CREG - Resolución 101 111 de 2026-C-Infralegal

PROGRAMA PARA LA PARTICIPACIÓN

ACTIVA DE LA DEMANDA EN LA BOLSA DE ENERGÍA DOCUMENTO CREG 901 378 12 de junio de 2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión No. 1471

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TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES...................................................................................................................... 4

2. SITUACIÓN ACTUAL.................................................................................................................5

3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA................................................................................................11 3.1. CONSECUENCIAS............................................................................................................... 11 3.2. CAUSAS................................................................................................................................12 3.3. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.....................................................................................12

4. OBJETIVO................................................................................................................................12 4.1. OBJETIVO DE IMPACTO..................................................................................................... 12 4.2. OBJETIVOS DE RESULTADO............................................................................................. 12

5. ALTERNATIVAS.......................................................................................................................13 5.1. MANTENER LAS REGLAS VIGENTES................................................................................13 5.2. IMPLEMENTAR UN PROGRAMA PARA OFERTAR REDUCCIONES DE DEMANDA EN LA BOLSA DE ENERGÍA....................................................................................................... 13 5.2.1. REGLAS DE COMPORTAMIENTO ESPERADO.............................................................. 13 5.2.2. DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA EN BOLSA............................................................14 5.2.3. LÍNEA BASE DE CONSUMO HORARIA........................................................................... 15

5.2.4. MECANISMO DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DEL PROGRAMA................................... 16 5.2.5. REGLA PARA VALIDEZ DE LAS OFERTAS PRESENTADAS.........................................16

6. ANALISIS DE IMPACTO.......................................................................................................... 17

7. COMENTARIOS SOBRE EL PROYECTO DE RESOLUCIÓN................................................17 7.1. LÍNEA BASE DE CONSUMO HORARIA, LBC DIARIA Y TRANSICIÓN METODOLÓGICA........................................................................................................................ 18 7.2. TRASLADO DE COSTOS DEL MECANISMO RD............................................................... 19 7.3. DESVIACIONES, PENALIDADES Y CUMPLIMIENTO DE OFERTAS................................ 20 7.4. ACEPTACIÓN DE OFERTAS Y CRITERIO BENEFICIO–COSTO...................................... 20 7.5. OFERTAS DE REDUCCIÓN, UMBRAL MÍNIMO Y AGREGACIÓN.................................... 21 7.6. PARTICIPACIÓN INTRADIARIA, REDESPACHOS Y AJUSTES OPERATIVOS................21 7.7. REGISTRO DE FRONTERAS RD, MEDICIÓN Y FRONTERAS EXISTENTES.................. 22 7.8. VERIFICACIÓN, REPORTE DE MEDIDAS Y FALLAS DE MEDICIÓN............................... 22Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 3 7.9. PARTICIPACIÓN SIMULTÁNEA EN OTROS MECANISMOS, DDV Y AUTOGENERACIÓN................................................................................................................... 23 7.10. REPRESENTANTE RD Y COORDINACIÓN CON COMERCIALIZADORES....................23

7.9. PARTICIPACIÓN SIMULTÁNEA EN OTROS MECANISMOS, DDV Y AUTOGENERACIÓN................................................................................................................... 23 7.10. REPRESENTANTE RD Y COORDINACIÓN CON COMERCIALIZADORES....................23 7.11. INDICADORES DE SEGUIMIENTO, REPORTES Y EVALUACIÓN EX POST................. 24

8. TRAMITE DE ABOGACIA DE LA COMPENTENCIA.............................................................. 24

9. CONCLUSIONES.....................................................................................................................28

10. ANEXO 1. FORMULARIO DE ABOGACIA DE LA COMPETENCIA..................................... 31

11. ANEXO 2. CONCEPTO DE ABOGACÍA DE LA COMPETENCIA RECIBIDO DE LA SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO.............................................................. 34Sesión No. 1471

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PROGRAMA PARA LA PARTICIPACIÓN ACTIVA DE LA DEMANDA EN LA

BOLSA DE ENERGÍA

1. ANTECEDENTES La respuesta de la demanda, RD, es definida como cambios en los patrones de consumo en respuesta a una señal de precio o mediante incentivos de pago por reducciones de consumo, han surgido en general en dos principales categorías: programas RD basados en incentivos y programas RD basados en

precio. En el documento publicado mediante la Circular 011 de 20221 se presenta una discusión más amplia sobre los diferentes mecanismos de respuesta de la demanda, en la siguiente tabla se presenta una síntesis no exhaustiva de estos. Normativamente se tienen diferentes referencias relevantes que también son analizadas en el documento de Hoja de Ruta de la Respuesta de la demanda, dentro de las que se destacan, en orden cronológico, las siguientes:  La Resolución MME 40283 de 2022. Por la cual se establecen lineamientos para la incorporación de los recursos energéticos distribuidos. 1 Respuesta de la demanda en el sistema interconectado nacional – hoja de rutaSesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5  Resolución Creg 101 019 de 2022. Por la cual se modifica y compila la regulación del anillo de seguridad del cargo por confiabilidad denominado demanda desconectable voluntaria.  Decreto 929 de 2023. Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, y se establecen políticas y lineamientos para promover la eficiencia y la competitividad del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Finalmente, mediante la Resolución CREG 101 043 de 2024, la Comisión buscó: … implementar medidas transitorias que incentiven la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista mediante la

eléctrica. Finalmente, mediante la Resolución CREG 101 043 de 2024, la Comisión buscó: … implementar medidas transitorias que incentiven la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda, para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía. Lo anterior con el fin de que: i) con el actual nivel de los embalses del país no se ponga en riesgo el suministro del servicio de energía eléctrica; ii) que la recuperación de los embalses se dé de manera más rápida considerando la incertidumbre sobre los efectos que ha dejado el Fenómeno de El Niño y iii) se pueda evaluar el mecanismo de participación en un periodo de tiempo definido, para así implementar de manera definitiva medidas que permitan la participación activa de la demanda… En la Circular CREG 041 de 2024, se realizó un balance de la aplicación de la Resolución CREG 101 043 de 2024 y se estableció la finalización del programa de transitorio establecido en dicha resolución para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía.

2. SITUACIÓN ACTUAL Como indicamos en la sección anterior, el balance en la aplicación del programa transitorio definido en la Resolución CREG 101 043 de 2024 realizado en la Circular CREG 041 de 2024 muestra que:Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 6  Se han presentado cantidades relevantes de ofertas de desconexión con

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 6  Se han presentado cantidades relevantes de ofertas de desconexión con múltiples perfiles de oferta (1 día, días laborales, días no laborales).  Han participado múltiples agentes representando a los usuarios que ofrecen desconexiones.  Se presentaron ofertas que agregaron entre 2 y 24 fronteras comerciales.  Se evidencian precios de oferta similares a otras tecnologías de generación del SIN (300 $/ kWh o menos). A continuación, se presentan algunas cifras adicionales sobre el seguimiento a la ejecución del programa. En la ilustración 1, se muestra la cantidad de desconexiones ofertadas para 7 semanas de aplicación del programa para cada uno de los días de la semana que se ofertaron, es importante recordar que en la primera etapa del programa se presentaron ofertas para la desconexión de la semana siguiente a la ofertada. Ilustración 1. Cantidad de desconexiones aceptadas en el programa expresadas en GWh Lunes Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 8/05/2024 15/05/2024 22/05/2024 29/05/2024 5/06/2024 12/06/2024 19/06/2024Sesión No. 1471

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Fuente: XM, cálculos CREG.

Por otro lado, en la Ilustración 2 se muestran el número de ofertas presentadas por cada uno de los agentes representantes identificados con los códigos del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. De esta gráfica se resalta que la mayoría de los representantes realizan únicamente la actividad de comercialización de energía. Ilustración 2. Numero de ofertas presentadas por representante para las semanas analizadas

DEPC ENDC SMTC EXIC PLSC JRDC BEIC

0 50 100 150 200 250 8/05/2024 15/05/2024 22/05/2024 29/05/2024 5/06/2024 12/06/2024 19/06/2024

Fuente: XM, Calculo CREG.

En la ilustración 3 se muestra la cantidad de desconexiones aceptadas por representante expresada en GWh.Sesión No. 1471

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Ilustración 3. Cantidad de desconexiones aceptadas en el programa expresadas en GWh

DEPC ENDC SMTC EXIC PLSC JRDC BEIC

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 8/05/2024 15/05/2024 22/05/2024 29/05/2024 5/06/2024 12/06/2024 19/06/2024

Fuente: XM, cálculos CREG.

En cuanto a la aceptación de las ofertas presentadas, en la siguiente tabla se presenta, con corte a 8 de junio de 2024, el porcentaje de aceptación y el de verificación de la RD. Fecha RD – Ofertada (MW) RD – Aceptada (MW) RD – Verificada (MW) Relación aceptada Vs ofertada (%) Relación aceptada vs verificada (%) 13-may 702 214 209 30% 98% 14-may 1.283 660 632 51% 96% 15-may 1.150 504 409 44% 81% 16-may 982 341 234 35% 69% 17-may 1.546 943 786 61% 83% 18-may 1.862 1.261 919 68% 73% 19-may 1.013 529 413 52% 78% 20-may 972 487 308 50% 63% 21-may 1.258 778 623 62% 80% 22-may 1.267 757 493 60% 65%Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 9 Fecha RD – Ofertada (MW) RD – Aceptada (MW) RD – Verificada (MW) Relación aceptada Vs ofertada (%) Relación aceptada vs verificada (%) 23-may 1.142 650 321 57% 49% 24-may 1.498 996 856 66% 86% 25-may 1.291 1.268 1095 98% 86% 26-may 921 856 722 93% 84% 27-may 1.232 1.179 911 96% 77% 28-may 1.142 1.107 749 97% 68% 29-may 1.247 1.211 790 97% 65% 30-may 1.223 1.154 643 94% 56% 31-may 1.654 1.025 613 62% 60% 1-jun 1.622 1.183 713 73% 60% 2-jun 907 877 765 97% 87% 3-jun 252 109 26 43% 24% 4-jun 1.673 718 355 43% 49% 5-jun 3.189 1.213 44 38% 4% 6-jun 1.799 1.232 93 68% 8%

7-jun 2.366 1.824 673 77% 37% 8-jun 2.225 1.624 554 73% 34% Promedio 66,2% 63,7% Máximo 98,2% 97,7% Mínimo 30,5% 3,6% La información de las primeras 3 columnas en presentada en la siguiente

ilustración.Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 11 Ilustración 5. Precios promedio ponderados ofertados, aceptados y verificados ($/ kWh)

Fuente: XM.

A partir de los resultados positivos obtenidos en aplicación de la primera etapa del mecanismo transitorio definido en la Resolución CREG 101 043 de 2024, se considera conveniente avanzar en la implementación de un programa con vocación de permanencia para la participación de la demanda en el Mercado de Energía Mayorista.

3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 3.1. Consecuencias Mantener la demanda de los usuarios en el Sistema Interconectado Nacional de manera pasiva limita la posibilidad de una gestión más eficiente de los recursos del sistema y en consecuencia una mejora en la formación del precio de bolsa.

Adicionalmente, no se recogería la experiencia del programa transitorio de respuesta de la demanda definido en la Resolución CREG 101 043 de 2024, así como no sería posible continuar acumulando experiencia y lecciones aprendidas para todos los grupos de interés en la aplicación de los programas de respuesta de la demanda.Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 12 3.2. Causas Al finalizar el programa transitorio de respuesta de la demanda, se mantienen

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 12 3.2. Causas Al finalizar el programa transitorio de respuesta de la demanda, se mantienen en la regulación solamente dos espacios para la participación de los usuarios, el esquema de RD Critica y la Demanda Desconectable Voluntaria. 3.3. Identificación del problema Reducir los espacios de participación de la demanda de energía en el mercado no permite mejorar la formación del precio de energía ni adquirir experiencia en la aplicación de este tipo de programas novedosos en el mercado colombiano.

4. OBJETIVO Considerando los análisis realizados por la Comisión se plantean los siguientes objetivos. 4.1. Objetivo de impacto Contribuir a asegurar el abastecimiento seguro, confiable y con calidad en el Sistema Interconectado Nacional mediante la recuperación del nivel acumulado de los embalses del Sistema Interconectado Nacional. 4.2. Objetivos de resultado General: Establecer un programa de Respuesta de la Demanda con el objetivo de permitir la presentación de ofertas de reducción de demanda en el despacho diario del SIN (bolsa de energía).

Específicos:  Establecer un mecanismo en el corto plazo que permita recibir diariamente ofertas de desconexiones a partir de la segunda etapa de participación de la demanda definida en la Resolución CREG 101 043 de 2024.Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 13  Documentar las buenas prácticas identificas y las lecciones aprendidas del mecanismo para la mejora del programa RD.

5. ALTERNATIVAS Considerando los comentarios y la propuesta consultada mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 115 de 2026, se identifican las siguientes alternativas para cumplir los objetivos definidos. 5.1. Mantener las reglas vigentes Mantener las reglas vigentes permitiendo que la demanda participe en los dos mecanismos existentes de respuesta, la RD Critica y la Demanda Desconectable Voluntaria. 5.2. Implementar un programa para ofertar reducciones de demanda en la bolsa de energía Tomando como base la segunda etapa de participación de la demanda de energía en el mercado establecida en la Resolución CREG 101 043 de 2024, implementar un programa con vocación de permanencia para la presentación de ofertas diarias de desconexiones en el mercado.

Considerando la experiencia en aplicación del mecanismo se realizan los siguientes ajustes para facilitar la implementación de este por parte del Centro Nacional de Despacho. 5.2.1. Reglas de comportamiento esperado Considerando los conceptos solicitados a la Comisión sobre la aplicación del programa de Demanda Desconectable Voluntaria se considera adecuado la

introducción de un criterio para el programa en cuanto a la aplicación del artículo 5 de la Resolución CREG 080 de 2019, el cual señala: Artículo 5. Compromisos y declaraciones frente a terceros y al mercado. Los agentes mencionados en el artículo 2 de esta resolución debenSesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 14 cumplir los compromisos y declaraciones que realicen frente a terceros o frente al mercado en el marco de la prestación del servicio. Esta obligación incluye el deber de que la participación en los distintos mecanismos de transacción que disponga la regulación sea de manera diligente y honorable, evitando adquirir compromisos u obligaciones que no tenga la intención o capacidad de cumplir. Subrayado y negrita fuera de texto. 5.2.2. Determinación de la demanda en bolsa La segunda etapa del mecanismo RD previsto en la Resolución CREG 101 043 de 2024 para dar aplicación del criterio de aceptación de ofertas se requiere la demanda cubierta en bolsa y que esta se determine días después de la operación, en consecuencia, se propone como mecanismo alternativo la estimación a partir de valores históricos de las compras en bolsa en el mercado. En la siguiente ilustración se muestra el comportamiento de las compras en bolsa de acuerdo con los registros del Administrador del Sistema de Intercambios comerciales y el valor promedio de largo plazo para las mismas.Sesión No. 1471

mercado. En la siguiente ilustración se muestra el comportamiento de las compras en bolsa de acuerdo con los registros del Administrador del Sistema de Intercambios comerciales y el valor promedio de largo plazo para las mismas.Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 15 Ilustración 6. Porcentaje de compras en bolsa en el mercado mayorista para el periodo 2000 a 2024 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 20246% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% 14.12% Demanda Comercial Atendida en Bolsa (%) Promedio

Fuente: Sinergox, cálculos CREG.

Considerando que la cantidad ofertada de desconexiones en el mecanismo RD de la Resolución CREG 101 043 de 2024 es inferior en un orden de magnitud al promedio de largo plazo de las compras en bolsa, se propone tomar como referencia para simplificar la aplicación del criterio de aceptación de ofertas, que las compras en bolsa son del orden del 14%. Posteriormente la estimación de la demanda cubierta con compras en bolsa

corresponderá al promedio móvil de los valores diarios para los últimos seis (6) meses calendario completos. 5.2.3. Línea Base de Consumo Horaria La metodología para la determinación de la Línea Base de Consumo Horaria (LBCH) se definió tomando como referencia los análisis desarrollados en el estudio publicado mediante la Circular CREG 133 de 2020, relacionado con la construcción de metodologías basadas en líneas base de consumo para programas de respuesta de la demanda. Dicho estudio analizó criterios paraSesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 16 estimar el consumo esperado de los usuarios y verificar reducciones de demanda frente a una línea base, incluyendo el uso de información histórica de consumo y el tratamiento del error de estimación. Con base en estos elementos, la resolución adopta una metodología horaria que permite comparar el consumo real de cada usuario frente a un perfil esperado por hora y tipo de día. Esta aproximación busca reflejar de mejor manera el comportamiento operativo de la demanda y contar con una referencia objetiva para la presentación de ofertas, la verificación de reducciones y la remuneración del mecanismo RD. 5.2.4. Mecanismo de asignación de costos del programa

Respecto a la asignación de costos del programa, la alternativa escogida en el programa transitorio consideraba la definición de un delta de precio al precio de bolsa, de tal forma que, los costos del programa fuesen cubiertos por aquellos agentes que percibirían los potenciales beneficios del programa, en ese orden de ideas, para simplificar y no modificar el precio de bolsa actual, se propone remplazar el delta por una regla de asignación manteniendo el mismo efecto. Lo anterior, también en línea con las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho para facilitar la implementación del programa. 5.2.5. Regla para validez de las ofertas presentadas Considerando la experiencia de la primera etapa del mecanismo RD de la Resolución CREG 101 043 de 2024, resulta importante establecer un conjunto de reglas que permitan declarar válidas las ofertas presentadas por los representantes. Las reglas que se proponen son:  Las ofertas de reducción de demanda de fronteras comerciales DDV activas  Con LBC mayor que cero.  Con equipos de medición que no se encuentren en falla.  Fronteras DDV que no tengan contrato vigente de DDV para el día para el que se realiza la oferta de RD.Sesión No. 1471

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6. ANALISIS DE IMPACTO Dado que el criterio de aceptación de ofertas es el mismo que el señalado en la segunda etapa de la Resolución CREG 101 043 de 2024, se mantiene el análisis de impacto señalado en el Documento CREG 901 071 de 2024, en donde se indicó: De acuerdo con la propuesta y dado que en ella se establece que las ofertas son aceptadas si los costos igualan o son inferiores a los beneficios, no se identifica un impacto económico adicional para la demanda en bolsa dado que los costos se cubren con los beneficios.

En el extremo, el delta de precios que se incluiría en el precio de bolsa haría que este fuese igual al que se obtendría en el predespacho ideal sin las ofertas, sin embargo, se podrían enlistar algunas externalidades positivas con el hecho de no emplear agua o combustible para atender la demanda, no se emitiría CO2, se reduce las transferencias de energía y las perdidas asociadas, etc.

7. COMENTARIOS SOBRE EL PROYECTO DE RESOLUCIÓN En el proceso de consulta pública del proyecto de resolución sobre la participación activa de la demanda en la bolsa de energía, se recibieron comentarios de diversos agentes del sector, incluyendo comercializadores, grandes consumidores, agregadores y asociaciones gremiales. A continuación, se presentan los principales temas planteados y la posición adoptada por la

Comisión. Luego del periodo de comentarios del Proyecto de Resolución CREG 701 115 de

2026, los siguientes remitentes allegaron sus observaciones:Sesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 18 7.1. Línea Base de Consumo Horaria, LBC diaria y transición metodológica Varios agentes presentaron comentarios sobre la metodología de cálculo de la LBCH, su relación con la LBC diaria, el tratamiento de datos atípicos, el cálculo del error y la transición entre la metodología vigente y la nueva metodología propuesta. También se solicitó aclarar si la suma de las 24 LBCH podía equivaler a la LBC diaria, y si era posible aplicar ajustes proporcionales en lugar de asignar una LBCH igual a cero cuando el error supera el umbral definido.

Respuesta: Radicado Remitente

E2026001945 SMARTEN

E2026001986 ANDI

E2026001987 ANDESCO

E2026001995 ANDEG

E2026002006 COMITE ASESOR DE COMERCIALIZACION -CAC

E2026002018 ENEL COLOMBIA SA ESP

E2026002023 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN EPM ESP

E2026002031 ACOLGEN

E2026002053 BIA ENERGY SAS ESP

E2026002069 COLOMBIAINTELIGENTE

E2026002076 JULIA RD SA ESP

E2026002080 XM

E2026002082 GECELCA

E2026002083 ASOCODIS

E2026002085 PLUSENERGY

E2026002086 COMERCIALIZADORA 4G

E2026002087 ECOPETROL

E2026002089 KLIK ENERGY

E2026002090 EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P.

E2026002102 OCENSA

E2026002136 ENERTOTAL

E2026002138 ENERBIT

E2026002153 ACCE

E2026002160 EPIENERGY

E2026002221 CELSIA

E2026002314 ASOENERGIA

E2026002441 TEBSASesión No. 1471

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 19 Se precisó que la LBCH y la LBC diaria responden a metodologías y finalidades distintas, por lo que no resulta procedente equipararlas automáticamente. Así mismo, se indicó que la metodología propuesta para la LBCH tiene naturaleza horaria y busca asegurar una referencia para ofertar, verificar y remunerar las reducciones de demanda. También se aclaró que el cálculo con una muestra amplia de días históricos y el tratamiento de datos atípicos buscan reflejar el comportamiento típico de la demanda y evitar que eventos excepcionales distorsionen la línea base. Frente a la transición, se acogió la necesidad de precisar que, mientras se implementa operativamente la nueva metodología, se mantendrá la metodología vigente.

7.2. Traslado de costos del mecanismo RD Algunos agentes formularon inquietudes sobre la forma de asignar y trasladar los costos de activación del mecanismo RD. En particular, solicitaron mayor claridad sobre quién asume dichos costos, cómo se garantiza la trazabilidad del cargo, cómo se evita que paguen agentes que no se benefician del mecanismo y qué tratamiento aplica en condiciones críticas.

Respuesta: Se precisó que la redacción final del artículo establecerá que el costo de activación del Mecanismo RD será asignado a los agentes que, sin la activación de dicho mecanismo, hubieran atendido su demanda mediante compras en bolsa. Dicha asignación se efectuará a prorrata de las compras en bolsa que cada agente habría debido realizar de no haberse activado el Mecanismo RD.

Así mismo, se aclaró que, cuando se presente una condición crítica, el costo solo será asignado a los comercializadores que atienden demanda sin cubrimiento de obligaciones de energía firme, en los términos del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006. Con ello, la asignación del costo queda asociada a la exposición real a bolsa y a los beneficios esperados del mecanismo.Sesión No. 1471

DOC 901 378 de 2026 PROGRAMA PARA LA PARTICIPACIÓN ACTIVA DE LA DEMANDA EN LA BOLSA DE ENERGÍA

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7.3. Desviaciones, penalidades y cumplimiento de ofertas Varios comentarios se refirieron al régimen de desviaciones previsto en el artículo 17. Algunos agentes solicitaron mantener o reforzar la penalidad del 30%, mientras que otros propusieron esquemas escalonados, garantías financieras, ampliación del periodo sin cobro de penalidades o sanciones adicionales como suspensiones y cancelaciones de participación.

Respuesta: Se indicó que el proyecto ya prevé consecuencias ante el incumplimiento de las cantidades comprometidas. En particular, la reducción no verificada no se remunera y, cuando la desviación supera el rango permitido, se aplica el cobro por desviaciones previsto en la resolución.

También se aclaró que la participación en el mecanismo es voluntaria, por lo que corresponde a los representantes RD presentar ofertas acordes con la capacidad real de reducción de los usuarios que representan. Frente a las propuestas de ampliar el periodo inicial sin cobro de penalidades o aplicar esquemas graduales, se señaló que estas podrán ser consideradas en el análisis del texto definitivo y en el seguimiento del mecanismo. 7.4. Aceptación d