Publicación Diario Oficial No.:	53611, el día:lunes, 31 de agosto de 2026
Publicada en la WEB CREG el:	sabado, 29 de agosto de 2026

RESOLUCIÓN CREG N.° 101 127 DE 2026

(27.AGO.2026)

Por la cual se adoptan medidas transitorias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica ante el fenómeno de El Niño 2026-2027

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y del Decreto 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

La Ley 143 de 1994, artículo 20, 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 de los usuarios en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entre otras, las funciones de 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; y determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 y el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 del mismo año, le corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista y realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del Sistema Interconectado Nacional.

El artículo 88 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptar el estatuto de racionamiento.

El artículo 73 de la Ley 142 de 1994 establece que las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

El literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 asigna a la Comisión la función 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 dispone que la Comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

Con la Resolución CREG 217 de 1997 la Comisión adoptó el Estatuto de Racionamiento, el cual fue modificado y complementado por la Resolución CREG 119 de 1998.

Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno de El Niño 2009-2010, la CREG consideró necesario definir reglas particulares sobre la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista ante situaciones de riesgo de desabastecimiento, las cuales fueron adoptadas mediante las Resoluciones CREG 026 y CREG 155 de 2014.

La Resolución CREG 026 de 2014 dispone el seguimiento de índices basados en variables energéticas y de mercado y, a partir de niveles de alerta de los mismos, activa un mecanismo para la venta y embalse de energía, cuyo objetivo es asegurar la sostenibilidad de la confiabilidad del sistema.

Tal como se planteó en el Documento CREG-057 de 2013, el Estatuto es el mecanismo que previene situaciones de alto impacto por fuera de lo previsto en el Cargo por Confiabilidad, y es un mecanismo de última instancia que actúa una vez los mecanismos vigentes no son suficientes o ante fallas de las señales del mercado que hacen que las obligaciones no se estén entregando, llevando al sistema a una condición de alto impacto; el costo de su aplicación se asigna de acuerdo con la naturaleza y el origen del problema.

Mediante la Resolución CREG 209 de 2020 la Comisión revisó los artículos 1 a 6 de la Resolución CREG 026 de 2014, al encontrar que la aplicación de los indicadores allí establecidos, en particular el basado en el índice de Análisis Energético, AE, no estaba dando señales oportunas y asertivas sobre la consolidación de una situación de riesgo de desabastecimiento, y por tal razón incorporó la senda de referencia del embalse como indicador del estado del sistema y ajustó las reglas de inicio y finalización del período de riesgo de desabastecimiento.

En la misma Resolución CREG 209 de 2020 la Comisión encontró necesario hacer ajustes a las reglas aplicables al procedimiento para la definición de la energía a embalsar y del pago de la misma, para lo cual modificó los literales e) y g) del artículo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014.

La experiencia acumulada durante los eventos del Fenómeno de El Niño de 2015-2016 y 2023-2024 ha evidenciado que la gestión anticipativa de las reservas hídricas y la provisión oportuna de señales regulatorias son determinantes para preservar la confiabilidad del sistema y evitar situaciones de estrés operativo, y que el esquema vigente, antes de su activación, no permite retener el agua ni elevar el embalse al nivel requerido y, una vez activado, no asegura que la generación térmica objetivo del despacho ideal se refleje en la operación real.

El Centro Nacional de Despacho (CND), mediante la comunicación con radicado CREG E2026004116, presentó a la Comisión sus recomendaciones para preservar la confiabilidad energética del Sistema Interconectado Nacional, en las que evidencia una creciente dependencia del parque de generación térmica tanto en escenarios de hidrología crítica como para la atención de la demanda en períodos de punta, así como un uso cada vez más intensivo de las reservas hídricas, asociado al crecimiento de la demanda, a los atrasos en la expansión de la generación y la transmisión y a las restricciones en la disponibilidad de combustibles para la generación de energía eléctrica.

Mediante la Circular CREG 267 de 2026 la Comisión solicitó a los agentes y demás interesados remitir sus análisis, estudios técnicos, modelamientos y propuestas normativas concretas para la modificación y mejora al Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento, y recibió comentarios de dieciséis (16) remitentes, cuyo análisis se consigna en el documento soporte de la presente resolución.

La Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), en el concepto que rindió sobre el proyecto que dio lugar a la Resolución CREG 026 de 2014, invitó a la Comisión a analizar el funcionamiento del Cargo por Confiabilidad con el fin de minimizar la duplicidad de mecanismos dirigidos a garantizar la seguridad del sistema, y tanto el Centro Nacional de Despacho como varios de los remitentes a la Circular CREG 267 de 2026 reiteran la pertinencia de una revisión integral de dicho cargo, revisión que se adelantará de manera separada y que excede el alcance de la presente resolución.

Bajo una condición crítica de aportes hidrológicos se estrecha la oferta de energía disponible para abastecer la demanda futura en el mediano plazo, entendido, como un horizonte aproximado de un año, y en esas circunstancias la percepción de riesgo de abastecimiento del sistema, que es agregada e intertemporal y recae sobre la totalidad de la demanda, no converge con la percepción de riesgo individual de cada generador.

Las funciones asignadas a esta Comisión por el artículo 73 y por el literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, y por los artículos 20 y 23, literal a), de la Ley 143 de 1994, le permite adoptar, dentro del marco de sus competencias, medidas orientadas a corregir aquellos resultados de mercado que, siendo producto de conductas individualmente racionales, no conducen a una asignación eficiente de los recursos, así como la definición de reglas de comportamiento diferencial según la posición de las empresas en el mercado y de las condiciones conforme a las cuales se forma la oferta de precio.

El Boletín de Seguimiento al Ciclo ENOS n.° 216 publicado el 25 de agosto de 2026 por el IDEAM indica que han persistido las condiciones tipo Niño y menciona que:

«Condiciones futuras En el informe más reciente del CPC de la NOAA se indicó que El Niño se está fortaleciendo, con una probabilidad mayor del 90% de un evento muy fuerte durante el otoño e invierno del Hemisferio Norte 2026-27. Además, se mencionó la probabilidad (69%) de superar la intensidad de los eventos de El Niño previos en el registro que data desde 1950» (negrilla fuera de texto).

Según la información reportada por XM S.A. E.S.P., los aportes hídricos agregados del sistema de los últimos cuatro (4) meses, se ubican por debajo de la media histórica, resaltando que, en lo corrido del mes de agosto, se ubican por debajo del percentil 10 del registro histórico desde 1983.

La demanda, para el mes de julio, cerró por debajo del límite superior del intervalo de confianza (IC) 68% de la proyección de demanda publicada por la UPME, sin embargo, estuvo 4,5 GWh/día, por encima del escenario medio proyectado. En lo corrido del mes de agosto, la demanda se encuentra 1,1 GWh/día por encima del escenario medio de la proyección de demanda. Adicionalmente, en algunos días de la estación de invierno, en particular en los meses de junio, julio y agosto, se han reportado valores superiores a los 260 GWh/día.

El Centro Nacional de Despacho (CND), mediante la comunicación con radicado CREG E2026012413, indicó la necesidad de aumentar la generación térmica en el sistema para garantizar la atención de la demanda, en el siguiente sentido: 

… Sin embargo, el seguimiento reciente de las variables energéticas evidencia que la evolución real de los aportes hídricos se ha mantenido, desde junio, por debajo de la hidrología histórica correspondiente al período 2015-2016, considerada la más crítica registrada a la fecha. En particular, los aportes alcanzaron valores de 76,53 % en junio, 78,8 % en julio y 71,44 % en lo corrido de agosto. Esta condición ha llevado a que, desde el 3 de agosto, el embalse agregado real del SIN se ubique por debajo de la curva Senda-X.

Adicionalmente, esta situación ha provocado una disminución significativa de las reservas del sistema, incrementando el riesgo de deterioro de la confiabilidad del SIN, especialmente ante la reducción progresiva de los aportes hídricos asociada al desarrollo y fortalecimiento del actual evento climático El Niño.

En este contexto, y en la medida en que el nivel de los embalses continúe alejándose de la senda de referencia y se acentúe la disminución de los aportes hídricos, es necesario contar con mayores niveles de generación térmica que permitan recuperar las reservas y conducir gradualmente los embalses hacia los niveles definidos por dicha senda.

En línea con lo anterior, los resultados más recientes del análisis energético con horizonte de una semana, bajo el supuesto de que se mantengan los aportes observados durante la última semana, indican que la generación térmica promedio requerida para la semana que inicia debería ubicarse en niveles superiores a 90 GWh/día.

Por lo anterior, resulta fundamental materializar una mayor generación térmica en la operación en tiempo real, mediante la adopción de medidas como la activación del ESRD o el establecimiento de una meta térmica, con el fin de mitigar la pérdida de reservas y fortalecer la confiabilidad del sistema…

 (negrilla fuera de texto)

El Boletín Energético 356 del 21 de agosto de 2026 de XM S.A. E.S.P., da cuenta del riesgo financiero del mercado y señala que la cartera del mercado de energía mayorista, con corte a esa fecha, asciende aproximadamente a cuatro (4) billones de pesos, de los cuales cerca del 60% corresponde a agentes generadores (2,3 billones de pesos) y, de estes valor, aproximadamente el 80% corresponde a generadores térmicos, lo que evidencia una presión significativa sobre el flujo de caja de los agentes que, durante el fenómeno de El Niño, deberán atender una alta exigencia de generación térmica.

Los análisis realizados, así como la respuesta a los comentarios recibidos al Proyecto de Resolución CREG 701 143 de 2026, se encuentran en el Documento CREG 901 431 de 2026 que acompaña la presente resolución.

En criterio de esta Comisión, y teniendo en cuenta que, con base en la situación energética actual es imprevisible determinar los aportes hídricos y el crecimiento de la demanda de energía en el plazo inmediato, así como el nivel de los embalses respecto de la senda referencia en el corto plazo, y anticipando los irresistibles efectos del inminente fenómeno de El Niño que el Climate Prediction Center de la NOAA y el IDEAM anuncian, se hace necesario adoptar de forma inmediata una medida transitoria asociada con la generación térmica con el fin de garantizar la seguridad en el suministro de energía eléctrica durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño 2026-2027, por lo que en aplicación del artículo 4 del Decreto 2897 de 2010, compilado en el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015, la presente resolución no se envió al trámite de abogacía de la competencia ante la SIC.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión N.° 1490 del 27 de agosto de 2026, acordó expedir esta resolución.

En consecuencia,

RESUELVE:

CAPÍTULO I. DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. Objeto. La presente resolución adopta medidas transitorias para asegurar el abastecimiento de energía ante el fenómeno de El Niño 2026-2027.

Artículo 2. Ámbito de aplicación. Las disposiciones de esta resolución aplican al Centro Nacional de Despacho (CND), al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y a los agentes generadores, comercializadores y demás participantes del Mercado de Energía Mayorista, en los términos aquí previstos.

Artículo 3. Definiciones. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales:

Año hidrológico. Período comprendido por los períodos estacionales de invierno y verano, definidos en la Resolución CREG 025 de 1995, entre el 1 de mayo de un año y el 30 de abril del año siguiente.

Curva ISO-GT. Trayectoria diaria del nivel del embalse parcial del sistema, expresado en porcentaje, que resulta de suponer una generación térmica constante durante el año hidrológico, calculada conforme al Anexo 1 de la presente resolución.

Embalse parcial del sistema. Suma en energía del volumen útil de los embalses del Sistema Interconectado Nacional (SIN), expresada en GWh/mes, con excepción de los embalses de la cadena de Bogotá. El aporte del sistema Bogotá al balance de atención de la demanda se incorpora mediante la ENFICC de la planta PAGUA.

Generación Térmica (GT). Valor de generación térmica diaria y constante, expresado en GWh/día, asociado a la curva ISO-GT en la que se debería ubicar el nivel real del embalse parcial del sistema.

GTPM7. Generación térmica, para la atención de la demanda nacional, promedio móvil de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo, expresada en GWh/día.

HidCrítica. Serie de aportes hídricos representativa de condiciones hidrológicas severas, expresada en GWh/mes, definida por la CREG conforme al artículo 8 de la presente resolución.

Umbral ISO-Térmica. Curva ISO-GT que corresponde al valor mínimo de generación térmica, expresado en GWh/día, para cada año hidrológico y para cada actualización, como límite inferior de la zona de seguimiento. Este valor es definido por la CREG.

Nivel ENFICC Probabilístico, NEP. Nivel del embalse de una planta hidráulica suficiente para generar la ENFICC Base de la planta aún en la condición más crítica de aportes históricos, definido conforme a la regulación vigente, expresado en porcentaje.

Nivel de Probabilidad de Vertimiento, NPV. Nivel del embalse de una planta hidráulica a partir del cual existe probabilidad de vertimiento, definido conforme a la regulación vigente, expresado en porcentaje.

Período de Riesgo de Desabastecimiento. Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, que inicia y finaliza conforme a los artículos 6 y 7 de la presente resolución.

Precio de Bolsa Períodos Punta, PBP. Precio de Bolsa Nacional promedio aritmético del predespacho ideal, calculado con las ofertas remitidas por los agentes generadores para el día de operación para los períodos que comprende las horas desde las 10 y hasta las 21 horas en $/kWh.

Las demás expresiones utilizadas en esta resolución tendrán el significado que les asigna la regulación vigente.

CAPÍTULO II. SEGUIMIENTO DEL SISTEMA, INICIO Y FINALIZACIÓN DEL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

Artículo 4. Indicadores para el seguimiento del sistema. Los indicadores para el seguimiento del sistema serán los siguientes:

a.    Indicador NE parcial. Compara el nivel real del embalse parcial del sistema, expresado en porcentaje de su volumen útil, con el umbral ISO-térmica vigente y con la curva ISO-GT en la que dicho nivel se ubica.

b.    Indicador PBP. Compara el PBP con el Precio de Escasez de Activación del Cargo por Confiabilidad, PEA, en los últimos siete (7) días calendario. El indicador PBP se considerará en nivel alto cuando el PBP sea mayor al PEA en al menos cuatro (4) de dichos días; en caso contrario, se considerará en nivel bajo.

c.     Indicador GT. Compara la GTPM7 con el valor de generación térmica objetivo de la curva ISO-GT en la que se ubica el nivel real del embalse parcial del sistema.

Artículo 5. Condición del sistema. La condición del sistema, de acuerdo con la combinación de los indicadores del artículo 4, será la siguiente:

a.    Seguimiento. Cuando el nivel real del embalse parcial del sistema sea mayor o igual al umbral ISO-térmica.

b.    Vigilancia. Cuando el nivel real del embalse parcial del sistema sea menor al umbral ISO-térmica y la GTPM7 sea mayor o igual al valor mínimo de generación térmica de la curva ISO-GT correspondiente.

c.     Alerta. Cuando el nivel real del embalse parcial del sistema sea menor al umbral ISO-térmica, el indicador PBP esté en el nivel bajo y la GTPM7 sea menor al valor mínimo de generación térmica de la curva ISO-GT correspondiente.

Parágrafo. En caso de que el sistema se encuentre en una situación de racionamiento programado, no se dará aplicación a las disposiciones de la presente resolución, sino al Estatuto de Racionamiento vigente.

Artículo 6. Inicio del Período de Riesgo de Desabastecimiento. El CND identificará la condición de Alerta y la publicará en su página web. A más tardar el siguiente día calendario el CND o el Consejo Nacional de Operación (CNO), informarán a la CREG su recomendación sobre la pertinencia de activar el mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad de que trata el Capítulo III de esta resolución.

La CREG comunicará su decisión sobre si activa o no el mecanismo, mediante circular de la Dirección Ejecutiva, y en caso de activación, se da inicio al período de riesgo de desabastecimiento.

El día calendario siguiente a la publicación de la circular en la página web de la CREG, en donde se confirme la activación del mecanismo, el CND realizará el programa de despacho económico en aplicación de las disposiciones de la presente resolución, correspondiente a la operación del segundo día calendario siguiente a la publicación de la circular.

Artículo 7. Finalización del Período de Riesgo de Desabastecimiento. El período de riesgo de desabastecimiento finalizará cuando el CND identifique que el nivel real del embalse parcial del sistema, expresado en porcentaje, supere el umbral ISO-térmica y lo publique en su página web.

Parágrafo. La CREG también podrá dar por finalizado el periodo de Riesgo de Desabastecimiento cuando, con fundamento en los análisis y la evolución de las condiciones del sistema, determine que han desaparecido o se han mitigado las condiciones que justificaron su activación. Esta decisión será comunicada mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

.,Artículo 8. Procedimiento para definir las curvas ISO-GT. La Comisión aplicará el siguiente procedimiento para la definición de las curvas ISO-GT:

a.    Dentro de los primeros quince (15) días calendario del mes anterior al inicio de la estación, el CND y CNO remitirán a la CREG, cada uno por separado, sus propuestas sobre la hidrología crítica de referencia, el umbral ISO-térmica, el nivel mínimo del embalse parcial al final del año hidrológico y las demás variables de entrada del cálculo conforme al Anexo 1, con los supuestos y análisis que las sustentan, así como las curvas ISO-GT resultantes de los parámetros y variables propuestas.

b.    Dentro de los diez (10) días calendario siguientes al vencimiento del plazo anterior, la Comisión analizará y determinará los parámetros y variables del cálculo y los comunicará mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

c.     El CND calculará las curvas ISO-GT conforme al Anexo 1 de la presente resolución y las publicará en su página web, junto con el documento soporte del cálculo y los insumos utilizados, a más tardar dos (2) días calendario antes del inicio de la estación.

d.    Las curvas ISO-GT se calcularán en el mes de abril para el año hidrológico comprendido entre mayo del año t y abril del año t+1, y se actualizarán en el mes de noviembre del año t.

El cálculo de las curvas ISO-GT tendrá un proceso iterativo para cada estación en los términos del presente artículo. Previo a la estación de invierno, el cálculo corresponderá para todo el año hidrológico. Así mismo, previo a la estación de verano, el cálculo corresponderá a una actualización para los meses restantes del año hidrológico.

Parágrafo 1. El cálculo de las curvas ISO-GT se podrá actualizar en cualquier momento cuando el CND o el CNO indique a la CREG que las curvas ISO-GT ya no representen los supuestos de las variables de entrada y se requiera un nuevo cálculo. Para ello, aplicará los términos previstos en los literales b., c.  y d. del presente artículo.

Parágrafo 2. Para dar inicio a la aplicación del presente artículo, el plazo del literal a. será de un día calendario a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución. La CREG tendrá un día calendario para analizar y determinar los parámetros y variables de los que trata el literal b. El CND tendrá un plazo de un día calendario para calcular y publicar las curvas a las que hace referencia en el literal c.

Las primeras curvas ISO-GT de las que trata el literal d se calcularán para el período hidrológico comprendido entre el mes en el que se publica en el Diario Oficial la presente resolución del año t y abril del año t+1.

Artículo 9. Periodicidad de la evaluación y publicación. El CND evaluará semanalmente los indicadores de que trata el artículo 4 y publicará el resultado en su página web los días martes. En condición de Vigilancia y de Alerta el CND los evaluará dos (2) veces por semana y publicará el resultado de la evaluación en su página web los días martes y viernes.

Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento el CND evaluará diariamente los indicadores de que trata el artículo 4 y publicará el resultado en su página web.

CAPÍTULO III. MECANISMO PARA EL SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD

Artículo 10. Despacho de un valor mínimo de generación térmica. Durante el período de riesgo de desabastecimiento el CND programará e incluirá en el despacho económico y redespacho la generación térmica necesaria para cumplir, como mínimo, la generación térmica asociada a la curva ISO-GT en la que se ubique el nivel real del embalse parcial del sistema. Cuando dicho nivel se encuentre entre dos curvas ISO-GT, la generación térmica mínima corresponderá al mayor de los dos valores.

La generación térmica mínima se incorporará al despacho económico y redespacho, hasta donde sea posible según las condiciones del SIN. Adicionalmente, se despachará en la base, hasta donde sea posible, la generación de plantas solares y eólicas.

Parágrafo. La energía programada conforme a lo dispuesto en el presente artículo que se genere en la operación real y no resulte en mérito en el Despacho Ideal dará lugar a reconciliación positiva, y el precio de reconciliación será el correspondiente al definido en la Resolución CREG 034 de 2001.

Artículo 11. Criterios para las ofertas de precio. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las ofertas de precio de energía que presenten los agentes generadores deberán realizarse conforme a los siguientes criterios:

a.    Plantas termoeléctricas, con o sin sistema de almacenamiento. Las plantas deberán ofertar de acuerdo con lo establecido en artículo 6 de la Resolución CREG 055 de 1994.

b.    Plantas hidráulicas con regulación de embalse mayor a un día. La oferta de precio deberá considerar la curva lineal de referencia, en $/kWh, definida por los siguientes tres puntos en función del nivel del volumen útil del embalse de cada planta:

b.1.   Primer punto: el Precio de Escasez Superior, PES, del mes correspondiente, en $/kWh, multiplicado por un factor de 1,10 (110%), asociado al nivel mínimo técnico del volumen útil del embalse. Si hubiese una declaración de nivel de embalse inferior al mínimo técnico se le asociará el mismo precio del mínimo técnico.

b.2.   Segundo punto: el PES del mes correspondiente, en $/kWh, más un centavo de peso (0,01 $/kWh), asociado al porcentaje (X%) del volumen útil del embalse que defina la CREG.

b.3.   Tercer punto: los otros costos variables, OCV, definidos en la Resolución CREG 034 de 2001, asociado al Nivel de Probabilidad de Vertimiento, NPV. Si hubiese una declaración de nivel de embalse superior al NPV se le asociará el mismo precio del NPV.

En caso de que para una planta hidráulica no se disponga del NPV este se asumirá como el nivel máximo del embalse. Si el NPV de una planta es igual al mínimo técnico se asumirá el precio del NPV.

c.     Plantas de generación diferentes a las del literal a y b. El precio de oferta deberá considerar los otros costos variables, OCV, definidos en la Resolución CREG 034 de 2001.

Parágrafo 1. El porcentaje (X%) del volumen útil del embalse asociado al segundo punto del literal b.2 del presente artículo será propuesto por el CND,   en la misma oportunidad del procedimiento para definir las curvas ISO-GT del artículo 8 de la presente resolución.

La Comisión analizará y determinará el valor de dicho porcentaje, el cual comunicará mediante la circular de que trata el artículo 8 de la presente resolución.

En cualquier momento, la CREG podrá actualizar el porcentaje (X%) del volumen útil cuando identifique su necesidad. La actualización aplicará a partir del día siguiente al momento en que la CREG decida su modificación y se informe mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

Parágrafo 2. Si el porcentaje (X%) del volumen útil coincide con el nivel mínimo técnico, o con el NPV, no existirá el segundo punto.

Parágrafo 3. Para la planta GUATRON solo se tendrá en cuenta el embalse MIRAFLORES. A la planta PAGUA le aplicarán las reglas dispuestas en el literal c del presente artículo.

Parágrafo 4. En caso de empate se aplicará la regla de desempate prevista en el Anexo 2 de la presente resolución.

Parágrafo 5. Cuando el CND identifique que las ofertas de precio presentadas diariamente por parte de los agentes generadores para plantas termoeléctricas se encuentren fuera de un rango de más o menos diez por ciento (±10%) del valor determinado a partir de sus costos declarados y demás costos de la Resolución CREG 034 de 2001, el CND deberá informarlo el día siguiente hábil a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que adelante las actuaciones de su competencia.

Parágrafo 6. Cuando se identifique por parte del CND que las ofertas de precio presentadas diariamente por parte de los agentes generadores se encuentren fuera de un rango de más o menos diez por ciento (±10%)  de los criterios de referencia establecidos en los literales b. y c. del presente artículo, el CND deberá informarlo el día siguiente hábil a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que adelante las actuaciones de su competencia.

Parágrafo 7. El volumen útil de cada embalse al que se hace referencia en el presente artículo corresponde al declarado diariamente al CND conforme al numeral 6.2 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Parágrafo 8. Durante la aplicación de las disposiciones de la presente resolución no se dará aplicación a lo establecido en el parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 232 de 2015 y las que la modifiquen o adicionen.

Parágrafo 9. El CND publicará en su página web, el día martes de cada semana, un informe en el que identifique únicamente aquellas plantas o unidades y agentes generadores cuyas ofertas de precio se hayan presentado por fuera del rango de más o menos diez por ciento (±10%) de que tratan los parágrafos 5 y 6 del presente artículo. Esta obligación no sustituye el reporte previsto en dichos parágrafos.

Artículo 12. Formación del precio de bolsa. El precio de bolsa se determinará con las ofertas presentadas por los agentes generadores conforme al artículo 11 de la presente resolución.

Parágrafo. Cuando la oferta de precio de una planta de generación supere el costo variable de la planta con el mayor costo variable dentro de la curva de oferta agregada de las plantas con Obligaciones de Energía Firme, OEF, conformada según el literal e) del artículo 2 de la Resolución CREG 140 de 2017, el ASIC considerará dicha oferta en el Despacho Ideal por un valor igual al mayor costo variable.

Artículo 13. Causal de redespacho por Nivel de Probabilidad de Vertimiento. Mientras la condición del sistema sea Alerta y durante el período de riesgo de desabastecimiento constituye causal de redespacho la declaración que efectúe el agente durante el día de operación en el sentido de que el nivel de su embalse superó el Nivel de Probabilidad de Vertimiento, NPV, y se encuentra vertiendo. En consecuencia, la planta, de ser posible, será despachada por el CND en la base hasta que el agente declare la terminación del vertimiento.

Parágrafo. La planta hidráulica que se encuentre vertiendo no podrá prestar el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, AGC, mientras persista dicha condición. Lo anterior siempre que exista otro u otros recursos de generación a los que se le pueda reasignar el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. El CND excluirá a la planta de la asignación de AGC a partir del redespacho que se origine en la declaración de que trata el presente artículo y hasta que el agente declare la terminación del vertimiento.

Artículo 14. Exportaciones de energía durante el período de riesgo de desabastecimiento. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones de energía TIE definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las reglas definidas en el Anexo 3 de la presente resolución.

CAPÍTULO IV

DISPOSICIONES FINALES

Artículo 15. Comportamientos esperados. Los participantes del mercado de energía mayorista deben actuar conforme a lo establecido en la Resolución CREG 080 de 2019, absteniéndose de realizar prácticas que tengan la capacidad, el propósito o el efecto de no cumplir con lo previsto en esta resolución, o reducir, restringir o prevenir la competencia.

Artículo 16. Suspensión de la aplicación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento. La presente resolución suspende íntegramente la aplicación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento contenido en la Resolución CREG 026 de 2014 con sus anexos y la Resolución CREG 155 de 2014 hasta que se expida la resolución definitiva que modifique el mencionado estatuto o hasta el 31 de mayo de 2027, lo que primero ocurra.

Artículo 17. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Dada en Bogotá, D.C., a los veintisiete (27) días del mes de agosto de 2026.

 

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

 

 

MARÍA NOHEMI ARBOLEDA ARANGO	ADRIANA JIMÉNEZ DELGADO
Ministra de Minas y Energía	Directora Ejecutiva
Presidente

 

ANEXO 1

METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LAS CURVAS ISO-GT

1.    Objeto

Determinar los niveles de referencia del embalse parcial del sistema asociados a cada nivel de generación térmica objetivo, bajo condiciones hidrológicas críticas para preservar la confiabilidad energética durante el año hidrológico.

2.    Insumos

Los insumos del cálculo se acuerdan y se documentan conforme al artículo 8 de esta resolución y son los siguientes:

a.    Valor mensual de la demanda, tomando como referencia la última proyección publicada por la UPME.

b.    Escalones de generación térmica objetivo, con un valor mínimo en GWh/día. Un paso de cinco (5) GWh/día y un valor máximo igual a la ENFICC del parque térmico.

c.     Variable de generación esperada, mensual y en energía, del sistema de Bogotá modelada con la ENFICC de la planta PAGUA; y de generación de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, FNCER, despachadas centralmente modeladas con su valor de ENFICC.

d.    Variable de generación esperada, mensual y en energía, de las plantas filo de agua y no despachadas centralmente, PNDC: FNCER PNDC, hidráulicas PNDC y térmicas PNDC.

e.    Variable de desbalance hídrico, mensual y en energía.

f.      Serie crítica de aportes hídricos, mensual y en energía, representativa de hidrología severa, para todos los embalses salvo los del sistema Bogotá.

g.    Vertimientos mensuales y en energía.

h.    Cotas del cálculo: un límite inferior de V% del volumen útil, mensual y en energía, correspondiente al valor mínimo de embalse parcial para el final de la estación de verano, 30 de abril del año t+1. Más el límite superior del cien por ciento (100%).

3.    Ecuaciones de balance

Para cada mes del año hidrológico se resuelven dos balances acoplados.

a.    Balance de atención de la demanda:

Se despeja la generación hidráulica requerida tomando la generación térmica objetivo como valor fijo del escalón:

Donde:

	Generación hidráulica en el mes m, expresada en GWh
	Proyección de demanda en el mes m, expresada en GWh, tomando como referencia la última proyección de demanda de la UPME, de acuerdo con la demanda a utilizar aprobada por la CREG en los términos del artículo 8 de la presente resolución.
	Generación térmica objetivo en el mes m, expresada en GWh, para cada una de las ISO-GT según el valor objetivo, el paso de aumento de generación y el valor máximo. En los términos del literal b. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Generación FNCER en el mes m, expresada en GWh, y equivalente a su ENFICC. En los términos del literal c. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Generación FNCER PNDC esperada en el mes m, expresada en GWh. En los términos del literal d. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Generación térmica PNDC esperada en el mes m, expresada en GWh. En los términos del literal d. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Generación hidráulica PNDC y filo de agua esperada en el mes m, expresada en GWh. En los términos del literal d. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Generación de la planta PAGUA en el mes m, expresada en GWh, y equivalente a su ENFICC. En los términos del literal c. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.

b.    Balance de continuidad del embalse parcial:

Se relaciona el nivel de embalse parcial entre el inicio y el fin de cada mes:

	Suma de energía expresada en GWh, al inicio del mes m, del volumen útil de los embalses del SIN descontando el sistema de Bogotá.
	Suma de energía expresada en GWh, al final del mes m, del volumen útil de los embalses del SIN descontando el sistema de Bogotá.
	Generación hidráulica en el mes m, expresada en GWh
	Desbalance hídrico en el mes m, expresado en GWh. En los términos del literal e. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Aporte de hidrología crítica en el mes m, expresado en GWh. En los términos del literal f. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.
	Vertimientos en el mes m, expresado en GWh. En los términos del literal g. del numeral 2 del Anexo 1 de la presente resolución.

4.    Procedimiento de cálculo

a.    Anclar el punto de llegada, fijando el nivel del embalse parcial del sistema al 30 de abril en la cota inferior definida por la CREG.

b.    Calcular hacia atrás, mediante la expresión:

c.     Recorrer el año hidrológico en sentido inverso, mes a mes, hasta obtener el nivel al 31 de mayo del año inicial. La secuencia obtenida constituye la curva ISO-GT.

d.    Aplicar las cotas inferior y superior en cada mes antes de continuar el retroceso.

e.    Repetir el procedimiento para cada escalón de generación térmica objetivo y conformar el mapa de niveles de referencia.

f.      Tomar el punto de inicio, fijando el nivel del embalse parcial del sistema al 1 de mayo del año inicial en la cota inferior definida por la CREG.

5.    Expresión diaria de las curvas ISO-GT

La curva resultante deberá expresarse en valores diarios obtenidos de una interpolación lineal de los valores mensuales.

ANEXO 2

METODOLOGÍA DE DESEMPATE DE OFERTAS DE PLANTAS HIDRÁULICAS

1.    En adición a la regla de desempate aleatorio prevista en la regulación, en caso de empate entre ofertas de plantas hidráulicas con embalse, el desempate se resolverá en función del factor de reserva de cada planta, calculado para el día d conforme a la fórmula del presente numeral. Las plantas se ordenarán de mayor a menor factor de reserva y se despachará primero la de mayor factor de reserva, y así sucesivamente. Si dos o más plantas presentan idéntico factor de reserva, el CND resolverá el orden mediante proceso aleatorio.

Cuando el factor de reserva de una planta resulte negativo, esto es, cuando su volumen útil sea inferior a su Nivel de ENFICC Probabilístico, la planta se ordenará después de todas aquellas cuyo factor de reserva sea igual o superior a cero, y entre ellas se aplicará el mismo criterio de mayor a menor factor de reserva.

Para el cálculo del factor de reserva se aplicará la siguiente fórmula:

Donde:

	Factor de reserva expresado en días
	Volumen Útil del embalse de la planta declarado diariamente al CND conforme al numeral 6.2 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 y las que la modifiquen o adicionen, en el día d, expresado en MWh, aplicando los factores de conversión disponibles en el CND al momento de la aplicación.
	Nivel de ENFICC Probabilístico de la planta en el día d, expresado en MWh. Si para un embalse no se dispone del NEP se asumirá igual al Mínimo Técnico.
	Capacidad Efectiva Neta de la planta, expresada en MW. El producto CEN × 24 corresponde a la energía, en MWh, que la planta generaría en un día operando a plena capacidad.

2.    En caso de empate entre ofertas de plantas hidráulicas con embalse que declaren la condición de vertimiento, aplicará el desempate por medio de proceso aleatorio.

 

ANEXO 3

REGLAS PARA LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO

Durante el período de riesgo de desabastecimiento las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las siguientes reglas:

1.    Solo se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, y únicamente con posterioridad a la atención de la demanda total doméstica o nacional, haciendo uso de los siguientes recursos que no se requieran en el despacho económico para cubrir dicha demanda:

1.1.   Generación de plantas solares, eólicas e hidráulicas en condición de vertimiento cuando por las condiciones del SIN no sea factible incrementar su generación para cubrir la demanda nacional.

1.2.  Generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos.

2.    El ASIC liquidará y facturará todos los costos en que incurra el mercado exportador, incluyendo los costos adicionales causados por esta operación para la entrega de la energía eléctrica, según lo establecido en la regulación para las exportaciones de corto plazo.

3.    El precio de generación de exportación por generación de seguridad en el país importador será el de la planta con mayor precio ofertado, incrementado con los precios de arranque-parada variabilizados por la generación.

4.    Las características técnicas de los recursos de generación deberán ser consideradas para efectos de la formación del precio de exportación, teniendo presente que deben liquidarse en los períodos de exportación todos los costos asociados, incluso aquellos que se presentan en períodos distintos a los períodos de exportación.

5.    En el evento en que se esté atendiendo con generación de seguridad las exportaciones a los países con que se realizan intercambios de energía, los precios de generación para cada exportación se estimarán con el recurso más costoso que atienda cada una de ellas, iniciando con el país con el cual se tienen acuerdos regulatorios.

6.    En ningún caso la exportación podrá comprometer el cumplimiento del valor mínimo de generación térmica previsto en el artículo 10 de la presente resolución.

7.    El procedimiento para la programación y liquidación de las transacciones por seguridad del país importador será el siguiente:

7.1.   Programación de las Exportaciones de Energía

Paso 1. Diariamente y antes de las 10:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición de su contraparte el Programa de Importación por Seguridad para cada enlace internacional. 

Paso 2. Diariamente y antes de las 13:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición de su contraparte el Precio de Oferta en el Nodo de Exportación horario para un único segmento correspondiente al programa de importación por seguridad solicitado y el Precio Máximo de Importación.

Paso 3. El Operador del Sistema que haya solicitado generación de seguridad, entre las 13:00 y las 13:35 horas, deberá indicar a su contraparte que reafirma en su totalidad el programa de importación de seguridad solicitado; dicho programa de generación de seguridad no podrá sufrir cambios al reportado inicialmente.

El Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación estará dado por la siguiente expresión:

Donde el Costo_Planta_i corresponde al costo total incurrido para atender el programa de generación de seguridad variabilizado en este programa. En caso de que se atienda con recursos de generación que tenga tiempos en línea superiores al horizonte del despacho se tendrá en cuenta la información disponible para realizar el mejor estimativo de costos.

7.2.   Liquidación de las Exportaciones de Energía

Para efectos de la liquidación de las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento, el ASIC tendrá en cuenta la información operativa de las exportaciones programadas según lo previsto en el numeral 1 del presente anexo, así:

7.2.1.     Liquidación de los recursos que atienden la generación por seguridad del país importador

La liquidación de los recursos que atienden la generación por seguridad del país importador se realizará bajo los siguientes criterios:

a.   La generación asociada será considerada en el mercado de energía mayorista de acuerdo con las reglas establecidas en la regulación vigente.

 

b.   A las plantas que operaron y que fueron identificadas por el CND para cubrir generación de seguridad en el país importador, se les asignará una remuneración adicional, de presentarse, valorando la exportación de energía al precio establecido en el numeral 3 del presente anexo, restando los pagos obtenidos por transacciones de energía en la bolsa.

 

c.   Para aquellos casos en los cuales un recurso de generación que opera con combustible líquido se encuentre simultáneamente atendiendo importación por seguridad del país importador y generación para la demanda nacional, el valor de los costos de arranque y parada será distribuido de manera proporcional a las generaciones destinadas a cada uno de los países.

7.2.2.     Tratamiento de la demanda del país importador en el despacho ideal y liquidación de la exportación

En virtud de que las transacciones internacionales de electricidad en condiciones de Riesgo de Desabastecimiento deben cumplir lo previsto en el presente anexo, la demanda de energía resultante de la exportación tendrá el siguiente tratamiento:

a.    No se modificarán las reglas para la consideración de la demanda que se debe cubrir en el despacho ideal, es decir, el despacho ideal se realizará considerando la demanda nacional, la demanda del despacho económico coordinado (demanda TIE) y la demanda internacional.

b.    Los segmentos de generación ideal para la atención de la demanda TIE o demanda internacional, serán tenidos en cuenta para la formación de los precios de exportación.

c.     Para la liquidación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de las que trata la Resolución CREG 004 de 2003, se considerarán todos los cargos de exportación necesarios para la remuneración de todos los costos en los que incurre el país exportador, incluyendo el máximo valor entre el Precio de Bolsa TIE, el precio definido en el numeral 3 del presente anexo y el costo marginal del mercado importador.