficit de aportes y extensión del deterioro entre ríos/sistemas con dato común.

Bloque D. Generación de seguridad

\[ GS_t = \frac{ GeneSeguridad_t }{ GeneTotal_t } \]

Valores altos pueden indicar mayor uso de generación asociada a seguridad o restricciones. No prueba riesgo de apagón ni causalidad.

\[ P_{GS,t} = 100 \times F_{GS}(GS_t) \]

Bloque E. Respaldo OEF / ENFICC / disponibilidad

Subindicador E1:

\[ R1_m = \frac{ OEF_m }{ D_m } \]

\[ P_{R1,m} = 100 \times [1 - F_{R1}(R1_m)] \]

Subindicador E2:

\[ R2_t = \frac{ DispEnerEq_t }{ OEF_t } \]

\[ P_{R2,t} = 100 \times [1 - F_{R2}(R2_t)] \]

Subindicador E3:

\[ R3_t = \frac{ DispEnerEq_t }{ ENFICC_t } \]

\[ P_{R3,t} = 100 \times [1 - F_{R3}(R3_t)] \]

\[ P_{Respaldo,t} = promedio\left( P_{R1}, P_{R2}, P_{R3} \right) \]

usando sólo los componentes con dato válido.

subindicador	indicador	formula	valor_actual	fecha_corte	percentil_presion	color	lectura
R1	OEF/demanda	OEF_m / D_m	1,061	2026-06	77,9	NARANJA	Cobertura energética regulatoria mensual; valor alto reduce presión.
R2	Disponibilidad/OEF	DispEnerEq_t / OEF_t	1,277	2026-07-17	97,5	ROJO	Holgura agregada entre disponibilidad equivalente y OEF; valor alto reduce presión.
R3	Disponibilidad/ENFICC	DispEnerEq_t / ENFICC_t	1,491	2026-07-17	47,7	AMARILLO	Contraste agregado con ENFICC desde cobertura local; valor alto reduce presión.

Score ejecutivo

\[ Score_t = \frac{ P_{IE,t} + P_{RH,t} + P_{Aportes,t} + P_{GS,t} + P_{Respaldo,t} }{5} \]

El score ejecutivo es un promedio simple de percentiles de presión. No es una probabilidad, no es un índice regulatorio oficial y no es una predicción; sirve para resumir señales de vigilancia. Calidad/cobertura se reporta aparte y no entra al promedio.

Figura 7. Semáforo exploratorio principal

Fórmula. \(Score_t = (P_{IE,t}+P_{RH,t}+P_{Aportes,t}+P_{GS,t}+P_{Respaldo,t})/5\).

Variables usadas. Cinco bloques físicos: demanda/estrechez, reserva, aportes, seguridad y respaldo.

Unidad. Score 0-100 en percentil de presión.

Agregación. Promedio simple de bloques con dato válido; calidad/cobertura se reporta aparte.

Fecha de corte. Fechas de corte heterogéneas por fuente, visibles en la tabla del semáforo.

Interpretación. Resume señales relativas de vigilancia frente a la historia disponible.

Qué se puede concluir. La lectura integrada es AMARILLO, con foco ROJO en demanda/estrechez.

Qué NO se puede concluir. No estima probabilidad de apagón, no predice racionamiento y no afirma causalidad.

Tabla compacta del semáforo

Bloque	Indicador	Valor actual	Percentil de presión	Color	Lectura
Demanda/estrechez	DemaMaxPot / DispoReal equivalente	0,822	95,4	ROJO	Presión alta frente a historia.
Reserva hídrica	PorcVoluUtilDiar	79,3 %	23,0	VERDE	Reserva agregada aún amortigua.
Aportes	Aportes/media histórica 7d y porcentaje de ríos bajo media	0,755	70,9	AMARILLO	Aportes por debajo de media histórica.
Generación de seguridad	GeneSeguridad/GeneTotal	13,6 %	13,8	VERDE	No hay señal crítica sistémica por seguridad en medición actual.
Respaldo OEF/ENFICC/disponibilidad	R1 OEF/demanda; R2 disponibilidad/OEF; R3 disponibilidad/ENFICC	R1 1,061; R2 1,277; R3 1,491	74,3	AMARILLO	Vigilancia intermedia sobre cobertura regulatoria y disponibilidad agregada.
Ejecutivo	Promedio de bloques físicos	55,5	55,5	AMARILLO	Vigilancia intermedia.

Conclusiones y frontera del análisis

La evidencia disponible no permite afirmar apagón ni racionamiento. La lectura integrada del semáforo es amarilla: una señal de vigilancia, no una predicción ni una clasificación regulatoria oficial. El principal foco rojo está en demanda/estrechez, porque la demanda máxima se ubica en una zona alta frente a la disponibilidad equivalente histórica.

La demanda ocurre sobre una base más alta que en Niños anteriores, incluyendo el Niño 2023-2024. Frente al último Niño 2023-2024, la demanda promedio de los meses completos de 2026 aumenta 5,9 %. Este cambio de escala importa porque obliga a leer la hidrología, la disponibilidad y el respaldo regulatorio sobre un sistema más exigente.

La reserva hídrica agregada aún amortigua, pero los aportes recientes justifican vigilancia. La lectura correcta es stock versus flujo: una reserva agregada verde no elimina una señal amarilla de aportes si el flujo de entrada permanece por debajo de la media histórica. OEF/demanda está por encima de 1, aunque eso representa cobertura energética regulatoria mensual, no potencia horaria. OEF y ENFICC son señales regulatorias de respaldo firme, pero deben cruzarse con disponibilidad real. Disponibilidad/OEF y disponibilidad/ENFICC están por encima de 1 en agregado, pero no sustituyen análisis por recurso.

La apertura del bloque Demanda/estrechez muestra que la señal roja del semáforo tiene naturaleza de potencia diaria. El mayor valor reciente del índice ocurrió el 24 de junio de 2026, con una demanda máxima de 12.367 MW, disponibilidad equivalente de 14.598 MW, margen de 2.231 MW y pico horario reconstruido a las 19:00. Además, los días críticos se concentran mayoritariamente en la franja 18:00-22:00. Esto refuerza que el análisis de riesgo no debe limitarse a energía mensual: debe incorporar potencia de punta, disponibilidad horaria, combustibles, restricciones y mantenimientos.

No se afirma apagón ni racionamiento. Se identifica una señal de vigilancia de potencia.

Falta cruzar disponibilidad horaria 19:00-21:00, combustibles, contratos de gas, transporte de gas, inventarios y logística de carbón, mantenimientos as-of, restricciones de red y exposición comercial por agente.

La lectura actual no es de crisis homogénea ni de tranquilidad plena. Es una señal de vigilancia amarilla: el sistema conserva amortiguadores agregados, pero opera con una demanda más alta, estrechez elevada frente a su historia y aportes que requieren seguimiento. La siguiente capa debe abrir el análisis por recurso, combustible y hora crítica.

Anexos

Anexo: diagnóstico de demanda/estrechez

Este anexo documenta la apertura del bloque Demanda/estrechez agregada en V8. Los CSV completos quedan en tables/ y no se renderizan completos en el PDF para evitar tablas extensas.

Archivos locales usados:

• tables/top_dias_estrechez_v1.csv: ranking diario por IE reconstruido; trazabilidad del máximo 2026 y top histórico.
• tables/top_dias_estrechez_con_hora_pico_v1.csv: ranking diario con hora pico reconstruida; validación de 19:00 y porcentajes de concentración.
• tables/ie_diario_reconstruido_v1.csv: serie diaria reconstruida de IE, DemaMaxPot, DispoEq y margen; cálculo de evento, P90/P95 y figura de ventana.
• tables/qa_demanda_estrechez_v1.csv: QA del diagnóstico base; control de fuentes, unidades, hora pico y limitaciones.

Ruta local resumida del diagnóstico. reports/riesgo_apagon_2026/diagnostico_demanda_estrechez_20260723_172505/.

Vista compacta de las primeras 10 filas del top histórico de días críticos:

Fecha	IE	DemaMaxPot MW	DispoEq MW	Margen MW	Hora pico	Causa principal
2015-10-06	1,097	10.038	9.150	-888	18:00	Combinación moderada
2015-10-08	1,073	9.826	9.159	-667	19:00	Combinación moderada
2015-10-07	1,063	9.960	9.368	-592	18:00	Combinación moderada
2015-10-02	1,060	9.615	9.067	-548	18:00	Disponibilidad equivalente baja
2015-10-01	1,030	9.612	9.332	-280	18:00	Disponibilidad equivalente baja
2015-10-03	1,018	9.011	8.850	-161	19:00	Disponibilidad equivalente baja
2015-10-05	1,014	9.818	9.682	-136	18:00	Combinación moderada
2015-10-09	1,004	9.825	9.787	-38	18:00	Combinación moderada
2015-09-29	0,983	9.930	10.105	175	18:00	Combinación moderada
2015-09-24	0,964	10.026	10.405	379	19:00	Combinación moderada

La vista compacta anterior se guarda como tables/top_dias_estrechez_anexo_v8.csv. El diagnóstico de hora pico se basa en DemaReal horaria; no contiene disponibilidad horaria simultánea.

Anexo histórico hidrológico V7

La figura siguiente deja la inspección diaria suavizada que no se incluye en el cuerpo para evitar saturación visual. La lectura sigue siendo agregada SIN y no reemplaza análisis por embalse, río o región.

Fuente local. curated hydro latest. Agregación. Media móvil de 30 días sobre reserva y AR7. Limitación. Enero de 2000 en la serie de reserva local supera 100 %; se conserva en cobertura y se excluye de esta figura.

La figura V2 original se conserva en el paquete como insumo visual recuperado:

Anexo A. Prueba de sensibilidad del semáforo

La sensibilidad se deja sólo en anexo. Compara el score ejecutivo con el bloque de respaldo y sin ese bloque; en ambos casos la clasificación permanece AMARILLO.

Fórmula. Sensibilidad = comparación entre \(Score_t\) con cinco bloques y promedio de los cuatro bloques físicos no regulatorios.

Qué se puede concluir. La clasificación integrada no depende exclusivamente del componente OEF/ENFICC/disponibilidad.

Qué NO se puede concluir. No prueba suficiencia física ni descarta análisis por recurso.

Anexo B. Ratios principales

ratio	formula	interpretacion	conclusion_actual
OEF/demanda	OEF mensual / Demanda mensual	Cuánta obligación de energía firme existe frente a demanda observada.	Promedio ventana actual 1,07; junio cerrado 2026 1,061.
OEF/ENFICC	OEF mensual / ENFICC mensual	Qué tan cercanas están las obligaciones a la energía firme reconocida.	Actual 1,08; cerca de 1 y requiere seguimiento por recurso.
Disponibilidad/OEF	Energía disponible equivalente / OEF	Colchón operativo agregado frente a obligaciones.	Actual 1,45; por encima de 1, con reducción frente a ventanas previas.
Disponibilidad/ENFICC	Energía disponible equivalente / ENFICC	Disponibilidad real equivalente frente a energía firme reconocida.	Actual 1,59; sobre 2023-2024 y bajo 2018-2019.
IE	DemaMaxPot / DispoReal equivalente	Presión de demanda máxima frente a disponibilidad equivalente.	Actual 0,822 al 2026-06-30; zona alta histórica.
Demanda 2026 vs Niño 2023-2024	100 x (DemandaProm_2026 / DemandaProm_Niño_2023_2024 - 1)	Cambio de base de demanda frente al último Niño.	5,9 %.
Junio 2026 vs Niño 2023-2024	100 x (DemandaJunio2026 / DemandaProm_Niño_2023_2024 - 1)	Lectura puntual del último mes completo frente al último Niño.	6,8 %.

Anexo C. Ventanas Niño

ventana	OEF_demanda	disp_OEF	disp_ENFICC	estrechez	reserva	aportes	cobertura
Niño 2009-2010	1,035	1,672	sin cobertura	0,769	59,7 %	0,749	ENFICC s/c; demás indicadores observados
Niño 2014-2016	1,073	1,522	sin cobertura	0,747	60,6 %	0,801	ENFICC s/c; demás indicadores observados
Niño 2018-2019	1,156	1,466	1,778	0,705	64,4 %	0,886	con cobertura
Niño 2023-2024	1,093	1,449	1,460	0,729	62,2 %	0,692	con cobertura
Ventana actual 2026 (parcial)	1,072	1,454	1,592	0,727	71,2 %	1,093	con cobertura

Anexo D. Diccionario ampliado

DemaReal / DemaSIN

• Nombre largo. Demanda real del SIN
• Fuente / métrica local. dema_sin_sistema_daily
• Definición regulatoria o técnica. Demanda atendida agregada del sistema.
• Qué mide. Energía consumida/atendida
• Qué reporta. GWh/mes en figuras
• Qué NO mide. Demanda no atendida
• Unidad. kWh/GWh
• Resolución original. diaria
• Agregación usada. suma mensual
• Fórmula asociada. D_m = suma diaria
• Interpretación práctica. Presión energética
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con demanda futura
• Limitación de cobertura. Últimos datos completos según fuente local

DemaMaxPot

• Nombre largo. Demanda máxima de potencia
• Fuente / métrica local. dema_max_pot_sistema_daily
• Definición regulatoria o técnica. Pico oficial diario.
• Qué mide. Potencia máxima diaria
• Qué reporta. Valor diario
• Qué NO mide. Energía mensual
• Unidad. kW/MW
• Resolución original. diaria
• Agregación usada. valor diario
• Fórmula asociada. IE = Dmax/DispEq
• Interpretación práctica. Presión de punta
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con energía
• Limitación de cobertura. Corte 2026-06-30 en indicador

DispoReal

• Nombre largo. Disponibilidad real
• Fuente / métrica local. dispo_real_recurso_daily
• Definición regulatoria o técnica. Disponibilidad operativa observada.
• Qué mide. Disponibilidad física
• Qué reporta. Energía disponible equivalente
• Qué NO mide. OEF/ENFICC/combustible
• Unidad. kWh/día o MW eq.
• Resolución original. recurso/día
• Agregación usada. suma SIN
• Fórmula asociada. DispEnerEq = DispMWProm x 24
• Interpretación práctica. Holgura agregada
• Riesgo de mala interpretación. Usarla como cumplimiento por recurso
• Limitación de cobertura. No está filtrada sólo a recursos con OEF

CapEfecNeta

• Nombre largo. Capacidad efectiva neta
• Fuente / métrica local. catálogo/recurso local si aplica
• Definición regulatoria o técnica. Parámetro técnico de capacidad.
• Qué mide. Capacidad técnica
• Qué reporta. Contexto
• Qué NO mide. Energía firme reconocida
• Unidad. MW
• Resolución original. recurso
• Agregación usada. no agregada en score
• Fórmula asociada. No aplica
• Interpretación práctica. Referencia técnica
• Riesgo de mala interpretación. Equiparar a ENFICC
• Limitación de cobertura. Pendiente de cruce completo

Gene

• Nombre largo. Generación
• Fuente / métrica local. gene_sistema_daily
• Definición regulatoria o técnica. Energía producida.
• Qué mide. Producción real
• Qué reporta. Denominador GS
• Qué NO mide. Disponibilidad no despachada
• Unidad. kWh/GWh
• Resolución original. horaria/diaria
• Agregación usada. suma diaria
• Fórmula asociada. GS = GeneSeguridad/GeneTotal
• Interpretación práctica. Qué se generó
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con obligación
• Limitación de cobertura. Cobertura local disponible

GeneSeguridad

• Nombre largo. Generación de seguridad
• Fuente / métrica local. gene_seguridad_recurso_hourly
• Definición regulatoria o técnica. Generación asociada a seguridad/restricciones.
• Qué mide. Señal operativa
• Qué reporta. Share sobre Gene
• Qué NO mide. Causalidad o riesgo físico automático
• Unidad. kWh/GWh
• Resolución original. horaria/diaria
• Agregación usada. suma diaria
• Fórmula asociada. GS = GeneSeguridad/GeneTotal
• Interpretación práctica. Uso de seguridad
• Riesgo de mala interpretación. Sobrerreaccionar a una señal aislada
• Limitación de cobertura. Corte según fuente local

OEF / ObligEnerFirme

• Nombre largo. Obligación de Energía Firme
• Fuente / métrica local. oblig_ener_firme_recurso_daily
• Definición regulatoria o técnica. Compromiso regulatorio de respaldo.
• Qué mide. Obligación asignada
• Qué reporta. OEF/demanda y respaldo
• Qué NO mide. Disponibilidad real
• Unidad. kWh/día, GWh/mes
• Resolución original. recurso/día
• Agregación usada. suma mensual o diaria
• Fórmula asociada. R1 = OEF_m/D_m
• Interpretación práctica. Respaldo obligado
• Riesgo de mala interpretación. Tratarla como potencia horaria
• Limitación de cobertura. No usar 306c67 como agregado mensual

ENFICC

• Nombre largo. Energía Firme para CxC
• Fuente / métrica local. enficc_recurso_latest
• Definición regulatoria o técnica. Energía firme reconocida/verificable.
• Qué mide. Respaldo firme reconocido
• Qué reporta. Contraste frente a OEF y disponibilidad
• Qué NO mide. Generación real o despacho
• Unidad. kWh/día, GWh/mes
• Resolución original. recurso/día
• Agregación usada. suma según cobertura
• Fórmula asociada. R3 = DispEnerEq/ENFICC
• Interpretación práctica. Energía firme reconocida
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con capacidad instalada
• Limitación de cobertura. Cobertura local desde 2018-12

306c67

• Nombre largo. Fuente de trazabilidad
• Fuente / métrica local. asignaciones por planta/recurso
• Definición regulatoria o técnica. Trazabilidad de asignación.
• Qué mide. Origen y auditoría
• Qué reporta. Control de consistencia
• Qué NO mide. OEF mensual agregada
• Unidad. según fuente
• Resolución original. planta/recurso
• Agregación usada. no se agrega como OEF mensual
• Fórmula asociada. No aplica
• Interpretación práctica. Rastro de fuente
• Riesgo de mala interpretación. Usarla como serie OEF mensual
• Limitación de cobertura. Sólo trazabilidad

AporEner

• Nombre largo. Aportes en energía
• Fuente / métrica local. aportes_ener_sistema_daily
• Definición regulatoria o técnica. Entrada hidrológica observada.
• Qué mide. Aporte observado
• Qué reporta. AR7
• Qué NO mide. Stock embalsado
• Unidad. kWh/día
• Resolución original. sistema/día
• Agregación usada. acumulado 7 días
• Fórmula asociada. AR=AporEner/AporEnerMediHist
• Interpretación práctica. Intensidad hídrica
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con reserva
• Limitación de cobertura. Cobertura local

AporEnerMediHist

• Nombre largo. Media histórica de aportes
• Fuente / métrica local. apor_ener_medi_hist_daily
• Definición regulatoria o técnica. Referencia histórica comparable.
• Qué mide. Normalidad hidrológica
• Qué reporta. Denominador AR7
• Qué NO mide. Pronóstico
• Unidad. kWh/día
• Resolución original. sistema/día
• Agregación usada. acumulado 7 días
• Fórmula asociada. AR7 observado/histórico
• Interpretación práctica. Referencia de déficit
• Riesgo de mala interpretación. Usarla como predicción
• Limitación de cobertura. Cobertura local

PorcVoluUtilDiar

• Nombre largo. Porcentaje de volumen útil
• Fuente / métrica local. porc_volu_util_sistema_daily
• Definición regulatoria o técnica. Reserva hídrica relativa.
• Qué mide. Stock relativo
• Qué reporta. Bloque reserva
• Qué NO mide. Aportes futuros
• Unidad. %
• Resolución original. diaria
• Agregación usada. valor diario/promedio ventana
• Fórmula asociada. RH=PorcVoluUtilDiar
• Interpretación práctica. Amortiguador hídrico
• Riesgo de mala interpretación. Confundir stock con entradas
• Limitación de cobertura. Cobertura local

VoluUtilDiarEner

• Nombre largo. Volumen útil en energía
• Fuente / métrica local. hidro local si aplica
• Definición regulatoria o técnica. Stock hídrico expresado como energía.
• Qué mide. Reserva energética
• Qué reporta. Contexto
• Qué NO mide. Disponibilidad térmica
• Unidad. kWh/GWh
• Resolución original. diaria
• Agregación usada. no entra al score V6
• Fórmula asociada. No aplica
• Interpretación práctica. Stock embalsado
• Riesgo de mala interpretación. Confundir con aportes
• Limitación de cobertura. Pendiente de integración visual

Precio de bolsa

• Nombre largo. Precio spot
• Fuente / métrica local. precio_bolsa local si aparece
• Definición regulatoria o técnica. Señal del mercado spot.
• Qué mide. Precio de mercado
• Qué reporta. Contexto comercial
• Qué NO mide. Disponibilidad física
• Unidad. COP/kWh
• Resolución original. horaria/diaria
• Agregación usada. no entra al score
• Fórmula asociada. No aplica
• Interpretación práctica. Tensión comercial
• Riesgo de mala interpretación. Confundir precio con riesgo físico
• Limitación de cobertura. No se calcula exposición en V6

Precio de escasez

• Nombre largo. Umbral de escasez
• Fuente / métrica local. precio_escasez local si aparece
• Definición regulatoria o técnica. Umbral regulatorio de condición crítica.
• Qué mide. Activador comercial asociado a OEF
• Qué reporta. Contexto Cargo por Confiabilidad
• Qué NO mide. Generación real
• Unidad. COP/kWh
• Resolución original. vigencia regulatoria
• Agregación usada. no entra al score
• Fórmula asociada. Precio bolsa > precio escasez
• Interpretación práctica. Condición comercial crítica
• Riesgo de mala interpretación. Usarlo sin vigencia aplicable
• Limitación de cobertura. No se liquida exposición en V6

Mantenimientos as-of

• Nombre largo. Mantenimientos vigentes
• Fuente / métrica local. pendiente cruce as-of
• Definición regulatoria o técnica. Estado de indisponibilidades a una fecha.
• Qué mide. Restricción operativa por recurso
• Qué reporta. Frontera del análisis
• Qué NO mide. Disponibilidad horaria final
• Unidad. MW/estado
• Resolución original. recurso/hora/día
• Agregación usada. pendiente
• Fórmula asociada. No aplica
• Interpretación práctica. Capa necesaria
• Riesgo de mala interpretación. Ignorar fecha de corte
• Limitación de cobertura. Pendiente metodológico

Anexo E. Trazabilidad de archivos

Las rutas completas permanecen en los CSV de tables/; aquí se presenta una vista compacta para no saturar el PDF.

Artefacto	Archivo	Variables	Unidad	Método
Figura 1	demanda_mensual_ventanas_nino_v6.png	DemaSIN diaria	GWh/mes	Mes completo; julio 2026 excluido
Figura 2	demanda_oef_enficc_mensual_v6.png	DemaSIN, ObligEnerFirme, ENFICC	GWh/mes	Series mensuales auditadas; ENFICC sólo desde cobertura local
Figura 3	oef_demanda_ventanas_nino_v6.png	OEF/demanda	ratio	Promedio mensual por ventana; 2026 marcado parcial
Figura 4	disponibilidad_oef_ventanas_nino_v6.png	DispoReal total SIN / OEF	ratio	Disponibilidad equivalente = DispoReal MW promedio x horas
Figura 5	disponibilidad_enficc_ventanas_nino_v6.png	DispoReal total SIN / ENFICC	ratio	Sin imputación antes de 2018-12
Figura 6	estrechez_historica_reconstruida_v6.png	DemaMaxPot / DispoReal equivalente	ratio	Media móvil 30 días, percentil 95, máximo y valor actual
Figura 7	semaforo_exploratorio_v6.png	Bloques exploratorios	score 0-100	Versión principal con OEF auditada
Anexo sensibilidad	semaforo_sensibilidad_sin_oef_v6.png	Score con y sin bloque OEF	score 0-100	Prueba de sensibilidad; no aparece en cuerpo principal
Apertura demanda V8	ie_demanda_disponibilidad_2026_v1.png	DemaMaxPot, DispoEq, IE	MW / ratio	Diagnóstico demanda/estrechez con corte DemaMaxPot 2026-06-30
Perfil horario V8	perfil_horario_dias_criticos_ie_v1.png	DemaReal horaria	MW horario reconstruido	Cruce de días IE alto con demanda horaria
Hora pico V8	histograma_hora_pico_dias_criticos_v1.png	Hora pico reconstruida	hora	Distribución en días IE >= P95
Evento 2026-06-24 V8	evento_estrechez_20260624_ventana_v1.png	DemaMaxPot, DispoEq, IE, MargenPot	MW / ratio	Ventana 2026-06-17 a 2026-07-01; sin imputar datos posteriores al corte

Anexo F. Archivos generados

artefacto	archivo_o_carpeta
QMD	documento_tecnico_riesgo_sistema_v8_demanda_estrechez.qmd
HTML	documento_tecnico_riesgo_sistema_v8_demanda_estrechez.html
PDF	documento_tecnico_riesgo_sistema_v8_demanda_estrechez.pdf
README	README_documento_tecnico_v8_demanda_estrechez.md
QA	qa_documento_tecnico_v8_demanda_estrechez.csv
Narrativa	narrativa_ejecutiva_reunion_v8.txt
Tablas	tables/
Figuras	figures/
Espejo outputs	outputs/riesgo_apagon_2026/documento_tecnico_v8_demanda_estrechez_20260723_181653/