Resolución 101_109 de 2026 CREG
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RESOLUCIÓN 101 109 DE 2026
(junio 5)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
<Publicado en la página web de la CREG: 5 de junio de 2026>
Diario Oficial No. 53.517 de 9 de junio de 2026
Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 10 de junio de 2026
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se definen las condiciones de competencia, la garantía de puesta en operación y la fórmula de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los contratos resultantes, para el Mecanismo de contratación convocado mediante la Resolución 40208 de 2026 del Ministerio de Minas y Energía y se dictan otras disposiciones derivadas de su ejecución
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 1260 de 2013
CONSIDERANDO QUE:
El artículo 334 de la Constitución establece que 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, 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 señala que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.
El artículo 370 de la Constitución Política señala que le corresponde al Presidente de la República, señalar las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, con sujeción a la ley.
Atendiendo lo dispuesto en el artículo 3 de la Ley 142 de 1994, dentro de los fines que persigue la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encuentra la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia y la no utilización abusiva de la posición dominante. Así mismo, dentro de los instrumentos que permiten dar cumplimiento a dichos fines se encuentra la regulación, incluyendo la fijación de metas de eficiencia y la definición del régimen tarifario.
El artículo 35 de la Ley 142 de 1994 establece que las empresas de servicios públicos que tengan posición dominante en un mercado tienen que adquirir el bien o servicio que distribuyan, por medio de procedimientos que aseguren posibilidad de concurrencia a los eventuales contratistas en igualdad de condiciones.
El literal a) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994 establece como funciones especiales de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular las actividades de los sectores de energía y gas combustible propiciando la competencia en el sector de minas y energía, proponiendo la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. Así mismo, podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.
Según lo definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, la eficiencia económica es uno de los criterios necesarios para definir un régimen tarifario. Según este numeral, la eficiencia permite que las fórmulas tarifarias tengan en cuenta los costos y los aumentos de productividad para luego ser distribuidos entre la empresa y los usuarios, tal y como ocurre en un mercado competitivo. El mismo criterio exige, además, que no se trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente.
El artículo 4 de la Ley 143 de 1994, establece que 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 define 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.
El artículo 23 de la Ley 143 de 1994 incluye dentro de las funciones de la CREG la de crear las condiciones para una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia. Para el cumplimiento de esta función, en el sector eléctrico, la oferta eficiente tendrá en cuenta la capacidad de generación de respaldo, la cual será valorada por la CREG, según los criterios que establezca la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, en el plan de expansión.
El artículo 33 de la Ley 143 de 1994 establece que la operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país.
El artículo 42 de la Ley 143 de 1994 señala que las compras de electricidad deben realizarse mediante mecanismos que estimulen la libre competencia.
Los mecanismos de contratación a largo plazo deben propender por la formación de señales eficientes de precio, reflejando condiciones de competencia efectiva entre los agentes participantes, evitando concentraciones de mercado que puedan afectar el bienestar de los usuarios, y garantizando que los costos trasladados a la tarifa correspondan a resultados obtenidos en condiciones competitivas y eficientes.
El artículo 85 de la Ley 143 de 1994 establece que "las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos".
Mediante la Resolución CREG 025 de 1995 y sus modificaciones, se estableció el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del SIN, en donde se definen, entre otros, los criterios de planeamiento del Sistema de Transmisión Nacional, STN, y los requisitos técnicos mínimos para el diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación y mantenimiento que todo usuario debe cumplir por o para su conexión al STN.
Mediante la Resolución CREG 070 de 1998 se estableció el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, donde se señalan las condiciones para la conexión al Sistema de Distribución Local, SDL.
Mediante la Resolución CREG 061 de 2007, la CREG adoptó las normas sobre las garantías, para el cumplimiento de las obligaciones asociadas al Cargo por Confiabilidad, en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 071 de 2006 y sus modificaciones.
A través de la Resolución CREG 080 de 2019, la CREG definió un marco regulatorio general en el que se establecen los lineamientos sobre los comportamientos esperados de los agentes que participan en la prestación del servicio. En este sentido, se establecieron normas generales de comportamiento concordantes con un buen funcionamiento del mercado, el libre acceso a los bienes esenciales, la transparencia, la neutralidad, la eficiencia, la libre competencia, la gestión de los intereses de los usuarios y la no utilización abusiva de la posición dominante.
El Ministerio de Minas y Energía, MME, en ejercicio de sus facultades legales expidió la Resolución MME 40311 de 2020, por medio de la cual establecieron lineamientos de política pública para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el SIN.
Mediante la Resolución CREG 075 de 2021, "Por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional", la CREG definió las condiciones regulatorias para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el SIN, con fundamento en los lineamientos de política pública establecidos por el MME en la Resolución 40311 de 2020, señalando los criterios y procedimientos a tener en cuenta por parte de los involucrados en esta actividad.
El artículo 24 de la Resolución CREG 075 de 2021, estableció que los interesados a los que se les autorice la conexión de un proyecto de generación al SIN deberán garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada para proyectos clase 1, en las condiciones y plazos del concepto de conexión, mediante el otorgamiento de la respectiva garantía para reserva de capacidad.
El MME expidió la Resolución MME 40042 de 2024, modificando el numeral 7 del artículo 4 de la Resolución MME 40311 de 2020, y, en particular, respecto de las garantías a cargo de los desarrolladores de proyectos de generación, adicionó que:
"(…) 7.8. La CREG regulará el esquema de las garantías que respalden la utilización de la capacidad de transporte asignada o la FPO, de forma articulada con otros tipos de garantías que deban constituir los desarrolladores. La articulación entre garantías a que se refiere este numeral debe procurar que garantías distintas no cubran el mismo riesgo y promover que una misma garantía pueda cubrir simultáneamente varios riesgos.
7.9. El esquema de las garantías que respalden la utilización de la capacidad de transporte asignada o la FPO, de forma articulada con otros tipos de garantías que deban constituir los desarrolladores, deberá preferir en la medida de lo posible y considerando la eficacia de su ejecución, las garantías u otros instrumentos equivalentes que afecten lo menos posible la liquidez de los proyectos. (…)"
(Subraya fuera de texto)
El Gobierno Nacional expidió el Decreto 1091 de 2025 Por el cual se adiciona la Sección 10 al Capítulo 2, Título III, Parte 2, Libro 2, al Decreto número 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, en lo relacionado con los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación, almacenamiento, transmisión, distribución, y otros servicios relacionados con el servicio de energía eléctrica y se dictan otras disposiciones.
El artículo 2.2.3.8.10.6. adicionado por el artículo 1 del Decreto 1091 de 2025, estableció las condiciones mínimas de los mecanismos de contratación y facultó a la CREG, para que el marco de sus competencias incorpore en el diseño en particular las condiciones requeridas para armonizar los resultados obtenidos con las metodologías tarifarias correspondientes, en particular estableció:
(…) vii. Determinar las condiciones de remuneración según corresponda, observando, como mínimo, criterios de transparencia, participación y rigor metodológico, con el fin de que los valores resultantes se aproximen, en la mayor medida posible, a aquellos que se generen en un entorno de libre mercado. (…)
PARÁGRAFO 2o. En caso de que se identifiquen condiciones adicionales la CREG o la UPME, en el ámbito de sus competencias, de manera independiente, podrán incorporarlas en el diseño particular de cada Mecanismo a implementar, reconociendo sus características técnicas, económicas y su rol estratégico en la diversificación de la matriz energética."
Mediante la Resolución CREG 101 094 de 2025, se adoptaron medidas transitorias para la asignación de capacidad de transporte de proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos y otras disposiciones, las cuales se aplicarán hasta que la CREG publique la regulación con la actualización normativa de las disposiciones de asignación de capacidad de transporte que se encuentran definidas en la Resolución CREG 075 de 2021 y sus modificaciones.
El MME expidió la Resolución MME 40178 del 30 de marzo de 2026, la cual tiene por objeto adoptar lineamientos para la implementación, ejecución y administración del Mecanismo de contratación de proyectos de generación, almacenamiento, transmisión y distribución de energía eléctrica, en cumplimiento de las finalidades establecidas en el Decreto 1091 de 2025; y en su parte motiva, se manifestó que con la expedición de esta normativa se promueve la diversificación de la matriz energética, la mitigación de los efectos de la variabilidad y el cambio climático, se previene y gestiona el riesgo de atención de la demanda futura y la oferta de energía mediante la incorporación de proyectos de generación al sistema eléctrico colombiano.
El artículo 5 de la Resolución MME 40178 de 2026, estableció que el MME al momento de designar a una persona jurídica pública o privada o mixta para la implementación, ejecución y administración del mecanismo, preverá los recursos necesarios para el cumplimiento del objeto de dicha designación.
Adicionalmente, el artículo 22 de la Resolución MME 40178 de 2026, estableció que la entrada en operación comercial de los proyectos adjudicados en los mecanismos objeto de la resolución, se respaldará mediante los instrumentos de garantía previstos en la regulación vigente de la CREG, según la naturaleza del proyecto y su esquema de conexión, observando los lineamientos de política establecidos en la Resolución MME 40311 de 2020, modificada por la Resolución MME 40042 de 2024 del MME.
El MME expidió la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, la cual tiene por objeto convocar y definir los aspectos técnicos del Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica, en cumplimiento de los objetivos y lineamientos establecidos en el artículo primero del Decreto 1091 de 2025 y la Resolución MME 40178 de 2026.
El artículo 7 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, estableció que los Compradores y Vendedores que participen en el Mecanismo de contratación de energía eléctrica que se convoca podrán presentar ofertas por cuatro (4) productos de contratos de energía, sobre los cuales, podrán ser verificados en cumplimiento de indicadores de competencia, en caso de que la CREG lo considere pertinente.
El artículo 17 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, estableció que la Fecha de Entrada en Operación Comercial de las plantas de generación presentadas por los Vendedores adjudicatarios en el Mecanismo será, como máximo, el treinta y uno (31) de diciembre de 2029 o el treinta y uno (31) de diciembre de 2034, según corresponda al producto en el cual haya quedado adjudicado. En ambos casos, dicha fecha podrá ser modificada unilateralmente por el Vendedor, por un término máximo de dos (2) años posterior a la fecha de inicio de las obligaciones adquiridas con la celebración de los respectivos contratos de energía de largo plazo adjudicados en el marco del Mecanismo.
El artículo 19 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, estableció que la CREG deberá definir, cuando así lo considere pertinente, indicadores de competencia para el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica del que trata dicha resolución.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en su sesión 1453 del 30 de abril de 2026, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución 701-125 de 2026 por el término de diez (10) días hábiles contados a partir de su publicación en el portal web de la CREG, en aplicación de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 2.1.2.1.1.3.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 05 de 2025 y el artículo 34 de la Resolución CREG 105 de 2023.
Durante el período de consulta se recibieron observaciones de veinte (20) remitentes (generadores, comercializadores, organizaciones gremiales del sector, XM, la SSPD, entre otros). Los ciento dieciséis (116) comentarios recibidos fueron analizados en su totalidad y se documentaron en la matriz anexa al documento de soporte que acompaña esta resolución.
Conforme al Decreto 1074 de 2015 y la Resolución SIC 44649 de 2010, la CREG dio respuesta al cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia del presente acto administrativo. Como resultado del cuestionario se encontró que el contenido del presente acto administrativo debe ser remitido para concepto previo de abogacía de la competencia.
En sesión CREG No. 1464 del 22 de mayo de 2026 se aprobó el envío de estas reglas para concepto previo de abogacía de la Competencia por parte de la SIC.
Mediante radicado 26-211444-1, la SIC emitió concepto previo de abogacía de la competencia en los siguientes términos:
"(…) como mecanismo de monitoreo y como una forma óptima de obtener información sobre este tipo de efectos trasversales, esta Superintendencia recomendará a la CREG considerar la inclusión, dentro de las responsabilidades del Auditor previstas en el artículo 11 del proyecto34, reportar también la participación acumulada de cada vendedor a través de la totalidad de los productos (siendo el máximo 4 productos) en los que haya resultado adjudicatario. Este reporte, sin efectos vinculantes sobre la adjudicación ya realizada, proveería a la CREG, al MME y a esta Superintendencia de información relevante para el monitoreo ex post de la concentración en el mercado de contratos de largo plazo y para el diseño de futuros mecanismos, en particular respecto de la conveniencia de complementar el indicador por subasta con una verificación agregada cuando la arquitectura del mecanismo sea multiproducto".
En línea con lo anterior, la SIC presentó la siguiente recomendación:
"En relación con el artículo 11: Considerar incluir dentro del reporte del Auditor, la participación acumulada de cada vendedor a través de la totalidad de los productos (siendo el máximo 4 productos) en los que haya resultado adjudicatario".
Con el fin de atender la recomendación señalada por la autoridad de competencia, esta Comisión incluye en el artículo 11 de esta resolución, el literal iii), con la obligación de que el Auditor incluya en su informe la participación acumulada de cada vendedor a través de la totalidad de los productos en los que haya resultado adjudicatario.
En sesión CREG No. 1470 del 5 de junio de 2026 se aprobó la expedición de la presente resolución.
RESUELVE:
GENERALIDADES.
ARTÍCULO 1o. OBJETO. Definir las disposiciones relacionadas con el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica convocado mediante la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, que por competencia corresponden a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, siendo estas: i) las reglas de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los contratos resultantes del Mecanismo de contratación; ii) las condiciones de competencia que propendan por un proceso de asignación eficiente en el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica; iii) la garantía de fecha de puesta en operación comercial que deben entregar los Vendedores que resulten adjudicados en el Mecanismo.
ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los Vendedores y Compradores que participen en el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica convocado mediante la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026.
ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994, y en la regulación expedida por la CREG, las siguientes:
Auditor: Es la persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las responsabilidades y deberes establecidos en la Resolución MME 40178 de 2026.
Compradores: Son los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista, MEM, que participen u obtengan adjudicación en el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.
Contrato de Energía a Largo Plazo o Contrato: Es un contrato de suministro de energía a largo plazo celebrado entre un Comprador y Vendedor que resultaron adjudicatarios en el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.
Fecha de Entrada en Operación Comercial o Fecha de Puesta en Operación Comercial, FPO: Es la fecha a partir de la cual un proyecto se considera listo para el servicio, cumpliendo con todas las normas vigentes que regulan la materia, lo cual se entiende ocurre cuando el proyecto se declara en operación comercial ante el Centro Nacional de Despacho, CND.
Fecha de Verificación de Puesta en Operación Comercial Inicial, FVPO Inicial: Es la fecha de verificación de puesta en operación comercial inicial que corresponde como máximo al treinta y uno (31) de diciembre de 2029 o el treinta y uno (31) de diciembre de 2034, definida en el artículo 17 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, según corresponda al producto en el cual haya quedado adjudicado el Vendedor en el Mecanismo.
Fecha de Verificación de Puesta en Operación Comercial Última, FVPO Última: Es la fecha de verificación de puesta en operación inicial, FVPO Inicial, modificada de forma unilateral por el Vendedor hasta por un término de máximo de dos (2) años, según lo definido en el artículo 17 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026.
Mecanismo de Contratación a Largo Plazo de Energía Eléctrica, MLP o Mecanismo: Mecanismo para la contratación definido en la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, MME.
Planta y/o Unidad de Generación Nueva: Planta que se encuentra en etapa de desarrollo o en construcción cuya FPO es posterior a la fecha de la ejecución del Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.
Pliegos de Condiciones Específicas: Es el documento publicado por el Subastador que contiene los términos y condiciones específicos para participar en el Mecanismo, incluyendo, entre otros, las reglas para la presentación de propuestas, los requisitos, el cronograma y los criterios de evaluación.
Porcentaje Mínimo de Capacidad de la Planta, PMCP: Relación en porcentaje de la capacidad efectiva neta certificada por el Vendedor al CND, frente a la capacidad de transporte asignada en el concepto de conexión emitido por el responsable de la asignación. Para efectos de esta resolución este porcentaje mínimo debe ser del 90%.
Subastador: Es la persona jurídica designada por el MME para implementar, ejecutar y administrar el Mecanismo.
Vendedores: Personas naturales o jurídicas, propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación, o agentes generadores registrados en el MEM, que participen u obtengan adjudicación en el Mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.
TRASLADO A USUARIOS REGULADOS.
ARTÍCULO 4o. RECONOCIMIENTO DE COSTOS AGREGADOS EN LA FÓRMULA TARIFARIA PARA EL USUARIO REGULADO. Los Compradores que atienden demanda regulada y que suscriban Contratos resultantes de cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía, podrán trasladar los costos de compra resultantes a través del componente de costo de energía (G), del costo unitario de prestación del servicio (CU). Lo anterior, de conformidad con las fórmulas y condiciones establecidas en el artículo 6 de la Resolución CREG 119 de 2007, modificado transitoriamente por el artículo 4 de la Resolución CREG 101 002 de 2022, y en los numerales 1 y 2 del artículo 3 de la Resolución CREG 129 de 2019, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.
ARTÍCULO 5o. INCORPORACIÓN TRANSITORIA EN EL COMPONENTE G. Modifíquese transitoriamente el artículo 6 de la Resolución CREG 119 de 2007, modificado por el artículo 4 de la Resolución CREG 101 002 de 2022, en los siguientes términos:
"El costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
(1)
Donde:
(2)
(3)
Siendo:
(4)
 | Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), del comercializador i para el mes m, calculado conforme al Anexo 1 de la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, sustituya o adicione. |
 | Energía cubierta mediante contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1 con destino al mercado regulado. |
 | Energía cubierta mediante los contratos de largo plazo adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i, liquidados en el mes m-1 con destino al mercado regulado. |
 | Energía cubierta mediante compras realizadas en el mecanismo de comercialización autorizado  , por el comercializador i con destino al mercado regulado, en el mes m-1. |
 | Valor unitario de los costos de participación o de administración centralizada de obligaciones, establecidos expresamente mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía, asumidos por el comercializador i, en cualquiera de los mecanismos administrados por dicho Ministerio para la atención del mercado regulado, correspondiente al mes m-1. |
 | Valor unitario del costo financiero de las garantías de pago del mes m-1 de los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i destinados al mercado regulado. |
 | Demanda comercial regulada del comercializador i en el mes m-1. |
 | Valor unitario de la devolución actualizada financieramente que el comercializador i debe hacer a favor del usuario regulado, en caso de que por incumplimiento de un Vendedor se ejecute la garantía de cumplimiento asociada a Contratos resultantes de cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía con destino al mercado regulado, correspondiente al mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 | Costo de compra de energía a AGPE y GD por parte del comercializador i en el mes m, para el mercado de comercialización j de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquella que la modifique, sustituya o adicione. |
 | Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1 con destino al mercado regulado. |
 | Precio de la energía comprada en Bolsa por el comercializador i, en el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), cuando las cantidades adquiridas en contratos no cubran la totalidad de la demanda regulada. Este valor se calcula de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 119 de 2007 y el Anexo 2 de la Resolución CREG 174 de 2021 o aquellas que las modifiquen, sustituyan o adicionen. |
 | Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de las compras propias del comercializador i mediante los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m-1, con destino al mercado regulado. |
 | Precio de la energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de las compras propias del comercializador i a través del Mecanismo l, liquidadas en el mes m-1, según lo definido en la regulación. |
 | Precio promedio ponderado asociado a los contratos de largo plazo adjudicados al comercializador i actualizado para el mes m-1, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh) en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía con destino al mercado regulado. |
 | Valor definido de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 174 de 2021 para el comercializador i, en el mes m-1. |
 | Es el menor valor entre uno (1) menos  , y el resultante de la relación entre la energía comprada en los mecanismos de comercialización autorizados para atender el mercado de usuarios regulados y la demanda comercial del mercado regulado del comercializador i, en el mes m-1. |
 | Valor de á del comercializador i en el mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997 o aquella que la modifique, sustituya o adicione. |
 | Ponderador de los precios de los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, del comercializador i, en el mes m-1. |
 | Ponderador de los precios de los contratos de largo plazo destinados al mercado regulado adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía, al comercializador i, en el mes m-1. |
 | Ponderador de los precios del mecanismo de comercialización autorizado l, del comercializador i, en el mes m-1. |
 | Comercializador i |
 | Mercado de comercialización j. |
 | Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio (CU). |
 | Número de mecanismos de comercialización autorizados para realizar compras de energía con destino al mercado regulado. |
ARTÍCULO 6o. COSTO FINANCIERO DE LAS GARANTÍAS DE PAGO (CUG). Como costo financiero de las garantías de pago (CUG) en la fórmula del componente G se reconocerá el mínimo entre el costo financiero efectivamente incurrido por el comercializador en la constitución de las garantías de pago exigidas para los contratos adjudicados en los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía y el costo valorado con la tasa de endeudamiento preferencial publicada por el Banco de la República para cada mes, calculado de la siguiente manera:
Donde,
 | Valor unitario del costo financiero de las garantías de pago del mes m de los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía al comercializador i destinados al mercado regulado, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 | Costo real de las garantías de pago exigidas para los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía, al comercializador i, objeto de traslado en el mes m, expresado en pesos (COP). |
 | Monto de la garantía de pago exigida para los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía, al comercializador i, objeto de traslado en el mes m, expresado en pesos (COP). |
 | Tasa de interés de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo) del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro), publicada por el Banco de la República con base en la información del formato 414 de la Superintendencia Financiera de Colombia, para el mes m, expresada en su tasa equivalente efectiva mensual. |
 | Demanda comercial regulada del comercializador i en el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh). |
 | Cada uno de los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía objeto de traslado en el mes m, para el comercializador i. |
 | Mes de suministro de energía objeto del traslado de costos. |
 | Número total de contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía objeto de traslado en el mes m, para el comercializador i. |
PARÁGRAFO 1. Para efectos de la aplicación de la fórmula del componente G del mes m, se utilizará el valor de CUGm-1,i. En consecuencia, las variables CRGSA, GE, TPBR y DCR usadas para calcular CUGm-1,i corresponderán al mes m-1.
PARÁGRAFO 2. La fórmula prevista en el presente artículo aplicará a los contratos adjudicados en cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía, cuya adjudicación ocurra a partir de la entrada en vigor de la presente resolución.
ARTÍCULO 7o. COSTOS DE PARTICIPACIÓN O DE ADMINISTRACIÓN CENTRALIZADA DE OBLIGACIONES (CPSA). El traslado al usuario regulado de los costos de participación y administración centralizada comprendidos en la variable CPSA del componente G, observará las siguientes reglas:
i) Fuente normativa. Únicamente serán trasladables aquellos costos que hayan sido expresamente establecidos mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía. Los costos cuya fuente normativa sea distinta no podrán ser incorporados a esta variable.
ii) Costos de causación única. Los costos que se causen por una sola vez se trasladarán al usuario regulado de manera diferida, en partes iguales, durante los doce (12) meses calendario siguientes al mes en que el comercializador haya realizado el pago efectivo.
iii) Costos de causación periódica. Los costos cuyo pago corresponda a una periodicidad establecida por el Ministerio de Minas y Energía o por la entidad en la que dicho Ministerio haya delegado su definición, se trasladarán al usuario regulado de manera diferida, en partes mensuales iguales, durante el número de meses calendario equivalente al período al que corresponde el pago, contados a partir del mes siguiente a aquel en que el comercializador haya realizado el pago efectivo. Esta regla aplica con independencia de la periodicidad fijada, sea esta mensual, trimestral, semestral, anual o cualquier otra.
Para efectos del cálculo mensual de la variable CPSA_m,i, se aplicarán las siguientes expresiones:
(1)
(2)
(3)
Donde,
 : | Valor unitario agregado de los costos de participación o de administración centralizada de obligaciones, actualizados financieramente, establecidos expresamente mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía, asumidos por el comercializador i en cualquiera de los mecanismos administrados por dicho Ministerio para la atención del mercado regulado, correspondiente al mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 : | Valor unitario actualizado financieramente del costo k de participación o de administración centralizada de obligaciones que el comercializador i traslada al usuario regulado en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 : | Factor de Actualización Financiera aplicable al costo k en el mes m. |
 : | Demanda comercial regulada del comercializador i en el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh). |
 : | Monto del costo de participación o de administración centralizada de obligaciones k asumido y acreditado por el comercializador i, expresado en pesos (COP). |
 : | Tasa de interés de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo) del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro), publicada por el Banco de la República con base en la información del formato 414 de la Superintendencia Financiera de Colombia, para el mes m, expresada en su tasa equivalente efectiva mensual. |
 : | Mes en el cual el comercializador i realiza el pago efectivo k. |
 : | Número de meses calendario sobre los cuales se difiere el costo k, conforme a las reglas del presente artículo. Para costos de causación única,  =12; para costos de causación periódica,  corresponde al número de meses del período de causación establecido por el Ministerio de Minas y Energía. |
 : | Número total de costos k vigentes en su período de diferimiento durante el mes m. |
 : | Cada uno de los meses comprendidos entre el mes siguiente al pago efectivo del costo k por parte del comercializador y el mes m de traslado al usuario. |
PARÁGRAFO 1. Para efectos de la aplicación de la fórmula del componente G del mes m, se utilizará el valor de CPSA_m-1,i. En consecuencia, la variable DCR usada para calcular CPSAm-1,i corresponderá al mes m-1.
PARÁGRAFO 2. El traslado de la variable CPSA se sujetará a las reglas de pago y liquidación de estos costos, efectivamente establecidas por el Ministerio de Minas y Energía y acreditados por el comercializador.
ARTÍCULO 8o. DEVOLUCIÓN POR EJECUCIÓN DE GARANTÍAS DE CUMPLIMIENTO (EGP). En caso de que por incumplimiento de un Vendedor se ejecuten una o más garantías de cumplimiento asociadas a Contratos resultantes de cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía con destino al mercado regulado, el comercializador deberá trasladar al usuario regulado la totalidad del monto resultante de dicha ejecución, distribuido en partes iguales durante los doce (12) meses calendario siguientes al mes de la ejecución y reconociendo el costo financiero del diferimiento, conforme a la siguiente fórmula:
Para efectos del cálculo mensual de la variable EGP_m,i, se aplicarán las siguientes expresiones:
(1)
(2)
(3)
Donde,
 : | Valor unitario agregado de las devoluciones actualizadas financieramente que el comercializador i debe hacer a favor del usuario regulado, en caso de que por incumplimiento de uno o varios Vendedores se ejecuten las garantías de cumplimiento asociadas a Contratos resultantes de cualquiera de los mecanismos administrados por el Ministerio de Minas y Energía con destino al mercado regulado, correspondiente al mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 : | Valor unitario de la devolución actualizada financieramente que el comercializador i debe hacer a favor del usuario regulado en el mes m, correspondiente a la ejecución e de la garantía de cumplimiento, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 : | Factor de actualización financiera aplicable en el mes m a la cuota mensual diferida de la ejecución e de la garantía de cumplimiento. |
 : | Demanda comercial regulada del comercializador i en el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh). |
 : | Monto total de la ejecución e de la garantía de cumplimiento asociada a Contratos resultantes de cualquiera de los mecanismos administrados por el MME, recibido por el comercializador i, expresado en pesos (COP). |
 : | Tasa de interés de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo) del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro), publicada por el Banco de la República con base en la información del formato 414 de la Superintendencia Financiera de Colombia, para el mes m, expresada en su tasa equivalente efectiva mensual. |
 : | Mes en el cual el comercializador i recibe efectivamente los recursos correspondientes a la ejecución e de la garantía de cumplimiento. |
 : | Número total de ejecuciones e que se encuentren dentro de su período de diferimiento de doce (12) meses en el mes m. |
 : | Cada uno de los meses comprendidos entre el mes siguiente a la recepción efectiva de los recursos por parte del comercializador y el mes m de traslado al usuario. |
PARÁGRAFO 1. Para efectos de la aplicación de la fórmula del componente G del mes m, se utilizará el valor de EGP_m-1,i. En consecuencia, la DCR usada para calcular EGPm-1,i corresponderá al mes m-1.
PARÁGRAFO 2. La variable EGP_m,i, tomará el valor de cero en los meses en los cuales no exista ninguna ejecución de garantías de cumplimiento en período de diferimiento.
CONDICIONES DE COMPETENCIA.
ARTÍCULO 9o. CONDICIONES DE COMPETENCIA. La única condición o indicador de competencia que se deberá evaluar en la aplicación del Mecanismo, para cada una de las subastas independientes, conforme a los productos definidos en la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, es que ningún Vendedor tenga una participación superior al cuarenta por ciento (40%) de las cantidades de energía a vender en un día, para la respectiva subasta.
Para el cálculo de la participación del Vendedor conforme a la Energía Máxima de Venta Diaria presentada en su oferta y debidamente garantizada, deberán llevarse a cabo los siguientes pasos:
Paso 1. Se identifican los Vendedores del Mecanismo como aquellos que han cumplido con los requisitos para presentar oferta de venta, conforme con lo dispuesto en la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026.
Paso 2. Para cada Vendedor, identificado en el Paso 1, se determina la cantidad de energía a vender en un día, expresada en megavatios hora día, MWh-día, y números positivos con dos (2) decimales de precisión. Esta corresponde a la energía disponible a vender presentada por cada Vendedor, de acuerdo con los Pliegos de Condiciones Específicas definidos por el Subastador.
Paso 3. Se identifican los Vendedores con un mismo controlante o entre los que exista situación de control. Todos los Vendedores que tengan un mismo controlante, o entre los que exista una situación de control, serán tenidos en cuenta para la determinación de la cantidad de energía a vender en un día como un (1) solo Vendedor. Para ello, será considerada la información entregada en el formato incluido en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo publicados por el Subastador.
Paso 4. La cantidad de energía a vender en un día para los Vendedores del Paso 3 será la suma de las cantidades de energía a vender en un día de los Vendedores con un mismo controlante, o entre quienes exista situación de control. Para aquellos Vendedores que no tienen el mismo controlante, o que no están en situación de control con otros Vendedores, la cantidad de energía a vender en un día será la identificada en el Paso 2.
Paso 5. Se calcula la participación en las cantidades de energía a vender en un día de cada Vendedor, a partir de la siguiente expresión:
Donde,
 : | Participación del Vendedor i en las cantidades de energía a vender en un día. La participación en las cantidades de energía a vender en un día, de cada Vendedor, toma valores positivos hasta un máximo de ciento por ciento (100%). |
 : | Cantidad de energía a vender en un día del Vendedor i determinada en el Paso 4, expresada en megavatios hora-día (MWh-día). |
 : | Sumatoria de las cantidades de energía a vender en un día informadas por los j Vendedores, identificadas en el Paso 4. |
Paso 6. A partir de las participaciones en las cantidades de energía a vender en un día (
) calculadas en el Paso 5, se verifica que ningún Vendedor tenga una participación superior al 40%.
Se entenderá como cumplida la condición de competencia si, después de surtido el proceso descrito anteriormente, se encuentra que la participación en la oferta de cada uno de los j Vendedores es menor o igual a cuarenta por ciento (40%).
PARÁGRAFO. Si para alguna de las subastas independientes de adjudicación no se cumple el criterio de competencia dispuesto en el presente artículo, no se adjudicarán contratos de energía bajo las condiciones de dicha subasta; y, en consecuencia, no habrá adjudicación, lo cual quedará consignado en el acta respectiva y el informe del Auditor.
ARTÍCULO 10. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA DEL MECANISMO PARA LA CONTRATACIÓN DE LARGO PLAZO. Quienes estén interesados en participar en el Mecanismo como Vendedores deberán entregar al Subastador, en su calidad de administrador del Mecanismo, una declaración juramentada suscrita por el representante legal con información exacta, veraz, oportuna y verificable sobre los vínculos económicos existentes con otros Vendedores que pudiesen participar en el Mecanismo, así como las relaciones de control en las que se encuentran, con el fin de contar con los insumos que permitan medir adecuadamente el indicador de competencia.
Se entiende situación de control, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, como la posibilidad de influenciar directa o indirectamente la política empresarial, la iniciación o terminación de la actividad de la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la misma. Así mismo, hay situación de control entre la matriz y sus subordinadas (filiales y subsidiarias) en los términos señalados en los artículos 260 y 261 del Código de Comercio, así como aquellos que lo modifiquen.
Esta declaración deberá ser remitida al Subastador en el término y condiciones definidos en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo.
PARÁGRAFO: Para efectos de la verificación de la condición de competencia prevista en la presente resolución, no se considerarán independientes las ofertas presentadas por sociedades respecto de las cuales exista situación de control.
ARTÍCULO 11. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL INDICADOR DE COMPETENCIA. El Auditor independiente, del que trata el Anexo de la Resolución MME 40178 de 2026, deberá evaluar el indicador de competencia establecido en esta resolución.
El informe al que hace referencia el literal f, numeral 2 del Anexo de la Resolución MME 40178 de 2026, deberá contener lo siguiente:
i) Resultado del cálculo de la participación en las cantidades de energía a vender en un día de cada uno de los Vendedores identificados de acuerdo con lo establecido en el Artículo 9 de la presente resolución.
ii) Determinar si la participación en las cantidades de energía a vender en un día de cada uno de los Vendedores identificados fue menor o igual al cuarenta por ciento (40%).
iii) Participación acumulada de cada uno de los Vendedores para todos los productos en los que haya resultado adjudicatario, en las cantidades de energía a vender en un día.
El Auditor deberá remitir una copia del informe con los resultados explícitos de los numerales i) y ii) del presente artículo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, al Ministerio de Minas y Energía, y a la CREG, a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes, contados a partir de la fecha definida por el Subastador para la validación de los indicadores de competencia establecidos en los Pliegos de Condiciones Específicas.
GARANTÍA FPO.
CONDICIONES DE LA GARANTÍA DE FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL.
ARTÍCULO 12. OBLIGACIONES POR GARANTIZAR. Los Vendedores que resulten adjudicatarios de Contratos en el Mecanismo, conforme lo dispuesto en el artículo 22 de la Resolución MME 40178 de 2026, deberán garantizar mediante los instrumentos previstos en el Artículo 14 de la presente resolución, por cada Planta y/o Unidad de Generación Nueva con la cual resultaron adjudicatarios, que cumplirán oportunamente con la FPO a la que se comprometieron al participar en el Mecanismo. Así mismo, deberán garantizar la obligación de mantener, reponer o ajustar la garantía conforme a lo previsto en la presente resolución.
PARÁGRAFO. La verificación del cumplimiento se predicará de la totalidad de los componentes comprometidos en la oferta adjudicada del Vendedor, incluidos, cuando aplique, los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) u otras configuraciones híbridas. En consecuencia, se entenderá cumplida la obligación de puesta en operación únicamente cuando dichos componentes del proyecto se encuentren en operación comercial en la fecha comprometida.
ARTÍCULO 13. PRINCIPIOS Y CRITERIOS PARA EL OTORGAMIENTO DE LAS GARANTÍAS. Las garantías reguladas en la presente resolución deberán cumplir con los siguientes criterios:
13.1. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar para dicha entidad una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una Agencia Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia, SFC.
13.2. Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta entidad deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el Anexo No. 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 del Banco de la República o en las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y acreditar para dicha entidad una calificación de deuda de largo plazo de Standard & Poor's Corporation o de Moody's Investor's Services Inc. o de Fitch Ratings, de al menos grado de inversión.
13.3 La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario.
13.4. La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior.
13.5. El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en la presente resolución. Por tanto, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.
13.6. Que la entidad financiera otorgante de la garantía debe renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior.
13.7. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con la Ley Colombiana.
13.8. Que el requerimiento de la garantía por parte del beneficiario pueda realizarse en la ciudad donde este se encuentre localizado.
13.9. Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con las Reglas y Usos Uniformes 600 de la Cámara de Comercio Internacional -CCI- (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600), o aquellas normas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, y con las normas del estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de Conciliación y Arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad colombiana.
13.10. Que sean otorgadas de manera incondicional e irrevocable a favor del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, o quien realice sus funciones.
13.11. Que otorguen al ASIC la preferencia para obtener de manera inmediata, incondicional, a primer requerimiento el pago de la obligación garantizada.
13.12. Que sean líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.
PARÁGRAFO 1. Para efectos de demostrar el cumplimiento de los numerales 13.1 y 13.2 del presente artículo, los Vendedores deberán acreditar al ASIC, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios y principios. Para las garantías con vigencia superior a un (1) año, la calificación de riesgo deberá ser actualizada anualmente, a partir de su presentación, por los Vendedores que estén obligados a presentar las respectivas garantías.
PARÁGRAFO 2. El Vendedor deberá informar al ASIC de cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales 13.1 y 13.2 del presente artículo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de esta. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar diez (10) días hábiles después de ocurrido el hecho.
PARÁGRAFO 3. Cuando se trate de garantías expedidas en dólares de los Estados Unidos de América, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado con la Tasa Representativa del Mercado vigente para el día de la fecha de adjudicación del Mecanismo, conforme a lo establecido en el Artículo 15 de la presente resolución.
ARTÍCULO 14. GARANTÍAS ADMISIBLES. Los Vendedores deberán garantizar el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el Artículo 12 de esta resolución mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:
14.1. Instrumentos Admisibles para Garantías Nacionales:
a. Garantía Bancaria: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la SFC garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La Garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito, en el cual XM S.A. E.S.P., en calidad de ASIC, informe que el agente no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.
b. Aval Bancario: instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la SFC interviene como avalista respecto de un título valor, para garantizar el pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.
c. Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la SFC se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By. La forma y perfeccionamiento de este tipo de garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.
14.2. Instrumentos Admisibles para Garantías Internacionales:
Carta de Crédito Stand By: crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en la presente resolución, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By.
ARTÍCULO 15. VALOR DE LA COBERTURA. El valor en pesos colombianos por el cual debe constituirse la Garantía FPO se calculará, por cada Vendedor y por cada Planta y/o Unidad de Generación Nueva con la cual haya resultado adjudicatario, aplicando el porcentaje del Valor Ajustado de Cobertura de la Garantía, VACG, definido en el Artículo 17 de la presente resolución, sobre el valor del año contractual de la energía adjudicada. Para estos efectos, el valor del año contractual de la energía adjudicada corresponde a la sumatoria, para las 8.760 horas que conforman un año contractual, del producto de la energía adjudicada en cada hora por el precio horario del respectivo Contrato. El precio horario se actualizará conforme a lo dispuesto en el artículo 8 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026.
PARÁGRAFO 1. Si el Vendedor ya ha constituido una garantía para reserva de capacidad conforme al artículo 24 de la Resolución CREG 075 de 2021 o sus modificaciones, o tiene aprobada otra garantía exigida en la regulación para la misma Planta y/o Unidad de Generación Nueva por menor valor al calculado conforme a lo señalado en el presente artículo, el ASIC le devolverá la garantía previamente constituida una vez esté aprobada la nueva garantía.
PARÁGRAFO 2. Si dentro del plazo previsto en el Artículo 16 de la presente resolución, el Vendedor demuestra que tiene aprobada y vigente otra garantía exigida en la regulación que cubre la entrada en operación comercial de la misma Planta y/o Unidad de Generación Nueva, y el valor de la cobertura de esa garantía sea mayor o igual al calculado conforme a lo señalado en el presente artículo, quedará eximido de la entrega de la garantía FPO de que trata este artículo.
PARÁGRAFO 3. Si por cualquier motivo, se ejecuta o pierde vigencia la garantía con la que se eximió al Vendedor de otorgar la garantía FPO establecida en el presente artículo, según lo previsto en el Artículo 16 y el Artículo 17 de la presente resolución, en un plazo máximo de un (1) mes contado a partir de la fecha de ocurrencia de alguna de las situaciones mencionadas, el Vendedor deberá tener aprobada una garantía que respalde su compromiso, sin que en ningún caso sea admisible una garantía por menor valor al aquí establecido.
PARÁGRAFO 4. En caso de incumplimiento del Vendedor con la oportuna modificación, ajuste o reposición de la garantía, conforme al Artículo 19 de la presente resolución, el ASIC informará de dicha situación a la UPME dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al incumplimiento para que proceda con la liberación de la capacidad de transporte asignada de conformidad con lo dispuesto en el artículo 33 de la Resolución CREG 075 de 2021 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 5. En caso de ejecución de la garantía FPO a que se refiere el presente artículo, para conservar la capacidad de transporte y que la misma no sea liberada, el Vendedor podrá dar aplicación de lo dispuesto en el artículo 24 de la Resolución CREG 075 de 2021 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 16. VIGENCIA Y PLAZO PARA LA ENTREGA DE LA GARANTÍA. El plazo que deberá ser cubierto con garantías de FPO estará comprendido desde la fecha máxima de entrega al ASIC de la garantía prevista en el cronograma, incluido en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo, y la FVPO Inicial más tres (3) meses. En caso de modificación de la FVPO Inicial, será igual a la FVPO Última más tres (3) meses.
Se podrán aceptar garantías con plazos de cubrimiento de doce (12) meses, siempre y cuando se emita una nueva garantía quince (15) días hábiles antes de finalizar el período de cubrimiento. En este caso, el Vendedor deberá entregar una nueva garantía que cumpla con las exigencias establecidas en esta resolución y prorrogue la garantía inicial.
ARTÍCULO 17. MODIFICACIÓN FVPO INICIAL Y AJUSTE DE LA GARANTÍA. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 17 de la Resolución MME 40208 del 21 de abril de 2026, el Vendedor podrá modificar la FVPO Inicial hasta por un término máximo de dos (2) años posterior a la fecha de inicio de las obligaciones, sin que se requiera justificación ni certificación por parte de autoridad alguna, esta decisión deberá ser informada al ASIC, por lo menos con quince (15) días de antelación al vencimiento de FVPO Inicial o FVPO Última vigente al momento de la solicitud, con la finalidad de presentar una nueva garantía cuyo valor de cobertura será:
Donde,
 : | Valor ajustado de cobertura de la garantía. |
 : | Número de meses adicionales a la FVPO Inicial, informados por el Vendedor al ASIC. Este podrá tomar valores de cero a 24. |
En caso de que el Vendedor no ajuste oportunamente la garantía requerida para modificar la FVPO Inicial o la FVPO Última, el ASIC procederá con su ejecución de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 27 de la presente resolución.
ARTÍCULO 18. AJUSTE O REPOSICIÓN DE GARANTÍAS. Los Vendedores deberán ajustar o reponer la garantía en los siguientes casos:
18.1. Cuando la calidad crediticia de la entidad otorgante de la garantía disminuya por debajo de la calificación límite establecida en el Artículo 13 de la presente resolución, deberán reponer la garantía por una otorgada por una entidad crediticia que cumpla con lo señalado en el mencionado artículo.
18.2. Cuando las garantías disminuyan su valor por debajo de los montos exigidos debido a variaciones en la tasa de cambio y en el índice del IPP de Colombia publicado por el DANE, considerando la mejor información disponible, conforme a la publicación que haga el ASIC mensualmente.
ARTÍCULO 19. PROCEDIMIENTO DE MODIFICACIÓN, AJUSTE O REPOSICIÓN DE GARANTÍAS. El Vendedor deberá efectuar la modificación, ajuste o reposición de la garantía, conforme a lo establecido en el Artículo 17 y el Artículo 18 de la presente resolución, en un plazo no mayor a quince (15) días hábiles, contados a partir de la ocurrencia del hecho que da lugar a la modificación, ajuste o reposición.
ARTÍCULO 20. MANEJO Y DISPOSICIÓN DE LAS SUMAS DE DINERO RESULTANTES DE LA EJECUCIÓN DE LAS GARANTÍAS. Ocurrido un evento de incumplimiento conforme al Artículo 26 de la presente resolución, las sumas de dinero que el ASIC reciba como resultado de la ejecución de las garantías y los rendimientos generados por la administración de este dinero, si los hubiere, serán asignados, hasta agotarlos, en la facturación de las transacciones en el mercado de energía mayorista a expedir en los meses calendario siguientes al mes de la ejecución y pago de la garantía, a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales.
ARTÍCULO 21. ADMINISTRADOR DE LAS GARANTÍAS. El administrador de la garantía de puesta en operación es el ASIC.
RESPONSABILIDADES.
ARTÍCULO 22. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. El ASIC tendrá las siguientes responsabilidades:
Estudio y aprobación de las garantías:
22.1 Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigor de la presente resolución, deberá definir y publicar un procedimiento para la presentación, aprobación, subsanación o aclaración de las garantías entregadas.
En todo caso, el ASIC deberá tener en cuenta el plazo máximo para estudio y aprobación de la garantía teniendo en cuenta la fecha máxima de entrega establecida en el cronograma incluido en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo.
22.2. Recibir la garantía para estudio y aprobación.
22.3. Emitir el certificado de aprobación o rechazo de la Garantía FPO.
Seguimiento de la garantía:
22.4. Ajustar, cuando haya lugar, y publicar el valor de cobertura de las garantías otorgadas por el Vendedor de cada Planta y/o Unidad de Generación Nueva adjudicataria de Contratos que hayan sido suscritos como resultado de la adjudicación con sus modificaciones, ajustes o reposiciones de las garantías de que tratan el Artículo 17 y el Artículo 18 de la presente resolución. Este procedimiento deberá realizarse mensualmente una vez entregada y aprobada la garantía.
22.5. Recibir del CND el informe de entrada en operación comercial de las Plantas y/o Unidades de Generación Nuevas conforme a las fechas establecidas en el Artículo 16 y el Artículo 17 de esta resolución, o cuando un Vendedor lo solicite, y verificar el cumplimiento del PMCP conforme a la información enviada por el CND.
22.6. Recibir del Vendedor la prórroga de la garantía conforme a la FVPO Última, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 16 de la presente resolución.
22.7. Comunicar al Vendedor el resultado de la verificación del cumplimiento o del incumplimiento del PMCP dentro de los dos (2) días hábiles siguientes al recibo de la información enviada por el CND.
22.8. Devolver la garantía al Vendedor en caso de verificar el cumplimiento de su obligación conforme al Artículo 23 de la presente resolución.
22.9. Ejecutar la garantía conforme al Artículo 27 de la presente resolución.
ARTÍCULO 23. RESPONSABILIDAD DEL VENDEDOR. El Vendedor que resulte Adjudicatario con Contratos en el Mecanismo deberá cumplir con lo siguiente:
23.1. Entregar la garantía de que trata esta resolución al ASIC cumpliendo los plazos establecidos en cronograma incluido en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo.
23.2. Modificar, ajustar o reponer la garantía conforme a lo dispuesto en el Artículo 17, el Artículo 18 y el Artículo 19 de la presente resolución.
23.3. Informar al ASIC cualquier modificación en la calificación crediticia de la entidad que otorga la garantía a la que hace referencia los numerales 13.1 y 13.2 del Artículo 13 de la presente resolución. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar diez (10) días hábiles después de ocurrido el hecho.
23.4. Cuando la garantía tenga vigencia superior a un (1) año, actualizar la calificación crediticia de la entidad que otorga la garantía anualmente, a partir del momento en que fue entregada y aprobada por el ASIC.
23.5. Declarar ante el CND la entrada en operación comercial en cualquier momento a partir de la fecha máxima de entrega de la garantía FPO a la que se refiere el cronograma incluido en los Pliegos de Condiciones Específicas del Mecanismo. En esta declaración el Vendedor deberá informar al CND la capacidad efectiva neta de la planta.
PROCEDIMIENTO DE CUMPLIMIENTO Y EJECUCIÓN DE LAS GARANTÍAS.
ARTÍCULO 24. INFORME DE LA ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL. El CND será la entidad encargada de certificar la entrada en operación comercial de la planta en cumplimiento de la normativa vigente. El CND deberá informar al ASIC lo siguiente:
24.1 Si la planta del Vendedor entró oportunamente en operación comercial según el compromiso adquirido en el Mecanismo.
24.2 La capacidad efectiva neta de la planta, declarada por el Vendedor a la entrada en operación comercial según el compromiso adquirido en el Mecanismo.
ARTÍCULO 25. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL PMCP. Bien sea para el momento de la FVPO Inicial o FVPO Última, el ASIC será la entidad encargada de verificar el cumplimiento del PMCP, con base en la capacidad asignada de transporte en el concepto de conexión emitido por el responsable de la asignación según lo informado por el CND.
ARTÍCULO 26. EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO. Constituyen eventos de incumplimiento los siguientes:
26.1. No poner en operación comercial la planta a más tardar en la FVPO Inicial, o la FVPO Última si la inicial ha sido modificada por el Vendedor.
26.2. Poner la planta en operación comercial sin cumplir con el PMCP.
26.3. La omisión del Vendedor en obtener oportunamente del ASIC aprobación de la modificación, ajuste o reposición de las garantías.
ARTÍCULO 27. PROCEDIMIENTO DE EJECUCIÓN DE LAS GARANTÍAS. En caso de constituirse algún evento de incumplimiento descrito en el Artículo 26 de la presente resolución, el ASIC, en calidad de administrador de las garantías, y antes del vencimiento de la vigencia de las garantías, procederá a hacerlas efectivas enviando el aviso de incumplimiento al garante respectivo y haciendo referencia al evento de incumplimiento que genera la ejecución de la garantía.
ARTÍCULO 28. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C. a los 5 días del mes de junio de 2026.
VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA
Viceministro de Energía
Presidente
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director Ejecutivo
