PROYECTO DE RESOLUCIÓN 701 115 DE 2026

(enero 8)

<Publicado en la página web de la CREG: 17 de enero de 2026>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1 del 8 de enero de 2026, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de quince (15) días calendario contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG, en aplicación de lo dispuesto en el Decreto 05 de 2025.

Se invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás interesados a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido, mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co, con asunto: "Comentarios sobre la Resolución CREG 701 115 de 2026".

En el Documento CREG 901 335 de 2026, que acompaña la presente resolución, se exponen los análisis y la justificación de la propuesta regulatoria que se somete al proceso de consulta pública.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

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, 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 considera 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, esta Comisión encuentra necesario realizar ajustes de fondo sobre las medidas consultadas, los cuales son incorporados en la presente resolución.

En consecuencia,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica, a aquellos agentes que desarrollan la actividad de comercialización en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

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:

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.

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 medir 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 de operación, y constituye la referencia para comparar y medir las variaciones horarias del consumo asociadas a la participación en programas de respuesta de la demanda.

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.

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

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 una reducción de demanda de cero o de un valor igual o superior a 1 MWh, con máximo tres (3) decimales, para cada hora del día, con un precio único para todos los 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 para cada hora del día. En el caso de ofertas agregadas la cantidad de reducción no podrá ser superior a la suma de las Líneas Base de Consumo Horarias de 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 de fronteras comerciales RD con LBC mayor que cero, con equipos de medición que no se encuentren en falla. Adicionalmente para fronteras DDV deberá considerar que estas no tengan contrato vigente para el día en el que se realiza la oferta de RD.

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.

b) Descartar progresivamente las reducciones de demanda hasta que los beneficios 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 precio de bolsa obtenido en el predespacho ideal, sin las ofertas del Mecanismo RD, y la estimación de la demanda cubierta con compras en bolsa, sin las ofertas del Mecanismo RD, y la multiplicación del precio de bolsa obtenido en el predespacho ideal, con las ofertas del Mecanismo RD, y estimación de la demanda cubierta con compras en bolsa considerando las ofertas del Mecanismo RD.

d) La estimación de la demanda cubierta con compras en bolsa corresponderá a la demanda empleada en el predespacho ideal multiplicada por un factor igual a 0,14 durante los primeros dieciocho (18) meses contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

Posteriormente la estimación de la demanda cubierta con compras en bolsa corresponderá al promedio móvil de los valores diarios para los últimos seis (6) meses calendario completos.

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 esta afecte las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

i) 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.

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 la modificación de las modificaciones necesarias.

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 realice la actualización de los pronósticos de demanda en caso de que sea necesario.

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

ARTÍCULO 10. TRASLADO DE COSTOS. El costo de activación del Mecanismo RD será asignado a los agentes que realicen compras en bolsa a prorrata de las compras realizadas y este será trasladado a los usuarios a través del componente de restricciones.

ARTÍCULO 11. 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 12. 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.

ARTÍCULO 13. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. La frontera RD deberá estar registrada conforme a los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales, Resolución CREG 156 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.

b) 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 si el Representante RD solicita actualizar el cálculo.

c) 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.

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

1. Verificación de respuesta de la demanda

El ASIC realizará la verificación de la reducción de consumo de demanda en las fronteras RD, con referencia a la LBCH registrada o actualizada de las fronteras.

Si el consumo durante la 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.

ARTÍCULO 16. REMUNERACIÓN POR LA PARTICIPACIÓN EN EL MECANISMO. La remuneración por la participación en el mecanismo corresponderá al producto de la cantidad horaria verificada para el día y la oferta realizada por el Representante RD.

ARTÍCULO 17. 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, o aquella que la modifique, adicione o sustituya, el ASIC cobrará al representante de la frontera RD el valor resultante de multiplicar el treinta por ciento (30%) del precio ofertado y 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 tres (3) meses, contados a partir de la entrada en vigencia 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 18. 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 de los usuarios no regulados establecidos en la Resolución CREG 038 de 2014 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

ARTÍCULO 19. 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 precio de bolsa 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 diez (10) 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 20. 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.

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.
	LBC 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.

ARTÍCULO 21. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.