| Publicada en la WEB CREG el: | martes, 27 de octubre de 2026 |
| Comentarios hasta el: | miercoles, 11 de noviembre de 2026 |
| Favor Dirigir los Comentarios a: | creg@creg.gov.co - Directora ejecutiva |
PROYECTO DE RESOLUCIÓN N.º 701 156 DE 2026
(22 OCT. 2026)
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1507 del 22 de octubre de 2026, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de diez (10) días hábiles contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG, en aplicación de lo dispuesto en el Decreto 05 de 2025.
Se invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás interesados a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido, mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co, con asunto: «Comentarios sobre la Resolución CREG 701 156 de 2026».
En el Documento CREG 901 449 de 2026, que acompaña la presente resolución, se exponen los análisis y la justificación de la propuesta regulatoria que se somete al proceso de consulta pública.
Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, artículo 2.2.2.30.5.
PROYECTO DE RESOLUCIÓN
Por la cual se establece el Estatuto de Racionamiento como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN)
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de las facultades legales conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y por los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015.
CONSIDERANDO QUE:
Por mandato del artículo 334 de la Constitución Política corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, por disposición de la ley, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía en un marco de sostenibilidad fiscal, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano.
El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.
De conformidad con la Ley 142 de 1994, artículo 3 numeral 3, la regulación de los servicios públicos es una forma de intervención del Estado en la economía.
La función de la regulación está orientada no solo a corregir fallas del mercado sino a desarrollar los fines esenciales de los servicios públicos.
Los servicios públicos hacen parte de la cláusula del Estado Social de Derecho.
Es un fin de la regulación, garantizar la debida prestación de los servicios públicos, en el caso en concreto del servicio de energía eléctrica de manera confiable y continua.
Según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios.
La ley 142 de 1994, artículo 74, también le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.
Según la Ley 143 de 1994, artículo 4, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.
El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio, para lo cual, deberá promover la competencia y crear y preservar las condiciones que la hagan posible.
Para el cumplimiento del anterior objetivo, el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, le atribuyó a la CREG, entre otras, las siguientes funciones:
§ Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.
§ Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.
§ Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.
§ Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.
Que el artículo 88 de la Ley 143 de 1994 define que cuando el país se vea abocado a ejecutar un racionamiento de energía eléctrica, ya sea por limitaciones técnicas o catástrofe natural este se llevará a cabo siguiendo los lineamientos trazados por el estatuto de racionamiento que con tal fin establecerá la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Este estatuto debe estar inspirado en los principios de solidaridad y equidad para que todas las regiones atendidas por el sistema interconectado nacional participen en la distribución nacional del déficit energético
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) definió el estatuto de racionamiento mediante Resolución CREG 119 de 1998 como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). En dicho reglamento es el Ministro de Minas y Energía el que toma la decisión a que hubiere lugar sobre la declaración de un racionamiento programado.
Así mismo la CREG definió el Código de Redes mediante Resolución CREG 025 de 1995 como parte del Reglamento de Operación del SIN. En el planeamiento operativo eléctrico de corto plazo del Código de Operación parte del Código de Redes se tienen lineamientos para definir guías de operación de equipos en régimen de sobrecarga, guías de racionamiento programado por razones de seguridad y sobre mantenimientos de equipos de generación y transmisión del SIN:
(…) 2.2 PLANEAMIENTO OPERATIVO ELÉCTRICO.
El objetivo del planeamiento de la operación eléctrica es garantizar que la operación integrada de los recursos de generación y transmisión cubra la demanda de potencia y energía del SIN con una adecuada confiabilidad, calidad y seguridad. Se emplean programas convencionales de flujo de cargas, estabilidad, corto circuito y programas específicos de acuerdo con las necesidades. (…)
(…) 2.2.3 FUNCIONES.
El Planeamiento Operativo Eléctrico se ha dividido en cuatro etapas denominadas Largo, Mediano, Corto y muy Corto Plazo. En cada una de las etapas se efectúa análisis de estado estacionario, transitorio y dinámico. Para el análisis de estado estacionario se utiliza el programa de flujo de cargas convencional y el programa de flujo de cargas óptimo. Este último se utiliza particularmente para establecer los taps de referencia y los voltajes objetivo en las unidades de generación. (…)
(…) 2.2.3.2 CORTO PLAZO.
El objetivo es planear en el horizonte de una semana con resolución diaria y en el horizonte de 24 horas con resolución horaria, la operación eléctrica del SIN para suplir la demanda con los criterios de calidad y seguridad definidos en Numeral 2.2.2.
Mediante evaluaciones de estado estacionario, transitorio y dinámico ante fallas se realizan las siguientes funciones:
- Realizar el análisis eléctrico del plan integrado de mantenimiento de equipos de generación y transmisión del SIN. Para cada caso se deben revaluar los límites de transferencia, las generaciones mínimas de seguridad de las áreas operativas afectadas y los voltajes objetivo en la red de transmisión, en la nueva condición del sistema.
- Definir guías de operación de equipos en régimen de sobrecarga.
- Fijar políticas de operación de taps de transformadores a nivel horario.
- Definir estrategias para control de voltaje.
- Definir guías de racionamiento programado por razones de seguridad.
- Recomendar ajustes por razones eléctricas al Despacho Económico horario (…)
Adicionalmente, el planeamiento operativo, el despacho económico y la operación en tiempo real en el Código de operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995, contiene lineamientos adicionales sobre el programa de mantenimientos:
(…) 2.2.3.1 largo plazo y mediano plazo (…) (…) El objetivo es planear en el Largo Plazo con un horizonte de cinco (5) años y resolución semestral y en el Mediano Plazo con un horizonte de (1) un año y resolución trimestral, la operación eléctrica del SIN para suplir la demanda con los criterios de calidad y seguridad definidos en el Numeral "2.2.2. Criterios Generales".
Mediante evaluaciones de estado estacionario, transitorio y dinámico ante fallas se deben establecer: (…) (…) Análisis de mantenimientos de equipos de generación y transmisión del SIN (…)
(…) 2.2.3.2.1 pronósticos de generación de corto plazo (…) (…) El CND elaborará los pronósticos indicativos de producción de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, con resolución horaria para la semana (lunes a domingo) siguiente a la de operación. Estos pronósticos serán usados en los estudios energéticos y eléctricos de corto plazo y coordinación de mantenimientos. Esta información no será publicada (…)
(…) 3. Despacho Económico Horario (…) (…) Declaración de Mantenimiento y/o Desconexiónes de Red (…) (…) Se deben considerar los mantenimientos y/o desconexiones de los equipos del STN, las Interconexiones Internacionales de Nivel IV o superior, los Activos de Conexión al STN y los equipos de los STR y/o SDL que sean considerados de Consignación Nacional. El programa de mantenimientos y/o desconexiones será aquel que se encuentre consignado y aprobado por el CND en el sistema de información descrito en el Numeral 2.1.1.4, incluidas las Consignaciones de Emergencia. (…)
(…) 5. coordinación, supervisión y control de la operación del SIN (…)
(…) 5.1 criterios generales (…) (…) - Los criterios utilizados para la programación de mantenimientos en equipos de las redes de transmisión son los siguientes:
- Reducir el impacto sobre la operación del SIN.
- Los mantenimientos en equipos del SIN no deben ocasionar, en lo posible, desconexión de carga (…)
(…) 5.5 coordinación de consignación de equipos.
5.5.1 consignación de equipos
Cualquier intervención sobre los equipos listados a continuación, por su incidencia en la confiabilidad del SIN, debe ser considerada como Consignación Nacional:
- Los sistemas de recierres de líneas del STN.
- Los reactores de línea, barras y terciarios asociados a la red del STN.
- Las protecciones y sistemas de control y disparo asociados a generadores despachados centralmente.
- Los sistemas de Telecomunicaciones del CND.
- Las líneas de Interconexión Internacionales de nivel de tensión igual o superior al IV.
- Los equipos de STR y/o SDL que a criterio del CND se requieran.
- Los componentes del sistema de Supervisión y Control del CND.
- Los sistemas de telecomunicaciones que afectan el recibo de datos operativos en el CND o teleprotecciones de circuitos de la red del STN.
Durante la Consignación, el equipo se considera indisponible y queda bajo la completa responsabilidad de la empresa correspondiente. El jefe de trabajos en sitio es el responsable de la seguridad física de las personas y los equipos a intervenir. Las Consignaciones Nacionales son estudiadas y aprobadas por el CND. Los mantenimientos de cualquier generador despachado centralmente son considerados como Consignación Nacional (…)
Que mediante la Resolución CREG 011 de 2009 se establecen la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). En esta metodología se definen las reglas de las indisponibilidades, de mantenimientos y coordinación de consignaciones, energía no suministrada y como influyen en la remuneración de los agentes.
Que mediante la Resolución CREG 015 de 2018 se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). En esta metodología se definen las reglas de las indisponibilidades, eventos, energía no suministrada, mantenimientos y coordinación de consignaciones y como influyen en la remuneración de los agentes.
El Consejo Nacional de Operación (C.N.O.), mediante radicados CREG E2026007550, E2026009936 y E2026013566, entre otros, sugiere:
(…) se solicita de manera urgente a la CREG y MINENERGÍA la modificación del Estatuto de Racionamiento, Resolución CREG 119 de 1998, en la que se contemple de manera específica y clara la causal y el procedimiento aplicable al racionamiento de demanda, que por agotamiento de red se está presentando en el área Caribe, lo cual además debe permitir al CND coordinar con los Operadores de Red del área la planeación y ejecución del racionamiento en el área afectada
(…)
(…) Debido a las implicaciones prácticas y técnicas que conllevaría la ejecución de maniobras requeridas y la participación mayoritaria del comercializador incumbente, se solicita la modificación en el Estatuto de Racionamiento, la delegación de la responsabilidad de la coordinación e implementación del racionamiento programado en los operadores de red y no en los comercializadores (…)
(…) Revisar la viabilidad de la ejecución de un racionamiento por tensión como lo establece el parágrafo del artículo 8 de la resolución CREG 119 de 1998 “Racionamientos iguales o inferiores a 1.5%, serán manejados operativamente afectando el voltaje de suministro de electricidad en el SIN”. Lo anterior considerando las implicaciones operativas desde el punto de vista de confiabilidad y seguridad del sistema y calidad del servicio al usuario final (…)
(…) en el marco del Comité de Distribución-CD del Consejo, se acordó construir un protocolo de pruebas para validar la efectividad de un mecanismo Conservation Voltage Reduction-CVR, ello para establecer la capacidad que tienes los distribuidores para reducir la tensión de operación, y de esta manera disminuir la corriente y la potencia activa en los Sistemas de Distribución Local-SDL (…)
El Centro Nacional de Despacho (CND), mediante radicados CREG E2026012357 y E2026012508, envía propuesta de armonización y modificación del estatuto de racionamiento actual para su aplicación conforme al Reglamento de Operación vigente.
Mediante Resolución CREG 101 127 de 2026 se adoptan medidas transitorias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica ante el fenómeno de El Niño 2026-2027, la cual suspende temporalmente la aplicación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento (ESRD) contenido en la Resolución CREG 026 de 2014. Que, en todo caso, la Resolución CREG 026 de 2014 define que cuando el sistema se encuentre en situación de racionamiento programado no se aplicará el ESRD.
A partir de todo lo anterior, la Comisión considera adecuado tener en regulación independiente la actualización del estatuto de racionamiento por razones de fallas (eventos) en generación y activos de uso o por déficit energético y los procedimientos para planear la operación del sistema ante el agotamiento de activos de red. En el documento soporte que acompaña la presente resolución, se exponen los análisis y la justificación de la propuesta regulatoria.
En consecuencia,
RESUELVE:
Artículo 1. Objeto. Establecer los procedimientos para la declaración de un racionamiento de emergencia y un racionamiento programado en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Artículo 2. Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a:
a) Los agentes económicos que prestan el servicio de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN),
b) Los agentes económicos que prestan el servicio de energía eléctrica en Sistema de Transmisión Regional (STR),
c) Los agentes económicos que prestan el servicio de energía eléctrica en el Sistema de Distribución Local (SDL),
d) Los agentes comercializadores y generadores que operan en el STN, STR o SDL, y los usuarios del SIN,
e) El Comité Asesor de Comercialización (CAC), el Centro Nacional de Despacho, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) y el Consejo Nacional de Operación (C.N.O.).
Artículo 3. Definiciones. Para la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución se deberán tener en cuenta las siguientes definiciones, además de las establecidas en la regulación vigente:
Demanda Desconectable. Corresponde con la demanda de energía de un Mercado de Comercialización de los que se definen en esta resolución, que considera el consumo de los usuarios conectados a circuitos eléctricamente desconectables, que por la actividad que desarrollan pueden experimentar suspensiones en el servicio de suministro de electricidad en situaciones de Racionamiento Programado o Limitación de Suministro.
Demanda No Desconectable. Corresponde a la demanda de energía de un Mercado de Comercialización de los que se definen en esta resolución, que considera el consumo de los usuarios o instalaciones que por la actividad que desarrollan no podrán experimentar suspensiones en el suministro de electricidad en situaciones de Racionamiento Programado o Limitación de Suministro, incluidos los usuarios y bienes constitucionalmente protegidos de acuerdo con la jurisprudencia de la Honorable Corte Constitucional.
Demanda Máxima Atendible. Corresponde a la demanda de potencia máxima que se puede atender en el SIN o en una porción de este con los recursos disponibles de generación y de red considerando los parámetros declarados al CND por el operador o representante de los activos.
Mercado de Comercialización. Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo STR y/o SDL, servido por un mismo Operador de Red (OR), así como los usuarios conectados a activos de un Transmisor Regional (TR) que se encuentran dentro la misma área. Para el caso de los Usuarios conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional (STN) corresponderá a cada usuario representado por el comercializador que lo atiende.
Operador de red de STR y SDL (OR). Definición de que trata la Resolución CREG 015 de 2018.
Racionamiento de Emergencia. Déficit para atención de la demanda esperada del SIN con cobertura local, regional o nacional, causada por fallas de generación o fallas de activos de uso, que la duración sea menor a 15 días.
Racionamiento Programado: Déficit para la atención de la demanda esperada del SIN con cobertura regional o nacional, cuando los análisis y conceptos del CND y C.N.O. prevean que la generación esperada disponible será menor a la demanda esperada o cuando un racionamiento de emergencia sea prevea de duración mayor o igual a 15 días.
Semana s. Es la semana calendario en la cual se aplica un racionamiento programado.
Semana s-1. Es la semana calendario en la cual se prepara y se realiza la planeación de un racionamiento programado.
Transmisor Nacional (TN). Definición de que trata la Resolución CREG 011 de 2009.
Transmisor regional (TR). Definición de que trata la Resolución CREG 015 de 2018.
Artículo 4. Declaración de racionamiento programado. El proceso de declaración de un Racionamiento Programado se iniciará cuando tenga ocurrencia una de las siguientes situaciones:
En este caso el CND junto con el C.N.O. deberán evaluar la situación y establecer si la emergencia afectará o continuará afectando la atención de la demanda por un período superior a los quince (15) días.
En cualquiera de los casos anteriores, se deberá seguir el siguiente procedimiento:
1. El CND emitirá un concepto con recomendaciones específicas sobre la Magnitud a Racionar (MR) en porcentaje y en energía (MRE), la duración y fecha de inicio aproximada del racionamiento.
Luego, en los siguientes dos (2) días calendario después de recibido el concepto del CND, el Presidente del C.N.O. citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de que, a partir de su evaluación, y dentro de como máximo los mismos dos días calendario, se emita concepto del C.N.O. sobre la necesidad de declarar Racionamiento Programado, e igualmente indicando la fecha de inicio identificada. El concepto del C.N.O. debe ser remitido al Ministro del MME y a la CREG.
Si es el caso de que trata el literal a) de este artículo, los conceptos del CND y C.N.O. deberán incluir la evaluación de modificar un racionamiento de emergencia a uno programado incluso con el análisis de si debe iniciarse desde antes de 15 días luego de haber iniciado un racionamiento de emergencia.
En cualquier caso de que el CND y C.N.O. identifiquen alguna situación en un tiempo inferior al establecido en este numeral, lo podrán realizar y remitirán sus conceptos al Ministro del MME y a la CREG. El CND y C.N.O. se deberán coordinar para garantizar que el envío de sus conceptos sea de forma oportuna para dar inicio al programa de racionamiento.
3. La CREG, una vez valorados los conceptos del CND y el C.N.O., tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de un racionamiento programado, las cuales serán comunicadas mediante Circular aprobada en Sesión CREG, esto, para se inicie la aplicación de un racionamiento programado.
En la Circular CREG se indicará la Magnitud a Racionar en porcentaje (MR) y en energía (MRE) de Racionamiento Programado aplicable y la fecha de inicio.
4. El tiempo en días calendario entre la declaración del racionamiento programado y la fecha de inicio declarada debe cumplir con que se tengan cinco días calendario de preparación. En caso contrario, si la CREG lo declara en menos tiempo, el CND publicará un cronograma con los tiempos y día del reporte de la información necesaria a reportarse por los agentes y que es indicada en esta resolución, cronograma que aplicará únicamente para poder iniciar el programa de racionamiento en la fecha de inicio.
En caso de que algún agente no cumpla con el cronograma publicado del CND, el CND iniciará la aplicación del programa de racionamiento en la fecha de inicio con la mejor información disponible.
En cualquier caso, una vez se aplique este numeral, se continuarán aplicando los tiempos y días de reporte de información como se establecen en esta resolución.
Parágrafo. En caso de que a partir de las evaluaciones y conceptos del CND y C.N.O. de que tratan los numerales 1 y 2 de este artículo, la MR en porcentaje corresponda con el rango de valores de que trata el parágrafo del artículo 6 de esta resolución para considerar aplicar un racionamiento programado por afectación de voltaje, la CREG tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de racionamiento programado por afectación de voltaje, las cuales serán comunicadas al CND y al C.N.O. para su aplicación indicando la duración y fecha de inicio. Para la aplicación de un racionamiento por afectación de voltaje se aplicará lo indicado en el parágrafo del artículo 6 de esta resolución.
Artículo 5. Programación, prorroga y suspensión del racionamiento programado. Una vez declarado el Racionamiento Programado mediante el procedimiento descrito en artículo 4 de esta resolución, se aplicarán programas de una semana correspondiendo con 7 días calendario de suspensión del servicio. Se tendrá en cuenta para la programación, prorroga y suspensión del racionamiento programado lo siguiente:
1. El Racionamiento Programado empezará a ejecutarse a las cero horas del día de la fecha de inicio, siendo dicha fecha considerada el día 1 de la semana s. En adelante en esta resolución los días calendario de racionamiento programado serán nombrados días 1 a 7 de la semana s.
Para los días que corresponden con la preparación del racionamiento programado, en adelante en esta resolución serán nombrados días 1 a 5 de la semana s-1, siendo:
a. El día 1 de la semana s-1 corresponde al día calendario cinco (5) antes de la fecha de inicio,
b. El día 2 de la semana s-1 corresponde al día calendario cuatro (4) antes de la fecha de inicio,
c. El día 3 de la semana s-1 corresponde al día calendario tres (3) antes de la fecha de inicio,
d. El día 4 de la semana s-1 corresponde al día calendario dos (2) antes de la fecha de inicio,
e. El día 5 de la semana s-1 corresponde al día calendario uno (1) antes de la fecha de inicio,
2. El CND a más tardar a
las 18:00 horas del día 2 de la semana s-1, informará a todos los OR y
Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al STN, la
Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar (
), y
el respectivo porcentaje (
) para
la semana s. Las variables y son
las variables de que trata el artículo 8
de la presente resolución.
La ejecución y distribución del programa semanal de racionamiento se realiza conforme a lo indicado en el artículo 9 de la presente resolución.
3. De persistir alguna de las señales de los literales a) o b) del artículo 4 de la presente resolución, el CND mediante concepto informará al Ministro del MME, a la CREG y al C.N.O., el día 1 de la semana s en que viene aplicando el racionamiento programado, la necesidad de prorrogar el racionamiento por una semana adicional y recomendará la MR en porcentaje y en energía aplicable para la semana de prorrogación.
La CREG mediante Circular aprobada en Sesión informará al CND y C.N.O. sobre la continuidad de la aplicación del Racionamiento Programado antes del día 3 de la semana s en que viene aplicando el racionamiento vigente e indicando la MR en porcentaje y en energía aplicable.
Una vez se ha establecido la prórroga de la aplicación
del racionamiento programado, el CND informará a todos los OR y
Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al STN, el
valor de las variables y de que trata el artículo 8
de la presente resolución a más tardar a las
18:00 horas del día 4 de la semana s en que viene aplicando el
programa semanal de racionamiento de energía, esto para dar continuidad a la
aplicación del racionamiento programado en la siguiente semana con los cambios
en caso de que apliquen.
La ejecución y distribución del programa semanal de racionamiento se realiza conforme a lo indicado en el artículo 9 de la presente resolución.
4. En cualquier caso, el CND y C.N.O. pueden suspender el racionamiento programado o su prórroga. Para esto, el CND y C.N.O. deben emitir previamente un concepto con el análisis que considere tal decisión y dirigido a la CREG y el Ministro del MME y publicarlo en su página de internet. Un racionamiento programado puede suspenderse en cualquier momento indistintamente del día de la semana s en que se encuentre.
Parágrafo. De manera preventiva o ante Racionamiento Programado, el CND remitirá comunicado a la CREG para que ésta evalúe la necesidad de disponer de algunas de las medidas previstas en la Resolución CREG 101 114 de 2026 y aquellas que la modifiquen, adicionen, o sustituyan, indicando el período previsto de aplicación.
En caso de que las medidas se requieran previo a un Racionamiento Programado, el CND informará además de la CREG, al Ministro del MME y al Presidente del C.N.O.
Valoradas las recomendaciones del CND, la CREG podrá anunciar públicamente la fecha de inicio y terminación de la adopción parcial o total de las medidas previstas en la Resolución CREG 101 114 de 2026 y aquellas que la modifiquen, adicionen, o sustituyan.
Artículo 6. Sectores que serán objeto del racionamiento programado. A partir de la Magnitud a Racionar (MR) a ejecutar de que trata el artículo 4 de esta resolución y expresada en porcentaje, el racionamiento se efectuará de acuerdo con la siguiente guía de prioridades:
|
MR (%) |
Aplicación del Racionamiento por tipo Sector de demanda (sectores priorizados) |
|
1% < MR ≤ 3.0% |
Residenciales. |
|
3.0% < MR ≤ 5.0% |
Residenciales y Oficiales. |
|
5.0% < MR ≤ 10.0% |
Residenciales, Oficiales y Comerciales. |
|
MR > 10.0% |
Residenciales, Oficiales, Comerciales e Industriales. |
Parágrafo. Para valores de MR menores o iguales al 1% se manejarán de manera operativa y considerando la posibilidad de aplicar racionamiento por afectación al voltaje, teniendo en cuenta los lineamientos de que trata el artículo 15 de la presente resolución.
Artículo 7. Reporte de información de pronóstico de demanda por sectores. Los OR en coordinación con los comercializadores que atienden usuarios en su Mercado de Comercialización, y los Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al STN en coordinación con estos y el TN, realizarán el reporte al CND de la siguiente información, en los formatos y medios que este determine para ello, discriminado por sector de demanda, y para la semana s, así:
2. Demanda Sector Comercial: Valor total de la demanda semanal de energía pronosticada del sector comercial, expresada en MWh, del correspondiente Mercado de Comercialización, o Usuario conectado directamente al STN.
3. Demanda Sector Industrial: Valor total de la demanda semanal de energía pronosticada del sector industrial, expresada en MWh, del correspondiente Mercado de Comercialización, o Usuario conectado directamente al STN.
Para cada uno de los reportes de los numerales 1 a 4 anteriores se debe indicar adicionalmente el porcentaje de la demanda que se clasifica como Demanda Desconectable y Demanda No Desconectable.
El reporte de que trata este artículo debe realizarse antes de las 11:00 horas del día 2 de la semana s-1. En caso de que el racionamiento programado sea prorrogado conforme al artículo 5 de la presente resolución, el reporte del que trata este artículo deberá realizarse antes de las 11:00 horas del día 4 de la semana s en que viene aplicando el programa de racionamiento.
Cuando no se realice el primer reporte de la información prevista en este artículo, el CND asumirá que toda la demanda del OR es residencial y desconectable, y que toda la demanda del Usuario conectado directamente al STN es industrial y desconectable.
Cuando el Racionamiento Programado sea prorrogado, y en caso de no contar con la actualización de la información, el CND tomará la última información que haya sido considerada para el OR y el Comercializador que atienda Usuarios conectados directamente al STN.
Parágrafo. La suma de la demanda semanal de los numerales 1 a 5 de
este artículo se considerará para efectos de aplicar el artículo 11 de la presente Resolución, como el valor total
de la demanda semanal de energía del Mercado de Comercialización servido por el
Operador de Red, o del respectivo Comercializador para Usuarios conectados
directamente al STN, expresada en MWh. Esta variable se denominará, 
.
Artículo
8. Cálculo
de la demanda a racionar para aplicar un racionamiento programado. A
partir de la información de que trata el artículo 7 de la presente resolución y para aplicar un racionamiento
programado en la semana s conforme al artículo 5 de la
presente resolución, el CND
calculará la Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar en MWh (
) y el porcentaje a racionar (
) aplicable a cada Mercado de
Comercialización servido por un OR y para cada Comercializador con Usuarios
conectados directamente al STN, aplicando el siguiente procedimiento:
1. Para
cada sector de demanda a racionar, según la prioridad definida en el artículo 6
de la presente Resolución, el CND tomará, para el respectivo sector, el valor
total de la demanda semanal de energía reportada por el OR o Comercializador
para cada Usuario conectado directamente al STN, y lo multiplicará por el
porcentaje de la Demanda Desconectable reportado para el respectivo sector. El
resultado de este producto se entenderá como la Cantidad Máxima de Demanda
Desconectable (
)
susceptible a ser racionada en el respectivo sector de demanda i del
agente J (OR o Comercializador para cada Usuario conectado directamente
al STN).
Donde:
|
|
Cantidad Máxima de Demanda Desconectable susceptible a ser racionada en el respectivo sector i del agente J, calculada conforme al numeral 1 del presente artículo, en MWh. |
|
i: |
Sector(es) de demanda a los cuales les aplicará el Racionamiento Programado, conforme a la prioridad definida en el artículo 6 de la presente Resolución. |
|
J: |
OR o Comercializador discriminado por Usuario conectado directamente al STN que represente. |
3. La Cantidad de Energía
Programada a ser Racionada por el agente J () y el
porcentaje ()
aplicable a cada Mercado de Comercialización servido por un OR y para cada
Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN, se calculará a
partir de las siguientes expresiones:
Donde:
|
|
Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar del agente J, en MWh |
|
|
Magnitud a Racionar en Energía (MWh). Dicha variable será para los 7 días calendario de la semana s |
|
|
Sumatoria de las Cantidades Máximas de Demanda Desconectable susceptibles a ser racionada del agente J, calculada conforme al numeral 2 del presente artículo, en MWh |
|
|
Porcentaje semanal de energía a racionar del agente J. |
|
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Operador de Red o Comercializador discriminado por Usuario conectado directamente al STN que represente |
A partir del resultado anterior, el CND estimará la Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar del sistema, con la siguiente expresión:
Donde 
es la Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar del sistema
(cuando es a nivel nacional) o de la región afectada (cuando es a nivel
regional), en MWh.
En caso de que la variable sea inferior al MRE, el CND informará dicha situación al MME, la CREG,
el C.N.O. y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD),
para analizar acciones a tomar y que la SSPD investigue a los agentes del por
qué no se está racionando los valores necesarios.
Artículo 9. Responsabilidades, ejecución y distribución del programa semanal de racionamiento programado. Para la ejecución y distribución del programa semanal (semana s) de racionamiento programado de la presente Resolución se tendrán en cuenta los siguientes lineamientos:
1. Los OR serán responsables de efectuar la coordinación y distribución del racionamiento más apropiada entre los diferentes sectores a ser aplicado de acuerdo con la prioridad definida en el artículo 6 de la presente Resolución y conforme la cantidad de demanda a racionar incluida en el artículo 8 de la presente Resolución. Dicha distribución deberá realizarse durante todos los días de la semana s buscando una distribución equitativa y rotativa entre los usuarios de cada sector(es) de demanda a los cuales les aplicará el Racionamiento Programado de que trata el artículo 5 de la presente resolución.
El OR será el responsable de realizar las coordinaciones correspondientes con los Comercializadores que atienden usuarios en su Mercado de Comercialización. Para los Usuarios conectados directamente al STN dichas responsabilidades estarán a cargo del respectivo Comercializador quien deberá coordinar con el TN y el Usuario conectado directamente al STN la distribución más apropiada para el cumplimiento de la cantidad de energía a racionar.
Sea OR, o el comercializador con usuarios en el STN, tendrá en cuenta que los usuarios asociados a un AGR o un PMR en el esquema de la Resolución CREG 101 099 de 2026 y que la planta de generación no se encuentre generando en el día que aplica un racionamiento, tendrán prioridad en ser desconectados de acuerdo con el sector que pertenezcan con la prioridad definida en el artículo 6 de la presente Resolución. En caso de que la planta si este generando, dichos usuarios serán priorizados en las mismas condiciones que el resto de los usuarios.
Adicionalmente, los usuarios que se encuentran en estado de mora serán objeto de desconexión priorizada en el programa de racionamiento. Para efectos de aplicar este programa se entenderán como usuarios en mora aquellos que tengan dos o más ciclos de facturación pendientes de pago a la fecha en que se aplicará el programa de racionamiento, salvo que cuenten con acuerdos de pago con su prestador y se encuentren al día en el cumplimiento de dicho acuerdo.
Para todo lo anterior, en la medida de lo posible, con una antelación mínima de 48 horas, los usuarios a los cuales les aplicará el racionamiento durante la semana s deberán ser informados por el OR o por el respectivo Comercializador para Usuarios conectados directamente al STN. Esto se realizará a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice su adecuada difusión.
El OR o Comercializador debe garantizar el envío automático de un mensaje de texto o de correo electrónico brindando esta información a todos los usuarios de quienes tenga este tipo de contacto.
Así mismo, cada OR informará y coordinará con los comercializadores de su Mercado de Comercialización, el programa semanal de apertura de circuitos de sus redes de acuerdo con la distribución de usuarios en los mismos, en cumplimiento de lo previsto en la presente Resolución. La responsabilidad de desconexión para cumplir el programa de racionamiento asignado conforme las reglas previstas en la presente resolución será responsabilidad de los OR.
Cada Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN informará y coordinará con el TN y con el CND, la apertura y desconexión del usuario en cumplimiento de la presente Resolución. En caso de que sea necesaria la desconexión del usuario, la misma será responsabilidad del TN.
Durante la ejecución del racionamiento el CND podrá instruir a los OR y a los TN sobre las tasas y tiempos de retardo para la conexión y desconexión de circuitos o cargas, con el fin de minimizar los efectos adversos en la calidad y seguridad del SIN.
2. Con base en la magnitud de racionamiento declarada por la CREG, el CND conforme a lo establecido en el Numeral 3.1. del Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 y sus modificaciones, deberá enviar a los OR y Comercializadores una propuesta de predicción horaria de la demanda, esto antes de las 13:00 horas del día 1 de la semana s-1, o en caso de prórroga del racionamiento programado a más tardar a las 13:00 horas del día 3 de la semana s en que se viene realizando el racionamiento programado.
3.
Con base en la Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar de
que trata el artículo 8 de la presente Resolución, la propuesta de predicción
horaria de demanda del CND del numeral 2 anterior y del resultado de la
coordinación realizada entre el OR y los Comercializadores que atienden
usuarios en su Mercado de Comercialización, así como del resultado de la
coordinación entre el Comercializador, el TN y los Usuarios conectados
directamente al STN, cada OR y el Comercializador que atienda Usuarios
conectados directamente al STN, enviarán al CND los pronósticos de la demanda
horaria reflejando en ellos el racionamiento aplicado a su Mercado de
Comercialización.
Lo anterior, aplicado a su Mercado de Comercialización para la semana s, según lo establecido en los Acuerdos C.N.O. vigentes, o los que los complementen para dar aplicación a esta resolución, y reportando dicho pronóstico al CND a más tardar a las 13:00 horas del día 3 de la semana s-1, o en caso de prórroga del racionamiento programado a más tardar a las 13:00 horas del día 5 de la semana s en que se viene realizando el racionamiento programado.
La consistencia, factibilidad y ejecución del programa semanal de racionamiento para cada Mercado de Comercialización, o para cada Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN, será responsabilidad de los OR, los TN y los respectivos Comercializadores asociados.
4. A partir de los pronósticos de demanda actualizados por los OR y los Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al STN, el CND verificará e informará si las condiciones técnicas y operativas resultantes, conllevan a restricciones eléctricas u operativas, así como la identificación de posibles situaciones que atenten contra la seguridad y confiabilidad del sistema. En caso de que esto ocurra, tales restricciones o condiciones operativas deberán ser tenidas en cuenta por el OR o Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN y el respectivo TN, para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar. Lo anterior deberá ser informado por el CND a las 13:00 horas del día 4 de la semana s-1, o en caso de prórroga del racionamiento programado a más tardar a las 13:00 horas del día 6 de la semana s en que se viene realizando el racionamiento programado.
Una vez ajustada la distribución de la carga a desconectar, el OR o Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN deberá actualizar el pronóstico de la demanda y su distribución, e informarlo al CND conforme a lo establecido en el Numeral 3.1. del Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 y sus modificaciones, y en los Acuerdos C.N.O. vigentes, o los que los complementen para dar aplicación a esta resolución, pero en estos casos el reporte al CND debe ser diario y antes de las 07:30 horas del día en el cual se realiza el Despacho económico para la operación del día siguiente.
En caso de que el CND identifique tales restricciones o condiciones operativas en el Despacho económico o en la Operación de tiempo real, coordinará con el OR o el TN para los Usuarios conectados directamente al STN para que sea tenido en cuenta en la operación y por el respectivo comercializador.
5. Los OR y los Comercializadores que atiendan Usuarios conectados directamente al STN deberán actualizar los factores de distribución y de potencia de su Mercado de Comercialización para la semana s, reflejando la distribución del racionamiento aplicado según los sectores priorizados, de conformidad con los Acuerdos C.N.O. aplicables o los que los complementen para dar aplicación a esta resolución. Dicha actualización deberá realizarse a más tardar a las 13:00 horas del día 3 de la semana s-1 o, en caso de la prórroga prevista del racionamiento programado, a más tardar a las 13:00 horas del día 5 de la semana s en que se viene aplicando el racionamiento programado.
Adicionalmente, durante la semana s, los OR y los Comercializadores que atiendan Usuarios conectados directamente al STN deberán actualizar los factores de distribución y de potencia a más tardar a las 07:30 horas de cada día anterior al de operación, reflejando la distribución del racionamiento aplicado a su Mercado de Comercialización según los sectores priorizados.
En caso de que un OR o Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN no envíe al CND la actualización de sus pronósticos y de sus factores de distribución dentro de los términos y plazos definidos anteriormente, el CND lo informará al MME, la CREG, el C.N.O. y la SSPD y usará la mejor información disponible para llevar a cabo la operación.
6.
El programa de racionamiento se hará de común acuerdo y en coordinación
entre el OR y los Comercializadores que representan usuarios en su Mercado de
Comercialización, considerando los usuarios y bienes constitucionalmente
protegidos. Si no hay acuerdo, el programa será definido de manera autónoma por
el OR y el TN, asegurando que se dé cumplimiento al y de
igual forma considerando los usuarios y bienes constitucionalmente protegidos.
7. Los OR deberán procurar que en los circuitos a desconectar incluidos en el programa de racionamiento no se prevean entregas de excedentes, en todo caso, no deberá desconectar aquellos que se prevean entregas de excedentes superiores a 1 MWh en la hora respectiva.
8. Con el objeto de preservar la seguridad en la operación del SIN, los OR y los comercializadores, al momento de seleccionar y definir la aplicación de la desconexión en cada hora, no podrán seleccionar simultáneamente circuitos asociados a las etapas 1 y 2 del Esquema de Deslastre Automático de Carga (EDAC) de que trata el Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 o sus modificaciones, y conforme los Acuerdos C.N.O vigentes o los que se complementen para dar aplicación a esta resolución. Adicionalmente, para las etapas 3 y posteriores del EDAC, los circuitos seleccionados no podrán representar más del 20% de la potencia requerida de cada etapa del mismo.
9.
Los OR y los Comercializadores con Usuarios conectados directamente al
STN deberán considerar que los programas de limitación de suministro que deban
programar durante la respectiva semana s, en cumplimiento de lo
definido en la Resolución CREG 116 de 1998 y aquellas que adicionan, modifiquen
o sustituyan, así como la demanda no atendida programada o no programada, harán
parte del cumplimiento de la magnitud de racionamiento asignada, .
10. Los racionamientos de demanda que se realicen por parte del OR o el Comercializador que atiende Usuarios conectados directamente al STN en aplicación del Racionamiento Programado, tienen prioridad sobre cualquier desconexión voluntaria asociada a cualquier mecanismo de reducción de demanda o respuesta de la demanda previsto en la regulación vigente durante las horas programadas en el Racionamiento Programado.
El representante de fronteras comerciales asociadas a alguno de los mecanismos voluntarios de reducción de demanda o respuesta de la demanda vigentes, deben tener presente esta situación con el objeto de no incluir para las horas o días, según corresponda, a los usuarios que serán objeto de racionamiento en aplicación de la presente Resolución.
Para lo anterior, el representante de las fronteras comerciales que hacen parte de los mecanismos voluntarios de reducción de demanda o respuesta de la demanda deberá informar al CND, en el medio, plazo y formato que este defina, las fronteras comerciales asociadas a los usuarios que deben ser excluidos del mecanismo de reducción de demanda o respuesta a la demanda para la semana respectiva, debido a que estos usuarios serán objeto de racionamiento en aplicación de la presente Resolución.
Adicionalmente, en el mismo reporte anterior, los agentes deben reportar al CND para cada una y todas las fronteras comerciales que presenten y que hagan parte de los mecanismos voluntarios de reducción de demanda o respuesta de la demanda, a qué sector pertenece cada frontera comercial, esto indistintamente de que estén o no incluidas en el sector a ser racionado.
El CND y el ASIC no considerarán en los procesos de Despacho económico o Redespacho y la liquidación, las fronteras en las cuales se encuentren incluidos los usuarios objeto del racionamiento en los mecanismos de reducción de demanda o respuesta a la demanda que fueron informadas conforme lo definido en el presente numeral.
Aquellas fronteras comerciales que no sean reportadas y que el sector haya sido objeto de racionamiento y al tiempo se le apliquen las reglas de algún mecanismo voluntario de reducción de demanda o respuesta de la demanda, el ASIC lo informará a la SSPD para lo de su competencia y de verificación si el usuario estuvo desconectado por racionamiento programado.
Con lo anterior, adicionalmente, el ASIC tendrá la responsabilidad de verificar las fronteras que estén registradas en algún mecanismo voluntario de reducción de demanda o respuesta de la demanda y que se identifique hayan sido afectadas por el programa de racionamiento por desconexión o tengan lectura en cero kWh, de tal forma que si estén incluidas en las fronteras reportadas como excluidas por los agentes. Si la frontera comercial no fue reportada como excluida y presenta registro de cero kWh se reportará a la SSPD para los análisis dentro de sus competencias.
11. Durante la aplicación del racionamiento, el CND deberá garantizar, hasta donde sea posible, según las condiciones del SIN y la cobertura regional o nacional del racionamiento, el uso pleno de la disponibilidad declarada de las plantas de generación y las importaciones. Lo anterior, sin detrimento de las decisiones adoptadas en la normatividad aplicable tendientes a preservar, donde sea factible y pertinente, el recurso primario, con el objetivo de minimizar el impacto en el corto o mediano plazo de la prolongación o profundización del racionamiento.
Así mismo, durante la aplicación del Racionamiento Programado no se permitirán exportaciones de energía desde el SIN, salvo que los recursos usados para la exportación: i) se encuentren por fuera del área de cobertura del racionamiento, o ii) su uso no sea posible para atender la demanda nacional ni se requiera para preservar la atención confiable de la demanda en el corto o mediano plazo.
12. El CND incorporará, adicionalmente, en el análisis de planeamiento operativo eléctrico de corto plazo de que trata el Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, la información que se reporte con la aplicación de esta resolución. Para la aplicación del planeamiento operativo de corto plazo, el CND podrá realizar los análisis en el día que lo consideré pertinente, adelantando o desplazando el análisis en el tiempo o ajustándolo, con el objetivo de minimizar el impacto en la aplicación del racionamiento programado. Todo informe que se tenga que entregar y publicar en aplicación del planeamiento operativo se realizará de igual forma en los tiempos que considere el CND que es oportuno.
Para la planeación operativa del sistema, la información de que trata esta resolución también podrá ser considerada por el CND en cualquier otro aparte del Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995.
Parágrafo. C.N.O. y en conjunto con el Comité Asesor de Comercialización (CAC) deberán diseñar los procedimientos, plazos, requisitos y formatos necesarios para la coordinación entre los OR y los Comercializadores que atienden usuarios en su Mercado de Comercialización, y la coordinación entre el Comercializador con Usuarios conectados directamente al STN y el TN, y demás aspectos que consideren necesarios. Para lo anterior, se deberá contar con los comentarios y recomendaciones del CND.
Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el C.N.O. en conjunto con el CAC remitirán a la CREG, para su consideración y publicación mediante Circular CREG aprobada por la Comisión suscrita por el director ejecutivo, la forma en cómo se aplicará lo dispuesto en este parágrafo.
Artículo 10. Complemento para la aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. Se deberá tener en cuenta para la aplicación del Aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 lo siguiente:
A) Información complementaria de predicción de demanda al iniciar un racionamiento programado
1. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) coincide con un día lunes, se usará a partir de ese día y durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos de esta resolución.
2. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) coincide con un día martes, para el día lunes de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día martes (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos en esta resolución.
3. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) coincide con un día miércoles, para el día lunes y martes de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día miércoles (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos en esta resolución.
4. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) coincide con un día jueves, para los días lunes a miércoles de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día jueves (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos de esta resolución.
5. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) es un día viernes, para los días lunes a jueves de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día viernes (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos de esta resolución.
6. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) es un día sábado, para los días lunes a viernes de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día sábado (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos de esta resolución.
7. Si la fecha de inicio (o día 1 semana s) es un día domingo, para los días lunes a sábado de la misma semana se usará como es usualmente la información que se tiene en aplicación del aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995. A partir del día domingo (o día 1 semana s) se usará durante la semana s del racionamiento programado la predicción de demanda como se estipula en el restante de artículos de esta resolución.
B) Información complementaria de predicción de demanda al finalizar un racionamiento programado
8. Si la finalización del racionamiento programado es un día lunes o martes, se aplicará a partir del día miércoles como es usual el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.
9. Si la finalización del racionamiento programado es un día miércoles, a partir del día jueves se aplicará en la misma forma el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, pero el CND deberá enviar su predicción de demanda el día jueves y recibirá comentarios o modificaciones hasta el día sábado a las 13:00 horas.
Luego, a partir de la semana siguiente, se continuará aplicando como es usual el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.
10. Si la finalización del racionamiento programado es un día jueves, a partir del día viernes se aplicará en la misma forma el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, pero el CND deberá enviar su predicción de demanda el día viernes y recibirá comentarios o modificaciones hasta el día sábado a las 13:00 horas.
Luego, a partir de la semana siguiente, se continuará aplicando como es usual el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.
11. Si la finalización del racionamiento programado es un día viernes, sábado o domingo, se aplicará en la misma forma el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, pero se usará únicamente el pronóstico de demanda del CND.
Luego, a partir de la semana siguiente, se continuará aplicando como es usual el aparte Demanda del numeral 3.1 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995.
Artículo 11. Desviaciones con respecto al programa semanal de racionamiento. En la aplicación del programa semanal de racionamiento no podrán excederse las siguientes desviaciones:
|
( |
Desviación Admisible |
|
( |
|
|
10.0% < ( |
|
|
20.0% < ( |
|
Las desviaciones de
la semana s serán calculadas por el ASIC e informadas al LAC a
partir del día calendario cinco (5) contado a partir de haber finalizado la
semana s. Las desviaciones que excedan los valores admisibles se
sumarán o sustraerán del 
asignado a los OR o Comercializadores que atienden Usuarios conectados
directamente al STN, según aplique, quienes deberán reflejarlo en el programa
de racionamiento de la tercera semana calendario siguiente a la semana
evaluada.
Durante el Racionamiento Programado, el valor asociado a las desviaciones de la semana s será usado para restar los ingresos en los cargos por uso del OR y el TN de acuerdo con el siguiente procedimiento:
1.
A la variable 
de
que trata el parágrafo del artículo 7 de la presente resolución, calculada para
cada OR o Comercializador para cada Usuario conectado directamente al STN, se
le restará la respectiva Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar del
agente J, ,
determinada conforme las reglas definidas en el artículo 8
de la presente Resolución.
2. La diferencia anterior será comparada con la demanda real del respectivo Mercado de Comercialización servido por el OR, obtenida conforme a las reglas definidas en el Anexo A-1 de la Resolución CREG 024 de 1995 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, considerando la respectiva Desviación Admisible a que hace referencia el presente artículo. Para el caso de los Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN la comparación se realizará con la demanda real de la frontera de comercialización para agentes y usuarios del respectivo Usuario conectado directamente al STN.
3.
Las desviaciones semanales que excedan los valores admisibles se sumarán
o sustraerán del asignado
a los OR o Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al
STN, a partir de la tercera semana calendario siguiente a la semana evaluada.
Dicha consideración deberá ser tenida en cuenta por los OR o Comercializadores
que atienden Usuarios conectados directamente al STN en los pronósticos de
demanda al que hace referencia el artículo 9 de la presente Resolución.
5. Si al finalizar el Racionamiento Programado se presentan desviaciones que exceden los valores admisibles, el ASIC realizará, para cada Mercado de Comercialización servido por un OR y para cada Comercializador que atiende Usuarios conectados directamente al STN, discriminado por Usuario y TN, el cálculo de la energía que dejaron de racionar o racionaron en exceso con relación a la desviación admisible, y la publicará en su página de internet en los plazos que aplique a la segunda versión de la liquidación del último día del racionamiento, con la mejor información disponible al momento del cálculo.
6. Cuando la desviación supere el valor de la desviación admisible, el LAC restará del ingreso del OR o del TN, según corresponda, el resultado de multiplicar: i) la energía que dejaron de racionar o racionaron en exceso con relación a la desviación admisible, ii) el promedio simple de los últimos seis meses del cargo por uso, del respectivo nivel de tensión, y iii) 0,1 (10%). El resultado anterior deberá reflejarse al mes siguiente en los cargos por uso del OR y del TN.
El LAC informará al ASIC de la anterior información para que este la publique junto con la información del numeral anterior.
Artículo 12. Formación del precio de bolsa durante un racionamiento programado. Cuando, durante un racionamiento programado, la oferta de precio de una planta de generación supere el primer escalón del costo de racionamiento CR0 estrato 4, el ASIC considerará dicha oferta en el Despacho Ideal por un valor igual al CR0 estrato 4. El valor CRO estrato 4 lo publica la UPME y corresponde con el ultimo vigente.
Artículo 13. Seguimiento a los pronósticos de demanda y programas de racionamiento. Los OR para su Mercado de Comercialización y los Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN, deberán realizar todos los reportes definidos en la presente Resolución considerando las reglas de comportamiento definidas en la Resolución CREG 080 de 2019.
Los agentes deberán tener a disposición de la SSPD, cuando esta lo requiera, la metodología, consideraciones y aspectos que tuvieron en cuenta para efectuar los respectivos pronósticos de demanda de la que trata la presente Resolución y su respectiva desagregación por sectores, así como la estimación del porcentaje de la demanda que se clasifica como Demanda Desconectable y los criterios utilizados para efectuar la actualización del pronóstico de la demanda y su distribución.
Adicionalmente, los OR y los Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN, deberán tener a disposición de la SSPD: i) los registros de los circuitos y/o usuarios que fueron programados para su desconexión según el sector de demanda a los cuales les aplicó el Racionamiento Programado, ii) la cantidad de la energía limitada en aplicación del programa de limitación de suministro previsto en la Resolución CREG 116 de 1998 y aquellas que adicionan, modifiquen o sustituyan, iii) la cantidad de demanda no atendida identificando si se asocia al programa de racionamiento o debido a otros eventos programados o no programados, y iv) la demás información que requiera la SSPD para ejercer sus funciones de vigilancia y control.
Artículo 14. Publicación de información durante un racionamiento programado. A más tardar en el segundo día calendario luego de haberse aplicado un racionamiento programado en la semana s o su prorroga, conforme el artículo 5 de la presente resolución, el CND publicará en su página de internet, esto para revisión de cualquier interesado, el MME, la CREG y la SSPD, la información para cada Mercado de Comercialización servido por un OR y para los Comercializadores que atienden Usuarios conectados directamente al STN, la siguiente información:
1. La demanda en la semana s, discriminada por sector de demanda, reportada por los OR y Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN según el artículo 7 de la presente Resolución.
2. El porcentaje de la demanda que se clasifica como Demanda Desconectable por cada sector de demanda que fue informado al CND, por los OR y Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN, según el artículo 7 de la presente Resolución.
3.
El valor total de la demanda semanal de energía del Mercado de
Comercialización servido por el OR, o del Comercializador que atiende Usuarios
conectados directamente al STN, expresada en MWh, calculada en la variable 
prevista
en el artículo 7 de la presente Resolución.
4.
La Cantidad de Energía Semanal Programada a Racionar, 
y el
porcentaje semanal ,
conforme al artículo 8 de la presente Resolución.
5. El pronóstico de demanda y los factores de distribución que fueron actualizados por el OR o Comercializador que atiende Usuarios conectados directamente al STN e informado al CND conforme el artículo 9 de la presente Resolución.
6. A partir de la semana s+1, la energía que dejaron de racionar o racionaron en exceso con relación a la desviación admisible.
7. Demás información o recomendaciones que el CND considere necesarias en pro de la seguridad y confiablidad en la atención de la demanda.
En todo caso el CND deberá informar a la SSPD para su conocimiento del lugar de publicación de la información de este artículo.
Artículo 15. Racionamiento programado con afectación al voltaje. El CND podrá recomendar medidas y acciones operativas para reducir el consumo de electricidad activando el mecanismo de reducción del consumo afectando el voltaje del SIN. Para aplicar el mecanismo se deberán tener en cuenta los siguientes lineamientos:
1. El CND y C.N.O. evaluarán la necesidad de aplicar este tipo de mecanismo, esto en aplicación del parágrafo del artículo 4 de esta resolución.
2. Los OR o Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN y el TN deberán procurar que la afectación a los usuarios sea de manera equitativa y del menor impacto.
3. La reducción de voltaje será coordinada entre el CND y los OR y el TN, y ejecutada por éstos. La coordinación de reducción de voltaje podrá complementarse con los Acuerdos que el C.N.O. implemente, si así lo encuentran necesario.
Ante una reducción del consumo de electricidad afectando el voltaje del SIN, los OR y el TN deberán procurar que la afectación a los usuarios sea equitativa y del menor impacto.
4. El CND y C.N.O. tomarán la decisión de suspender un racionamiento por afectación de voltaje. Para esto el CND y C.N.O. deberán emitir un concepto dirigido a la CREG y el Ministro del MME donde se analice la situación y cada uno publicarlo en su página de internet.
Parágrafo. El C.N.O. en coordinación con el CND y los OR y el TN deberán mantener actualizados los análisis y los datos sobre la efectividad y aplicabilidad de esta medida, y deberán publicar informes sobre las conclusiones y recomendaciones e informar a MME y a la CREG de tales resultados.
Artículo 16. Racionamiento de emergencia. En caso de presentarse una situación que implique la aplicación de un Racionamiento de Emergencia, el procedimiento a seguir será:
1. El CND determinará la magnitud de la demanda horaria a desconectar o la Demanda Máxima Atendible, de acuerdo con las características e implicaciones de la situación.
2. El CND deberá verificar si las condiciones técnicas y operacionales resultantes, conllevan a restricciones eléctricas u operativas localizadas en alguna(s) parte(s) del SIN. En caso de que esto ocurra, tales restricciones se deberán considerar previamente para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar.
3. En lo posible, la instrucción de la demanda a desconectar se hará en forma proporcional a la demanda horaria de cada Mercado de Comercialización atendido por el OR y el Comercializador que atiende Usuarios conectados directamente al STN.
4. Los OR y el TN, de acuerdo con las instrucciones impartidas por el CND distribuirán la demanda a desconectar.
5. La distribución de la demanda a desconectar entre los usuarios finales del servicio, dependerá de las características y duración prevista de la situación.
6. Durante los días en donde se presente un Racionamiento de Emergencia los OR y el TN deberán procurar que la afectación a los usuarios sea de manera equitativa y del menor impacto.
Artículo 17. Tiempo de implementación. A partir de la entrada en vigor de la presente Resolución, el CND, el ASIC, el LAC, los OR, TN y los Comercializadores con Usuarios conectados directamente al STN dispondrán de un plazo máximo de 30 días calendario para realizar los ajustes operativos, tecnológicos y procedimentales y demás adecuaciones que sean necesarias para la correcta implementación de la presente Resolución.
Artículo 18. Vigencia y derogatoria. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga la Resolución CREG 119 de 1998.
Cualquier adición, modificación o sustitución de las disposiciones legales y regulatorias a las que se hace referencia en el presente acto administrativo y que se realicen con posterioridad a su expedición, se entenderán incorporadas a este.