Resolución 101_121 de 2026 CREG
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RESOLUCIÓN 101 121 DE 2025
(julio 30)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
<Publicado en la página web de la CREG: 10 de agosto de 2026>
<Esta norma no incluye análisis de vigencia>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se definen los criterios generales para la selección, operación y remuneración del Prestador de Última Instancia - PUI.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524, 2253 de 1994, 1260 de 2013 y el artículo 2.2.3.2.2.9 del Decreto 1073 de 2015,
CONSIDERANDO QUE:
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; facultad que fue delegada a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
La CREG debe definir el régimen tarifario con fundamento en los criterios establecidos para garantizar el cumplimiento de los fines de la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos y conforme a la política pública del Gobierno Nacional.
De acuerdo con lo previsto en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994 le corresponde a la Comisión ejercer la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad, para lo cual puede, entre otras, proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.
En virtud de lo dispuesto en el Capítulo V de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años y continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas; no obstante, la Comisión deberá iniciar la actuación administrativa para fijar las nuevas tarifas, doce meses antes de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias y siguiendo el procedimiento establecido en el artículo 2.1.2.1.1.3.4 del Decreto 05 de 2025 sobre reglas de difusión para la adopción de fórmulas tarifarias.
La regulación corresponde entonces a una actividad continua y permanente, la cual comprende el seguimiento de la evolución del sector y las actividades que lo conforman, y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y actos adecuados, tanto para orientar la dinámica del sector hacia los fines que la justifican en cada caso, fines que están previstos en la Ley 142 de 1994, así como en los decretos mediante los cuales el Gobierno Nacional define los lineamientos de política para el sector regulado, y, también, para permitir el flujo de la actividad socio-económica respectiva.
De esto hace parte el seguimiento del comportamiento de los agentes, así como la evaluación y el análisis de la forma en que se remuneran estas actividades, a fin de orientar sus conductas y establecer mecanismos que garanticen la aplicación de los criterios previstos en materia tarifaria, dentro de los fines perseguidos respecto a los servicios públicos de acuerdo con lo previsto en la Ley 142 de 1994.
En este sentido, la aplicación de los criterios en materia tarifaria, así como su aplicación armónica con los principios constitucionales y legales frente a los servicios públicos, implica que debe existir una convergencia y equilibrio entre los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la iniciativa privada y la libertad de empresa. Por lo tanto, esta convergencia y el equilibrio se debe generar, entre otros, a través de los mecanismos regulatorios definidos por esta Comisión, los cuales deben garantizar el equilibrio entre la libertad económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas.
Mediante el Decreto 387 de 2007, modificado por los Decretos 4977 de 2007 y 1937 de 2013, el Gobierno Nacional estableció políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica, incluyendo a los usuarios del Sistema de Transmisión Nacional, STN, como parte de los mercados de comercialización.
La Resolución CREG 054 de 1994, en concordancia con lo establecido en el artículo 60 de la Resolución CREG 156 de 2011, reconoce que las empresas distribuidoras están obligadas a realizar la actividad de comercialización para los usuarios en su área de servicio.
En la Resolución CREG 156 de 2011 se definió la figura de Prestador de Última Instancia (PUI) como el agente seleccionado para realizar la actividad de Comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un Usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.
El artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011 se estableció que, ante la cancelación del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, los usuarios pasarán a ser atendidos por el PUI. De manera temporal se estableció que serían atendidos por el comercializador integrado con el Operador de Red del mercado de comercialización al que están conectados.
En la Resolución CREG 180 de 2014 se estableció la metodología de remuneración de la actividad de comercialización a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, SIN.
En la Resolución CREG 191 de 2014 se modificó y complementó la Resolución CREG 119 de 2007, con el objetivo de incorporar las variables definidas en la Resolución CREG 180 de 2014, entre ellas la remuneración del PUI en un Mercado de Comercialización.
Mediante la Resolución CREG 701 038 de 2024 se publicó el proyecto regulatorio por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional para el próximo periodo tarifario.
La Resolución CREG 130 de 2019 define las reglas que deben cumplir los comercializadores en la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado por medio de un Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas (SICEP), con el propósito de brindar información sobre la contratación del mercado regulado a todos los agentes, usuarios y entidades de inspección, control y vigilancia.
El artículo 12 de la Resolución CREG 031 de 2021 establece que, hasta tanto se adopte e implemente la regulación del PUI, el incumplimiento de la obligación de constitución de encargo fiduciario por parte de los comercializadores integrados con el Operador de Red no da lugar a la aplicación del procedimiento de retiro de agentes, sino al procedimiento de limitación de suministro.
En la Resolución CREG 101 003 de 2023 se complementan las resoluciones CREG 180 de 2014 y 015 de 2018 para tramitar las solicitudes de cargos de las empresas prestadoras del servicio que atienden mercados en Zonas No Interconectadas, ZNI, que se conectan al SIN, entre otras.
El Decreto 929 de 2023 en su artículo 2o se establece lo siguiente:
“ARTÍCULO 2.2.3.2.2.9. Lineamientos para el aseguramiento de la prestación del servicio. En desarrollo de los principios de eficiencia, continuidad, neutralidad y equidad consagrados en el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, se deberán implementar medidas para el aseguramiento de la prestación del servicio bajo condiciones diferenciales, para usuarios en áreas especiales y situaciones de retiro del mercado de agentes comercializadores. En consecuencia, la CREG en un término no mayor a 12 meses posteriores a la fecha de entrada en vigencia del presente artículo, deberá reglamentar el esquema de Prestador de Última Instancia - PUI, conforme al concepto que ha sido definido en la misma regulación y teniendo en cuenta los siguientes criterios.
a) Considerar esquemas competitivos para la selección del PUI.
b) Considerar de manera diferencial el riesgo de cartera para agentes que atienden usuarios de áreas especiales.
c) Incorporar incentivos que promuevan la gestión eficiente en la prestación del servicio a los usuarios atendidos por el PUI.”
En relación con el alcance de dicha disposición, dentro de la memoria justificativa de esta norma se expone lo siguiente:
“1.3 Garantía para la atención de los usuarios.
(…)
Con el fin de crear esquemas que permitan atender a estos usuarios, garantizando sus derechos y evitando que los efectos asociados a los niveles de cartera generen señales que alteren las condiciones de competencia general del mercado, es preciso crear la figura de un prestador que, ante ausencia de competidores para ofertar servicios a estos usuarios, pueda encargarse de realizar la prestación del servicio, cumpliendo así con los fines del estado.
(…)
En tal sentido, establecer las reglas para la participación de un prestador de última instancia, que pueda abordar la problemática de garantizar la prestación a los usuarios vulnerables, pero también atienda las necesidades identificadas por la CREG, se constituye como un esquema de política pública necesario.
Reglamentar el PUI permitiría reducir las diferencias de remuneración que existen entre los comercializadores incumbentes, que en la mayoría de los casos son los responsables de atender a usuarios en áreas especiales.
Se espera que la reglamentación de este esquema pueda eliminar distorsiones que se pueden generar en los mercados en competencia, o generar simetrías en la competencia en los mercados de comercialización, considerando los costos que representa asumir la prestación del servicio a usuarios en condiciones vulnerables, o la atención de usuarios que dejan de ser atendidos por algún comercializador.
Ahora bien, esta prestación del servicio por agentes de última instancia debe igualmente buscar eficiencias, mostrar gestión y tener incentivos a una buena prestación del servicio. Para ello se deben generar por el regulador mecanismos que den tales señales en el esquema de reglamentación que defina. En todo caso, como lo dispone la Ley 142 de 1994, el regulador, es decir la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), atenderá estos lineamientos propiciando la competencia en las actividades bajo su regulación y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante; en este sentido, para la implementación de los incentivos que promuevan la gestión eficiente en la prestación del servicio a los usuarios atendidos por el PUI, se deberá garantizar que no se afecte a participación de otros agentes que operan en el mercado de energía en condiciones de competencia.” (Resaltado fuera de texto)
En relación con lo anterior, la jurisprudencia constitucional[1] ha expuesto que “el ejercicio de las funciones de la comisión debe hacerse de manera coordinada y armónica con el sector administrativo al cual pertenece” de ahí “la existencia de relaciones de coordinación y orientación que son indispensables en la administración nacional”, en este caso entre la Comisión y el Gobierno Nacional; por lo que la actividad regulatoria debe tener en cuenta “el marco normativo que incluye la ley, los reglamentos y las políticas generales para la eficiencia y control de los servicios públicos que emita el presidente con fundamento en el artículo 370 de la Constitución”.
En este sentido, el Decreto 929 de 2023, el cual adiciona el artículo 2.2.3.2.2.9 “Lineamientos para el aseguramiento de la prestación del servicio” al Decreto 1073 de 2015, así como su memoria justificativa, establecen una serie de lineamientos en relación con el enfoque y la orientación que debe tener la figura del PUI a efectos de precisar el entendimiento y alcance de los literales previstos en dicha norma, los cuales han de ser tenidos en cuenta para la expedición de la presente regulación.
A partir de lo anterior, la propuesta regulatoria incorpora dos elementos: i) la definición de un costo por la prestación del servicio del PUI en áreas especiales y su recaudo, con el fin de, reducir las diferencias de recaudo que existen entre los comercializadores integrados con el Operador de Red y los no integrados, así como generar simetrías en la competencia en los mercados de comercialización, considerando los costos que representa asumir la prestación del servicio a usuarios en condiciones vulnerables, en atención a lo previsto al literal b del artículo 2 del Decreto 929 de 2023; y ii) establecer medidas que propicien un esquema competitivo e implementar incentivos que promuevan la gestión eficiente en la prestación del servicio a los usuarios atendidos por el PUI, garantizando participación de otros agentes que operan en el mercado de energía en condiciones de competencia, para lo cual se debe contar con mecanismo competitivo para la selección del PUI considerando criterios de eficiencia y transparencia, en atención a lo dispuesto en los literales a y c del artículo 2 del Decreto 929 de 2023.
Teniendo en cuenta lo anterior, la propuesta regulatoria establece la implementación de la figura del PUI de acuerdo con el estado de liberalización del mercado minorista, dando cumplimiento a los lineamientos del Decreto 929 de 2023. Inicialmente, parte con la asignación de la función de prestación de última instancia al comercializador integrado con el Operador de Red, al tiempo que define el recaudo del costo por la atención de los usuarios en áreas especiales a todos los usuarios regulados del mercado de comercialización, costo que es trasladado al PUI. Paralelamente, la propuesta regulatoria, incluye el diseño del proceso de selección competitivo y esquema de operación del PUI por parte del Comité Asesor de la Comercialización, de tal forma que permita la participación de otros agentes en el mediano plazo.
Esto es concordante con lo establecido en el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007, y la modificación hecha a través del artículo 2 de la Resolución CREG 091 de 2014, donde al incluir la variable PUIj,m, como el costo que remunera la actividad de PUI a usuarios regulados en el mercado de comercialización j, en el mes m, se expuso que hasta que se adopte e implemente la resolución que remunera este costo, el valor de esta variable será igual a cero. De ahí que, mediante la presente resolución, se establece la remuneración de este costo en consideración a los lineamientos hechos por el artículo 2 del Decreto 929 de 2023.
En relación con esto último, una vez se implemente el mecanismo competitivo para la selección del PUI, se espera que tanto el costo por la atención de los usuarios vulnerables como el costo variabilizado producto del mecanismo competitivo, remuneren al agente que realiza la actividad de prestación de última instancia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007, y la modificación hecha a través del artículo 2 de la Resolución CREG 091 de 2014, para la variable PUIj,m, con el objetivo de garantizar la continuidad en la prestación del servicio a los usuarios.
Mediante la Circular 201 de 2025, la CREG divulgó el informe “Reglamentación del Prestador de Última Instancia (PUI) en el Mercado Eléctrico Colombiano Análisis de Impacto Normativo” desarrollado por la consultoría contratada por el Banco Interamericano de Desarrollo para la CREG, cuyo objeto fue el de proponer alternativas regulatorias para establecer las condiciones para la selección y remuneración del agente que atenderá a los usuarios ante situaciones donde el comercializador que los atiende no pueda seguir prestando el servicio. El martes 14 de octubre de 2025 en las instalaciones de la Comisión de realizó la presentación del estudio.
Frente al mencionado Informe, se recibieron comentarios de agentes interesados, con los siguientes radicados: ANDESCO (E-2025-014884); ASOCODIS (E-2025-014896); Compañía Energética de Occidente (E-2025-014907); XM (E-2025-014911); Celsia Colombia S.A. (E-2025-014913); Empresas Públicas de Medellín (E-2025-014917); Comité Asesor de Comercialización – CAC (E-2025-014920); Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. (E-2025-014923); Enel Colombia (E-2025-014924); Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. – CEDENAR (E-2025-014925); Air-e S.A.S. E.S.P. (E-2025-014929); Enerbit S.A.S. E.S.P. (E-2025-014937).
El 3 de febrero de 2026, la CREG sometió a consulta el Proyecto de Resolución CREG 701 114 “Por la cual se definen los criterios generales para la selección, operación y remuneración del Prestador de Última Instancia - PUI”. Atendiendo a la consulta, se recibieron los comentarios de los interesados con los siguientes radicados:
| Nro | Radicado | Fecha | Empresa |
| 1 | E2026003613 | 3/03/2026 | QI ENERGY SAS ESP |
| 2 | E2026003723 y E2026004566 | 5/03/2026 | ACCE |
| 3 | E2026003730 | 5/03/2026 | CELSIA |
| 4 | E2026003744 | 5/03/2026 | ERCO |
| 5 | E2026003753 | 5/03/2026 | XM |
| 6 | E2026003758 | 5/03/2026 | EPM |
| 7 | E2026003769 | 5/03/2026 | ACOLGEN |
| 8 | E2026003773 | 5/03/2026 | ANDRES TORRES CHINOME |
| 9 | E2026003779 y E2026004656 | 5/03/2026 | ASOCODIS |
| 10 | E2026003782 | 5/03/2026 | CEO |
| 11 | E2026003790 | 5/03/2026 | EE Pereira |
| 12 | E2026003791 | 5/03/2026 | ENEL COLOMBIA |
| 13 | E2026003792 | 5/03/2026 | ANDESCO |
| 14 | E2026003793 | 5/03/2026 | VATIA |
| 15 | E2026003794 | 5/03/2026 | ENERBIT |
| 16 | E2026003795 | 5/03/2026 | ENERTOTAL |
| 17 | E2026003796 | 5/03/2026 | GEB |
| 18 | E2026003798 | 5/03/2026 | CAC |
| 19 | E2026003800 | 5/03/2026 | ASOENERGIA |
| 20 | E2026003801 | 5/03/2026 | AIR-E |
| 21 | E2026003837 | 6/03/2026 | TEBSA |
| 22 | E2026003844 | 6/03/2026 | CEDENAR |
| 23 | E2026003884 | 10/03/2026 | SUPERSERVICIOS |
| 24 | E2026004018 | 11/03/2026 | FURESAS |
En el documento soporte que acompaña la presente resolución se encuentran los análisis que sustentan las medidas regulatorias que aquí se adoptan, el contenido de la propuesta, los problemas regulatorios a resolver, se consignan los objetivos generales y específicos, el contenido de la propuesta, así como se atienden los comentarios recibidos, lo anterior, como parte del Análisis de Impacto Normativo - AIN.
Las modificaciones y ajustes a la propuesta inicial relacionados con: i) la remuneración de la figura del Prestador de Última Instancia – PUI; ii) causales de activación; iii) alcance de la reglamentación de esta figura; iv) compras de energía; v) diseño del mecanismo competitivo; vi) garantía de neutralidad y competencia; guardan una correspondencia lógica con la propuesta regulatoria desarrollada en el proyecto CREG 701 114 de 2025, al referirse a materias y asuntos allí consultados, por lo que existe una relación de conexidad y coherencia temática entre las modificaciones y las demás disposiciones que hacen parte del proyecto regulatorio, así mismo, resultan del proceso de consulta en atención a los comentarios recibidos. Esto considerando los lineamientos establecidos en el artículo 2o del Decreto 929 de 2023.
Igualmente, allí se consigna el diligenciamiento del cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados de la propuesta regulatoria, en atención a lo establecido en el artículo 4o del Decreto 2897 de 2010, reglamentario de la Ley 1340 de 2009.
La Comisión en su Sesión 1468 del 04 de junio de 2026, aprobó la propuesta regulatoria para ser remitida a la SIC, en los términos del artículo 7o de la Ley 1340.
Mediante comunicación enviada por la SIC con radicación de salida 26-240649 y recibida por la CREG con número de radicado E2026010033 de 2026, dicha entidad rindió concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto enviado por la CREG. Copia de la totalidad del concepto recibido hace parte del documento que se publica como soporte de la presente resolución, así como el análisis realizado de parte de la CREG al respecto.
El artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 establece que el concepto emitido por la Superintendencia de Industria y Comercio no será vinculante; sin embargo, si la autoridad respectiva se apartara de dicho concepto, la misma deberá manifestar de manera expresa dentro de las consideraciones de la decisión los motivos por los cuales se aparta.
En el concepto mencionado, la Superintendencia de Industria y Comercio llevó a cabo las siguientes recomendaciones:
Recomendación 1.
Considerar la posibilidad de establecer un término orientador para que la CREG se pronuncie sobre la propuesta que le presente el Comité Asesor de Comercialización respecto del mecanismo competitivo para la selección y operación del PUI y, de manera complementaria, considerar la publicación periódica de reportes de seguimiento sobre el avance del proceso de implementación del mecanismo competitivo.
Análisis de la Recomendación.
La Comisión comparte la importancia de que la implementación del mecanismo competitivo para la selección del Prestador de Última Instancia (PUI) se desarrolle de manera oportuna, transparente y con la participación de los agentes del mercado. En ese sentido, la propuesta mantiene la obligación de que el Comité Asesor de la Comercialización (CAC) diseñe y presente a la Comisión una propuesta de mecanismo competitivo en un plazo máximo de doce (12) meses contados a partir de la entrada en vigencia de la resolución, plazo que constituye un compromiso regulatorio concreto para avanzar hacia un esquema de selección basado en criterios de eficiencia y competencia. Al ser un plazo máximo, es posible que el Comité Asesor de la Comercialización (CAC) la presente en un término inferior.
Ahora, la Comisión acoge la recomendación por lo que se considera que el espacio en el que corresponde definir el término a que se hace referencia en la recomendación se ha de establecer en la Agenda Regulatoria de la Comisión, actualizando la Agenda del año 2026 o incluyéndolo para el año 2027, dependiendo de cuando se presente la propuesta de mecanismo competitivo.
Lo anterior, en la medida que el artículo 2.1.2.1.1.2.1 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 5 de 2025 establece:
- “En la agenda regulatoria anual se precisarán los temas o los asuntos con sus respectivos cronogramas, que serán avocados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas durante dicho lapso, con sujeción a lo dispuesto por la ley, sin perjuicio que la CREG pueda avocar el conocimiento y trámite de asuntos no contemplados en la agenda.”
La Agenda Regulatoria constituye el instrumento mediante el cual la CREG informa a los agentes y demás interesados las iniciativas regulatorias previstas para cada vigencia, promoviendo la transparencia, la planeación y la participación de los diferentes actores del sector. En consecuencia, el desarrollo del mecanismo competitivo se incorporará en dicho instrumento, permitiendo que su evolución sea conocida por el mercado y que los interesados participen en las diferentes etapas del proceso regulatorio.
En ese sentido, el Documento Soporte señala que la implementación del mecanismo competitivo debe desarrollarse de manera gradual, considerando el estado de liberalización del mercado minorista y la necesidad de diseñar un esquema que garantice simultáneamente la continuidad del servicio, la suficiencia financiera del Prestador de Última Instancia y la participación de otros agentes en condiciones de competencia. En consecuencia, el diseño del mecanismo competitivo constituye una segunda fase de implementación cuya adopción requiere un análisis técnico.
En relación con la publicación periódica de reportes de seguimiento, la Comisión considera que el proceso regulatorio ya contempla mecanismos suficientes de transparencia y publicidad. Tanto la propuesta que presente el CAC como el eventual proyecto regulatorio que adopte la Comisión deberán surtir los procedimientos de publicidad y participación ciudadana previstos en la normativa aplicable, garantizando que los agentes y demás interesados conozcan el avance del proceso y puedan presentar observaciones durante las etapas correspondientes.
Adicionalmente, la actividad regulatoria de la Comisión es de carácter continuo y comprende el seguimiento permanente de la evolución del sector y de las medidas regulatorias adoptadas. La Comisión analizará dentro de la propuesta del mecanismo competitivo la necesidad de llevar a cabo una evaluación expost como parte del Análisis de Impacto Normativo – AIN.
Por otra parte, la resolución definitiva fortaleció el contenido mínimo que deberá considerar el mecanismo competitivo, incorporando criterios relacionados con la minimización del impacto tarifario, la suficiencia financiera del PUI, el diseño de mecanismos para la compra de energía, la disponibilidad de información para el traslado de usuarios y el desarrollo de indicadores de seguimiento a la liberalización del mercado. Estos elementos proporcionan una hoja de ruta clara para la elaboración de la propuesta del CAC y permiten orientar el posterior análisis regulatorio de la Comisión.
En ese mismo sentido, la Comisión acoge la recomendación de la SIC y considera que la Agenda Regulatoria es el mecanismo institucional idóneo para informar sobre el avance de esta iniciativa, en la medida en que constituye el procedimiento reglado mediante el cual se comunica la programación de los proyectos regulatorios y se garantiza la transparencia y la participación de los interesados.
Recomendación 2.
Con respecto al artículo 10 del proyecto: considerar el establecimiento de un plazo aproximado para la publicación de la actualización del componente de riesgo de cartera (
), de tal manera que se promueva la transparencia regulatoria en torno a los componentes tarifarios y el cumplimiento del principio de suficiencia financiera.
Análisis de la Recomendación.
En relación con esta recomendación, se considera pertinente precisar que el costo asociado al riesgo de cartera por la atención de usuarios en áreas especiales reconocido en la regulación del Prestador de Última Instancia no constituye un componente tarifario independiente, sino que corresponde al costo de riesgo de cartera definido en la metodología de remuneración de la actividad de comercialización. En consecuencia, su determinación, actualización y eventual modificación se encuentran sujetas al procedimiento regulatorio previsto para dicha metodología y no a la presente resolución.
En este sentido, la metodología de remuneración de la actividad de comercialización cuenta con un procedimiento regulatorio propio para la revisión y actualización de sus componentes, el cual comprende los análisis técnicos, económicos y jurídicos correspondientes, así como las etapas de participación y publicidad previstas en el ordenamiento jurídico para la expedición de regulación de carácter general. Por esta razón, la actualización del costo de riesgo de cartera debe efectuarse dentro del desarrollo de dicho proceso regulatorio y no mediante una disposición particular contenida en la regulación del Prestador de Última Instancia.
Adicionalmente, la Comisión informa que, en ejercicio de las funciones asignadas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en cumplimiento del proceso de revisión periódica de las metodologías tarifarias, actualmente se encuentra adelantando la actualización de la metodología de remuneración de la actividad de comercialización, dentro de la cual se revisa, entre otros aspectos, el reconocimiento del costo asociado al riesgo de cartera para la atención de usuarios en áreas especiales.
En ese contexto, el proyecto regulatorio para la actualización de la metodología de comercialización continuará en la agenda regulatoria indicativa de la Comisión para el año 2027, con el objetivo de que los interesados realicen seguimiento y participen de forma activa en las diferentes instancias de construcción.
En consecuencia, la recomendación se acoge parcialmente toda vez que la actualización del componente de riesgo de cartera (
) hace parte del proceso de actualización del componente de comercialización de conformidad con la Agenda Regulatoria que viene adelantando la Comisión, donde se ve reflejado el plazo a que hace referencia esta recomendación, toda vez que la Agenda corresponde al instrumento mediante el cual se programan y publican las iniciativas regulatorias de la entidad, garantizando la transparencia, la participación de los agentes y el desarrollo ordenado de las actuaciones regulatorias.
A través de este mecanismo, los interesados podrán conocer oportunamente el avance de los proyectos regulatorios relacionados con la metodología de comercialización y participar en las etapas de consulta pública correspondientes donde se verán reflejados la transparencia regulatoria y el cumplimiento de los criterios tarifarios, incluido el de suficiencia financiera.
Recomendación 3.
Con respecto al artículo 9 del proyecto: revisar los subíndices asociados al costo ($/kWh) por la prestación del servicio del PUI en áreas especiales por el CIOR utilizado para el cálculo del costo ($) del riesgo de cartera por la atención de los usuarios en áreas especiales, recaudado por los CNIOR (
).
Análisis de la recomendación.
En relación con esta recomendación, durante la revisión integral del articulado y de las expresiones matemáticas contenidas en el proyecto de resolución, se verificó la consistencia de los subíndices utilizados en las variables que conforman la metodología de cálculo del costo asociado al riesgo de cartera por la atención de usuarios en áreas especiales.
Como resultado de dicha revisión, en la versión definitiva de la resolución se realizaron los ajustes editoriales y de consistencia requeridos en las expresiones matemáticas, con el propósito de asegurar que la identificación de las variables, los mercados de comercialización y los agentes involucrados sea consistente con la metodología propuesta y evite posibles ambigüedades en su interpretación y aplicación.
Es importante precisar que estos ajustes corresponden únicamente a la armonización de la notación empleada en las ecuaciones y no modifican la metodología de cálculo ni el alcance del reconocimiento económico previsto para la actividad de Prestador de Última Instancia. En consecuencia, la metodología mantiene el objetivo de trasladar al Prestador de Última Instancia el costo del riesgo de cartera asociado a la atención de usuarios en áreas especiales, evitando diferencias en el reconocimiento de dichos costos entre comercializadores integrados y no integrados con el Operador de Red, en concordancia con los lineamientos establecidos en el Decreto 929 de 2023.
En la versión definitiva de la resolución se revisó y ajustó la notación de los subíndices utilizados en las expresiones matemáticas para garantizar su consistencia y correcta interpretación, sin que ello implique modificaciones de fondo a la metodología de cálculo adoptada. A partir de lo anterior se acoge la recomendación realizada.
Recomendación 4.
Con respecto al artículo 14 del proyecto: complementar la justificación sobre la suficiencia del umbral del 10% de la demanda atendida por el CIOR para la activación del mecanismo de contratación directa, en particular respecto de la selección del límite del 3% de aumento del costo unitario y los efectos cuando hay situaciones adversas de oferta energética.
Análisis de la Recomendación.
En atención a la recomendación, durante la elaboración de la versión definitiva de la regulación se fortaleció la justificación técnica del mecanismo de contratación directa de energía previsto para el Prestador de Última Instancia (PUI), precisando los criterios que sustentan tanto el umbral del diez por ciento (10%) de la demanda atendida por el Comercializador Integrado con el Operador de Red (CIOR), como el límite del tres por ciento (3%) de incremento en el costo unitario del servicio.
Respecto del umbral del diez por ciento (10%), la Comisión considera que este constituye un criterio objetivo para identificar aquellos eventos en los que el volumen de demanda trasladado al Prestador de Última Instancia puede generar una exposición significativa al riesgo de mercado, justificando la habilitación excepcional de un mecanismo de contratación directa de energía. De esta manera, se evita que dicho mecanismo opere de manera permanente o para variaciones marginales de la demanda, preservando los incentivos para que los agentes continúen gestionando sus riesgos mediante los mecanismos ordinarios de contratación en el Mercado de Energía Mayorista.
En cuanto al límite del tres por ciento (3%) de incremento del costo unitario, la Comisión considera que este corresponde a un parámetro consistente con el marco legal aplicable a los servicios públicos domiciliarios. En particular, el artículo 125 de la Ley 142 de 1994 dispone que, durante la vigencia de una fórmula tarifaria, las empresas podrán actualizar las tarifas cuando se acumule una variación de, por lo menos, el tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios considerados en la fórmula tarifaria. Si bien dicha disposición regula la actualización de tarifas por variación de índices de precios, evidencia que el legislador reconoció el tres por ciento (3%) como un umbral razonable para la adopción de ajustes tarifarios.
En ese sentido, la utilización de este mismo porcentaje dentro del mecanismo de contratación directa del PUI resulta razonable y proporcional, pues permite identificar cuándo el impacto económico derivado de la activación del Prestador de Última Instancia deja de corresponder a una fluctuación ordinaria del mercado y adquiere una magnitud suficiente para justificar la adopción de una medida regulatoria excepcional. De esta manera, el parámetro busca equilibrar el principio de suficiencia financiera del prestador con el principio de eficiencia económica y la protección de los usuarios frente a incrementos tarifarios que no resulten materialmente relevantes.
Frente a los escenarios de condiciones adversas de oferta energética, la Comisión reconoce que estos pueden generar incrementos significativos en los precios del mercado mayorista. Sin embargo, la regulación adoptada no tiene como finalidad trasladar integralmente dichos riesgos a los usuarios ni eliminar los riesgos propios de la actividad de comercialización, sino habilitar un mecanismo excepcional que permita atender situaciones extraordinarias derivadas de la activación del Prestador de Última Instancia, preservando simultáneamente la continuidad en la prestación del servicio, la suficiencia financiera del agente y la estabilidad tarifaria.
En ese contexto la Comisión acoge la recomendación de la SIC, al robustecer la justificación expuesta en el documento soporte de los criterios de entrada para establecer el mecanismo de contratación directa, explicando con mayor detalle los criterios que sustentan el umbral del diez por ciento (10%) para la activación del mecanismo y el límite del tres por ciento (3%) de incremento del costo unitario. En particular, se precisó que este último constituye un umbral consistente con el artículo 125 de la Ley 142 de 1994, el cual reconoce dicho porcentaje como un nivel de materialidad para la actualización de tarifas, razón por la cual se considera un parámetro objetivo y proporcionado para activar un mecanismo excepcional de contratación de energía sin alterar el equilibrio entre la suficiencia financiera del Prestador de Última Instancia, la protección de los usuarios y el adecuado funcionamiento del mercado.
Recomendación 5.
Con respecto al artículo 22 del proyecto: verificar la suficiencia del límite máximo del 1,5 veces del Mc para el precio promedio a trasladar a los usuarios como resultado del mecanismo de contratación directa habilitado para el PUI en un contexto más reciente del mercado energético que considere el comportamiento que se espera en el marco de condiciones de escasez, estrés hidrológico o restricciones en la disponibilidad de energía, que son las que justificaron la propuesta de la medida.
Análisis de la Recomendación.
En relación con esta recomendación, dentro del siguiente ejercicio de verificación, la Comisión considera pertinente precisar que el límite máximo equivalente a 1,5 veces el precio promedio de bolsa (Mc) para el traslado a los usuarios del costo de la energía adquirida mediante el mecanismo de contratación directa fue definido como una medida de carácter excepcional, orientada a conciliar dos objetivos regulatorios: por una parte, preservar la suficiencia financiera del Prestador de Última Instancia (PUI) para garantizar la continuidad en la prestación del servicio y, por otra, proteger a los usuarios frente a incrementos tarifarios desproporcionados derivados de condiciones extraordinarias del mercado.
La Comisión evaluó que la contratación directa constituye un mecanismo extraordinario, aplicable únicamente cuando la activación del Prestador de Última Instancia implique una variación significativa de la demanda atendida y se cumplan las condiciones previstas en la regulación. En consecuencia, el límite de 1,5 Mc no corresponde a un precio esperado del mercado, sino a un techo regulatorio que limita el valor máximo susceptible de ser trasladado a los usuarios, evitando que las condiciones excepcionales del mercado mayorista se reflejen de manera ilimitada en las tarifas del servicio.
Frente a la recomendación de revisar dicho límite considerando escenarios recientes de escasez, estrés hidrológico o restricciones en la oferta de energía, la Comisión considera que, si bien estos eventos pueden generar incrementos importantes en los precios de corto plazo, la regulación del Prestador de Última Instancia no tiene como propósito o finalidad trasladar integralmente dichos riesgos a los usuarios. Por el contrario, el diseño regulatorio parte del principio de que el riesgo propio de la actividad de comercialización debe ser administrado por los agentes del mercado, mientras que la intervención regulatoria únicamente habilita mecanismos excepcionales para garantizar la continuidad en la prestación del servicio cuando se presentan situaciones extraordinarias.
En este contexto, permitir el traslado de precios superiores al límite establecido podría generar impactos tarifarios incompatibles con los principios de eficiencia y protección de los usuarios previstos en las Leyes 142 y 143 de 1994. En contraste, el límite adoptado constituye un mecanismo de balance entre la recuperación de los costos eficientes en que incurra el Prestador de Última Instancia y la necesidad de evitar que eventos coyunturales del mercado mayorista se traduzcan en incrementos desproporcionados de las tarifas.
Continuando con esta verificación y con el propósito de complementar el análisis del límite propuesto bajo distintas condiciones de mercado, la Comisión evaluó su comportamiento en tres escenarios temporales: i) un período posterior a un episodio de precios elevados, comprendido entre octubre de 2024 y septiembre de 2025; ii) un período de normalización extendida, correspondiente al año 2025; y iii) un período más reciente, en el cual se observa un nuevo incremento del precio de bolsa durante los primeros meses de 2026.
Los resultados muestran que, en el período comprendido entre octubre de 2024 y septiembre de 2025, el límite de 1,5 Mc se ubica por debajo del precio de bolsa durante los meses iniciales de mayor volatilidad y posteriormente permanece por encima de dicha referencia a medida que el mercado se normaliza. Para el año 2025, el límite resulta superior al precio de bolsa durante once de los doce meses analizados. Por su parte, en el período más reciente, el límite continúa acompañando la evolución de la referencia contractual y únicamente es superado por el precio promedio de bolsa cuando este presenta un incremento significativo hacia el final del período considerado.
La ampliación del análisis permite observar que el límite de 1,5 Mc conserva su capacidad para acotar el valor trasladable cuando se habilita el mecanismo de contratación directa, incluso cuando en uno de los meses evaluados el precio promedio de bolsa supera el límite establecido, dado que este resultado puntual no modifica la conclusión general del análisis ni permite inferir que el límite deba ajustarse con base en el comportamiento de un mes particular del mercado. Esto con el fin de garantizar que el usuario recibirá un traslado acotado que recoge el comportamiento estacional del precio de bolsa, en relación con la variable MC, como se presentó en las gráficas.
Debe precisarse que los ejercicios realizados por la Comisión no buscan asociar la activación del PUI únicamente con períodos de escasez o estrés hidrológico. Los análisis comprenden ventanas temporales amplias y condiciones de mercado diferenciadas, dado que la incorporación de usuarios al PUI puede ocurrir en cualquier momento y la ejecución del contrato puede coincidir tanto con episodios de precios elevados como con etapas de normalización. Por esta razón, la suficiencia del parámetro de 1,5 Mc debe evaluarse durante el horizonte completo de contratación y no a partir de un mes específico.
Además, al estar vinculado al Mc, el precio máximo de traslado se ajusta a la evolución de la referencia de largo plazo sin que ello implique el reconocimiento automático de dicho valor, pues el monto trasladable corresponde al menor entre el precio pactado y el techo regulatorio. Esta aproximación es consistente con los análisis previos de la Comisión, en los que se identificó al Mc como una referencia de menor volatilidad frente al precio de bolsa y al multiplicador de 1,5 como una señal adecuada para mantener el atractivo de la contratación bajo diferentes condiciones del mercado.
La aplicación de 1,5 Mc durante los doce meses responde, además, a las características particulares de la contratación directa prevista para el PUI. En las medidas aplicables a prestadores intervenidos se adoptó un esquema escalonado debido a que la percepción de riesgo de los potenciales vendedores es mayor durante los primeros meses posteriores a la toma de posesión y puede disminuir a medida que se estabiliza la operación del agente. En el caso del PUI no se identifica una circunstancia equivalente que permita determinar objetivamente que se reducen en la segunda mitad del contrato, pues la medida busca atender una demanda incorporada de manera extraordinaria y no prevista, cuya activación puede producirse bajo diferentes condiciones de disponibilidad y precios.
Considerando que la medida de contratación directa es diseñada para operar en cualquier periodo (no únicamente en periodos de escasez) y que el precio de traslado a los usuarios se mantiene por toda la vigencia del contrato (12 meses), la Comisión considera que se mantienen los incentivos para que los generadores presenten ofertas en este mecanismo.
Adicionalmente, la Comisión considera que la suficiencia financiera del Prestador de Última Instancia no depende exclusivamente de este límite, sino del conjunto de mecanismos previstos en la regulación, incluyendo las condiciones de activación del mecanismo de contratación directa, el reconocimiento de los costos asociados a la prestación del servicio y la posibilidad de desarrollar, en una segunda etapa, un mecanismo competitivo para la selección del PUI. En consecuencia, el límite de 1,5 Mc debe analizarse como parte integral del diseño regulatorio y no de manera aislada.
En ese contexto se acoge la recomendación de la SIC en el sentido de verificar el límite máximo de 1,5 MC, adicionalmente, la Comisión considera que dicho limite constituye un parámetro razonable y proporcional para el mecanismo excepcional de contratación directa del Prestador de Última Instancia. Dicho límite permite preservar la suficiencia financiera del agente sin trasladar de manera ilimitada a los usuarios los efectos de escenarios de escasez, estrés hidrológico o restricciones de oferta, manteniendo un adecuado equilibrio entre la continuidad en la prestación del servicio, la eficiencia económica y la protección tarifaria de los usuarios.
Adicionalmente, la Comisión considera que la suficiencia financiera del Prestador de Última Instancia no depende exclusivamente de este límite, sino del conjunto de mecanismos previstos en la regulación, incluyendo las condiciones de activación del mecanismo de contratación directa, el reconocimiento de los costos asociados a la prestación del servicio y la posibilidad de desarrollar, en una segunda etapa, un mecanismo competitivo para la selección del PUI. En consecuencia, el límite de 1,5 Mc debe analizarse como parte integral del diseño regulatorio y no de manera aislada.
A partir del anterior ejercicio, se acoge la recomendación de la Superintendencia, en la medida que la Comisión considera que el límite máximo de 1,5 veces el precio promedio de bolsa (Mc) constituye un parámetro suficiente, razonable y proporcional para el mecanismo excepcional de contratación directa del Prestador de Última Instancia de acuerdo con el análisis expuesto. Dicho límite permite preservar la suficiencia financiera del agente sin trasladar de manera ilimitada a los usuarios los efectos de escenarios de escasez, estrés hidrológico o restricciones de oferta, manteniendo un adecuado equilibrio entre la continuidad en la prestación del servicio, la eficiencia económica y la protección tarifaria de los usuarios.
Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 1482 del 30 de julio de 2026, acordó expedir esta resolución.
En consecuencia,
RESUELVE:
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 1o. OBJETO. Definir los criterios generales para la selección, operación y remuneración del Prestador de Última Instancia – PUI en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 2o del Decreto 929 de 2023.
ARTÍCULO 2o. ALCANCE. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, y desarrollen la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios en el SIN.
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:
Áreas especiales: Corresponden a las áreas definidas en el artículo 2.2.3.1.2 del Decreto Único Reglamentario 1073 de 2015 del Ministerio de Minas y Energía o aquel que lo modifique, complemente o sustituya.
Actividad de Comercialización Minorista: Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan, los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley. Incluye la celebración de los contratos de servicios públicos y sus obligaciones, así como la atención comercial de los usuarios.
Comercializador Integrado con el operador de red en un mercado de comercialización (CIOR): Corresponde al prestador del servicio público domiciliario de energía eléctrica que desarrolla la actividad de comercialización minorista y a su vez es el Operador de Red del mercado de comercialización.
Comercializador No Integrado con el operador de red en un mercado de comercialización (CNIOR): Corresponde al prestador del servicio público domiciliario de energía eléctrica que desarrolla la actividad de comercialización minorista, pero no es el Operador de Red de ese mercado.
Contrato Pague lo Contratado Condicionado a la Energía Disponible para venta en bolsa (PCED): Modalidad de contrato de suministro de energía eléctrica en la que el vendedor se obliga a la entrega de la cantidad mínima entre su energía disponible para venta en bolsa, calculada por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), y la cantidad de energía requerida por el comercializador para cubrir su demanda comercial regulada expuesta a compras en la bolsa de energía.
Energía disponible para venta en bolsa: Cantidad de energía disponible por parte de un agente, calculada por el ASIC, para ser vendida en bolsa, después de haber descontado toda su energía comprometida a través de los contratos que liquida el ASIC distintos a los contratos PCED resultantes de lo dispuesto en la presente resolución, para cada hora, de cada día del mes. De acuerdo con la resolución CREG 101 067 de 2024.
Prestador de Última Instancia (PUI): Agente seleccionado para realizar la actividad de Comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un Usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.
Mercado de comercialización: Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional, STR, y/o Sistema de Distribución Local, SDL, servido por un mismo Operador de Red. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional, STN, del área de influencia del respectivo Operador de Red, así como los usuarios conectados a activos de un Transmisor Regional, TR, dentro de esta misma área.
ARTÍCULO 4o. FUNCIÓN DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. Será función del PUI garantizar la continuidad en la prestación del servicio cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.
El PUI ejercerá la actividad de comercialización de energía eléctrica y sus funciones serán las establecidas para el comercializador que atiende al usuario, contenidas en la Resolución CREG 156 de 2011, CREG 157 de 2011, 108 de 1997 y todas aquellas que contengan disposiciones con relación a la comercialización de energía eléctrica y la prestación del servicio.
ARTÍCULO 5o. CAUSALES DE ACTIVACIÓN DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. El PUI se activará para garantizar la continuidad en la prestación del servicio ante la ocurrencia de cualquiera de las siguientes causales.
a) Cuando el Comercializador que atiende al usuario sea retirado del mercado de energía mayorista por incumplimiento de obligaciones. Para este caso, se deberá tener en cuenta lo previsto en las Resoluciones CREG 156 de 2011, CREG 157 de 2011 y CREG 158 de 2011.
b) Cuando se presente la cancelación de la frontera comercial de un usuario, por las causas señaladas en el numeral 1) del artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011.
c) Cuando por voluntad de los socios, por configurarse una causal de disolución o por decisión del Superintendente de Servicios Públicos, el Comercializador que atiende al usuario entre en proceso de liquidación. Esta situación será informada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC.
d) Cuando la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ordene la suspensión temporal o definitiva de las actividades del Comercializador que atiende al usuario, de conformidad con lo previsto en los numerales 3 y 7 del artículo 81 de la Ley 142 de 1994. Esta situación será informada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC.
e) Con la materialización del proceso de limitación de suministro previsto en la Resolución CREG 116 de 1998, por dos (2) veces en un (1) año calendario, comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre y se entenderá activada el día posterior a la limitación de suministro.
f) Cuando por su ubicación en áreas especiales el usuario no reciba ofertas por parte de comercializadores diferentes al integrado con el Operador de Red.
g) Terminación del contrato de prestación del servicio de un usuario no regulado y este no elige o no consigue otro prestador. Esta situación deberá ser informada por el comercializador que atiende el usuario al Administrado del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC.
PARÁGRAFO 1o. La causal establecida en el literal f) de este artículo se activará con la entrada en vigencia de la presente resolución y es remunerada al comercializador integrado con el operador de red, conforme a lo dispuesto en el Artículo 9 de esta resolución hasta que sea seleccionado el nuevo PUI a través del mecanismo competitivo que se señala en el Artículo 8.
PARÁGRAFO 2o. Los usuarios ubicados en áreas especiales y que a la entrada en vigencia de esta resolución estén siendo atendidos por un comercializador no integrado con el operador de red continuarán siendo atendidos por este comercializador.
PARÁGRAFO 3o. En caso de activarse el PUI antes de la entrada del mecanismo competitivo por alguna de las causales del presente artículo diferentes a la establecida en el literal f), se entenderá que corresponde a la atención de un nuevo usuario y los costos corresponderán a los mismos que son remunerados por la atención de los usuarios existentes en el mercado al cual se integran.
ARTÍCULO 6o. TRASLADO DE LOS USUARIOS AL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. Para el traslado del usuario que por alguna de las causales de activación establecidas en el Artículo 5 de la presente resolución deba ser atendido por el PUI, se seguirá el siguiente procedimiento:
1. El ASIC cancelará la frontera comercial representada por el comercializador que atendía el usuario antes del traslado.
2. El ASIC registrará una nueva frontera representada por el PUI. Para este registro no se exigirá el cumplimiento de las disposiciones establecidas en el artículo 3 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la complemente, modifique o sustituya.
3. Cuando aplique, el ASIC comunicará de forma inmediata al PUI la inscripción de la nueva frontera. En dicha comunicación también incluirá la demanda del mes anterior al traslado de estos usuarios y el listado de comercializadores de energía eléctrica que presten el servicio en el mercado de comercialización al que pertenece el usuario.
4. El PUI deberá comunicar al usuario en un plazo no inferior a 5 días hábiles posteriores a la activación, la nueva situación y las nuevas condiciones respecto a la prestación del servicio. Se deberá indicar la posibilidad de que los usuarios cambien de comercializador conforme a lo previsto en la regulación vigente y la lista de comercializadores que atienden en el mercado y que fue suministrada por el ASIC.
5. El usuario tendrá 2 meses calendario posterior a la comunicación del PUI para ejercer el derecho a la libre elección del prestador del servicio, sin tener que acogerse a los periodos mínimos de permanencia establecidos en la regulación. Durante este periodo el usuario será atendido como usuario regulado en el mercado atendido por el PUI.
6. Una vez transcurridos los 2 meses y el usuario no ha ejercido el derecho a la libre elección del prestador del servicio, se entenderá que este será atendido por el comercializador que ejerza la función de PUI en su mercado regulado y estará sujeto a los tiempos mínimos de permanencia establecidos en la regulación.
7. El ASIC y el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) tendrán en cuenta el cambio de representación en las fronteras comerciales para la liquidación y balance del mercado.
PARÁGRAFO 1o. La terminación del vínculo contractual con el comercializador motivada por el traslado del usuario al PUI no implicará, en ningún caso, la condonación o el desconocimiento de las deudas pendientes, saldos a favor o responsabilidades asumidas previamente por el usuario. De igual manera, dicho traslado no libera al comercializador anterior del cumplimiento de sus obligaciones.
SELECCIÓN DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA.
ARTÍCULO 7o. SELECCIÓN DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. La selección del comercializador que llevará a cabo las funciones de PUI se realizará mediante el procedimiento competitivo del que trata el Artículo 8 de la presente Resolución en donde participarán los agentes interesados y que cumplan con los requisitos establecidos para tal fin.
PARÁGRAFO. Con la entrada en vigencia de la presente resolución y mientras se adopte e implemente el esquema competitivo para la selección del PUI, esta figura será ejercida por el Comercializador Integrado con el Operador de Red en cada mercado de comercialización.
ARTÍCULO 8o. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DEL COMERCIALIZADOR QUE DESARROLLARÁ LAS FUNCIONES DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. En un plazo no mayor a 12 meses a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución el Comité Asesor de la Comercialización - CAC, diseñará y propondrá a la Comisión un mecanismo competitivo para la selección y operación del PUI, considerando los siguientes criterios:
i. La selección del PUI deberá atender a los criterios tarifarios de los que trata la Ley 142 de 1994.
ii. Se deberá minimizar el impacto tarifario para los usuarios garantizando la suficiencia financiera para el PUI.
iii. La figura del PUI es transitoria y se deberá propender porque el usuario sea atendido por un comercializador diferente al PUI en condiciones normales.
iv. El comercializador que deja de atender el usuario deberá garantizar la disponibilidad de información para que el PUI atienda el usuario.
v. Se deberán diseñar mecanismos para la compra de energía para atender los usuarios, considerando los existentes o futuros que diseñe la Comisión.
vi. Se deberán diseñar indicadores de seguimiento a la liberalización del mercado, que permitan a la Comisión determinar o activar el mecanismo competitivo para cada una de las causales establecidas en el Artículo 5 de la presente resolución.
PARÁGRAFO. El mecanismo de selección competitivo será evaluado por la CREG y, de considerarlo pertinente, adoptado mediante resolución. Sin perjuicio de lo anterior, la Comisión podrá expedir dicho mecanismo en un plazo inferior al contenido en este artículo, cuando las condiciones del mercado o las necesidades regulatorias así lo requieran.
REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PRESTACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA.
ARTÍCULO 9o. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PRESTACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO. Hasta la implementación del mecanismo competitivo del que trata el artículo 8 de la presente resolución, la remuneración del PUI será establecida por la causal del literal f) del artículo 5 y corresponderá al costo asociado al riesgo de cartera reconocido por la atención de los usuarios en áreas especiales del mercado de comercialización.
 | Valor Total ($) del costo que remunera la actividad de PUI a usuarios regulados en el mercado de comercialización. |
 | Costo ($) del riesgo de cartera por la atención de los usuarios en áreas especiales, recaudado por el CIOR. Este costo corresponde al recaudado por el CIOR en el riesgo de cartera por la atención de usuarios en áreas especiales que hace parte del costo variable de comercialización y es determinado conforme a la metodología de remuneración de la comercialización de energía eléctrica de la resolución CREG 180 de 2014, por esto el valor de esta variable será igual a cero hasta que la Comisión actualice la metodología de remuneración de la comercialización y se defina su valor. |
 | Costo ($) del riesgo de cartera por la atención de los usuarios en áreas especiales, recaudado por los CNIOR que atienden demanda regulada en el mercado de comercialización j. determinado como: |
Donde:
 | Costo ($/kWh) por la prestación del servicio del PUI en áreas especiales por el comercializador integrado con el Operador de Red i que atiende demanda regulada en el mercado de comercialización j en el mes m. |
 | Ventas totales de energía (kWh) a usuarios regulados realizadas por el comercializador no integrado con el Operador de Red i, en el mercado de comercialización j, en el mes m. |
ARTÍCULO 10. COSTO POR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA EN ÁREAS ESPECIALES ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO. Costo por la prestación del servicio del PUI en áreas especiales será determinado con la siguiente formula:
Donde:
 | Costo de compra de energía para los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). |
 | Costo por el uso del sistema de transmisión nacional para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). |
 | Costo por el uso de los sistemas de distribución en el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). |
 | Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). |
 | Costo de restricciones y de servicios asociados con generación, asignados al comercializador i, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). |
 | Corresponde a la prima de riesgo de cartera a reconocida al comercializador integrado con el operador de red, por la atención de usuarios en áreas especiales vigente en el mercado de comercialización j, para el año t. Corresponde a la variable RCAEj,t vigente para el mercado de comercialización respectivo. |
 | Corresponde a las ventas totales de energía en kWh de los usuarios ubicados en áreas especiales (BSN, ZDG y ARMD) atendidos por el comercializador integrado con el Operador de Red i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1. |
 | Ventas totales de energía en kWh a usuarios regulados realizadas por el comercializador integrado con el Operador de Red i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1. |
Este costo será calculado y publicado por el comercializador integrado por el Operador de Red a más tardar el último día del mes respectivo en su página web y deberá remitir a la SSPD por el medio que esta determine, el cálculo detallado de la variable para efectos de vigilancia.
ARTÍCULO 11. TRASLADO DEL VALOR DEL PUI A LOS USUARIOS REGULADOS ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO. El valor de la variable PUIj,m de los CNIOR que atienden demanda regulada en el mercado de comercialización de la que trata el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007 para cada comercializador será calculada de la siguiente forma:
Donde:
 | Costo que remunera la actividad de Prestador de Última Instancia a usuarios regulados en el mercado de comercialización  , en el mes  . |
 | Costo por la prestación del servicio del PUI en áreas especiales por el comercializador integrado con el Operador de Red i que atiende demanda regulada en el mercado de comercialización j en el mes m. Calculado de acuerdo con el artículo 10 de la presente resolución. |
 | Ventas totales a usuarios regulados del comercializador minorista, del mercado de comercialización j, expresadas en kilovatios hora (kWh), en el mes m-1. Esta definición corresponde a la establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007. |
ARTÍCULO 12. RECAUDO Y LIQUIDACIÓN DEL COSTO ASUMIDO POR EL PUI ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO. El valor de la variable PUIj,m calculada y facturada a los usuarios atendidos por los comercializadores no integrados con el Operador de Red que atienden demanda regulada en un mercado de comercialización conforme a lo establecido en el Artículo 10 de la presente resolución será girado al comercializador que presta la función de PUI en el mercado de comercialización a más tardar el último día calendario del mes siguiente independientemente del recaudo.
PARÁGRAFO 1. El gravamen a los movimientos financieros que se ocasionen por el giro de los recursos facturados y que deben ser trasladados al PUI, podrán ser descontados del valor total a trasladar.
PARÁGRAFO 2. El comercializador integrado con el Operador de Red que realice la actividad de PUI deberá mantener actualizada la información de los recursos recibidos y reportarla a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a través del mecanismo que esta establezca para tal fin.
PARÁGRAFO 3. La remuneración de la actividad de PUI será la obtenida del recaudo y traslado de los recursos de los que trata el presente artículo, sin perjuicio del resultado de la aplicación de la formula establecida en el Artículo 9 de la presente resolución.
ARTÍCULO 13. REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PRESTACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA POSTERIOR AL MECANISMO COMPETITIVO. Posterior a la implementación del mecanismo competitivo del que trata el artículo 8, el PUI se remunerará de acuerdo con el costo resultante del mecanismo competitivo, que deberá considerar todos los costos y riesgos asociados para el desarrollo de la actividad. El traslado del costo que remunera la actividad de PUI a usuarios regulados en el mercado de comercialización del que trata el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007 será determinado por la siguiente formula:
Donde:
 | Costo que remunera la actividad de Prestador de Última Instancia a usuarios regulados en el mercado de comercialización  , en el mes  . |
 | Costo variabilizado ($/kWh) del PUI en el mercado de comercialización j producto del mecanismo de selección competitivo del que trata del artículo 8, en el mes  . |
 | Ventas totales a usuarios regulados del comercializador minorista, del mercado de comercialización j, expresadas en kilovatios hora (kWh), en el mes m-1. Esta definición corresponde a la establecida en el artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007. |
 | Número total de comercializadores que atienden demanda regulada en el mercado de comercialización. |
MECANISMO PARA LA COMPRA DE ENERGÍA ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO.
ARTÍCULO 14. MECANISMO DE COMPRAS DE ENERGÍA ANTES DEL MECANISMO COMPETITIVO. Cuando en un mes calendario se active el PUI por cualquiera de las causales de activación del artículo 5 de la presente resolución exceptuando la establecida en el literal f) y la demanda de los usuarios que se trasladen al PUI represente más del 10% de la demanda regulada que atiende el CIOR en el mercado de comercialización, este podrá realizar la negociación directa, suscripción, registro e inicio de contratos bajo las modalidades i) pague lo contratado; o ii) pague lo contratado condicionado a la energía disponible para venta en bolsa (PCED), de acuerdo con las siguientes reglas:
a) La negociación directa, suscripción, registro e inicio de contratos, podrá realizarse dentro de los tres (3) primeros meses contados a partir del primer día del mes siguiente al traslado de estos usuarios al PUI.
b) En ningún caso, el periodo de negociación directa, suscripción, registro e inicio de contratos, podrá durar más de tres (3) meses. Las fechas de inicio y terminación de cada periodo de negociación directa deberán ser publicadas, de manera clara, oportuna y de fácil acceso, a través del portal web del PUI.
Durante toda la vigencia de los contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, la cantidad de energía debe ser expresada en kilovatios-hora (kWh) y determinada o determinable en función de lo dispuesto en el artículo de definiciones de la presente resolución, según la modalidad contractual. Asimismo, debe cumplir con lo dispuesto en el numeral 12.1 de la Resolución CREG 130 de 2019, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
Para determinar el porcentaje de la energía de los usuarios que se trasladen al PUI respecto a la demanda regulada atendida por este, se usará la información de las fronteras comerciales asociadas a los usuarios trasladados y la demanda regulada del PUI calculada por el ASIC del mes anterior al traslado.
PARÁGRAFO 1. Para la suscripción de los contratos a los que se refiere el presente artículo, únicamente se deberá dar cumplimiento a las disposiciones de la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, que expresamente se señalan en esta resolución. En todo caso, se deberán cumplir las disposiciones generales señaladas en la Resolución CREG 080 de 2019 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 2. Los contratos a los que hace referencia el presente artículo no serán considerados por el ASIC para el cálculo de la variable Mc en la fórmula del componente G, contenida en el artículo 6 de la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 3. Sin perjuicio de las acciones que puedan adelantar las autoridades competentes, los contratos que no cumplan lo dispuesto en la presente resolución no podrán ser registrados por el ASIC.
ARTÍCULO 15. REGISTRO DE CONTRATOS. La solicitud de registro de contratos resultantes de lo dispuesto en el capítulo 4 de la presente resolución deberá ser presentada utilizando los medios que el ASIC disponga para ello.
El ASIC realizará el registro de estos contratos dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la fecha de recepción de la solicitud, siempre que se haya verificado el cumplimiento de las disposiciones aplicables señaladas en los artículos 15, 16 y 17 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, y se hayan aprobado los respectivos mecanismos de cubrimiento.
El ASIC publicará en su página web, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el procedimiento aplicable para dar cumplimiento a lo dispuesto en el presente artículo.
ARTÍCULO 16. DESPACHO DE CONTRATOS PCED. Los contratos PCED resultantes de lo dispuesto en el Artículo 12 de la presente resolución serán despachados por el ASIC con posterioridad a la aplicación de las reglas del funcionamiento de la bolsa de energía definidas en la Resolución CREG 024 de 1995, o aquella que la modifique, adicione o sustituya, y con posterioridad al despacho de los Contratos Pague lo Contratado Condicionado a la Generación Ideal Nacional No Comprometida en Contratos (PCG) resultantes de la Resolución CREG 101 036 de 2024, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
De conformidad con lo dispuesto en el artículo de definiciones de la presente resolución, las cantidades despachadas para el comercializador no podrán superar la demanda comercial regulada expuesta a compras en la bolsa de energía, en cada periodo.
ARTÍCULO 17. LIQUIDACIÓN DE CONTRATOS. Los contratos resultantes de lo dispuesto en el capítulo 4 de la presente resolución deberán liquidarse de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995.
ARTÍCULO 18. TRASLADO TRANSITORIO DE LAS COMPRAS DE ENERGÍA. El PUI que suscriba contratos de compra de energía en aplicación de lo dispuesto en el en el capítulo 4 de la presente resolución, podrá trasladar los precios correspondientes en el componente de costo de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU), según lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG 101 002 de 2022 para el ponderador de los precios de mecanismos de comercialización autorizados.
ARTÍCULO 19. CANTIDAD MÁXIMA PARA CONTRATAR DE MANERA DIRECTA. La cantidad máxima que el PUI podrá contratar directamente a través de contratos pague lo contratado o PCED corresponde a la demanda adicional generada por el ingreso de los usuarios trasladados que no se encuentra cubierta con compras realizadas a través de alguno de los siguientes mecanismos:
1. Convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019.
2. Convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 020 de 1996.
3. Subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía
4. Mecanismos de comercialización cuyo traslado a usuarios regulados haya sido autorizado conforme a lo dispuesto en la Resolución CREG 114 de 2018.
PARÁGRAFO 1. Las cantidades máximas para contratar de manera directa serán incluidas en el límite de compras propias señalado en los artículos 18 a 21 de la Resolución CREG 130 de 2019, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
PARÁGRAFO 2. El procedimiento y metodología para la determinación de las cantidades máximas y las efectivamente compradas en aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, deben ser debidamente documentados por el PUI. Dicha información y documentación debe ser verificable por parte de las autoridades de vigilancia y control.
ARTÍCULO 20. DURACIÓN MÁXIMA DE CONTRATOS. Los contratos resultantes de lo dispuesto en el capítulo 4 de la presente resolución tendrán una duración máxima de doce (12) meses, sin posibilidad de prórroga. Vencido este plazo, la demanda de los usuarios trasladados que permanezcan en el mercado de comercialización del PUI deberá ser incorporada en los procesos de contratación previstos en la Resolución CREG 130 de 2019, o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
ARTÍCULO 21. CANTIDADES DE ENERGÍA COMPRADA PARA TRASLADO A USUARIOS REGULADOS. Las cantidades de energía resultantes de lo dispuesto en el presente artículo deberán ser incorporadas por el PUI en el componente G del CU de sus usuarios regulados utilizando la siguiente fórmula:
Donde,
 | Energía cubierta por el CIOR i mediante contratos resultantes de lo dispuesto en el presente artículo, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. Expresada en kWh |
 | Cantidad de energía cubierta por el CIOR i para el mes m mediante los contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, con destino al mercado regulado. Expresada en kWh |
 | Número de contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el CIOR, con destino al mercado regulado. |
ARTÍCULO 22. PRECIO PROMEDIO PONDERADO PARA EL TRASLADO DE LAS COMPRAS REALIZADAS. El precio promedio ponderado para el traslado de las compras realizadas a través de contratos resultantes de lo dispuesto en el Capítulo 4 de la presente resolución será calculado por el comercializador utilizando las siguientes fórmulas, según el periodo correspondiente del contrato:
Donde,
 | Precio promedio ponderado de todas las compras realizadas por el CIOR i a través de contratos resultantes de lo dispuesto en el presente artículo, liquidados en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh). |
 | 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, con destino al mercado regulado. |
 | Precio del contrato s resultante de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, pactado por el CIOR i para el mes m, con destino al mercado regulado. |
 | Energía cubierta por el CIOR i mediante contratos resultantes de lo dispuesto en el presente artículo, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado. |
 | Cantidad de energía cubierta por el PUI i para el mes m mediante el contrato s resultante de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, con destino al mercado regulado. |
 | Número de contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en el presente artículo, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el PUI, con destino al mercado regulado. |
ARTÍCULO 23. PUBLICACIÓN DE CONTRATOS RESULTANTES DE NEGOCIACIÓN DIRECTA. Con base en la información que sea remitida por el PUI para el registro de cada contrato, el ASIC publicará en el SICEP, dentro de los quince (15) días calendario siguientes al registro, la siguiente información:
i. Tipo de contrato: pague lo contratado o PCED.
ii. Vigencia del contrato: fecha de inicio y terminación.
iii. Cantidad de energía determinada por el comercializador mes a mes durante la vigencia del contrato.
PARÁGRAFO 1. Para contratos PCED el informe contendrá la cantidad máxima definida en el contrato para cada mes.
OTRAS DISPOSICIONES.
ARTÍCULO 24. PLAN DE GESTIÓN DEL PRESTADOR DE ÚLTIMA INSTANCIA. La CREG diseñará y publicará los criterios, metas e indicadores de seguimiento para que el PUI diseñe e implemente un plan de gestión eficiente de los usuarios que son atendidos con ocasión de las causales de las que trata el 5 de la presente resolución.
El incumplimiento del plan de gestión dará a lugar al cese del reconocimiento del costo del PUI.
ARTÍCULO 25. OTRAS DISPOSICIONES DEL MERCADO. Con la expedición de la presente medida regulatoria se deberán tener en cuenta las siguientes disposiciones:
1. Cuando la actividad de Prestador de Última Instancia sea ejercida por el Comercializador Integrado con el Operador de Red no dará lugar a la aplicación del procedimiento de retiro de los agentes comercializadores. Tal incumplimiento dará lugar a la aplicación del procedimiento de limitación de suministro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998 y demás que la modifiquen o sustituyan.
2. Para efectos de calcular la participación de un agente en la actividad de Comercialización, de que trata el artículo 4 de la Resolución CREG 128 de 1996 y demás normas que la modifiquen o sustituyan, no se tendrá en cuenta la energía correspondiente a los Usuarios que pasan a ser atendidos por este como consecuencia de alguna de las causales de las que trata el Artículo 5 de la presente resolución.
ARTÍCULO 26. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.
PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C. a los 30 días del mes de Julio de 2026.
VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA
Viceministro de Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
ADRIANA MARIA JIMÉNEZ DELGADO
Directora Ejecutiva
<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>
1. Corte Constitucional Sentencia C-048 de 2024.
