RESOLUCIÓN 101 111 DE 2026

(junio 12)

<Publicado en la página web de la CREG: 16 de junio de 2026>

Diario Oficial No. 53.525 de 17 de junio de 2026

Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 19 de junio de 2026

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se establece un programa para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía y se establecen otras disposiciones.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las facultades legales conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y por los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 1073 de 2015

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 334 de la Constitución Política de Colombia establece que, corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, 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 misma Carta Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Atendiendo a lo dispuesto, en el artículo 2o 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 encuentran la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia, y la no utilización abusiva de la posición dominante.

La Ley 142 de 1994 señala en el artículo 74, numeral 1, que corresponde a esta Comisión "Expedir regulaciones específicas para (...) el uso eficiente de energía y gas por parte de los consumidores (...)".

El artículo 4o de la Ley 143 de 1994 señala que, uno de los objetivos del Estado con respecto al servicio de energía es abastecer la demanda de electricidad "en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país".

Así mismo, en su artículo 20, definió como objetivo fundamental de la regulación del sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Para el cumplimiento del objetivo señalado, la mencionada Ley 143 de 1994, en el artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, 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.

En los artículos 66 y 68 de la Ley 143 de 1994, el legislador estableció que el ahorro y el uso eficiente de la energía son "objetivos prioritarios en el desarrollo de las actividades del sector eléctrico" y que se deben tener en cuenta como criterio para el desarrollo de proyectos de estas actividades.

Mediante la Resolución CREG 063 de 2010 la Comisión reguló el anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad denominado Demanda Desconectable Voluntariamente (DDV) en donde los usuarios participaban con desconexiones de sus consumos, respaldando a generadores con Obligaciones de Energía Firme, generalmente, en periodos de mantenimiento de las plantas.

La Ley 1715 de 2014, en su artículo 6o, ordena a la CREG establecer los mecanismos para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora en eficiencia energética del Sistema Interconectado Nacional (SIN), conforme con los principios y criterios de las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.

En el artículo 31 de la misma ley se señala que, la CREG deberá establecer mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en periodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda; así como también para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o por la misma CREG.

El artículo 3o del Decreto 2492 de 2014, compilado en el Decreto 1073 de 2015, establece que la Comisión:

… diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente, puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar Obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía y los costos de restricciones.

La remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su demanda deberá cumplir el criterio de eficiencia económica…

Mediante la Resolución CREG 011 de 2015 la Comisión, en desarrollo de lo dispuesto en el Decreto 2492 de 2014, reguló el programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica.

A través de la Resolución CREG 080 de 2019, se establecieron las reglas generales de comportamiento del mercado para los agentes que desarrollen actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, en particular en su artículo 5 señala que:

"COMPROMISOS Y DECLARACIONES FRENTE A TERCEROS Y AL MERCADO. Los agentes mencionados en el artículo 2 de esta resolución deben cumplir los compromisos y declaraciones que realicen frente a terceros o frente al mercado en el marco de la prestación del servicio.

Esta obligación incluye el deber de que la participación en los distintos mecanismos de transacción que disponga la regulación sea de manera diligente y honorable, evitando adquirir compromisos u obligaciones que no tenga la intención o capacidad de cumplir."

La Comisión compiló y modificó la regulación del anillo de seguridad del cargo por confiabilidad denominado Demanda Desconectable Voluntariamente, mediante la Resolución CREG 101 019 de 2022, entre otros elementos actualizó la forma de calcular la línea base de consumo, método diseñado para estimar el consumo de los usuarios que participan con desconexiones en el anillo.

El Ministerio de Minas y Energía, en el artículo 3o de la Resolución 40283 de 2022 definió lineamientos sobre el desarrollo de mecanismos de respuesta de la demanda.

El artículo 3o del Decreto 929 de 2023 modificó el artículo 2.2.3.2.3.5 del Decreto número 1073 de 2015, que compila el artículo 3o del Decreto 2492 de 2014, en donde incluyó que los agregadores de demanda, al igual que los usuarios, podrán ofertar desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista.

Mediante la Resolución CREG 101 043 de 2024, la Comisión buscó:

… implementar medidas transitorias que incentiven la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda, para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía. Lo anterior con el fin de que: i) con el actual nivel de los embalses del país no se ponga en riesgo el suministro del servicio de energía eléctrica; ii) que la recuperación de los embalses se dé de manera más rápida considerando la incertidumbre sobre los efectos que ha dejado el Fenómeno de El Niño y iii) se pueda evaluar el mecanismo de participación en un periodo de tiempo definido, para así implementar de manera definitiva medidas que permitan la participación activa de la demanda…

En la Circular CREG 041 de 2024, se realizó un balance de la aplicación de la Resolución CREG 101 043 de 2024 y se estableció la finalización del programa de transitorio establecido en dicha resolución para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía.

Posteriormente, mediante la Resolución CREG 101 054 de 2024, <sic, 701 054> la Comisión publicó el proyecto de resolución "Por la cual se establecen un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía", teniendo en cuenta las condiciones hidrológicas y la tendencia observada en el nivel de los embalses, vigentes para la época, precisando que su vigencia sería hasta el 2 de noviembre de 2024 o hasta su prórroga, que puede ser hasta por 1 mes.

A partir de los resultados positivos obtenidos en aplicación de los programas transitorios señalados, esta Comisión consideró conveniente avanzar en la implementación de un programa con vocación de permanencia para la participación de la demanda en el Mercado de Energía Mayorista.

Así, mediante el Proyecto Regulatorio 701 054 de 2024, esta Comisión presentó para consulta pública la propuesta de implementación de un programa permanente para la participación de la demanda en bolsa.

Tras el análisis de los comentarios recibidos en el marco de la mencionada consulta, la Comisión, en su Sesión No. 1 del 8 de enero de 2026 aprobó someter a consulta pública mediante proyecto de Resolución CREG 701 115 de 2026 la propuesta por la cual se establece un programa para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía y se establecen otras disposiciones. En el Documento Soporte CREG 901 335 de 2026 del anterior proyecto de resolución se incluyó el análisis y la respuesta a los comentarios recibidos al Documento 701 054 de 2024.

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 análisis y respuesta del cuestionario, se concluyó que el contenido del presente acto administrativo podía tener incidencia sobre la libre competencia y por ende debía ser informado a la SIC en los términos del artículo 7o de la Ley 1340 de 2009.

Con base en lo anterior, la CREG, en su sesión número 1458 del 14 de mayo de 2026, decidió aprobar la presente resolución y enviar a la SIC para la emisión del concepto de abogacía de la competencia, tal y como obra constancia, en la radicación No. 26-201079.

Mediante la comunicación 26-201079- -3-0 con radicado CREG E2026008010 la SIC manifestó respecto al proyecto la siguiente recomendación:

En relación con el artículo 20 del proyecto: Verificar, con información reciente y distintos perfiles de usuarios, si la metodología propuesta para calcular la Línea Base de Consumo Horaria permite estimar adecuadamente las reducciones reales de consumo, especialmente en presencia de fenómenos climáticos como el del niño. En caso de que no sea viable ese ejercicio, justificar suficientemente que la información utilizada para establecer la línea base es idónea para ese propósito en el periodo actual.

En el Documento CREG 901 378 de 2026 que acompaña esta resolución se incluyen los análisis y respuesta a cada uno de los comentarios, así como el análisis de la Comisión frente a la recomendación de la SIC mostrando como la metodología de línea base de consumo es idónea para el propósito establecido en el mecanismo de RD.

Conforme a lo anterior, la CREG en su Sesión No. 1471 del 12 de junio de 2026, decidió aprobar la presente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica, a los autogeneradores con o sin excedentes, a los agentes generadores, a los agentes comercializadores en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND), al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y a cualquier otro agente que la Comisión determine para representar al usuario ante el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

También aplica a los usuarios que realicen la actividad de autogeneración remota.

ARTÍCULO 2o. OBJETO. Mediante esta resolución se establecen las condiciones, requisitos y procedimientos para la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista, mediante la oferta de reducciones de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía.

ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes, las siguientes:

Demanda atendida mediante compras en bolsa: cantidad de energía demandada que debe ser atendida a través de compras en la bolsa de energía del Mercado de Energía Mayorista con destino a la Demanda Total Doméstica.

Frontera de respuesta de la demanda, Frontera RD: Frontera comercial del MEM utilizada para registrar el consumo de un usuario que participa en mecanismo RD.

Línea base de consumo (LBC): Estimación de la cantidad de energía que habría sido consumida por un usuario, durante un período determinado, en ausencia de incentivos de respuesta de la demanda. Representa el consumo de energía esperado del usuario bajo condiciones normales, que proporciona una base de comparación para determinar las variaciones de consumo en respuesta a programas de respuesta de la demanda.

Línea base de consumo horaria (LBCH): Estimación de la cantidad de energía que habría sido consumida por un usuario en cada una de las horas del día, en ausencia de incentivos de respuesta de la demanda. Representa el perfil horario de consumo esperado del usuario bajo condiciones normales, que proporciona una base para determinar las variaciones horarias del consumo asociadas a la participación en programas de respuesta de la demanda.

Mecanismo RD o Mecanismo: Procedimiento mediante el cual un usuario o grupo de usuarios participa mediante reducciones de demanda en la bolsa de energía en contraprestación a un incentivo económico.

Representante o Representante RD: Agente comercializador o cualquier otro agente que la Comisión determine para representar al usuario ante el MEM y realizar sus ofertas de reducción de demanda.

Usuario: Usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

ARTÍCULO 4o. CRITERIOS GENERALES. La participación de la respuesta de la demanda en el mecanismo que se define en esta resolución debe atender los siguientes criterios:

a) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD es voluntaria.

b) Los usuarios participarán en el Mecanismo RD a través de un representante. Los costos de representación deben acordarse entre el usuario y su representante.

c) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD dispuesto en esta resolución no limita o afecta la libre elección del prestador del servicio.

d) El Representante RD debe suministrar información amplia, clara, suficiente, oportuna y útil al usuario para que este evalúe, de la mejor manera posible, su participación en el Mecanismo RD. De igual forma, el Representante RD debe informar de manera clara y expresa al usuario las consecuencias de los incumplimientos en los compromisos de reducción de demanda.

e) El Representante RD podrá presentar tantas ofertas como usuarios a los que representa, o menos en caso de que los agregue. En todo caso, un usuario no podrá participar de manera simultánea en más de una oferta, sea esta de carácter individual o como parte de una oferta agregada.

f) El Representante RD debe especificar cada una de las fronteras comerciales registradas ante el ASIC que se encuentran asociadas a la oferta de reducción.

g) La remuneración de la reducción de demanda, por la participación en el Mecanismo RD, será consecuencia del resultado de la verificación y de los incentivos al cumplimiento cuando estos apliquen.

h) Un usuario solo podrá participar para el mismo día en uno de los mecanismos o programas de reducción demanda establecidos en la regulación vigente.

i) Para la participación en el Mecanismo RD dispuesto en esta resolución se podrá realizar la agregación de reducciones de demanda de usuarios, siempre y cuando se cumplan en cada uno de ellos los requisitos de los sistemas de medición y cálculo de la línea base de consumo.

j) El Representante RD del usuario podrá ser diferente al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica.

k) El Representante RD informará a los usuarios que, para tener acceso al servicio de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos, no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en el Mecanismo RD.

l) Las ofertas de desconexión presentadas a través del Representante RD deberán atender lo dispuesto en el artículo 5o de la Resolución CREG 080 de 2019 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

ARTÍCULO 5o. OFERTAS DE REDUCCIÓN DE DEMANDA. El Representante RD ofertará diariamente, para cada hora del día, una reducción de demanda igual o superior a 1 MWh, o de cero, con máximo tres (3) decimales, y un precio único para los veinticuatro (24) periodos, expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh), siempre en números enteros.

La cantidad de reducción ofertada no podrá ser superior a la Línea Base de Consumo Horaria vigente al momento de la presentación de la oferta, para cada hora del día. En el caso de ofertas agregadas, la cantidad de reducción ofertada no podrá ser superior a la suma de las Líneas Base de Consumo Horarias vigentes al momento de la presentación de la oferta, correspondientes a las fronteras asociadas.

ARTÍCULO 6o. PRESENTACIÓN DE OFERTAS. Las ofertas deberán ser presentadas por el Representante RD al CND en los mismos plazos de los generadores despachados centralmente, empleando el procedimiento, medios y formatos que este establezca para ello.

PARÁGRAFO. Los Representantes RD, podrán iniciar la presentación de ofertas de reducción de demanda, una vez se cumplan tres (3) días hábiles después de finalizado el plazo otorgado al CND para las adecuaciones señaladas en parágrafo 2 del de esta resolución.

ARTÍCULO 7o. INVALIDEZ DE OFERTAS. El CND solo podrá considerar, para aplicar lo señalado en el artículo 8o de esta resolución, las ofertas de reducción de demanda, individuales o agregadas, respecto de fronteras RD cuya Línea Base de Consumo Horaria sea mayor que cero en la respectiva hora y cuyos equipos de medición no se encuentren en falla.

Así mismo, el CND solo considerará las ofertas de reducción de demanda cuando el usuario asociado a la frontera RD no se encuentre comprometido con un contrato de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV).

Cuando el día de operación para el cual se presenta la oferta de reducción de demanda coincida con el día en que una frontera DDV asociada al mismo usuario de la frontera comercial RD deba presentar pruebas de disponibilidad, la oferta de reducción de demanda será rechazada por el CND.

El incumplimiento de cualquiera de las condiciones previstas en este artículo invalidará la oferta de reducción de demanda y dará lugar a su rechazo por parte del CND.

ARTÍCULO 8o. ACEPTACIÓN DE OFERTAS. El CND debe evaluar durante la determinación del predespacho ideal, si las ofertas de reducción de demanda se encuentran en mérito para despacharlas. Para ello debe considerar los siguientes criterios:

a) Ordenar las reducciones de demanda de mayor a menor precio ofertado.

b) Descartar progresivamente las reducciones de demanda hasta que los beneficios estimados del sistema sean superiores o iguales a los costos de activación de las ofertas. No se tomarán fracciones de una cantidad de reducción de demanda ofertada.

c) Los beneficios se determinan empleando la diferencia entre, la multiplicación del Máximo Precio de Oferta (MPO) obtenido en el predespacho ideal, sin las ofertas del Mecanismo RD, y la estimación de la Demanda atendida mediante compras en bolsa, sin las ofertas del Mecanismo RD, y la multiplicación del MPO obtenido en el predespacho ideal, con las ofertas del Mecanismo RD, y estimación de la Demanda atendida mediante compras en bolsa considerando las ofertas del Mecanismo RD.

d) La estimación de la Demanda atendida mediante compras en bolsa corresponderá a la demanda empleada en el predespacho ideal multiplicada por un factor igual a 0,14 durante los primeros doce (12) meses contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

Posteriormente, el factor señalado en el inciso anterior corresponderá al promedio de la proporción diaria de demanda atendida mediante compras en bolsa durante los seis (6) meses calendario completos inmediatamente anteriores al día en el que se realiza el predespacho ideal.

e) El costo de activación del Mecanismo RD corresponde a la suma del producto de cada una de las ofertas en pesos por megavatios hora ($/MWh) por la cantidad en megavatios (MW) para la hora correspondiente.

f) Las ofertas de reducción de demanda en mérito se deben tomar como una menor demanda de energía en los subsiguientes despachos realizados por el CND para el día.

g) Durante el día de la operación, la respuesta de demanda despachada debe realizar la reducción de energía comprometida. La verificación se debe realizar de acuerdo con lo establecido en el de esta resolución.

h) El CND podrá rechazar una oferta cuando determine que su despacho o activación puede afectar, las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

i) El CND podrá abstenerse de despachar una oferta cuando determine que su despacho o activación puede afectar, durante la operación del sistema, las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

j) La cantidad de energía ofertada en las ofertas RD no debe superar el valor de demanda pronosticada en cada barra del SIN. En caso de que la suma de las RD de usuarios o grupos de usuarios relacionados con la barra pronóstico supere la demanda pronosticada en la misma, se descartaran las ofertas de RD con mayor precio de oferta en un proceso iterativo, hasta obtener un pronóstico de demanda de la barra mayor o igual a cero MWh para cada período del día.

k) En caso de presentarse empates en las ofertas de precio de reducción de demanda, el CND definirá un proceso aleatorio equiprobable para determinar el orden de mérito de dichas ofertas.

PARÁGRAFO 1o. El Centro Nacional de Despacho, CND, propondrá a la CREG la modificación del procedimiento de determinación del predespacho ideal, para implementación de lo dispuesto en el presente artículo.

El CND enviará la propuesta dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución.

La CREG, analizada la propuesta, adoptará mediante resolución las modificaciones necesarias del procedimiento de determinación del predespacho ideal.

PARÁGRAFO 2o. El CND dispone de un (1) mes para hacer las adecuaciones necesarias a partir del día siguiente a la publicación de la resolución de que trata el parágrafo 1 de este artículo.

ARTÍCULO 9o. INFORMACIÓN DE LAS OFERTAS ACEPTADAS. El CND informará las ofertas aceptadas en los mismos plazos de la programación del despacho de los recursos de generación.

También informará la ubicación en el SIN de las fronteras comerciales para que el Operador de Red adopte las acciones y medidas operativas a que haya lugar.

El ASIC establecerá los formatos necesarios para la actualización o recopilación de la información de ubicación de la frontera comercial.

ARTÍCULO 10. ASIGNACIÓN DE COSTOS. El costo de activación del Mecanismo RD será asignado a los agentes que, sin la activación de dicho mecanismo, hubieran atendido su demanda mediante compras en bolsa. Esta asignación se efectuará a prorrata de las compras en bolsa que cada agente habría debido realizar de no haberse activado el Mecanismo RD.

Cuando se presente una condición crítica, solo se le asignará el costo a los comercializadores que atienden demanda en caso de que se presente demanda sin cubrimiento de obligaciones de energía en firme, en los términos del anexo 7 de Resolución CREG 071 de 2006.

ARTÍCULO 11. TRASLADO DE COSTOS A LA DEMANDA. El costo será trasladado por los comercializadores que hayan atendido su demanda mediante compras en bolsa en la hora correspondiente, a través del componente de restricciones, a los usuarios expuestos en bolsa.

Lo anterior, de manera transitoria hasta tanto la Comisión realice los ajustes en formula de determinación del costo unitario de prestación establecida en la Resolución CREG 119 de 2007.

ARTÍCULO 12. LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN. El ASIC debe incluir en las liquidaciones diarias y el resumen mensual, así como en la facturación mensual, los resultados de la participación de la demanda en los términos de las resoluciones de CREG 024 de 1995, 084 de 2007 y 157 de 2011 o aquellas que las han modificado, complementado o sustituido.

ARTÍCULO 13. COSTOS DE REPRESENTACIÓN. El usuario y el Representante RD acordaran libremente los costos de representación y la operación del mecanismo previsto en la presente resolución. También acordarán la forma y oportunidad para el pago al usuario por la participación en el mecanismo.

Esto cuando la participación se hace por medio de una sola frontera, o de múltiples fronteras agregadas.

ARTÍCULO 14. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. La frontera RD deberá estar registrada conforme a los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales, Resolución CREG 157 de 2011 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, y cumplir con lo siguiente:

a) Al momento de registro ante el ASIC, el Representante RD deberá declarar la LBCH para cada tipo de día, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 de Anexo 1 de la Resolución 101 019 de 2022 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

El cálculo de la LBCH debe ser actualizado por el ASIC siempre que hayan transcurrido más de sesenta (60) días calendario desde la última actualización, o cuando el Representante RD solicite su actualización. La aplicación de la LBCH actualizada entrará en vigencia el día siguiente a la fecha en que se realice su actualización.

b) En caso de que el usuario tenga registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el cálculo de la LBCH se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociadas al predio o inmueble, el cual tendrá una única LBCH. Si una persona natural o jurídica cuenta con más de un inmueble, la sumatoria de los consumos se hará de forma independiente para cada uno de los predios o inmuebles.

c) Para el caso de los usuarios que realicen la actividad de autogeneración con excedente o sin excedentes o la actividad de autogeneración remota, la LBCH se calculará en la frontera comercial de consumo.

En los puntos de conexión donde se tengan registradas ante el ASIC fronteras de generación de usuarios con autogeneración que entreguen excedentes al SIN se podrán registrar LBCH con valores iguales a cero.

Los plazos para el registro de fronteras RD serán los mismos establecidos en la regulación vigente.

PARÁGRAFO. El CND y el ASIC establecerán los formatos necesarios para el proceso de registro dentro de los siguientes diez (10) días hábiles contados a partir de la publicación de la presente resolución.

ARTÍCULO 15. REDUCCIÓN DE DEMANDA POR PARTE DEL USUARIO O USUARIOS PARTICIPANTES. El Representante RD es responsable de informar al usuario o usuarios la aceptación de la oferta realizada y la programación de la reducción de la demanda.

ARTÍCULO 16. VERIFICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CONSUMO. La cantidad de energía efectivamente reducida del consumo será verificada de acuerdo con las siguientes reglas:

a) El ASIC realizará la verificación de la reducción de consumo de demanda en las fronteras RD individuales o agregadas por el Representante RD, con referencia a la LBCH registrada o actualizada de las fronteras.

Si el consumo durante la respectiva hora del día en la frontera comercial es inferior a la LBCH para la hora de ese tipo de día, se entenderá que la frontera RD efectivamente tiene reducción en la demanda; en el caso contrario, su reducción de la demanda será igual a cero. La verificación de la reducción de consumo de la demanda por un usuario se realizará según la siguiente expresión:

Donde:

	Respuesta de la Demanda verificada del usuario j, en la hora h del día d.
	Cantidad de energía de la línea base horaria de consumo para la(s) frontera(s) del usuario j, para la hora h, el tipo del día d.
	Cantidad de energía medida en la(s) frontera(s) del usuario j en la hora h, el día d.

La verificación de la demanda agregada efectivamente desconectada por los usuarios del agente que los representa y agrega, la realizará el ASIC de la siguiente manera:

Donde:

	Respuesta de la demanda verificada del agente c para la hora h el día d.
	Suma de Respuesta de la demanda verificada de los usuarios j en el día d, representados por el agente c y asociados a una oferta de RD.
	Cantidad ofertada de Respuesta de la demanda del agente c para la hora h el día d.

b) Las medidas de las fronteras RD deben ser enviadas por el agente representante en los mismos plazos en que los agentes envían la información de medición de las fronteras comerciales, de acuerdo con la regulación vigente.

c) Las transacciones de energía en las fronteras RD deberán ser registradas en forma horaria, en el primer minuto de cada hora, de forma tal que permitan el cálculo de la reducción de energía en la hora.

d) Para los casos en que las medidas de las fronteras RD no sean enviadas en el plazo del numeral 2 se considerará que no hubo respuesta de la demanda.

e) No serán objeto de verificación las ofertas asociadas a fronteras RD individuales o agregadas cuyos sistemas de medición se encuentren en falla, cuando dicha falla corresponda a elementos distintos del medidor principal y del módem.

f) Para la verificación de la reducción de consumo de demanda, el ASIC podrá emplear la información reportada por el comercializador del usuario. Para ello, el Representante RD deberá señalarlo de manera expresa y aceptando los resultados de la verificación derivados de dicha información.

g) Para la verificación de la respuesta de la demanda a que se refiere el numeral 1 del presente artículo, se considerará la LBCH registrada o actualizada de las fronteras RD, individuales o agregadas, que se encuentre vigente al momento de la presentación de la oferta de reducción de demanda.

ARTÍCULO 17. REMUNERACIÓN POR LA PARTICIPACIÓN EN EL MECANISMO. La remuneración por la participación en el mecanismo corresponderá al producto del valor absoluto de la cantidad horaria verificada para el día y la oferta realizada por el Representante RD. La cantidad remunerada no podrá ser superior a la cantidad de reducción de demanda ofertada y aceptada por el CND.

ARTÍCULO 18. DESVIACIONES EN LAS CANTIDADES COMPROMETIDAS. Ante una diferencia entre la cantidad ofertada y la cantidad verificada, mayor al rango de desviación establecido para las plantas o unidades de generación distintas de la generación variable, conforme a lo dispuesto en el Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, el ASIC cobrará al representante de la frontera RD el valor resultante de multiplicar el treinta por ciento (30 %) del precio ofertado y el valor absoluto de la diferencia entre la cantidad de energía ofertada y la cantidad de energía efectivamente verificada.

Los valores recaudados por el ASIC serán asignados a los agentes que realicen compras en bolsa a prorrata de las compras realizadas y serán trasladados a los usuarios a través del componente de restricciones.

PARÁGRAFO. Durante los primeros seis (6) meses, contados a partir de la finalización de las adecuaciones indicadas en el parágrafo 2 del artículo 8o de la presente resolución, el ASIC no realizará el cobro señalado en este artículo por las desviaciones en las cantidades comprometidas, sin perjuicio del cálculo y reporte de dichas desviaciones.

ARTÍCULO 19. REQUISITOS DE MEDICIÓN. Los sistemas de medición de los usuarios participantes en el Mecanismo RD, deberán cumplir con los mismos requisitos exigidos para las fronteras comerciales con reporte al ASIC establecidos en la Resolución CREG 038 de 2014 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

ARTÍCULO 20. INDICADORES DE SEGUIMIENTO DEL MECANISMO. El ASIC debe diseñar la metodología de cálculo de los siguientes indicadores de seguimiento del Mecanismo RD:

a) Evaluar el Máximo Precio de Oferta diario y horario sin y con el despacho de la RD

b) Cuánto dinero se ahorró en la bolsa por el despacho de RD

c) Número ofertas presentadas y energía equivalente

d) Número ofertas despachadas y energía equivalente

e) Precios promedio de oferta de RD

f) Otras variables relevantes

Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a entrada en vigencia de la presente resolución, el ASIC enviará a la CREG la metodología propuesta para aprobación del Comité de Expertos y posterior publicación mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

El análisis de los indicadores será publicado por el ASIC en su página web dentro del mes siguiente a la publicación de la citada circular y será actualizado mensualmente.

ARTÍCULO 21. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 2 DE ANEXO 1 DE LA RESOLUCIÓN 101 019 DE 2022. El numeral 2 de Anexo 1 de la Resolución 101 019 de 2022 quedará así:

2. Estimación y definición de la línea base de consumo de energía horaria

La estimación y definición de la LBCH, según el tipo de día, será calculada como el promedio simple del consumo horario, correspondiente a la misma hora y al mismo día de la semana que se encuentre disponible en una muestra de sesenta (60) días históricos de consumo horario de energía previos al momento de este cálculo. Para su estimación se tendrá en cuenta lo siguiente:

2.1. Procedimiento para captura de datos, transformación de valores atípicos e iguales a cero y para transformación de valores cuando haya desconexión:

a. Se realizará de acuerdo con el procedimiento que la CREG publicará a través de Circular de la Dirección Ejecutiva.

El procedimiento será diseñado por el ASIC y propuesto para aprobación del Comité de Expertos en un plazo máximo de seis (6) semanas a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, para lo anterior el ASIC deberá publicar el procedimiento en su página web por un plazo de dos (2) semanas para comentarios de los interesados y tener en cuenta las observaciones recibidas.

Hasta tanto no sea publicada la Circular de la Dirección Ejecutiva se dará aplicación al procedimiento propuesto por el ASIC.

b. En el diseño del procedimiento, el ASIC tendrá en cuenta que para cada hora se excluirán el valor de mayor consumo y el valor de menor consumo, considerando únicamente días calendarios equivalentes, en los que no se hayan presentado eventos de respuesta de la demanda.

c. En el caso de días festivos, para cada hora se deberán considerar los tres (3) últimos días festivos distintos a domingos contenidos dentro de la muestra disponible de sesenta (60) días.

d. En el diseño del procedimiento, el ASIC tendrá en cuenta que para las horas en que se hayan presentado desconexiones o reducciones de energía en cumplimiento del mecanismo RD y/o cualquier otro programa de respuesta de la demanda o de desconexión programada que defina la regulación, el valor de consumo de la hora se remplazará por el promedio de los cuatro (4) datos anteriores correspondientes a la misma hora y al mismo día de la semana, siempre y cuando corresponda a valores de consumo ajustados con el procedimiento anterior.

e. En el caso de no disponer de datos para los cuatro días datos anteriores correspondientes a la misma hora y al mismo día de la semana anteriores del mismo tipo, se calculará el promedio con los datos anteriores disponibles del mismo tipo, siempre y cuando corresponda a valores de consumo ajustados con el procedimiento anterior. El ASIC propondrá el procedimiento a aplicar si no se dispone de ningún valor para efectuar el promedio.

2.2. Cálculo del error de estimación de la LBCH

El error de estimación de la LBCH se calculará como el valor relativo de la raíz cuadrada del error medio cuadrático de los datos, RRMSE (por sus siglas en inglés), de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

	Valor RRMSE para la hora h, del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	Valor estimado para la LBCH de la hora h del día tipo d.
	Consumo horario de energía del dato i-esimo de la hora h del día tipo d.
	Número de datos n de la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo, del total de la muestra m.
	Muestra de sesenta (60) datos históricos disponibles de consumo horario al momento de la estimación de la LBCH.

2.3. Determinación de la LBCH

La LBCH de cada tipo de día quedará determinada de acuerdo con su estimación y error de estimación de la siguiente manera:

a. Si el error de estimación en porcentaje es menor o igual al 5%, la LBCH será igual a su estimación según la siguiente expresión:

Donde:

	Valor RRMSE de la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	LBCH establecida para de la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	Valor estimado para la LBCH de la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.

b. Si el error de estimación en porcentaje se encuentra entre un valor mayor al 5% y menor o igual al 20%, la LBCH será determinada según la siguiente expresión:

Donde:

	Valor RRMSE para la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	LBCH establecida para la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	Valor estimado para la LBCH de la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.

c. Si el error de estimación en porcentaje es mayor al 20%, la LBCH será determinada por la siguiente expresión:

Donde:

	Valor RRMSE para la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.
	LBCH establecida para la hora h del día tipo d: lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado, domingo o festivo.

PARÁGRAFO. De manera transitoria, y mientras el ASIC establece el procedimiento correspondiente, el cálculo de la Línea Base de Consumo se realizará conforme al procedimiento que se ha venido aplicando, previo a esta modificación.

Los agentes que, a la finalización del plazo dado para el ASIC para el procedimiento del numeral 2.1, tengan fronteras DDV registradas ante el ASIC deberán reportar la LBCH de dichas fronteras dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia del nuevo procedimiento.

ARTÍCULO 22. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a los 12 días el mes de junio de 2026.

VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA

Viceministro de Energía
Presidente

Antonio jimenez rivera

Director Ejecutivo

PROGRAMA PARA LA PARTICIPACIÓN ACTIVA DE LA DEMANDA EN LA BOLSA DE ENERGÍA

DOCUMENTO CREG 901 378

12 de junio de 2026

<Publicado en el Diario Oficial>

<Consultar PDF del Diario Oficial directamente en el siguiente enlace:

https://normograma.com/documentospdf/PDF/R_CREG_101-111_2026_ANEXO.pdf