CREG - Resolución 101 115 de 2026-C-Infralegal
CREG - Comisión de Regulación de Energía y Gas
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Detalles
- Título
- CREG - Resolución 101 115 de 2026-C-Infralegal
- Autor
- CREG - Comisión de Regulación de Energía y Gas
- Categoría
- No disponible
- Área del derecho
- Servicios_Publicos
- Año
- 2026
PROGRAMA TRANSITORIO PARA LA
PARTICIPACIÓN DE LA DEMANDA EN LA BOLSA
DE ENERGÍA CON OCASIÓN DEL
MANTENIMIENTO PROGRAMADO DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN DOCUMENTO CREG 901 388 25 de junio de 2026
CIRCULACIÓN:
MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE
REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión No. 1474
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TABLA DE CONTENIDO
1. ANTECEDENTES...................................................................................................................... 3 1.1. CONSECUENCIAS................................................................................................................... 6 1.2. CAUSAS................................................................................................................................ 7 1.3. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA..............................................................................................7
2. NECESIDAD REGULATORIA IDENTIFICADA..........................................................................7
3. MEDIDAS REGULATORIAS...................................................................................................... 9 3.1. TIEMPOS DE IMPLEMENTACIÓN............................................................................................... 9 3.2. ASIGNACIÓN DEL COSTO DEL MECANISMO RD TRANSITORIO................................................. 11 3.3. INFORMACIÓN PARA INSPECCIÓN, VIGILANCIA Y CONTROL Y PUBLICACIÓN DE RESULTADOS.................................................................................................................. 12
4. CONSULTA PÚBLICA..............................................................................................................13
5. CONCEPTO PREVIO DE ABOGACÍA DE LA COMPETENCIA..............................................14Sesión No. 1474
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referencia del 4 al 6 de agosto que la propia Resolución MME 40267 contempla como escenario de contingencia y previendo días adicionales de recuperación. 3.1. Tiempos de implementación Para dar cumplimiento a las medidas dispuestas, se establecen los siguientes tiempos de implementación:Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 10 a) El Representante RD de un usuario o grupo de usuarios ofertará una reducción de demanda en megavatios hora (MWh) para los catorce (14) días comprendidos entre el 27 de julio y el 9 de agosto de 2026, desagregada para cada día, de acuerdo con el procedimiento que establezca el CND para tal fin. b) Las ofertas deberán ser presentadas por el Representante RD al CND a más tardar el 30 de junio de 2026 a las 10:00 a.m., empleando el procedimiento definido por el CND para tal fin. c) El precio de reserva será determinado por el Comité de Expertos de la CREG e informado mediante comunicación reservada y a través de un medio seguro al CND, a más tardar a las 12:00 m. del martes 30 de junio de 2026 y con posterioridad al cierre de la recepción de ofertas. Dicha información deberá ser tratada conforme a su naturaleza reservada. La determinación del precio de reserva por el Comité de Expertos se realiza en ejercicio de la facultad prevista en el artículo 7 de la Resolución MME
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REGASIFICACIÓN
1. ANTECEDENTES La planta de regasificación de Cartagena FSRU tiene prevista una indisponibilidad por mantenimiento entre el 30 de julio y el 3 de agosto de
2026. Durante este periodo no se contaría con suministro de gas natural importado para algunas plantas térmicas, entre ellas TEBSA, Termocandelaria, Flores y Barranquilla, las cuales son relevantes para la atención de la demanda y para el soporte operativo del área Caribe 2, compuesta por los circuitos que abastecen el Servicio Público de Energía Eléctrica de los departamentos de La
Guajira, Cesar, Magdalena, Atlántico y Bolívar. Esta situación representa un riesgo operativo para el Sistema Interconectado Nacional —SIN—, en la medida en que reduce la disponibilidad de generación térmica local en una zona que requiere recursos de generación para atender la demanda, controlar tensiones y mantener condiciones seguras de operación. De acuerdo con el análisis realizado por el Centro Nacional de Despacho —CND —, la indisponibilidad asociada al mantenimiento de la planta de regasificación podría representar una afectación significativa de la capacidad instalada del área Caribe 2. Adicionalmente, durante el periodo de mantenimiento se prevén otras
—, la indisponibilidad asociada al mantenimiento de la planta de regasificación podría representar una afectación significativa de la capacidad instalada del área Caribe 2. Adicionalmente, durante el periodo de mantenimiento se prevén otras indisponibilidades de unidades de generación en el área, bien sea por mantenimientos reportados o por condiciones operativas informadas por los agentes. Esta situación limita aún más la disponibilidad efectiva de recursos de generación local y aumenta la dependencia de las unidades térmicas que puedan contar con combustible durante el periodo crítico.Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 4 El análisis del CND identifica que el área Caribe 2 requiere contar con un número mínimo de unidades equivalentes para brindar soporte de tensión, considerando la demanda esperada y los intercambios de potencia con el interior del país. En este contexto, la disponibilidad de unidades térmicas en la zona no solo resulta relevante para la atención energética de la demanda, sino también para mantener condiciones adecuadas de seguridad, calidad y confiabilidad en la operación eléctrica. Los escenarios evaluados por el CND muestran que los requerimientos de gas
natural para generación térmica durante el mantenimiento son sensibles al nivel de demanda, en particular en las horas de máxima exigencia del sistema, así como a las indisponibilidades de generación, los parámetros técnicos de las plantas y las configuraciones operativas disponibles. En los casos analizados, los consumos estimados de gas presentan diferencias dependiendo de la prioridad asignada a las plantas térmicas, lo que evidencia que la operación durante el mantenimiento tendrá restricciones relevantes y deberá ser objeto de seguimiento permanente. La problemática descrita no se limita a un asunto de disponibilidad de combustible. También involucra la necesidad de preservar la seguridad eléctrica del área Caribe 2, evitar condiciones de operación que comprometan el soporte de tensión, reducir el riesgo de restricciones operativas y contar con recursos suficientes para atender la demanda durante los periodos de mayor exigencia. En consecuencia, si bien el CND ha identificado medidas operativas orientadas a mitigar el riesgo —tales como gestionar gas para unidades equivalentes adicionales, maximizar la disponibilidad de la red, de los equipos de compensación y de las unidades de generación, coordinar mantenimientos, gestionar combustibles alternativos, operar plantas renovables en control de tensión y maximizar la autogeneración de usuarios no regulados—, estas medidas pueden resultar insuficientes si se presentan mayores niveles de demanda, nuevas indisponibilidades o restricciones adicionales de operación.Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5 Por lo anterior, se requiere contar con una herramienta transitoria de participación de la demanda que permita reducir consumos de energía eléctrica en los periodos críticos definidos para la operación. La reducción voluntaria y verificable de demanda puede contribuir a disminuir la exigencia sobre la generación térmica local, reducir los requerimientos de gas natural, aliviar restricciones eléctricas y mejorar las condiciones de seguridad y confiabilidad del sistema durante el mantenimiento de la planta de regasificación. Esta Comisión ha aplicado el mecanismo de participación de la demanda en oportunidades anteriores, con resultados verificables. Mediante la Resolución CREG 101 043 de 2024 se estableció, en el marco del Fenómeno de El Niño, un primer programa transitorio que estuvo activo entre el 13 de mayo y el 30 de junio de 2024 y que, de acuerdo con los informes de mercado publicados por XM en su condición de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), alcanzó una desconexión verificada de 28,7 GWh, equivalente al 0,86% de la demanda comercial del mercado no regulado del periodo, con la participación de siete representantes RD 1. Dicho programa fue terminado mediante la Circular CREG 041 de 2024. Posteriormente, las Resoluciones CREG 101 054 y 101 065 de 2024
participación de siete representantes RD 1. Dicho programa fue terminado mediante la Circular CREG 041 de 2024. Posteriormente, las Resoluciones CREG 101 054 y 101 065 de 2024 reactivaron y ampliaron el mecanismo durante el último trimestre de 2024; solo en octubre de ese año se registró una desconexión verificada de 18,0 GWh —del orden de 0,6 GWh diarios en promedio—, equivalente al 0,84% de la demanda comercial del mercado no regulado del mes, remunerada a un precio promedio ponderado de 451,47 COP/kWh2. 1 XM S.A. E.S.P., Variables del mercado de energía en junio de 2024. Disponible en: https://www.xm.com.co/noticias/7003-comunicado-de-xm-sobre-las-variables-del-mercado-de-energia-enjunio-de-2024. 2 XM S.A. E.S.P., Variables del mercado de energía en octubre de 2024. Disponible en: https://www.xm.com.co/noticias/7327-informe-de-xm-sobre-las-variables-del-mercado-de-energia-enoctubre-de-2024.Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 6 Los resultados documentados evidencian que el mecanismo se encuentra probado operativamente y que la participación de la demanda puede aportar reducciones materiales de consumo, lo que sustenta su reutilización,
Los resultados documentados evidencian que el mecanismo se encuentra probado operativamente y que la participación de la demanda puede aportar reducciones materiales de consumo, lo que sustenta su reutilización, debidamente focalizada en el área Caribe 2, para el mantenimiento programado de la Planta de Regasificación de Cartagena. Además, este mecanismo fue reutilizado mediante la Resolución CREG 101 084 de 2025 con ocasión del mantenimiento de la misma Planta de Regasificación de Cartagena. Estos resultados verificados de las ediciones anteriores constituyen la mejor referencia disponible sobre el potencial del mecanismo. Dada la naturaleza voluntaria del programa, no es posible anticipar con exactitud la magnitud de la participación, por lo que la suficiencia se evalúa a partir de la experiencia observada. En este sentido, la participación de la demanda constituye una alternativa temporal y focalizada para contribuir a la operación segura, confiable y económica del SIN durante el periodo de mantenimiento, especialmente en las horas en que el sistema presente mayores requerimientos de soporte local, mayores consumos de gas o condiciones operativas más exigentes. El presente programa retoma ese mecanismo, ya probado operativamente, y lo ajusta a las condiciones particulares del mantenimiento programado para el año 2026 y a la focalización en el área Caribe 2. 1.1. Consecuencias El aumento del riesgo operativo en el área Caribe 2, debido a la posible reducción de generación térmica disponible para atender la demanda y prestar soporte eléctrico al sistema. Esta situación puede incrementar los requerimientos de gas natural, la necesidad de generación de seguridad, el uso de combustibles sustitutos, laSesión No. 1474
soporte eléctrico al sistema. Esta situación puede incrementar los requerimientos de gas natural, la necesidad de generación de seguridad, el uso de combustibles sustitutos, laSesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 7 coordinación operativa del sistema y los costos asociados a la operación. También puede reducir los márgenes de seguridad frente a contingencias, especialmente en condiciones de alta demanda o ante nuevas indisponibilidades de generación o red. 1.2. Causas La indisponibilidad temporal de la infraestructura de regasificación de Cartagena limita el suministro de gas natural importado para generación térmica en el área Caribe 2. A esta situación se suman otros factores que aumentan el riesgo operativo: la dependencia de algunas plantas térmicas del gas importado, la necesidad de generación local para soporte de tensión en Caribe 2, posibles indisponibilidades adicionales de unidades, restricciones de red, variaciones en el pronóstico de demanda y limitaciones técnicas de las configuraciones de generación disponibles. 1.3. Identificación del problema El mantenimiento programado de la planta de regasificación de Cartagena
FSRU, previsto entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026, genera una condición temporal de riesgo para la operación del Sistema Interconectado Nacional —SIN—, especialmente en el área Caribe 2, debido a la reducción en la disponibilidad de gas natural importado para plantas térmicas relevantes de la zona. Estas plantas son necesarias no solo para atender la demanda de energía, sino también para brindar soporte de tensión y mantener condiciones seguras de operación. Por ello, ante la menor disponibilidad de generación térmica local, se requiere contar con una herramienta transitoria que permita reducir la demanda en los periodos críticos y mitigar los impactos eléctricos del mantenimiento.
2. NECESIDAD REGULATORIA IDENTIFICADASesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 8 Con ocasión del mantenimiento programado de la Planta de Regasificación de Cartagena, operada por SPEC, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40267 del 12 de junio de 2026, mediante la cual adoptó medidas para el abastecimiento de gas natural durante dicho periodo, con el fin de garantizar la atención de la demanda esencial de gas y del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el área Caribe 2.
En dicha resolución se prevé que el Centro Nacional de Despacho —CND— determine las necesidades de generación de energía eléctrica con gas natural como combustible para asegurar la atención de la demanda del área Caribe 2, y que se adopten medidas de coordinación entre los sectores de gas natural y energía eléctrica durante el periodo de mantenimiento. Así mismo, el artículo 7 de la Resolución MME 40267 de 2026 dispuso que la CREG establezca las condiciones para que los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica del área Caribe 2 puedan reducir voluntariamente su consumo de energía tomada del SIN, a través de un Representante de Respuesta de la Demanda —RD—. En este contexto, esta Comisión encuentra necesario adoptar una medida regulatoria transitoria que habilite la participación de la demanda como recurso complementario para la operación del sistema durante el mantenimiento. Esta medida permitiría contar con reducciones voluntarias, verificables y remuneradas de consumo en los periodos críticos definidos para la operación. La implementación del programa transitorio de participación de la demanda contribuiría a disminuir la exigencia sobre la generación térmica local, reducir los requerimientos de gas natural y mitigar los riesgos eléctricos asociados a la atención de la demanda en el área Caribe 2. En consecuencia, considerando el carácter temporal del evento, la necesidad de contar con herramientas adicionales de flexibilidad operativa y el potencial aporte de la demanda en la mitigación de los impactos identificados, seSesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 9 considera pertinente establecer un programa transitorio de respuesta de la demanda, en los términos que se presentan a continuación.
3. MEDIDAS REGULATORIAS Se habilita un programa transitorio de respuesta de la demanda cuyas reducciones se materialicen durante el periodo previsto entre el 27 de julio y el 9 de agosto de 2026.
La ventana establecida (27 de julio a 9 de agosto de 2026) excede deliberadamente el periodo del mantenimiento programado (30 de julio a 3 de agosto). La anticipación de tres días responde a la necesidad de aliviar la exigencia sobre la generación térmica local y liberar gas natural en los días previos, de modo que los tramos del Sistema Nacional de Transporte puedan alcanzar el máximo inventario permisible antes del inicio del mantenimiento, en concordancia con las acciones preventivas previstas en el artículo 4 de la Resolución MME 40267 de 2026. La extensión hasta el 9 de agosto cubre la fase de restablecimiento posterior al evento y ofrece un margen frente a eventuales contingencias que pospongan la fecha de finalización del mantenimiento, comprendiendo el periodo de referencia del 4 al 6 de agosto que la propia Resolución MME 40267 contempla como escenario de contingencia y previendo días adicionales de recuperación. 3.1. Tiempos de implementación Para dar cumplimiento a las medidas dispuestas, se establecen los siguientes
de 2026 y con posterioridad al cierre de la recepción de ofertas. Dicha información deberá ser tratada conforme a su naturaleza reservada. La determinación del precio de reserva por el Comité de Expertos se realiza en ejercicio de la facultad prevista en el artículo 7 de la Resolución MME 40267 de 2026 —que dispone reconocer los costos de los participantes teniendo como referencia la Resolución CREG 140 de 2017 o los que considere la Comisión— y conserva carácter reservado antes, durante y después del programa. d) El CND aceptará las ofertas cuyo precio sea inferior o igual al precio de reserva, e informará las ofertas aceptadas a los Representantes RD a más tardar a las 12:00 m. del miércoles 1 de julio de 2026, empleando el procedimiento, medios y formatos que para ello establezca. La fecha límite para la presentación de ofertas se fija el 30 de junio de 2026. El numeral 5 del artículo 3 de la Resolución MME 40267 de 2026 dispone que los Representantes RD informen al Centro Nacional de Despacho —CND—, a más tardar el 29 de junio de 2026, la cantidad de energía que será voluntariamente desconectada. Dado que el 29 de junio de 2026 es día festivo en Colombia,Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 11 dicho término se cumple el día hábil siguiente, esto es, el 30 de junio de 2026, fecha en la que los Representantes RD presentan formalmente sus ofertas al
Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 11 dicho término se cumple el día hábil siguiente, esto es, el 30 de junio de 2026, fecha en la que los Representantes RD presentan formalmente sus ofertas al CND conforme a esta resolución. La presentación de ofertas constituye, así, el reporte de la cantidad a desconectar previsto en el numeral 5 del artículo 3 de la Resolución MME 40267 de 2026. No se trata de dos obligaciones distintas, sino de un único reporte cuyo cumplimiento se ajusta al día hábil siguiente. Esta fecha es, además, compatible con la oportunidad que requiere el CND, en tanto le permite contar con la información con anterioridad al 3 de julio de 2026, previsto para la definición de sus escenarios operativos. 3.2. Asignación del costo del Mecanismo RD transitorio El costo del Mecanismo RD transitorio se adiciona al costo total de restricciones del SIN y es asignado por el ASIC a prorrata de la demanda comercial. Esta asignación es consistente con el principio de causalidad y con el diseño del componente de restricciones, por las razones que se exponen a continuación. Si bien las reducciones de demanda se localizan en el área Caribe 2 —donde se origina la restricción operativa asociada al mantenimiento—, el beneficio del mecanismo es de alcance sistémico. La infraestructura de regasificación de Cartagena abastece de gas natural a la generación térmica del Caribe 2 (entre otras, TEBSA, Termocandelaria, Flores y Barranquilla), la cual respalda Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad del conjunto del Sistema Interconectado Nacional. En consecuencia, de no mediar la reducción de demanda, la indisponibilidad de
Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad del conjunto del Sistema Interconectado Nacional. En consecuencia, de no mediar la reducción de demanda, la indisponibilidad de esa generación durante el mantenimiento se traduciría en una mayor exigencia de generación de seguridad, mayores precios de bolsa y mayores costos de restricciones —todos ellos asumidos por la totalidad de la demanda nacional— y en un incremento del riesgo para la confiabilidad del sistema. Los costos y riesgos así evitados recaen sobre toda la demanda del SIN, de modo que quienes se benefician coinciden con quienes asumen el costo.Sesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 12 Adicionalmente, el componente de restricciones es, por diseño regulatorio, el vehículo a través del cual se asignan a la demanda los costos derivados de las restricciones operativas del sistema, a prorrata de la demanda comercial a nivel nacional. El costo del Mecanismo RD transitorio, originado precisamente en una restricción operativa del SIN, sigue esa misma lógica de asignación, ya empleada en los programas transitorios precedentes (Resoluciones CREG 101 043 de 2024 y 101 084 de 2025). Se evaluaron alternativas de asignación presentadas en los comentarios de
interesados que no se consideran procedentes para esta medida transitoria: (i) limitar el costo a la demanda del área Caribe 2 desconocería el alcance sistémico del beneficio y atribuiría a un subconjunto de usuarios un costo cuyo beneficio es nacional; y (ii) trasladar el costo a los generadores respaldados o al componente de generación no corresponde a la naturaleza del costo e implicaría ajustes tarifarios o de liquidación incompatibles con el carácter transitorio y la oportunidad del programa. Por lo anterior, se mantiene la asignación a prorrata de la demanda comercial en el componente de restricciones. Los demás lineamientos regulatorios corresponderán, en lo aplicable, a aquellos dispuestos e implementados previamente mediante las Resoluciones CREG 101 043, 101 054 y 101 065 de 2024, ajustados a las condiciones particulares del mantenimiento de la Planta de Regasificación de Cartagena y a las necesidades operativas del área Caribe 2. 3.3. Información para inspección, vigilancia y control y publicación de resultados En atención al parágrafo del artículo 3 de la Resolución MME 40267 de 2026, que ordena copiar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) la información asociada a las medidas adoptadas, con el fin de que dicha entidad ejerza las funciones de inspección, vigilancia y control que le asisten, y acogiendo los comentarios presentados por la SSPD durante laSesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 13 consulta pública, se incorpora en el articulado la obligación a cargo de XM de remitir a esa Superintendencia, a más tardar quince (15) días hábiles después de la finalización del periodo de aplicación del Mecanismo RD transitorio, un informe detallado con las ofertas presentadas por los Representantes RD y aceptadas por el CND, las cantidades verificadas, las liquidaciones y las desviaciones. Dado el contenido sensible de esa información, que comprende precios y cantidades individuales cuya divulgación podría afectar las condiciones de competencia del mercado, el informe tiene carácter confidencial y deberá ser tratado como tal, sin perjuicio del ejercicio de las funciones que le corresponden a la SSPD. De manera complementaria, y atendiendo la solicitud de la SSPD de contar con información consolidada sobre la implementación del mecanismo, se dispone que XM publique en su página web, dentro del mismo plazo de quince (15) días hábiles contados a partir de la finalización del periodo de aplicación, los resultados agregados del programa, comprendiendo, como mínimo, la reducción de demanda total efectivamente verificada, el precio promedio ponderado resultante de las reducciones verificadas y el número de participantes. No serán objeto de publicación el precio de reserva, los precios ni las cantidades individuales de las ofertas, por tratarse de información reservada y
participantes. No serán objeto de publicación el precio de reserva, los precios ni las cantidades individuales de las ofertas, por tratarse de información reservada y sensible cuya divulgación podría afectar las condiciones de competencia del mercado. Con ello se equilibra la transparencia sobre los resultados operativos del programa con la protección de la información comercial reservada de los participantes.
4. CONSULTA PÚBLICA En atención a la excepción establecida en el artículo 2.1.2.1.1.3.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado mediante el Decreto 5 de 2025 y el numeral 1 del artículo 34 de la Resolución CREG 105 de 2023, ante una situación queSesión No. 1474
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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 14 requiere pronta actuación o decisión —como es el caso del mantenimiento programado de la Planta de Regasificación de Cartagena entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026—, y considerando la necesidad de adoptar medidas transitorias para mitigar sus efectos sobre la atención de la demanda de energía eléctrica en el área Caribe 2, la CREG en su sesión 1473 del 19 de junio de 2026 aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución 701 132
de 2026. El término de consulta transcurrió entre el 19 de junio de 2026, a partir de su publicación en el portal web de la CREG hasta las 12:00 del mediodía del 22 de junio del 2026. Durante el periodo de consulta se recibieron comentarios de nueve (9) remitentes, los cuales se presentan en detalle como anexo del presente documento de soporte, en archivo titulado “ANEXO_Matriz_comentarios_PR_701_132_2026.xlsx”.
