Las sensibilidades consideradas en los análisis generadas en las fechas de entrada en operación del proyecto Hidroeléctrico obedecen a escenarios propios de XM y no a información oficial de EPM. Los demás supuestos empleados, son tomados de la UPME e información  reportada por los agentes a XM.

Los resultados aquí presentados, pretenden evaluar los riesgos  sobre la atención de demanda dada la incertidumbre actual sobre la entrada del proyecto, los cuales  se estarán reevaluando periódicamente y una vez conocida la información oficial

Basados en las prioridades de EPM en el desarrollo del proyecto: 1. Proteger comunidades 2. Salvar proyecto 3. Ajustar cronograma , Informadas en reunión CNO 535 , se corrieron escenariosASÍ:

Mediano plazo:

Horizonte: 2 años
Se considera inicio entrada de Ituango 01/12/2019 ó sin la entrada de Ituang y sólo proyectos con OEF.
Escenario hidrológico: El escenario de SH Esperado / SH Contingencia / e hidrología 2014 -2016
Demanda UPME Abr/18: media / alta

​Largo Plazo:

Horizonte: 6 años
No se considera la entrada de Ituango
Solo proyectos con OEF
Simulación estocástica 100 series
Demanda UPME Abr/18: media

ENFICC

En caso que la ENFICC verificada de la vigencia 2018 -2019 permanezca en el horizonte de análisis, la ENFICC de plantas existentes y nuevas con asignación de OEF, seria superior al escenario de demanda media de la UPME hasta agosto de 2022, y al escenario de demanda alta de la UPME hasta marzo del mismo año.

Análisis de Mediano Plazo:

• Con pronósticos de demanda media indicados por  UPME en la revisión de abril 2018 los supuestos hidrológicos considerados en este estudio y demás información suministrada por los agentes, en el horizonte dos años no se evidencian incumplimientos a los criterios de  calidad y confiabilidad establecidos por la reglamentación vigente, ante los escenarios analizados.
• Bajo el escenario  hidrológico esperado y la sensibilidad de la no entrada de Ituango en el horizonte se tienen requerimientos de generación térmica promedio de 35 GWh -día,día, en el  verano del año año2018 – 2019 .
• Bajo el escenario hidrológico de contingencia se tienen requerimientos de generación térmica promedio de 45 GWh día durante el horizonte de análisis  (2 años). 
• Bajo el escenario hidrológico de 2014-2016 se  tienen requerimientos de generación térmica promedio de 55 GWh -día durante todo el horizonte de análisis.
• Ante la incertidumbre en la variable hidrológica estos requerimientos de generación térmicano corresponden  a la respuesta natural del mercado, la cual responde frente a esta variable de forma menos anticipativa.

Análisis Energético LP:

• Para año 2022 se observa déficit en marzo y abril (1caso de 100 que supera el VEREC,  bajo el escenario de no contar con Ituango y sin incremento del parque de generación .Adicionalmente, existen otros casos que presentan déficit para marzo 2023  y marzo 2024 .
• En el horizonte de 6 años bajo los supuestos considerados,se observa una generación térmica promedio de los 100  casos considerados cercana a 50 GWh -día durante todo el horizonte.
• Ante la incertidumbre en la variable hidrológica estos  requerimientos de generación térmica no corresponden a la respuesta natural del mercado la cual responde frente a esta variable de forma menos  anticipativa.

Análisis Eléctrico:

• No considerar la entrada de la central de generación Ituango, es perder un elemento de control a restricciones de la red.
• Requerimientos de unidades para el control de tensión.
• Atrapamientos en generación del área Antioquia en escenarios de demanda mínima, y alta generación (incluyendo menores).
• Bajo el escenario de la no entrada en operación de la Central Ituango, deben realizarse estudios para la efectividad de la red definida como objetivo de 500 kV.

RECOMENDACIONES XM:

El CNO recomienda enviar​ una comunicación a MINMINAS con el análisis realizado y las principales recomendaciones presentadas incluyendo el tema de importaciones de Ecuador y el analisis de potencia para aquellos escenarios donde el embalse alcanza niveles bajos.