RESOLUCIÓN 40208 DE 2026

(abril 21)

Diario Oficial No. 53.471 de 24 de abril de 2026

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se convoca y define el mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica, en cumplimiento de los objetivos y lineamientos establecidos en el artículo 1o, numeral 2.2.3.8.10.1 del Decreto número 1091 de 2025.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de las facultades legales y en especial de las conferidas por los artículos 2o y 4o de la Ley 143 de 1994, los artículos 19, 20, 21, 22, 23 de la Ley 1715 de 2014, el artículo 2.2.3.6.2.2.1.11 del Decreto número 1073 de 2015, el Decreto número 381 de 2012, el Decreto número 1091 de 2025, y en desarrollo de lo dispuesto en la Resolución MME 40178 del 2026 y,

CONSIDERANDO:

Que el artículo 365 de la Constitución Política de Colombia establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber del Estado asegurar su prestación eficiente para todos los habitantes, manteniendo la regulación, el control y la vigilancia.

Que el artículo 2o de la Ley 143 de 1994 establece la facultad del Ministerio de Minas y Energía, para definir criterios de aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, promoviendo el desarrollo de estas y el uso eficiente y racional de la energía.

Que el artículo 2o de la Ley 142 de 1994 establece que en relación con el servicio de energía eléctrica, al Estado le corresponde alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país.

Que el artículo 4o de la Ley 143 de 1994 establece como objetivo del Estado, en relación con el servicio público de energía eléctrica, abastecer la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando una operación eficiente, segura y confiable; así como el cumplimiento del principio de adaptabilidad, el cual impulsa la incorporación de avances tecnológicos que aporten mayor calidad y continuidad del servicio al menor costo posible.

Que el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, determina que las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.

Que la Resolución CREG 024 de 1995, establece el marco reglamentario de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista (MEM) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), definiendo las reglas para las transacciones de energía tanto en bolsa como mediante contratos de largo plazo, con el fin de facilitar la libre competencia, asegurar la formación eficiente de precios y garantizar la liquidación y pago de las obligaciones pecuniarias entre los agentes bajo la gestión del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

Que el Decreto número 381 de 2012, estableció como uno de los objetivos del Ministerio de Minas y Energía la función de formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía. En desarrollo de dicha potestad, al Ministerio le corresponde definir y coordinar la política en materia de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como promover el desarrollo de fuentes alternas y el aprovechamiento integral de los recursos energéticos, lo cual fundamenta su competencia para convocar y definir el presente mecanismo de contratación a largo plazo.

Que los numerales 4 y 5 del artículo 2o del decreto citado establece como funciones del Ministerio de Minas y Energía, "formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de uso racional de energía y el desarrollo de fuentes alternas de energía y promover, organizar y asegurar el desarrollo de los programas de uso racional y eficiente de energía" y "formular, adoptar, dirigir y coordinar la política sobre las actividades relacionadas con el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y de la totalidad de las fuentes energéticas del país".

Que la Ley 1715 de 2014 "[p]or medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional", regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional, propendiendo por un desarrollo bajo en carbono del sector energético, la promoción de las fuentes no convencionales de energía, de carácter renovable, siendo esta declarada un asunto de utilidad pública e interés social y de conveniencia nacional.

Que el artículo 6o de la Ley 1715 de 2014 establece las competencias administrativas del Gobierno nacional, delegando en el Ministerio de Minas y Energía la responsabilidad de liderar la implementación de la política de fomento a las FNCE. En virtud de esta disposición, esta cartera cuenta con las facultades legales para expedir los lineamientos de política energética, establecer los reglamentos técnicos para la generación y autogeneración, implementar sistemas de etiquetado de eficiencia energética, y articular los planes de fomento orientados hacia un desarrollo sectorial bajo en carbono.

Que el artículo 7o de la Ley 1715 de 2014 confirió al Ministerio de Minas y Energía la función de formular la política y adoptar las medidas necesarias para alcanzar dichos objetivos, siendo la presente resolución un mecanismo de contratación a largo plazo como instrumento para el cumplimiento de los fines y metas de política pública trazados por el legislador.

Que en cumplimiento del objeto de la Ley 1715 de 2014, definido en su artículo 1o como el fomento y la promoción de la inversión en el desarrollo de las Fuentes No Convencionales de Energía (FNCER) e integración al Sistema Interconectado Nacional, los artículos 19, 20, 21 y 22 establecen el marco de incentivos y mecanismos necesarios para mitigar los riesgos asociados a la ejecución de estos proyectos y garantizar su viabilidad económica.

Que mediante la Resolución CREG 024 de 2015, se reguló la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), definiendo las condiciones para que los agentes que producen energía principalmente para atender sus necesidades propias puedan entregar excedentes a la red y participar en el Mercado de Energía Mayorista (MEM), en el marco de la Transición Energética Justa y con el fin de maximizar la disponibilidad de recursos para el cumplimiento de las obligaciones de suministro, se hace necesario armonizar la participación de los autogeneradores a gran escala en los esquemas de respaldo y cesión de contratos, permitiendo que su capacidad excedentaria contribuya a la firmeza del sistema y a la cobertura de la demanda contratada.

Que el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, estableció la obligación de los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista de que, entre el 8% y el 10% de sus compras de energía provengan de FNCER, a través de contratos de largo plazo asignados en mecanismos de mercado que la regulación establezca. Así mismo la norma precisó que el MME, o la entidad que delegue, reglamentará el alcance de esta obligación y los mecanismos de seguimiento, sin perjuicio de la función sancionatoria de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).

Que la Corte Constitucional en sentencia C-056 de 2021 declaró exequible el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, pues encontró frente a los "(...) Cargos tercero y cuarto por violación de las libertades económicas (….) que las afectaciones leves que, en el corto plazo, el cumplimiento de la obligación de compra de energía proveniente de FNCER implica para el ejercicio de las libertades económicas de los agentes comercializadores y generadores del MEM, son compensadas ampliamente por los beneficios de mediano y largo plazo que la implementación que el sistema de cuota de compra de energía producirá para la eficiencia y competitividad del sector energético, la adaptabilidad de la matriz energética y la mitigación del cambio climático".

Que en cumplimiento de lo establecido en el inciso segundo del artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, el Ministerio de Minas y Energía reglamentó la obligación de compra de energía de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) mediante la Resolución número 40715 de 2019, disposición actualizada por la Resolución 40060 de 2021 que fijó en un diez por ciento (10%) la cuota mínima de dichas fuentes en las compras anuales de los comercializadores; por lo cual, el presente mecanismo de contratación a largo plazo se constituye como una de las herramientas diseñadas por este Ministerio para facilitar a los agentes del mercado el cumplimiento efectivo de dicha obligación legal y el fortalecimiento de la matriz energética nacional.

Que con base en los análisis técnicos propios, contenidos en el concepto técnico con radicado MME número 3-2026-016432 del 20 de marzo de 2026, sobre los datos reportados por el administrador del sistema (XM) con corte a noviembre de 2025, se observa que la evolución de la contratación entre las vigencias 2024 y 2025 muestra una persistente brecha en el cumplimiento del artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, toda vez que varios de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista no han logrado alcanzar el umbral del diez por ciento (10%) de fuentes renovables en su canasta; por consiguiente, se hace necesario consolidar el presente mecanismo para garantizar que los agentes cumplan de manera efectiva con la incorporación de energía limpia.

Que de acuerdo con las proyecciones de cobertura de demanda publicadas por el Administrador del Sistema Intercambios Comerciales (XM) en enero de 2026, los cuales se pueden consultar en https://www.xm.com.co/noticias/8759-informe-de-xm-sobre-lasvariables-del-mercado-de-energia-en-enero-de-2026, se identificó un riesgo estructural a partir de enero de 2027, el cual se acentúa hacia el año 2030, caracterizado por una disminución de los niveles de energía contratada frente a la demanda proyectada tanto en el Mercado Regulado (MR) como en el Mercado No Regulado (MNR), dicha tendencia evidencia que un porcentaje creciente de la demanda quedaría expuesta a las variaciones del precio de bolsa, aumentando la vulnerabilidad de los usuarios finales frente a condiciones hidrológicas adversas, volatilidad de precios y ciclos de escasez, lo que hace imperativo adoptar mecanismos que incentiven la contratación a largo plazo y aseguren la estabilidad y suficiencia del suministro eléctrico en el país.

Que la Ley 2099 de 2021, al modificar la Ley 1715 de 2014, ratificó el carácter estratégico de las FNCE y FNCER e integró expresamente a los sistemas de almacenamiento como componentes esenciales para la gestión de las fuentes de carácter renovable, estableciendo que tanto la generación como el almacenamiento de dichas fuentes son pilares de la transición energética y deben ser incorporados de manera obligatoria en los planes de expansión y mecanismos de contratación para garantizar la firmeza y sostenibilidad del sistema energético nacional.

Que el artículo 3o de la Ley 2099 de 2021, modificó el artículo 4o de la Ley 1715 de 2014, estableciendo que la promoción, estímulo e incentivo al desarrollo de las actividades de producción, utilización, almacenamiento, administración, operación y mantenimiento de las FNCER, así como el uso eficiente de la energía, se declaran como un asunto de utilidad pública e interés social, público y de conveniencia nacional, siendo fundamental para asegurar la diversificación del abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la protección del ambiente, el uso eficiente de la energía y la preservación y conservación de los recursos naturales renovables.

Que en línea con lo anterior, el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023, modificó el numeral 10 del artículo 5o de la Ley 1715 de 2014, redefiniendo la energía de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos como la "Energía obtenida a partir de cuerpos de agua de pequeña escala, instalada a filo de agua y de capacidad menor a los 50 MW", lo cual impone la necesidad técnica de habilitar su participación competitiva en los mecanismos de contratación a largo plazo para asegurar una matriz diversificada y resiliente.

Que en desarrollo de la política de diversificación de la matriz energética y promoción de FNCER, el Ministerio de Minas y Energía llevó a cabo subastas de contratación de largo plazo en los años 2019 y 2021, mediante las cuales se adjudicaron en total veinte (20) proyectos de generación eólica y solar fotovoltaica, con una capacidad total aproximada de 2.171,2 MW, de los cuales nueve (9) proyectos entre eólicos y solares, con una capacidad de aproximadamente 1.375 MW, fueron adjudicados en la subasta de 2019 y once (11) proyectos solares, con una capacidad aproximada de 796 MW, en la subasta de 2021.

Que previo a la entrada en operación de los proyectos adjudicados en dichas subastas, la matriz de capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) presentaba una alta concentración en generación hidráulica y térmica, representando estas tecnologías aproximadamente el 68,3% y 30,6% de la capacidad instalada, respectivamente, mientras que la generación solar fotovoltaica y eólica tenía una participación marginal, cercana al 0,16% y 0,11%, respectivamente, según datos asociados a información del ASIC en https://www.xm.com.co/noticias/7831-en-el-primer-trimestre-del-2025-17-proyectosnuevos-entraron-para-fortalecer-el.

Que según el Operador del Mercado (XM) por información reportada en su portal www.xm.com.co, a la fecha la capacidad instalada total de generación solar fotovoltaica en el SIN asciende a aproximadamente 1595,09 MW, de los cuales 448 MW corresponden a seis (6) proyectos solares fotovoltaicos que cuentan con obligaciones de energía derivadas de la subasta de contratación de largo plazo realizada en el año 2021. La entrada en operación de estos proyectos ha significado la incorporación de 448 MW adicionales de capacidad solar fotovoltaica respecto de los 27,76 MW existentes con anterioridad, lo cual representa un incremento cercano al 1613%, aun cuando dicha incorporación corresponde únicamente a cerca del 21% de la capacidad total adjudicada en las subastas de contratación de largo plazo realizadas en 2019 y 2021.

Que el Decreto número 1091 de 2025, por medio del cual se dictan lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación, almacenamiento, transmisión, distribución, y otros servicios relacionados con el servicio de energía eléctrica, estableció el marco normativo superior para el desarrollo de mecanismos de contratación, ampliando su alcance para asegurar una planeación y expansión integral del sector, siendo la presente resolución el instrumento ministerial idóneo para materializar sus disposiciones.

Que el mencionado Decreto número 1091 de 2025, establece que el mecanismo de contratación a largo plazo debe procurar el cumplimiento de finalidades estratégicas de la política energética, tales como: fortalecer la resiliencia y diversificación de la matriz energética; mitigar los efectos de la variabilidad y el cambio climático; precaver y gestionar el riesgo de atención de la demanda futura; promover la oferta de energía mediante la incorporación de proyectos de generación, almacenamiento, servicios complementarios y la expansión del sistema eléctrico; fomentar el desarrollo energético sostenible, y propiciar el cumplimiento de las obligaciones internacionales relacionadas con la reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Que para garantizar la eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad de los mecanismos de contratación, y ante la necesidad de activar múltiples mecanismos en un horizonte de tiempo determinado, el Ministerio de Minas y Energía llevo a cabo el proceso de contratación SMC-020-2025, cuyo objeto contempla: "Contratar un operador especializado que adelante mecanismos de contratación para la compraventa de energía eléctrica a largo plazo, de conformidad con los lineamientos de política pública para el Mercado de Energía Mayorista", con el cual se contrató al operador logístico de subastas para la ejecución de los diferentes mecanismos de contratación previamente diseñados por el Ministerio de Minas y Energía, permitiendo la activación de múltiples procesos de manera sucesiva o simultánea, por un período inicial de tres (3) años.

Que mediante la Resolución MME 40178 del 2026, el Ministerio de Minas y Energía definió las reglas generales y los lineamientos para la implementación de los mecanismos de contratación a largo plazo, estableciendo el marco operativo, los requisitos de precalificación y el esquema de asignación que deben regir los procesos competitivos para la integración de energía al sistema.

Que la citada resolución de reglas generales dispuso que, para la puesta en marcha de cada mecanismo de contratación, este Ministerio expediría un acto administrativo de convocatoria específica, el cual debe observar y aplicar los criterios técnicos, jurídicos y procedimentales allí establecidos, garantizando la transparencia, la libre concurrencia y la eficiencia económica en la adjudicación de los contratos.

Que en virtud de lo anterior, la presente resolución de convocatoria se expide en estricto cumplimiento y desarrollo de lo previsto en la Ley 1955 de 2019, el Decreto número 1091 de 2025 y la Resolución MME 40178 del 2026, incorporando los parámetros particulares del mecanismo, tales como cantidades de energía a contratar, fechas del cronograma y pliegos y bases de condiciones, los cuales se encuentran armonizados con los principios de estabilidad regulatoria y seguridad jurídica definidos para el mecanismo de contratación a largo plazo.

Que, de conformidad con los artículos 2.2.2.30.5 y 2.2.2.30.6 del Decreto número 1074 de 2015, y en el marco de las buenas prácticas regulatorias, el Ministerio de Minas y Energía solicitó concepto de abogacía de la competencia ante la Delegatura para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio mediante radicado MME 2-2026-011111 del 30 de marzo de 2026. Con ocasión a esta solicitud, la Superintendencia de Industria y Comercio emitió el respectivo concepto de abogacía de la competencia mediante el oficio con número de radicado 26-122753-1 del 15 de abril de 2026, en el cual concluyó lo siguiente:

"(...)

4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

Para la Superintendencia el mecanismo de asignación mediante subastas resulta fundamental para garantizar la libre competencia en el sector energético. En particular, si los mecanismos resultan adecuadamente estructurados se puede promover la competencia en el sector, y recomendando lo siguiente: "Evaluar el establecimiento de mecanismos por medio de los cuales se mitigue el incentivo indeseado de presentación de ofertas de compra excesivamente altas que impidan la consecución de la eficiencia en precios bajo el mecanismo PAB (…)". "Incluir en el proyecto una disposición expresa en la que se establezca que la autoridad competente deberá estructurar las garantías de seriedad bajo criterios de proporcionalidad, necesidad y razonabilidad económica. En consecuencia, este Ministerio acogió dichas sugerencias.

(…)

4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

En el caso en cuestión se tienen dos precedentes importantes para esta convocatoriA que son la subasta CLP-02-2019 y CLP-03-2021. Como se observa, ambas subastas se elaboraron a dos años la una de la otra, mientras que la propuesta del proyecto se desarrolla cinco años después de la convocatoria de 2021. Siendo así, los cambios en la matriz energética, los precios de los insumos, las condiciones de los agentes y la demanda energética podrían tener una alta variabilidad entre las subastas. Esta situación impediría, a primera vista, una predicción certera del punto de corte, lo que sería aún más difícil si se considera la heterogeneidad de energías y productos en relación. Con ello, el mecanismo PAB propuesto para este proceso resultaría efectivo para generar contratos precio eficientes en el mercado energético a la vez que mantiene la suficiencia financiera de los agentes pues cada cual ofrecerá los precios con los que puede competir y que soporten su estructura de costos.

4.2. Sobre la promoción de FNCER como trato diferenciado y los requisitos establecidos para la convocatoria

(...) 4.2.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

(...) Por último, respecto de los requisitos financieros, en particular, respecto a la exigencia de garantía de seriedad de la oferta (a los generadores) y garantía de seriedad (a los comercializadores) esta Superintendencia reitera lo mencionado en el reciente concepto previo de abogacía de la competencia dirigido al MME en el cual afirmó:

"Desde la perspectiva de la Autoridad de Competencia, el diseño de las garantías y demás requisitos de acceso al mecanismo debe observar estrictamente los principios de proporcionalidad, necesidad y razonabilidad económica. Ello implica que el regulador, al momento de establecer las pautas generales en el proyecto y al habilitar su desarrollo posterior, debe prever expresamente que la cuantía, oportunidad de constitución y condiciones de ejecución de las garantías guarden relación directa con el riesgo efectivamente cubierto. En efecto, si bien las garantías constituyen instrumentos legítimos para asegurar la seriedad de las ofertas y el cumplimiento de las obligaciones contractuales, la introducción de costos de entrada excesivos o sin una justificación económica adecuada puede desincentivar la entrada de nuevos competidores al mercado".

El riesgo descrito en la cita precedente se intensifica cuando la regulación otorga amplios márgenes para la definición posterior de exigencias financieras, sin establecer parámetros que orienten dicha definición bajo criterios objetivos y verificables. En efecto, el proyecto remite en su articulado a regulación aún no expedida y en esa medida esta Superintendencia reiterará la recomendación relacionada con la estructuración de las garantías dada en el concepto número 26-042972 mencionado en el numeral 1.9. de este concepto.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda al MME:

- En relación con el artículo 7 y 15: Evaluar el establecimiento de mecanismos por medio de los cuales se mitigue el incentivo indeseado de presentación de ofertas de compra excesivamente altas que impidan la consecución de la eficiencia en precios bajo el mecanismo PAB.

- En relación con el artículo 10: Incluir en el proyecto una disposición expresa en la que se establezca que la autoridad competente deberá estructurar las garantías de seriedad bajo criterios de proporcionalidad, necesidad y razonabilidad económica. Dicha disposición deberá señalar que la cuantía, oportunidad de constitución y condiciones de ejecución de tal garantía deberá guardar relación directa con el riesgo efectivamente cubierto, asegurando que su diseño no imponga cargas financieras superiores a las estrictamente necesarias para mitigar el riesgo contractual, ni configure barreras de entradas injustificadas que restrinjan la participación de potenciales oferentes.

Respetuosamente, se sugiere al regulador que el tratamiento de las recomendaciones aquí presentadas sea incorporado, de manera expresa, en las consideraciones del acto administrativo que se expida, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 2.2.2.30.7 y 2.2.2.30.9 del Decreto número 1074 de 2015. (...)".

Que atendiendo a las recomendaciones emitidas por la Superintendencia de Industria y Comercio, el presente mecanismo incorpora instrumentos de control de precios de oferta orientados a neutralizar incentivos que puedan derivar en precios ineficientes bajo la metodología pague lo contratado (Pay-as-Bid), garantizando que el resultado de la subasta refleje la realidad económica del mercado y proteja la estabilidad tarifaria del usuario final;

Que con el objeto de garantizar el acceso y pluralidad en el mecanismo de contratación, y en atención a las recomendaciones de la autoridad de competencia, las garantías de seriedad de la oferta deben ser estructuradas bajo criterios de proporcionalidad, necesidad y razonabilidad económica, de manera que su diseño limite barreras de entrada financieras y guarde una relación directa con el riesgo efectivamente cubierto durante el proceso;

Que una vez analizadas las recomendaciones recibidas por la Superintendencia de Industria y Comercio, el Ministerio de Minas y Energía encuentra pertinente realizar los ajustes a los artículos 7o, 10 y 15 de la presente resolución con la finalidad de promover el desarrollo del presente Mecanismo, se ejecute en condiciones de competencia.

Que, en cumplimiento a lo establecido artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo previsto en las Resoluciones números 40310 y 41304 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía, el proyecto de resolución se publicó para comentarios de la ciudadanía por el término establecido en la ley entre el 19 de enero y el 3 de febrero de 2026, los cuales fueron analizados, resueltos y/o acogidos conforme a su pertinencia.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto convocar y definir los aspectos técnicos del mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica, en cumplimiento de los objetivos y lineamientos establecidos en el artículo primero del Decreto número 1091 de 2025 y la Resolución MME 40178 del 2026.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica, entre otras, a entidades públicas, privadas o mixtas, empresas o a los Agentes Comercializadores, Generadores y Autogeneradores del Mercado de Energía Mayorista que tengan interés en participar en el mecanismo de contratación a largo plazo.

ARTÍCULO 3o. APLICACIÓN DE LAS REGLAS GENERALES. Para los aspectos no regulados expresamente en la presente resolución, serán aplicables las disposiciones contenidas en la Resolución MME 40178 del 2026, mediante la cual se establecieron las reglas generales para la implementación de los mecanismos de contratación de largo plazo.

ARTÍCULO 4o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta y sin limitarse las siguientes definiciones, sin perjuicio de aquellas establecidas en las Leyes, entre ellas, la 142 o 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes del MME y de la CREG aplicables a este mecanismo:

Compradores: Agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista (MEM) que han cumplido con los requisitos de habilitación para participar en el mecanismo.

Energía Máxima de Compra Diaria: Cantidad máxima de energía diaria que un comprador podrá comprometer en el mecanismo, por la duración del contrato, expresada en megavatio-hora día [MWh-día].

Energía Máxima de Venta Diaria: Cantidad máxima de energía diaria que una planta de generación o de autogeneración podrá comprometer considerando todos los productos del mecanismo, por la duración del contrato, expresada en megavatio-hora día [MWh-día], determinada a partir de sus características técnicas, disponibilidad esperada y parámetros representativos de su tecnología de generación.

Excedentes del consumidor: "Área que se encuentra por debajo de la curva de demanda y por encima del precio de mercado. Muestra lo que un individuo pagaría por el derecho de realizar la transacción, voluntariamente, a ese precio⁽¹⁾. En el contexto de subastas de energía tipo "Pay as Bid" (PAB), corresponde a la diferencia agregada entre el valor de reserva del comprador (o el precio máximo de la demanda) y el precio efectivamente pagado por cada bloque de energía adjudicado, considerando que cada bloque puede tener un precio distinto según la oferta presentada por el generador.

Factor de Distribución de Plantas Híbridas: Factor definido por el Ministerio de Minas y Energía que representa la proporción para cada bloque de energía de la oferta presentada por el vendedor en el Producto 3. Este factor será publicado en los pliegos y bases de condiciones específicas elaborados por el Subastador y será utilizado para la validación de las ofertas de venta y generación de los contratos horarios.

Factor Solar Horario: Factor horario definido por el Ministerio de Minas y Energía aplicable a las Plantas de generación Solar Fotovoltaica que participen en el Producto 2, expresado como un valor entre cero (0) y uno (1) para cada uno de los periodos de liquidación definidos para este producto. Este factor será publicado en los pliegos y bases de condiciones específicas elaborados por el Subastador y será utilizado para la validación de las ofertas de venta y generación de los contratos horarios.

Participantes del mecanismo o Participantes: Compradores o Vendedores que cumplan los requisitos de habilitación establecidos en esta resolución.

Plantas de generación existentes: Plantas cuya Fecha de Entrada en Operación Comercial sea anterior a la fecha de la ejecución del mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.

Plantas de generación nuevas: Plantas cuya Fecha de Entrada en Operación Comercial sea posterior a la fecha de la ejecución del mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica.

Precio Máximo de Compra: Límite superior aplicable a las ofertas de compra para cada uno de los productos, por encima del cual estas no serán consideradas dentro del proceso de adjudicación, expresado en pesos por kilovatio-hora [COP/kWh].

Precio Mínimo de Venta: Límite inferior aplicable a las ofertas de venta, por debajo del cual estas no serán consideradas dentro del proceso de adjudicación, expresado en pesos por kilovatio-hora [COP/kWh].

Sistema de almacenamiento de energía eléctrica con baterías (SAEB): es la instalación de grupos de baterías, con sus correspondientes equipos de conexión, corte, control y protección, que se utiliza para el almacenamiento temporal de energía eléctrica y su posterior entrega al sistema. También hacen parte la interfaz electrónica y el (los) sistema(s) de medición requerido(s).

Vendedores: Agentes generadores del MEM o personas naturales o jurídicas propietarios, desarrolladores o representantes comerciales de plantas de generación que han cumplido con los requisitos de habilitación para participar en el mecanismo.

ARTÍCULO 5o. CONVOCATORIA DEL MECANISMO. El MME convoca a Compradores y Vendedores para la participación en el presente mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica. El Subastador implementará el proceso de adjudicación del mecanismo de contratación de largo plazo de energía eléctrica a más tardar el 31 de julio de 2026.

En todo caso el MME se reserva el derecho de mantener el mecanismo activo, modificarlo, suspenderlo, complementarlo, con el objeto de identificar beneficios para los usuarios y el mercado.

PARÁGRAFO 1o. Para la administración centralizada de contratos y garantías, los agentes adjudicados que sean parte de los Contratos de Largo Plazo de Energía Eléctrica y el Subastador suscribirán un contrato de mandato, mediante el cual los agentes adjudicados en su calidad de Mandantes facultan al Subastador para que en su calidad de Mandatario realice en su nombre y representación, la administración y gestión de lo que le corresponda de conformidad con el mecanismo definido en el Decreto número 1091 de 2025 y la presente resolución y las demás que la modifiquen, adicionen o sustituyan. La minuta del contrato de Mandato será elaborada por el Subastador y aprobada por el MME.

ARTÍCULO 6o. CUMPLIMIENTO DEL OBJETIVO DE CONTAR CON UNA MATRIZ ENERGÉTICA COMPLEMENTARIA, RESILIENTE Y COMPROMETIDA CON LA REDUCCIÓN DE EMISIONES DE CARBONO. La cantidad de energía asociada a plantas FNCER que resulte asignada a los agentes comercializadores en el mecanismo de que trata la presente resolución, será tenida en cuenta para el cómputo de la obligación de que trata el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, conforme a lo dispuesto en lo reglamentado por la Resolución MME 40715 de 2019 y la Resolución MME 40060 de 2021 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

ARTÍCULO 7o. PRODUCTOS PARA SUBASTAR. El resultado del mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica será un Contrato de Energía a Largo Plazo, que podrá, sin excepción, ser cualquiera de los siguientes descritos en este artículo y tendrá las siguientes características:

I. Tipo de contrato: Pague lo contratado de acuerdo con la regulación vigente. Estos contratos serán despachados en la liquidación diaria del MEM.

II. Duración de los contratos: Quince (15) años a partir de la fecha de inicio de las obligaciones del contrato.

III. Fecha de inicio de las obligaciones del contrato: La fecha de inicio de obligaciones del contrato será el día primero (1) de enero de 2030. Para el Producto uno (1), se realizará una subasta adicional para interesados en fecha de inicio de obligaciones para el día primero (1) de enero de 2035.

IV. Precio del contrato: Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] por el vendedor en su oferta de venta, más el valor de la componente CERE calculado según la normatividad vigente.

El mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica ofrece los siguientes cuatro (4) productos de contratos de energía:

- Producto 1: Contratos de energía a largo plazo con perfil de entrega plana para las 24 horas del día, correspondientes a los periodos de liquidación 1 al 24.

- Producto 2: Contratos de energía a largo plazo para la energía solar fotovoltaica, de acuerdo con el factor solar horario, comprendido entre las 06:00 horas y las 18:00 horas con una duración de doce (12) horas, correspondientes a los periodos de liquidación 7 a 18.

- Producto 3: Contratos de energía a largo plazo conformados por dos bloques de energía, el primero comprendido entre las 08:00 y las 18:00 horas con una duración de diez (10) horas, correspondientes a los periodos de liquidación 9 a 18 y el segundo comprendido entre las 18:00 y las 22:00 horas con una duración de cuatro (4) horas, correspondientes a los periodos de liquidación 19 a 22.

- Producto 4: Contratos de energía a largo plazo con perfil de entrega plana para el periodo comprendido entre las 18:00 y las 22:00 horas con una duración de cuatro (4) horas, correspondientes a los periodos de liquidación 19 a 22.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que la reglamentación modifique el número de veinticuatro (24) periodos diarios en la liquidación, los periodos mencionados en el presente Artículo tomarán los valores correspondientes de los nuevos periodos definidos acorde con la hora de inicio y fin de cada bloque asociado a los productos.

PARÁGRAFO 2o. El Producto 3, a pesar de estar conformado por más de un bloque horario se entenderá como un único producto para la oferta. La cantidad asociada a cada bloque de energía está definida por el factor de distribución de plantas hibridas. Las ofertas adjudicadas de distribuirán de forma horaria de acuerdo con lo definido en esta resolución.

PARÁGRAFO 3o. Las partes adjudicadas en el mecanismo de contratación de largo plazo podrán, de común acuerdo, modificar la fecha de inicio de las obligaciones del contrato, siempre y cuando la nueva fecha sea anterior a la establecida. Este tiempo adicional se adicionará a la duración del contrato descrito en el presente artículo sin que dicha modificación deba ser previamente autorizada por el MME, siempre que conserven la fecha de finalización, cantidades y demás condiciones adjudicadas en el mecanismo correspondiente, sin embargo, la condición de precio podrá ser modificada siempre que no sea en detrimento de los usuarios. Lo anterior sin perjuicio de la obligación de registrar e informar dichas modificaciones conforme a lo dispuesto en el parágrafo 4 del presente artículo.

PARÁGRAFO 4o. En caso de que las partes adjudicadas en el mecanismo de contratación generen cualquier cambio derivado de los acuerdos, estos deberán ser registrados de acuerdo con las normas o procedimientos vigentes al momento del cierre del acuerdo ante el Operador y Administrador del Mercado o quien haga sus veces y ante el Subastador de acuerdo con procedimiento que este establezca. En dicho caso, las partes también deberán ajustar las garantías de cumplimiento y pago a cargo del Vendedor y Comprador, razón por la cual deberán atender los plazos y procedimientos definidos por el Subastador.

ARTÍCULO 8o. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DEL CONTRATO. El precio del contrato se actualizará así:

El componente del precio correspondiente al precio de la oferta de venta se actualizará utilizando la siguiente fórmula:

Donde:

 Precio de la oferta de venta actualizado, expresado en pesos colombianos por kilovatio hora (COP$/kWh) en el mes t.

 Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora (COP$/kWh) por el Generador en su oferta de venta y que haya sido adjudicado en el mecanismo.

 Valor del Ìndice de Precios del Productor (IPP) - Oferta Interna para el mes t, publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE)

 Valor del Índice de Precios del Productor (IPP) - Oferta Interna correspondiente al mes de adjudicación de la Subasta, publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadistica (DANE).

II. El componente del precio correspondiente al valor del CERE será actualizado de acuerdo con las normas vigentes que rigen la materia.

PARÁGRAFO 1o. En caso de que la regulación modifique el tratamiento, la metodología de cálculo o la ubicación tarifaria del componente CERE, los contratos se ajustarán automáticamente a dicha regulación, garantizando que este componente no sea reconocido ni liquidado doblemente y preservando la neutralidad económica para las partes.

PARÁGRAFO 2o. El IPP serie oferta interna será el provisional o el que la regulación indique para tal fin, teniendo en cuenta las disposiciones de la CREG mediante circular CREG 014 de 2021 o aquella que la modifique, sustituya o adicione.

ARTÍCULO 9o. PLANTAS DE GENERACIÓN QUE PUEDEN PARTICIPAR EN EL MECANISMO. Las plantas que podrán participar en el mecanismo de contratación de largo plazo serán clasificadas para cada uno de los productos a subastar definidos en la presente resolución.

Para el Producto 1: Podrán participar: i) Las plantas de generación nuevas definidas en los numerales 16 y 17 del artículo 5o de la Ley 1715 de 2014, y que tengan una capacidad efectiva neta, mayor o igual a 5 MW; ii) Plantas de generación existentes a partir de fuentes renovables, que tengan una capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW, en donde el concepto de punto de conexión acredite la incorporación de nueva capacidad por entrar en operación comercial con posterioridad a la realización del presente mecanismo, siempre que dicha ampliación sea equivalente, como mínimo, el cuarenta por ciento (40%) de la capacidad efectiva neta actualmente registrada para la planta; iii) Autogeneradores nuevos a partir de FNCER con excedentes mayores o iguales a 5 MW.

Para el Producto 2: Podrán participar plantas de generación Solar Fotovoltaica Nuevas que tengan una capacidad efectiva neta, mayor o igual a 5 MW y Autogeneradores Solares Fotovoltaicos nuevos con excedentes mayores o iguales a 5 MW.

Para el Producto 3: Podrán participar las plantas de generación nuevas a partir de FNCER definidos en el numeral 17 del artículo 5o de la Ley 1715 de 2014, que tengan una capacidad efectiva neta, mayor o igual a 5 MW y que incluyan una SAEB dentro de sus activos de generación.

Para el Producto 4: Podrán participar plantas de generación y autogeneración existentes y nuevas, que tengan una capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW y que entreguen energía a través de un SAEB, siempre que este haya sido incorporado y forme parte integral de sus activos de generación.

PARÁGRAFO 1o. Podrán participar en los productos 3 y 4 las plantas de generación que hayan iniciado las pruebas de puesta en servicio o pruebas de entrada en operación comercial, de conformidad con la normativa vigente del Consejo Nacional de Operación (CNO).

PARÁGRAFO 2o. No podrán participar en el presente mecanismo las plantas que hayan sido adjudicatarios en procesos convocados por el Ministerio mediante las Resoluciones MME 40591 de 2019 (Subasta CLPE número 02-2019) y MME 40179 de 2021 (Subasta CLPE número 03-2021); excepto para los Productos 3 y 4.

PARÁGRAFO 3o. Los Vendedores que participen en el presente mecanismo deberán cumplir en todo momento con el marco normativo vigente aplicable al Mercado de Energía Mayorista, incluyendo, pero sin limitarse a las disposiciones del Código de Operación, el Código de Medida y las reglas relacionadas con la conexión de plantas, registro de agentes, garantías, liquidación y demás procedimientos administrados por el Operador y Administrador del Mercado.

ARTÍCULO 10. REQUISITOS DE HABILITACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN EL MECANISMO. Los participantes en el mecanismo deberán acreditar el cumplimiento de los requisitos de habilitación establecidos en la presente resolución, los cuales se aplicarán de acuerdo con su rol como Vendedores o Compradores. La verificación del cumplimiento de los requisitos se realizará por parte del Subastador conforme a los procedimientos y plazos establecidos en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

a) Requisitos aplicables a los Vendedores:

Los interesados deberán enviar al subastador uno o cualquiera de los siguientes requisitos habilitantes de las plantas con las cuales pretenden participar en el mecanismo:

1. Concepto de conexión al Sistema Interconectado Nacional aprobado por la UPME o el Operador de Red competente según aplique el cual deberá tener una fecha de conexión anterior a la fecha de inicio de las obligaciones; o

2. Certificación de la asignación de energía en firme expedido por el ASIC. En caso de procesos de asignación que se encuentren en curso, el Subastador podrá verificar dicha asignación con base en la información oficial publicada por el ASIC o mediante la documentación que se expida por el ASIC para tal efecto; o

3. Los documentos establecidos en el artículo 24 de la Resolución CREG 101 094 de 2025, para los Proyectos con trámites ambientales cumplidos, de conformidad con las características propias de cada proyecto de generación. Estos proyectos no deben tener en curso una solicitud de capacidad de transporte al momento de la ejecución del mecanismo.

Las plantas de generación cuyo punto de conexión haya sido asignado con anterioridad al 30 de noviembre 2021, deberán presentar el requisito del numeral 3, para efectos de poder participar en el mecanismo.

Las plantas que oferten en el Producto 1 con fecha de inicio de obligaciones 2035, no serán requeridos los requisitos de los numerales 1, 2 y 3. Sin perjuicio de lo anterior, la planta deberá cumplir con los trámites y conceptos que determine la regulación.

Los interesados deberán enviar al subastador, declaración suscrita por su representante legal o documento soporte, cuando aplique, de los siguientes requisitos técnicos:

I. Capacidad efectiva neta de las plantas de generación y AGGE en MW. En caso de tener capacidad de transporte asignada por la por la UPME u Operador de Red, este valor no podrá ser superior a lo asignado.

II. Potencia Máxima Declarada de los AGGE en MW.

III. Si la planta de generación es un recurso que incluye un SAEB, deberá remitir la capacidad de almacenamiento en (MW), y la capacidad del almacenamiento en energía (MWh) de este recurso.

IV. La información adicional de las plantas de generación que solicite el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

Los interesados deberán enviar al subastador los siguientes documentos:

Requisitos legales:

I. Documento que demuestre la calidad de las personas jurídicas, constituidas como Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios (E.S.P.) de conformidad con la Ley 142 de 1994 o las demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y que tengan por objeto el desarrollo de la actividad de generación de energía eléctrica.

II. Documento que demuestre la calidad de las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, o esquemas asociativos, todos los anteriores únicamente bajo la modalidad de promesa de sociedad futura como Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (E.S.P.). Esta deberá estar domiciliada en Colombia, y declarar que asume las obligaciones y derechos como generador en caso de resultar adjudicatario. En la minuta de la promesa de sociedad futura y en los documentos de constitución debe constar que: i) sus miembros responderán solidariamente por todas las obligaciones adquiridas hasta antes de la constitución de la sociedad. Una vez constituida la sociedad futura su régimen de responsabilidad será el que se establezca en las leyes civiles y comerciales de acuerdo con el tipo de empresa que conforme en el marco del presente mecanismo; y ii) que la promesa la suscriben la totalidad de miembros que compondrán la sociedad futura, en cumplimiento de lo exigido por el ordenamiento jurídico respecto del número de accionistas predicable a sociedades por acciones que prestan servicios públicos domiciliarios.

III. En caso de no ser propietario del proyecto de generación, el participante deberá demostrar que cuenta con la autorización del propietario.

IV. Presentar una oferta vinculante e irrevocable.

V. Presentar la información legal que solicite el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

VI. Los AGGE que participen en el mecanismo, deberán acreditar que cuentan con un contrato de representación vigente con un agente generador registrado ante el Mercado de Energía Mayorista (MEM), de conformidad con el artículo 12 de la Resolución CREG 024 de 2015. El agente generador representante será el responsable de la interacción con el Subastador y del cumplimiento de las obligaciones operativas y comerciales derivadas de la adjudicación.

Requisitos financieros

I. Constituir y presentar la garantía de seriedad de conformidad con lo dispuesto en el artículo 21 de la Resolución MME 40178 de 2026 y lo establecido por, el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas, cumpliendo con los principios y requisitos que se destacan en el Parágrafo tercero de la presente resolución.

II. La presentación de la información y cumplimiento de los requisitos financieros que solicite el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

b) Requisitos aplicables a los Compradores:

Requisitos legales

I. Estar constituido en Colombia como empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (E.S.P.).

II. Presentar una oferta de compra vinculante e irrevocable.

III. Presentar la información legal que solicite el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

Requisitos financieros

I. Constituir y presentar la garantía de seriedad de conformidad con lo dispuesto en el artículo 21 de la Resolución MME 40178 de 2026 y lo establecido por, el Subastador en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

II. Presentar la información y cumplimiento de los requisitos financieros que solicite el Subastador en los o Pliegos y Bases de Condiciones Específicas.

PARÁGRAFO 1o. Para los productos 3 y 4, cuando la planta de generación contemple la incorporación posterior de un SAEB asociado, los requisitos de concepto de conexión o de trámites ambientales estarán habilitados para participar en el mecanismo, con la acreditación para la planta de generación asociada al SAEB, de los requisitos establecidos en los numerales 1 o 3 del literal a) del presente artículo. Sin perjuicio de lo anterior, la instalación del SAEB deberá cumplir con los trámites y conceptos adicionales que determine la regulación ante las autoridades correspondientes.

PARÁGRAFO 2o. El MME establecerá por intermedio del subastador las características específicas relacionadas con el punto de conexión para el Producto 3, lo cual será incorporado en el pliego de condiciones específicas.

PARÁGRAFO 3o. La persona jurídica ejecutora del mecanismo definirá en los Pliegos de Condiciones Específicos, previa no objeción del Ministerio de Minas y Energía, las garantías de seriedad de la oferta. Estas deberán estructurarse bajo criterios de proporcionalidad y razonabilidad económica, asegurando que su cuantía guarde relación directa con el riesgo cubierto y no constituya una barrera de entrada injustificada para los participantes en el mecanismo que se convoca y define con la presente resolución;

ARTÍCULO 11. OFERTAS DE COMPRA. Las ofertas de compra serán realizadas de forma voluntaria por los Compradores que cumplan los requisitos de habilitación de los que trata la presente resolución. Cada comprador podrá presentar ofertas de precio y cantidad diferenciadas según el mercado, regulado o no regulado, para uno o varios productos definidos en la presente resolución. La oferta de compra deberá contener los siguientes componentes:

I. Cantidad de compra: Cantidad de energía máxima a comprar en un día en megavatio-hora [MWh-día], expresada en números positivos con dos (2) decimales de precisión.

II. Precio de compra: Valor máximo que el Comprador está dispuesto a pagar, expresado en pesos por kilovatio-hora [COP/kWh] con dos (2) decimales de precisión, sin incluir el CERE.

ARTÍCULO 12. OFERTAS DE VENTA. Las ofertas de venta serán realizadas de forma voluntaria por los Vendedores que cumplan los requisitos de habilitación de los que trata la presente resolución. Cada vendedor podrá presentar una única oferta de precio y cantidad para uno o varios de los productos definidos en la presente resolución. La oferta de venta deberá contener los siguientes componentes:

I. Cantidad de venta: Cantidad de energía a vender en un día en megavatios hora [MWh-día], expresada en números positivos con dos (2) decimales de precisión.

II. Precio de venta: Precio de venta en pesos por kilovatio-hora [COP/kWh], expresada en números positivos con dos (2) decimales de precisión, sin incluir el CERE.

III. Cantidad de venta mínima: Valor de energía en un día en megavatio hora [MWh-día], expresada en números positivos con dos (2) decimales de precisión, que representa la energía mínima que el Vendedor está dispuesto a aceptar en

caso de que la planta de generación sea adjudicada.

ARTÍCULO 13. CRITERIOS DE DESEMPATE DE OFERTAS. En el evento en que se presenten múltiples ofertas de compra con un mismo precio para un mismo producto, la prioridad en la adjudicación se determinará siguiendo el orden cronológico de recepción, dando prelación a la oferta que haya sido registrada primero en la plataforma del Subastador. Para las ofertas de venta que presenten igualdad de precios, se aplicará el mismo criterio de prioridad por orden de llegada de oferta. El Subastador establecerá en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas el detalle de los criterios definidos en el presente artículo.

ARTÍCULO 14. CAUSALES DE RECHAZO DE OFERTAS. Serán causales de rechazo de ofertas las siguientes:

I. No cumplir con los requisitos establecidos en la presente resolución;

II. No cumplir con los requisitos establecidos en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas;

III. Si la cantidad de energía del total de las ofertas presentadas por un Vendedor y Comprador supera la energía asociada a la Garantía de Seriedad de la Oferta;

IV. Si la cantidad de energía de venta ofertada supera la Energía Máxima de Venta Diaria de la planta de generación calculada por el Subastador;

V. Si el precio de oferta de venta no supera el Precio Mínimo de Venta asociado a su tecnología de generación;

VI. Si el precio de compra supera el Precio Máximo de Compra;

VII. Si la cantidad de energía total ofertada para el mercado regulado por un mismo comprador supera su Energía Máxima de Compra Diaria.

Lo anterior, sin perjuicio de las demás causales que se establezcan en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas, las cuales, en todo caso, no deben ser contrarias a los lineamientos de la presente resolución.

El Subastador establecerá en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas las causales de rechazo de carácter subsanable, así como los términos y procedimientos de los que dispondrán los participantes para acreditar el cumplimiento de las condiciones de participación previstas en la presente resolución. En los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas se definirán los supuestos técnicos, económicos o jurídicos bajo los cuales podrá declararse desierto el mecanismo, en todo caso, estos requerirán la no objeción por parte del MME.

PARÁGRAFO 1o. El MME definirá los parámetros para el cálculo de: i) Energía Máxima de Venta Diaria de la planta de generación que participe en el mecanismo. ii) Precio Mínimo de Venta asociado a cada tecnología de generación. iii) Precio Máximo de Compra. iv) Energía Máxima de Compra Diaria, en los Pliegos de Condiciones Específicas se establecerá el momento y las condiciones bajo las cuales dichos parámetros serán publicados por el Subastador, estos techos se determinarán con base en criterios de eficiencia económica, con el fin de neutralizar incentivos hacia ofertas no eficientes y fomentar la competencia dinámica.

ARTÍCULO 15. ALGORITMO DE ADJUDICACIÓN. El algoritmo de adjudicación será implementado por el Subastador, aprobado por el MME, y publicado a los participantes al menos un (1) mes antes de la ejecución del mecanismo. El algoritmo deberá cumplir al menos con las siguientes reglas:

I. La adjudicación deberá maximizar el excedente del Comprador;

II. La cantidad de venta adjudicada debe ser igual a la cantidad de compra adjudicada;

III. La cantidad de energía diaria adjudicada a cada planta de generación no puede superar la cantidad de venta ofertada;

IV. La cantidad de energía diaria adjudicada a cada planta de generación no puede ser inferior a la cantidad de venta mínima;

V. La cantidad de energía adjudicada en cada una de las ofertas de un Comprador no puede superar su oferta de compra;

VI. En caso de presentarse igualdad del precio de una oferta de compra y una oferta de venta en el punto de cierre, es decir, en el punto donde el excedente del Comprador es igual a cero, serán adjudicadas las ofertas cumpliendo todas las reglas definidas en el presente artículo.

VII. Deberá atender los parámetros para el cálculo definidos por el MME sobre: i) Energía Máxima de Venta Diaria de la planta de generación que participe en el mecanismo. ii) Precio Mínimo de Venta asociado a cada tecnología de generación. iii) Precio Máximo de Compra. iv) Energía Máxima de Compra Diaria, con el fin de mitigar incentivos que promuevan ofertas con tendencia hacia el alza y fomentar la competencia dinámica, que permitan la conformación de precios eficientes.

PARÁGRAFO 1o. El MME definirá en los pliegos y bases de condiciones específicos si el mecanismo se ejecutará de manera simultánea o secuencial de acuerdo con las características de las herramientas tecnológicas del subastador.

ARTÍCULO 16. CANTIDAD Y PRECIO DE LOS CONTRATOS DE LARGO PLAZO DE ENERGÍA ADJUDICADOS EN EL MECANISMO. Con el fin de armonizar la adjudicación, con las reglas definidas para los contratos de largo plazo en el Mercado de Energía Mayorista se establecen las siguientes reglas para los contratos entre los participantes adjudicados para cada producto, considerando un esquema pague lo contratado (pay as bid).

I. A cada Vendedor adjudicado le corresponderá un contrato con cada uno de los Compradores adjudicados.

II. La cantidad de energía diaria de los contratos será el resultado de distribuir la energía adjudicada de cada planta de generación, entre todos los compradores a prorrata de la adjudicación de estos últimos.

III. El precio de cada contrato corresponderá al precio de oferta del Vendedor por planta de generación asociada a la adjudicación más el CERE.

IV. La cantidad de energía horaria de cada contrato será calculada partiendo de la energía diaria definida en el numeral ii) del presente artículo y dependerá del producto correspondiente. Para los Productos 1 y 4 las cantidades horarias se obtienen de la división de la energía diaria entre los periodos de liquidación asociados a cada producto. Para el Producto 2 las cantidades horarias se obtienen de la multiplicación de la energía diaria por un Factor Solar Horario definido por el MME. Para el Producto 3, la energía diaria se multiplica por el Factor de Distribución Plantas Hibridas, y su resultado se divide por el número de periodos de liquidación asociados a cada bloque de este producto.

V. Los contratos serán agregados por agente en los casos que sea posible.

VI. El Subastador deberá informar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) dentro de los tres (3) días siguientes que queden en firme las obligaciones adquiridas en este mecanismo, quienes fueron los generadores adjudicatarios con la finalidad que el ASIC los certifique en los términos establecidos en la Resolución CREG 101 094 de 2025, es decir que, se trata de Proyectos con Obligaciones.

ARTÍCULO 17. DISPOSICIONES RELATIVAS A LA FECHA DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL. La Fecha de Entrada en Operación Comercial de las plantas de generación presentadas por los Vendedores adjudicatarios será, como máximo, el treinta y uno (31) de diciembre de 2029 o el treinta y uno (31) de diciembre de 2034, según corresponda al producto en el cual haya quedado adjudicado en el presente mecanismo.

Cada planta de generación del Vendedor adjudicatario podrá modificar la Fecha de Entrada en Operación Comercial inicialmente declarada hasta por un término máximo de dos (2) años posterior a la fecha de inicio de las obligaciones, sin que se requiera justificación ni certificación por parte de autoridad alguna.

La modificación de la Fecha de Entrada en Operación Comercial deberá efectuarse en aplicación de la regulación que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para el otorgamiento de la garantía que ampare la entrada oportuna de la respectiva planta.

En caso de que la planta no cumpla con la Fecha de Entrada en Operación Comercial, inicial o modificada, y se haga exigible la Garantía de Entrada en Operación Comercial, el Vendedor adjudicatario podrá acogerse a las reglas previstas en la Resolución CREG 075 de 2021, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, con el fin de conservar la capacidad de transporte de la planta. Asimismo, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, el Vendedor adjudicatario podrá continuar con la ejecución de la planta bajo su cuenta y riesgo, previa constitución de la garantía de reserva de capacidad correspondiente.

ARTÍCULO 18. CESIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO. Los contratos de energía de largo plazo adjudicados en el marco del presente mecanismo podrán ser objeto de cesión total o parcial a discreción del Vendedor adjudicatario, exclusivamente respecto de sus obligaciones de suministro y con el propósito de garantizar la entrega de la energía comprometida. Esta operación no requerirá autorización previa ni del subastador, ni de autoridad alguna. La cesión no podrá generar ningún detrimento o condición adversa para el usuario final, conforme a las condiciones de precio, cantidades, periodos de suministro y garantía de cumplimiento, con los cuales fueron adjudicados.

La cesión del contrato de suministro de energía destinado al cumplimiento de las obligaciones contractuales podrá realizarse a favor de agentes que estén registrados en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) y que representen plantas de generación existentes que utilicen FNCER, o AGGE de la misma tecnología o que representen plantas que utilicen FNCE. La fuente de generación deberá ser de las descritas en el presente párrafo.

En todo caso, será responsabilidad exclusiva del Vendedor adjudicatario garantizar el cumplimiento de sus compromisos contractuales, ya sea mediante la celebración de contratos de suministro debidamente registrados ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), mediante la cesión de las obligaciones correspondientes, o a través de la combinación de ambas alternativas.

Para el perfeccionamiento de la cesión, esta deberá registrarse ante el ASIC, de conformidad con los procedimientos y plazos establecidos en las Resoluciones CREG 156 y 157 de 2011, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 1o. Modificación de la Fecha de Inicio del contrato. La Fecha de Inicio de las obligaciones contractuales podrá ser modificada por el Vendedor adjudicatario, previo acuerdo escrito con el Comprador adjudicatario. La solicitud correspondiente deberá presentarse con una antelación mínima de un (1) año respecto de la fecha prevista para el inicio del período de suministro.

PARÁGRAFO 2o. Prohibición de sustitución del activo físico. La planta de generación con la cual el Vendedor participó y resultó adjudicado en el presente mecanismo no podrá ser objeto de sustitución o reemplazo por una planta de generación diferente. En consecuencia, su Fecha de Puesta en Operación Comercial será la máxima establecida en el artículo 17 de la presente resolución, so pena de ejecución de la respectiva garantía.

PARÁGRAFO 3o. El cesionario deberá suscribir el contrato de mandato y asumir las mismas obligaciones y condiciones exigidas al cedente, de conformidad con la presente resolución, los Pliegos de Bases y Condiciones Específicas y los procedimientos que establezca el subastador.

ARTÍCULO 19. COMPLEMENTOS A LA NORMATIVA ACTUAL. La CREG deberá definir reglas complementarias a la reglamentación actual sobre los siguientes aspectos específicos del mecanismo:

I. Reglas operativas para la realización de las ofertas del despacho diario, la valoración de las desviaciones al programa de generación, la liquidación en el Mercado de Energía Mayorista, requisitos técnicos y operativos para la entrada en operación comercial, y otros aspectos que el regulador considere necesarios de las plantas de generación que dentro de sus activos incluyan un activo de SAEB.

II. Definir, cuando así lo considere pertinente, indicadores de competencia para el mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica del que trata la presente resolución. En estos casos la CREG deberá emitir la regulación respectiva previa a la realización de la subasta para que sea conocida por todos los agentes participantes.

ARTÍCULO 20. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 21 de abril de 2026.

El Ministro de Minas y Energía (e),

Víctor José Paternina Novoa

NOTAS AL FINAL:

1. Nicholson, W. (2007); Teoría Microeconómica: Principios Básicos y Ampliaciones; ISBN 9789706865489; Ed. Cengage Learning; p. 651