PROYECTO DE RESOLUCIÓN 701 137 DE 2026

(julio 16)

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

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1478 del 16 de julio de 2026, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de tres (3) días hábiles contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG, en aplicación de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 2.1.2.1.1.3.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 05 de 2025, así como en el numeral 1 del artículo 34 de la Resolución CREG 105 de 2023.

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 701 137 de 2026».

En el Documento CREG 901 403 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 establecen medidas transitorias para el tratamiento de las desviaciones de las plantas de generación variable, modificando las medidas de las Resoluciones CREG 101 047 de 2024 y 101 073 de 2025

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:

Por mandato del artículo 334 de la Constitución Política corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, por disposición de la ley, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía en un marco de sostenibilidad fiscal, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano.

El artículo 365 de la Constitución 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.

De conformidad con el numeral 3 del artículo 3 de la Ley 142 de 1994, la regulación de los servicios públicos es una forma de intervención del Estado en la economía. Es un fin de la regulación, garantizar la debida prestación de los servicios públicos, en el caso en concreto del servicio de energía eléctrica de manera confiable y continua.

El artículo 74 de la Ley 142 de 1994 dispone que, son funciones y facultades especiales de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios.

Igualmente, el artículo 74 de La ley 142 de 1994 le asignó a la CREG, la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía, MEM.

El artículo 4 de la Ley 143 de 1994 establece que, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio, para lo cual, deberá promover la competencia y crear y preservar las condiciones que la hagan posible.

Para el cumplimiento del anterior objetivo, el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, le atribuyó a la CREG, entre otras, las siguientes funciones:

- Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.

- Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.

- Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

- Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La CREG en desarrollo de los objetivos y funciones señalados, mediante Resolución CREG 024 de 1995 reglamentó los aspectos comerciales del MEM en el SIN, que hacen parte del Reglamento de Operación. Así mismo, mediante la Resolución CREG 025 de 1995, estableció el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del SIN.

La Resolución CREG 080 de 1999 reglamenta las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN.

La Resolución CREG 060 de 2019, incluyó el proceso de cálculo de desviaciones de plantas de generación variable (plantas eólicas, solares fotovoltaicas y plantas filo de agua, que son despachadas centralmente).

A partir de reuniones y comunicaciones recibidas de parte de los agentes que desarrollan, operan o financian proyectos de plantas solares fotovoltaicas (Radicados CREG E2024008465, E2024011483, E2024002671, E2024000039, E2024007210, E2024008369, E2024000216), se ha podido identificar el impacto de las desviaciones y/o su pago correspondiente establecido en la Resolución CREG 060 de 2019.

De acuerdo con el informe entregado por XM S.A. E.S.P. en su calidad de Centro Nacional de Despacho (CND), sobre la operación del SIN, en el marco de la reunión N° 184 de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética (CACSSE) realizada el 10 de abril de 2024, se recomendó que a las plantas variables le fueran flexibilizados los cobros por desviaciones previstos en la Resolución CREG 060 de 2019, durante el periodo del Fenómeno de El Niño.

Así mismo, en la reunión CACSSE N° 186 del 17 de abril de 2024 se hizo énfasis en la necesidad de tener más oferta de generación. Para este fin, la CREG expidió la Resolución CREG 101 040 de 2024, en la cual se establecieron medidas transitorias para aumentar la oferta de energía ante el Fenómeno del Niño, entre las cuales se encontraba la flexibilización de la regla de desviaciones de plantas de generación variable de que trata la Resolución CREG 060 de 2019.

Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 052 de 2024, la CREG propuso expedir medidas transitorias para continuar con la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución CREG 101 040 de 2024, esto mientras se analiza al interior de la CREG una tolerancia máxima de desviación y pago asociado que sean acordes al caso colombiano.

Mediante Resolución CREG 101 047 de 2024, la CREG acordó expedir medidas transitorias para continuar la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución CREG 040 de 2024.

Mediante la Resolución CREG 101 061 de 2024, la CREG acordó ampliar hasta el 30 de abril del 2025 las medidas transitorias para continuar con la flexibilización propuesta respecto de la regla de desviaciones en la Resolución CREG 101 047 de 2024; esto justificado con la expedición del Documento 901 142 de 2024 adjunto a la Circular CREG 088 de 2024, en el cual se presentaron las principales conclusiones del estudio de consultoría desarrollado para la CREG, así como las alternativas planteadas por la CREG para determinar el cálculo y pago por las desviaciones de las plantas variables.

A partir de los comentarios recibidos al Documento CREG 901 142 de 2024, la CREG avanzó en una propuesta específica sobre la metodología para el tratamiento de las desviaciones del programa de generación y desviaciones de la demanda, la cual se publicó en el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025. Para la recepción se sus comentarios y realización de los correspondientes análisis de la nueva consulta pública, mediante Resolución CREG 101 073 de 2025 se realizó una nueva extensión de la medida conforme lo dispuesto en los artículos 1 y 3 de la Resolución CREG 101 047 de 2024.

El Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025 planteó un esquema en que las plantas podrían actualizar su posición cada 30 minutos y con franjas de desviación para aplicar el criterio de desviaciones del programa de generación, las cuales iniciaban desde el 5% de desviación hacia arriba. En cuanto a la valoración del pago por concepto de desviación del programa de generación, se propuso un esquema de precio de referencia buscando que la planta responda por el valor causado en el mercado, es decir, la desviación de la planta de generación variable hace que se use la reserva de regulación secundaria de frecuencia la cual es posible calcularle un costo asociado comercialmente a cada planta de generación.

El 16 de abril de 2026 mediante el radicado CREG E2026005584, XM S.A. E.S.P. presentó ante la CREG algunas de las situaciones operativas relacionadas a las plantas solares y el impacto en la operación del sistema, entre otras se destaca sobre las desviaciones de generación de plantas solares:

i. (…) Una tendencia a la sobreestimación en la oferta de los agentes; en algunos días del mes de febrero se presentan desviaciones cercanas a 1.000 MW por debajo de lo esperado (…)

ii. (…) Se observa el comportamiento de las desviaciones por periodo… Algunas desviaciones han sido superiores a la holgura de AGC, las cuales se cubren con reserva terciaria (…)

iii. (…) La distribución de las desviaciones de las plantas en operación se concentra entre -40% y 50% con respecto a su despacho y redespacho (…)

iv. (…) El promedio de solicitudes de redespacho por generación variable para las 12 plantas solares despachadas centralmente en operación es de 1,75 al día. (…)

(…) Sus agentes representantes únicamente realizaron 4 redespachos para el 18% de los días en operación. (…)

(…) Para estas 12 plantas únicamente se han realizado el 30% de los redespachos posibles (…)

v. El día 12 de marzo de 2026: (…) al haber desviaciones tan grandes respecto al valor programado, se cambia completamente el punto operativo respecto a lo programado y analizado inicialmente desde el despacho y redespacho (…)

vi. El día 15 de febrero de 2026: (…) durante el P15 se presentó activación del corte La Loma - Copey 1 500 T1 kV / La Jagua - Codazzi 1 110 kV, debido a disminución de la generación solar en el área CARIBE, lo cual se subsano con Termoguajira con la instrucción a subir a su máxima generación (…)

vii. Se ha evidenciado un uso de la holgura de AGC de hasta el 80% para cubrir las desviaciones asociadas a dichas rampas, holgura que se normaliza con reserva terciaria.

viii. Se recomienda a la Comisión que:

a. (…) No limitar el número de redespachos diarios para este tipo de generación (…)

b. (…) Es necesario implementar un esquema de tolerancia horaria con umbrales claros para los desvíos de generación, lo cual permitirá fortalecer la disciplina operativa de los agentes generadores, reducir desviaciones y mejorar la confiabilidad y previsibilidad de la operación del SIN (…)

En el mismo sentido, el 26 de mayo de 2026 mediante radicado CREG E2026007745 y radicado XM 202644010353-1, XM S.A. E.S.P. remite a la Comisión una propuesta regulatoria relacionada al «ajuste a la solicitud de redespachos y cálculo de desviaciones en generación variable», fundamentada en «la creciente participación de recursos de generación renovable no convencional en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), cuya variabilidad e incertidumbre intradiaria y diaria, asociada principalmente a condiciones meteorológicas, ha venido generando desviaciones significativas entre la generación programada y la generación real, impactando los análisis de muy corto plazo y la operación en tiempo real del sistema». Y además que, «De acuerdo con el análisis realizado por el CND, si bien el marco normativo vigente permite a los agentes utilizar mecanismos de redespacho para ajustar su disponibilidad, se evidencia una subutilización de estas herramientas, acompañada de desviaciones que en algunos casos superan la capacidad disponible de reservas operativas, lo cual representa un riesgo para el cumplimiento de los criterios de seguridad, confiabilidad y economía del SIN».

De la citada propuesta del CND se destaca que:

i. A la fecha del radicado, el SIN cuenta con una capacidad efectiva neta de 3.335 MW de generación solar fotovoltaica cuya variabilidad debe ser gestionada minuto a minuto por el CND (considerando plantas en operación y en pruebas), lo cual se suma a la generación filo de agua despachada centralmente (cuya capacidad efectiva neta suma 591 MW) y a las plantas hidráulicas no despachadas centralmente (cuya capacidad efectiva neta suma 912 MW), causando impactos en la operación del sistema, debido principalmente a la alta variabilidad e incertidumbre en este tipo de recursos de generación.

ii. Que las plantas solares puedan ajustar su programa de generación siempre que siempre que estos correspondan a cambios en la disponibilidad de su recurso energético primario de al menos 1 MW, sea para aumento o disminución.

iii. Se establezca una tolerancia horaria y un cobro de desvíos del programa de generación tal que incentive a realizar los esfuerzos necesarios con el objetivo de que la disponibilidad de energía horaria presentada en el redespacho sea la mejor estimación de su energía real esperada. Lo anterior mientras se establecen medidas permanentes conforme al proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025.

De acuerdo con el Boletín 213 de Seguimiento del fenómeno El Niño–Oscilación del Sur (ENOS), correspondiente a junio de 2026, emitido por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), las condiciones oceánicas y atmosféricas del Pacífico ecuatorial se encuentran actualmente en fase neutral, aunque con una tendencia de calentamiento progresivo de la temperatura superficial y subsuperficial del mar, consistente con una posible transición hacia condiciones características del fenómeno de El Niño.

El referido boletín señala que, con base en los análisis de centros internacionales de monitoreo climático, existe una probabilidad del 63% de que se establezcan condiciones de El Niño «muy fuerte» en el periodo noviembre-enero. Así mismo, señala la posibilidad de persistencia de condiciones tipo El Niño durante el segundo semestre del año y una eventual intensidad moderada o superior durante el último trimestre de 2026.

En escenarios de riesgo de desabastecimiento, la regulación debe garantizar que el operador del sistema optimice de la mejor manera el uso de todos los recursos energéticos disponibles. En ese sentido, si las plantas variables reciben incentivos para mejorar los pronósticos de generación por medio de su declaración de disponibilidad, se puede gestionar mejor la programación de los recursos por medio del programa de redespacho, reducir las exigencias de la reserva AGC que generalmente se realiza con plantas hidroeléctricas, afectando los niveles de los embalses, y a despachar plantas térmicas que inicialmente no estaban programadas. Todo lo anterior, tomando como referencia los estudios de consultoría, las situaciones operativas presentadas por el CND y los análisis que llevaron a la expedición del Proyecto de Resolución 701 086 de 2025.

La matriz de generación del SIN requiere reglas operativas que permitan optimizar la integración de los recursos y hacer más eficiente su participación, especialmente ante escenarios de estrés climático.

De conformidad con lo señalado en el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015, «por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector de Industria y Comercio», la Comisión decidió por unanimidad no informar a la Superintendencia de Industria y Comercio el proyecto regulatorio, por configurarse la condición descrita en su numeral 1.2 «Garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario», debido a las razones climáticas antes descritas, las cuales son de conocimiento público a la fecha.

En consecuencia,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Establecer medidas transitorias al Reglamento de Operación, para el tratamiento de las desviaciones del programa de despacho de una Planta de generación variable despachada centralmente o generación variable conforme a la definición de que trata la Resolución CREG 060 de 2019.

ARTÍCULO 2o. MODIFICACIÓN TRANSITORIA DE LA REGLA DE LAS DESVIACIONES DEL PROGRAMA DE GENERACIÓN DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN VARIABLE. Modifíquese el numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995, modificado por el artículo 30 de la Resolución CREG 060 de 2019, el cual quedará así:

1.1.5 Proceso de cálculo de pago de desviaciones

El proceso de cálculo de pago de desviaciones se realiza diariamente para cada uno de los períodos horarios, aplicándose a los generadores que no se encuentren autorizados para desviarse por el CND para la hora evaluada.

Para el proceso de cálculo de pago por desviaciones horarias, se definirá cual es la franja de tolerancia horaria de desviación de cada planta o unidad, así:

a. Franja de tolerancia horaria para las plantas o unidades de generación diferentes a la de generación variable.

Se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas o unidades de generación como el valor absoluto de la diferencia de su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda, y su generación real horaria, sobre su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda.

Para aquellas plantas o unidades de generación diferentes a las plantas de generación variable, su franja de tolerancia de desviación horaria será del cinco por ciento (5 %).

En caso de que una planta tenga despacho programado horario o redespacho igual a cero (0), y presente generación real horaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación horaria es mayor al 5%.

El pago por desviaciones se aplicará siguiendo el procedimiento definido en el Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995.

b. Franja de tolerancia horaria para las plantas de generación variable.

b.1. Franjas de desviación horaria para las plantas de generación variable

Se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas como el valor absoluto de la diferencia de su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda, y su generación real horaria, sobre su despacho programado horario o el redespacho, según corresponda.

Para plantas de generación variable, su franja de tolerancia de desviación horaria será clasificada para las siguientes divisiones en cada hora:

i. Primera franja de desviación: para plantas de generación variable que tengan una desviación horaria en un valor menor o igual al 10%, no se les considerará desviación.

ii. Segunda franja de desviación: mayor al diez por ciento (>10 %) y menor o igual al veinte por ciento (=20 %);

iii. Tercera franja de desviación: mayor al veinte por ciento (>20 %) y hasta el treinta y cinco (=35 %); y

iv. Cuarta franja de desviación: mayor al treinta y cinco por ciento (>35 %).

En caso de que una planta tenga despacho programado horaria o redespacho igual a cero (0), y presente generación real horaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación horaria es del 100%.

El pago por desviaciones teniendo en cuenta las divisiones anteriores desde la segunda a la cuarta división se aplicarán siguiendo el procedimiento definido en el Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995.

b.2. Tolerancia horaria a aplicar para el pago por desviaciones

Para las franjas de desviación de que trata el literal b.1 se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento y precio para el pago por concepto de desviaciones horarias para cada franja:

b.2.1. Procedimiento para obtener un precio unitario de referencia

Se realizará el procedimiento a continuación para la determinación de un precio promedio horario mensual de referencia para el agente que represente plantas variables.

El procedimiento se realizará con la información disponible de la liquidación al momento del cálculo, sin recalcular los valores con cambios en información en la liquidación en el mercado de energía mayorista que se tengan de forma posterior.

A continuación, el procedimiento:

i. A modo de referencia, se replicará la forma de cálculo del valor del costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia por agente aplicando el artículo 5 de la Resolución CREG 064 de 2000, esto para el agente representante de la planta o unidad de generación variable. En este cálculo se tiene en cuenta todas las plantas o unidades de generación despachadas centralmente indistintamente de la tecnología.

Para el cálculo anterior se tendrá en cuenta que el valor de la sumatoria del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia del sistema, calculado conforme el artículo 4 de la Resolución CREG 064 de 2000, se distribuye en proporción a la responsabilidad comercial (RC) del agente. Para lo anterior y al usarse lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 064 de 2000, los costos de Reconciliación Negativa no serán acreditados de acuerdo con lo establecido en la reglamentación vigente para el alivio del costo total del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia del sistema.

ii. Se distribuirá el costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia anterior y por agente en proporción de la generación programada del Redespacho de cada una de las plantas despachadas centralmente que represente el agente generador (indistintamente de su tecnología). Se obtiene a partir de lo anterior el costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia de cada planta o unidad de generación de forma independiente que representa el agente generador.

Se identifica a partir de lo anterior el costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia para la planta o unidad de generación variable asociada al agente generador y a la cual se le va a calcular el pago por desviaciones.

iii. Se calcula el precio unitario de referencia como la relación entre el costo del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia encontrado en el literal anterior y la generación programada en el Redespacho; lo anterior para la planta o unidad de generación variable asociada al agente y a la cual se le va a calcular el pago por desviaciones.

Si la generación programada del redespacho es cero, no se tendrá en cuenta dicha hora para el cálculo de los promedios de que trata el siguiente literal.

iv. Los cálculos de los literales i a iii se realizan horariamente y para los últimos tres meses anteriores al mes m de cálculo de la respectiva desviación, es decir, para los meses m-1, m-2 y m-3.

A partir de lo anterior se determina el precio promedio horario del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia para cada uno de los últimos tres meses anteriores, obteniendo como resultado tres valores de precio promedio horario mensuales, valores que serán usados como referencia para el pago por concepto de desviaciones conforme a los siguientes literales.

Si una planta entra en operación comercial y no tiene información, o no ha operado durante tres meses anteriores consecutivos por cualquier causa en más del 50% de las horas posibles en cada mes, se usarán como valores de referencia para los meses m-1, m-2 y m-3 la información que resulte del cálculo del valor promedio de todas las plantas de la misma tecnología a las que se le realice el anterior procedimiento. Cuando la planta tenga al menos 3 meses de estar en operación comercial o se tenga para cada mes más de un 50% de datos de operación para todas las horas posibles, se continuará usando sus propios datos de la operación.

b.2.2. Precio por concepto de desviaciones en la segunda franja de desviación

El precio de referencia para las plantas o unidades de generación variable que cuyo cálculo de desviación horario se encuentre en la segunda franja de desviación corresponderá al valor mínimo de los tres valores promedio encontrados en el literal iv del literal b.2.1

b.2.3. Precio por concepto de desviaciones en la tercera franja de desviación

El precio de referencia para las plantas o unidades de generación variable que cuyo cálculo de desviación horario se encuentre en la tercera franja de desviación corresponderá al valor promedio de los tres valores promedio encontrados en el literal iv del literal b.2.1

b.2.4. Precio por concepto de desviaciones en la cuarta franja de desviación

El precio de referencia para las plantas o unidades de generación variable que cuyo cálculo de desviación horario se encuentre en la cuarta franja de desviación corresponderá al valor máximo de los tres valores promedio encontrados en el literal iv del literal b.2.1.

b.3. Pago por desviaciones de las plantas o unidades de generación variable

Identificando para la hora respectiva la franja de tolerancia en la cual se encontró la planta o unidad de generación variable conforme al literal b.1 y usando el precio de referencia por concepto de desviaciones asociado a dicha franja conforme al literal b.2, se calcula el valor de las siguientes liquidaciones de las desviaciones horarias, el cual es un valor a retribuir en la Bolsa de Energía:

i. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el precio de referencia asociado a la franja de desviación en que se encuentre la planta conforme a los literales b.2.2, b.2.3 y b.2.4.

ii. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de transacciones internacionales de electricidad (TIE) y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el precio de referencia asociado a la franja de desviación en que se encuentre la planta conforme a los literales b.2.2, b.2.3 y b.2.4.

iii. Si la planta de generación variable, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado o redespacho para la hora en proceso, se le calcula una liquidación horaria del valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado o redespacho, multiplicado por el precio de referencia asociado a la franja de desviación en que se encuentre la planta conforme a los literales b.2.2, b.2.3 y b.2.4

b.4. Uso del dinero recaudado

El dinero que horariamente se determine en la Bolsa de Energía por pago de desviaciones, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda nacional total para alivio de la cuenta de restricciones.

c. Pago por desviaciones de las plantas o unidades de generación diferentes a la de generación variable

Para aquellas plantas o unidades de generación que les aplique la franja de tolerancia horaria de desviación, si se verifica que su generación real respecto a la del despacho programado (de aquí en adelante entendido para este numeral como el resultado del despacho económico o redespacho, según corresponda) para la hora en proceso, es mayor o menor a la permitida por la franja de tolerancia definida en literal a del presente numeral, se afectarán sus transacciones comerciales por pago de desviaciones de la siguiente manera:

c.1. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva

c.2. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de transacciones internacionales de electricidad (TIE) y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales de electricidad (TIE) en la hora respectiva.

c.3. Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

c.4. Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de desviaciones a la Bolsa de Energía, el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

c.5. El dinero que horariamente se determine en la Bolsa de Energía por pago de desviaciones, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda nacional total.

ARTÍCULO 3o. MODIFÍQUESE EL APARTE «CÁLCULO DE LA DESVIACIÓN» DEL ANEXO A-5 DE LA RESOLUCIÓN CREG 024 DE 1995, MODIFICADO POR EL ARTÍCULO 13 DE LA RESOLUCIÓN CREG 112 DE 1998 Y EL ARTÍCULO 32 DE LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El aparte «Cálculo de la desviación» del Anexo A-5 de la Resolución CREG 024 de 1995, quedará así:

Cálculo de la desviación.

- Caso plantas de generación diferente a la variable:

Si la generación real está por fuera de la franja de tolerancia de desviación aplicada al despacho programado (resultado del despacho programado o redespacho, según corresponda) de cada unidad o planta ofertada, según lo definido en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de restricciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía:

a) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

b) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

c) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

d) Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal:

Si la generación real está dentro de la franja de tolerancia de desviación, definida en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, a las unidades o plantas ofertadas de este generador no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si la unidad de generación o planta de acuerdo con la oferta participó como regulador en la operación del sistema.

donde:

	Precio de Oferta ($/MWh)
	Precio de Bolsa para transacciones nacionales ($/MWh)
	Precio de Bolsa para Transacciones internacionales de Electricidad (TIE) ($/MWh)
	Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh)
	Generación Real (MWh)
	Generación Programada (resultado del Redespacho) (MWh)
	Desviación ($)

- Caso plantas de generación variable

Si la generación real está por fuera de la franja de tolerancia de desviación aplicada al despacho programado (resultado del despacho programado o redespacho, según corresponda) de cada unidad o planta ofertada, según lo definido en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, el generador deberá retribuir a la cuenta por pago de restricciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el precio que corresponda conforme a las franjas de desviación de que trata el citado anexo:

a) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional:

b) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE):

c) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional:

d) Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal:

Si la generación real está dentro de la franja de tolerancia de desviación, definida en el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución, a las unidades o plantas ofertadas de este generador no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si la unidad de generación o planta se encuentra autorizada por el CND para desviarse de su programa.

donde:

	Precio por concepto de desviaciones conforme a la segunda, tercera o cuarta franja de desviación de que trata el numeral 1.1.5 del Anexo A de la presente resolución del ($/MWh)
	Generación Real (MWh)
	Generación Programada (resultado del Redespacho) (MWh)
	Desviación ($)

ARTÍCULO 4o. MODIFÍQUESE EL ARTÍCULO 34 DE LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El artículo 34 de la Resolución CREG 060 de 2019 quedará así:

ARTÍCULO 34. ADICIONAR COMO CAUSAL DE REDESPACHOS LOS CAMBIOS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS DE GENERACIÓN VARIABLE. Adiciónese al numeral 4.1 Causas de Redespacho del Código de Operación (Código de Redes - Resolución CREG 025 de 1995), la siguiente causal de redespacho:

- Redespacho solicitado por el agente que represente la planta de generación variable, debido a un aumento o reducción de disponibilidad de la planta. Esta causal podrá ser invocada para las plantas de generación variable cumpliendo los tiempos establecidos para tal fin durante el día de operación en cada posible redespacho, siempre que estos correspondan a cambios en la disponibilidad de su recurso energético primario. El redespacho solicitado deberá ser en valores enteros.

ARTÍCULO 5o. LIQUIDACIÓN DE DESVIACIONES. Las reglas para la liquidación de las desviaciones para plantas de generación variable establecidas en esta resolución deberán ser aplicadas por XM S.A E.S.P. en su función de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), a más tardar en la versión final de la facturación mensual para el mes de aplicación de la presente resolución.

ARTÍCULO 6o. TRANSITORIEDAD. Las medidas establecidas en la presente resolución para las plantas de generación variable son de carácter transitorio hasta que la Comisión adopte y entren en aplicación las reglas definitivas que se consultaron en el proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025.

ARTÍCULO 7o. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, modifica la Resolución CREG 060 de 2019, modifica la Resolución CREG 024 de 1995 y deroga las Resoluciones CREG 101-047 de 2024 y 101 073 de 2025.