CREG - Resolución 101120 de 2026 - Documento CREG 901 416 2026

PROGRAMA TRANSITORIO DE INCENTIVOS AL USO

EFICIENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA

CONTRIBUIR A LA REDUCCIÓN DE LA DEMANDA

REGULADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DOCUMENTO CREG 901 416

30 DE JULIO DE 2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASContenido

1. ANTECEDENTES Y NECESIDAD REGULATORIA.............................................4 1.1. Contexto climático: confirmación de El Niño 2026–2027.................................4 1.2. Contexto energético y operativo del SIN...........................................................5 1.3. Antecedentes regulatorios: 2016 y 2024...........................................................6 1.4. Carácter anticipatorio de la medida y necesidad regulatoria............................7 1.5. Fundamento legal y competencia.....................................................................8 1.6. Trámite de la abogacía de la competencia del proyecto regulatorio................8

2. RESULTADO DE LA CONSULTA PÚBLICA........................................................9 2.1. Participación......................................................................................................9 2.2. Estructura temática de las observaciones......................................................10 2.3. Ajustes resultantes de los comentarios acogidos...........................................11 2.3.1. Sustitución de los cuatro tramos por un factor único de cobro...........11 2.3.2. Sustitución del torneo por distribución a prorrata................................12 2.3.3. Anclaje de la línea base al titular.........................................................13 2.3.4. Inclusión ampliada mediante meta de referencia................................13

2.3.5. Piso de consumo de subsistencia.......................................................14 2.3.6. Portabilidad ante el cambio de comercializador..................................14 2.3.7. Liquidación por periodos y cierre financiero de la bolsa.....................14 2.4. Ajustes de precisión........................................................................................15 2.5. Observaciones no acogidas y razones de la decisión....................................17 2.5.1. Extensión del programa al mercado no regulado................................17 2.5.2. Sustitución de la tarifa de referencia por el costo unitario...................17 2.5.3. Reducción de la banda neutral del diez por ciento..............................18 2.5.4. Inclusión de los usuarios con medidor prepago..................................18 2.5.5. Exclusión o tratamiento diferencial por inelasticidad del consumo.....19 2.5.6. Inclusión de los usuarios oficiales.......................................................19 2.6. Naturaleza jurídica del cobro adicional...........................................................20

3. MEDIDA REGULATORIA ADOPTADA...............................................................20 3.1. Principios orientadores de diseño...................................................................20 3.2. Fundamentos teóricos y empíricos del diseño................................................22 3.2.1. La señal monetaria: del torneo de rango al concurso de participación proporcional......................................................................................................22 3.2.2. La información comparativa y las normas sociales.............................24 3.2.3. Medición y verificación.........................................................................25 3.2.4. Frecuencia y enfoque del componente de seguimiento......................26 3.2.5. Respaldo institucional internacional....................................................273.3. Objeto, alcance y filtro por periodicidad de facturación..................................28

3.4. Usuarios no incluidos y tratamientos excepcionales......................................29 3.5. Meta individual diaria de consumo..................................................................33 3.6. Cambio de comercializador durante el programa...........................................36 3.7. Meta individual del ciclo de lectura y ciclos neutralizados..............................37 3.8. Consumo excedente objeto de cobro y factor único.......................................38 3.9. Cálculo del cobro adicional y tope al CRO.....................................................41 3.10. Bolsa del mercado de comercialización y periodos de liquidación................43 3.11.Consumo ahorrado reconocido.......................................................................44 3.12.Determinación de beneficiarios y distribución a prorrata................................46 3.13.Recaudos extemporáneos posteriores a la liquidación..................................48 3.14.Regla residual de distribución.........................................................................48 3.15.Divulgación e información al usuario..............................................................49 3.16.Protección al usuario y reclamaciones............................................................50 3.17.Reportes, tableros y seguimiento sectorial.....................................................51 3.18.Duración, periodos de liquidación y vigencia..................................................53

4. EFECTOS ESPERADOS....................................................................................54PROGRAMA TRANSITORIO DE INCENTIVOS AL USO EFICIENTE

DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA CONTRIBUIR A LA REDUCCIÓN DE

LA DEMANDA REGULADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

1. ANTECEDENTES Y NECESIDAD REGULATORIA El ahorro y el uso eficiente de la energía constituyen, por mandato de los artículos 66 y 68 de la Ley 143 de 1994, objetivos prioritarios del desarrollo de las actividades del sector eléctrico. La respuesta de la

demanda, entendida como la modificación del consumo de los usuarios en función de señales económicas o de confiabilidad, es uno de los instrumentos con que cuenta el sistema para aliviar la estrechez entre oferta y demanda en condiciones de escasez, sin comprometer la calidad ni la continuidad del servicio. La Ley 1715 de 2014, en sus artículos 6 y 31, ordena a esta Comisión establecer mecanismos para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora de la eficiencia energética del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El presente documento soporta la resolución definitiva que adopta el programa transitorio de incentivos al uso eficiente de energía eléctrica por parte de la demanda regulada. Se estructura en cuatro capítulos: el primero actualiza el diagnóstico y el fundamento de competencia; el segundo da cuenta del resultado de la consulta pública del Proyecto de Resolución CREG 701 131 de 2026 y de los ajustes que de ella se derivaron; el tercero expone y justifica la medida efectivamente adoptada; y el cuarto presenta los impactos esperados. 1.1. Contexto climático: confirmación de El Niño 2026–2027 La condición climática que motivó el proyecto sometido a consulta pública dejó de ser un pronóstico y pasó a ser un hecho confirmado. El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) declaró el 11 de junio de 2026 el inicio del fenómeno El Niño, al registrarse anomalías positivas de la temperatura superficial del mar en el Pacífico ecuatorial por

encima del umbral característico del evento.Esta confirmación constituye un cambio relevante frente al escenario descrito en el Documento CREG 901 377 de 2026, que se apoyaba en una probabilidad de ocurrencia y no en la constatación del evento. El IDEAM y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mantienen la alerta y advierten sobre la probable persistencia de condiciones tipo El Niño durante el segundo semestre de 2026 y la primera parte de 2027. Los modelos consolidados del Climate Prediction Center de la NOAA, del International Research Institute y de la Organización Meteorológica Mundial coinciden en el pronóstico de persistencia del fenómeno hacia el verano 2026–2027. En su reporte de seguimiento del ENOS del 24 de julio de 2026, el IDEAM señaló que el calentamiento en la región El Niño 3.4 alcanzó la categoría moderada según el ONI, con un valor mensual en categoría fuerte, y que, conforme al informe más reciente del Climate Prediction Center de la NOAA, existe un 97% de probabilidad de que las condiciones de El Niño persistan hasta comienzos de la primavera de 2027, con expectativa de fortalecimiento hasta el final del año. Por su parte, XM (Boletín 352), con base en IRI–NOAA, asigna una probabilidad del 81% a que el episodio alcance intensidad muy fuerte en el trimestre octubre–diciembre de 2026. Lo anterior, de una parte, refuerza la necesidad y la proporcionalidad de la medida, dado que el supuesto de hecho que la justifica se encuentra

verificado. De otra, desplaza el énfasis desde la anticipación probabilística hacia la oportunidad de la implementación. Así, el instrumento debe estar operando antes de que el evento alcance su intensidad máxima, prevista hacia el último trimestre del año. 1.2. Contexto energético y operativo del SIN De acuerdo con el Boletín 352 de XM, con corte al 22–23 de julio de 2026, el volumen útil del embalse agregado se ubicaba en 80,19% y los aportes hídricos del mes en 81,30% de la media histórica —esto es, por debajo de la media, aun cuando el nivel del embalse se recuperó frente a los mínimos de comienzos de año—. Sin embargo, la demanda del SIN superóla Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), con una diferencia proyectada de 5.468 GWh/año para 2026–2027, y persiste el rezago en la entrada de nueva capacidad: de los aproximadamente 4.475 MW cuya entrada se preveía para 2026, a 23 de julio de 2026 solo habían ingresado 671 MW (15%), con cerca del sesenta por ciento (60%) de los 42 proyectos del Sistema de Transmisión Nacional retrasados frente a su fecha de puesta en operación inicial. El instrumento se justifica, por tanto, por su carácter anticipatorio frente a un riesgo verificado y no por una brecha hídrica presente. 1.3. Antecedentes regulatorios: 2016 y 2024 La Comisión ha recurrido en dos oportunidades previas a instrumentos de incentivo al ahorro de la demanda regulada ante condiciones de baja

hidrología. La Resolución CREG 029 de 2016, expedida durante el evento de El Niño 2015–2016, estableció un programa de ahorro voluntario cuyo principal legado para el presente diseño es de naturaleza operativa: en desarrollo de esa resolución el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) tiene la capacidad de reporte diario apoyada en plataformas como Sinergox. El programa se apoya en esa infraestructura para que el ASIC constituya y actualice los tableros de seguimiento. El presente programa se apalanca en esa capacidad probada. La Resolución CREG 101 042 de 2024, soportada en el Documento CREG 901 070 de 2024, estableció un programa transitorio de incentivos al uso eficiente de energía en respuesta al evento 2023–2024. Dicho programa no llegó a producir efectos, por cuanto los niveles de los embalses se recuperaron antes de que fuera necesaria su materialización. De ello se deriva una consecuencia metodológica que este documento reitera: el instrumento de 2024 no cuenta con evidencia empírica de efectividad y, por tanto, no puede invocarse como prueba de resultado, sino únicamente como referente de diseño. Conviene precisar el sentido de la comparación con el esquema de 2024, porque la resolución definitiva converge parcialmente hacia él. En efecto, la Resolución CREG 101 042 de 2024 empleaba un factor único de cobropor tipo de usuario (1,3 / 1,5 / 2,0) y distribuía lo recaudado entre la totalidad de los usuarios que consumieran por debajo de su meta. La resolución que aquí se propone recupera ambas decisiones estructurales, pero incorpora sobre ellas cuatro diferencias sustantivas que se desarrollan en el capítulo 3: una línea base robusta construida como

resolución que aquí se propone recupera ambas decisiones estructurales, pero incorpora sobre ellas cuatro diferencias sustantivas que se desarrollan en el capítulo 3: una línea base robusta construida como mediana de doce meses en lugar de un único ciclo de referencia; bandas de neutralidad simétricas del diez por ciento (10%) a uno y otro lado de la meta; la normalización del ahorro por la meta individual acumulada, que hace competir en igualdad de condiciones a usuarios de distinto tamaño; y un componente de información y seguimiento del que el esquema de 2024 carecía. 1.4. Carácter anticipatorio de la medida y necesidad regulatoria La Comisión cuenta con elementos suficientes para constatar un riesgo verificado de estrechez energética, razón por la cual adopta un instrumento de respuesta de la demanda regulada cuya entrada en vigencia se rige por su publicación y cuya aplicación comienza tras un periodo de alistamiento operativo. La proporcionalidad de la medida se sustenta en cuatro elementos: (i) su carácter transitorio y de duración acotada, con prórroga sujeta a la persistencia de las condiciones que la justifican; (ii) su naturaleza autofinanciada, que no compromete recursos públicos ni traslada costos adicionales a la tarifa regulada; (iii) su gradualidad, en la medida en que el cobro adicional solo recae sobre el consumo que excede en más de un diez por ciento (10%) la meta individual; y (iv) la existencia de un piso de

consumo de subsistencia por debajo del cual la meta individual no puede situarse, incorporado como resultado de la consulta pública. La necesidad regulatoria no se agota en la divulgación o en campañas informativas. La evidencia conductual, que se reseña en el numeral 3.2, indica que la información por sí sola produce reducciones modestas. Un incentivo económico explícito, combinado con retroalimentación de posición relativa, ofrece una señal más potente y verificable. De ahí que la Comisión opte por un mecanismo de incentivos monetarios y no exclusivamente informativo.1.5. Fundamento legal y competencia La competencia de la Comisión se fundamenta en las Leyes 142 y 143 de 1994 —en particular el artículo 74 de la primera y los artículos 2, 4, 20, 23, 66 y 68 de la segunda—; en los artículos 6 y 31 de la Ley 1715 de 2014; en el artículo 2.2.3.1.4 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 2108 de 2015, que faculta a la CREG para adoptar medidas extraordinarias ante circunstancias que afecten o amenacen afectar la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, con vigencia hasta por seis (6) meses prorrogables y con la obligación de levantarlas una vez se restablezca la normalidad; y en las funciones de coordinación y seguimiento de la situación energética previstas en la Resolución MME 80658 de 2001, que conformó la Comisión Asesora de

Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE). El detalle de estos fundamentos se recoge en los considerandos de la resolución. 1.6. Trámite de la abogacía de la competencia del proyecto regulatorio La Comisión, en sesión 1471 del 12 de junio de 2026, aprobó someter a consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 131 de 2026 por el término de diez (10) días hábiles, en aplicación de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 2.1.2.1.1.3.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 05 de 2025, y en el artículo 34 de la Resolución CREG 105 de 2023. En cuanto al concepto previo de abogacía de la competencia, la Comisión encuentra configurada la excepción prevista en el numeral 1.2 del artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015, relativa a garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario. La configuración de esta excepción se apoya en la confirmación del fenómeno de El Niño por parte del IDEAM y en el diagnóstico de estrechez del SIN descrito en los numerales 1.1 y 1.2, circunstancias de conocimiento público a la fecha de expedición de la resolución.2. RESULTADO DE LA CONSULTA PÚBLICA Este capítulo da cuenta del proceso de consulta pública del Proyecto de Resolución CREG 701 131 de 2026 y de la incidencia efectiva de las

observaciones recibidas sobre el articulado definitivo. La respuesta individual a cada observación consta en la matriz de comentarios anexa a este documento, que hace parte integral del mismo. Lo que aquí se presenta es la estructura temática de lo recibido, los ajustes de fondo que se incorporaron y las razones por las cuales determinadas propuestas no fueron acogidas. 2.1. Participación Durante el término de consulta se recibieron trescientas treinta (330) observaciones presentadas por treinta y ocho (38) remitentes. La composición de la participación abarcó comercializadores integrados y no integrados, operadores de red, agrupaciones gremiales del sector, el administrador del sistema de intercambios comerciales, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, consultores independientes y usuarios finales a título individual. La distribución de los remitentes por tipo resulta pertinente para valorar el peso relativo de las observaciones. Veintiséis (26) remitentes corresponden a prestadores del servicio o a sus agrupaciones gremiales, que concentran la mayor parte de las observaciones de naturaleza operativa; los doce (12) remitentes restantes corresponden a usuarios, consultores y ciudadanos, cuyas observaciones se concentran en la equidad del mecanismo y en la construcción de la línea base. Aparte de los ajustes acogidos para asegurar la viabilidad operativa del programa, las observaciones de los usuarios también dieron lugar a cambios estructurales del articulado; entre ellos: el anclaje de la línea

base al titular para poder conservar su histórico y no generar arrastres de consumos de titulares previos del predio, la meta de referencia para usuarios sin histórico y la eliminación del mecanismo de torneo.2.2. Estructura temática de las observaciones Para su análisis, las observaciones se clasificaron en catorce (14) bloques temáticos. La tabla siguiente presenta el número de observaciones por bloque. Una parte significativa de las observaciones planteaba dudas interpretativas que no exigían modificar la regla, sino precisarla; estas se contabilizan como no generadoras de ajuste normativo aun cuando la respuesta fuese sustantiva. Tabla 1. Distribución temática de las observaciones y su incidencia sobre el articulado Bloque Tema Observaciones 01 Naturaleza jurídica, competencia y constitucionalidad 8 02 Alcance y articulación con otros mecanismos 15 03 Cobro por consumo excedente 35 04 Metodología de meta / línea base 26 05 Calidad de datos, ajustes y portabilidad 36 06 Reconocimiento del ahorro y selección de beneficiarios 38 07 Bolsa y cierre financiero 24 08 Viabilidad operativa y costos de implementación 12 09 Exclusiones y tratamientos diferenciales 41 10 Exclusión del sector oficial 4 11 Facturación, mora, reclamaciones y protección del usuario 17 12 Divulgación e información al usuario 31 13 Vigencia, activación y cierre 19 14 Reportes, seguimiento y evaluación 24 Total 330

Fuente: elaboración CREG a partir de la matriz de comentarios de la consulta pública del Proyecto de Resolución CREG 701 131 de 2026.

Los catorce bloques se agrupan en tres frentes de trabajo claramente diferenciados. El primero, de arquitectura económica del incentivo (03, 06 y 07), concentra noventa y siete (97) observaciones; es el frente donde la consulta produjo la mayor parte de los cambios. El segundo, deoperabilidad e información para la aplicación del programa (04, 05, 08, 12 y 14), reúne ciento veintinueve (129) observaciones orientadas en su mayoría a hacer implementable el instrumento en los sistemas comerciales existentes. El tercero, de perímetro y régimen jurídico (01, 02, 09, 10, 11 y 13), agrupa ciento cuatro (104) observaciones, es el frente donde la Comisión mantuvo en lo esencial las decisiones del proyecto. De la lectura conjunta de esta distribución se desprende que la consulta pública no cuestionó en general la necesidad ni la legitimidad del instrumento, sino su complejidad. La objeción dominante, transversal a los bloques 03, 06 y 08, es que el proyecto había alcanzado un grado de sofisticación incompatible con el plazo de implementación de un instrumento transitorio y con la comprensión del usuario final. La resolución definitiva responde a esa objeción mediante una simplificación operativa del mecanismo, que se presenta en los numerales siguientes. 2.3. Ajustes resultantes de los comentarios acogidos Se describen a continuación los siete ajustes sobre programa resultantes de los comentarios acogidos. Cada uno se desarrolla técnicamente en el

capítulo 3; aquí se enuncian con su motivación y su alcance. 2.3.1. Sustitución de los cuatro tramos por un factor único de cobro Dieciocho (18) observaciones del bloque 03, provenientes de once (11) remitentes distintos —entre ellos ASOCODIS, ANDESCO, el Comité Asesor de Comercialización, ACCE y los principales comercializadores del país—, coincidieron en que la estructura de cuatro tramos con factores escalonados imponía una carga de parametrización, liquidación, validación y explicación al usuario desproporcionada frente al carácter transitorio del programa. Varios remitentes advirtieron, adicionalmente, que la definición de los tramos no era mutuamente excluyente en su redacción, lo que generaba riesgo de interpretaciones divergentes en la liquidación.La resolución definitiva sustituye los cuatro tramos por un factor único de cobro por tipo de usuario regulado —1,3 para residenciales de estratos 1 a 3; 1,5 para residenciales de estratos 4 a 6; y 1,7 para comerciales e industriales—, aplicable sobre la totalidad del consumo que supere el ciento diez por ciento (110%) de la meta individual del ciclo. Se conserva la banda neutral hasta ese umbral y el tope al Costo Incremental Operativo de Racionamiento (CRO) del estrato 4. 2.3.2. Sustitución del torneo por distribución a prorrata Veinticinco (25) observaciones del bloque 06 objetaron el mecanismo de torneo, que reservaba el beneficio al treinta por ciento (30%) de mayor

índice de ahorro reconocido dentro de cada categoría de comparación. Las objeciones sustanciales fueron de dos órdenes: i) Incentivo truncado. Un usuario con ahorro real y valioso que quedara inmediatamente por debajo del corte recibía exactamente lo mismo que un usuario que hubiese incrementado su consumo. El mecanismo renunciaba, por construcción, al esfuerzo marginal del setenta por ciento (70%) restante de los ahorradores. ii) Inviabilidad en mercados pequeños. Un comercializador acreditó atender sesenta y cinco (65) usuarios regulados en total, sin alcanzar en ninguno de sus mercados el mínimo de treinta (30) usuarios elegibles por categoría de comparación exigido por el proyecto. Ni siquiera agotadas las reglas sucesivas de agregación resultaba posible conformar categorías válidas, lo que configuraba un vacío regulatorio. En respuesta a lo anterior, la resolución definitiva sustituye la selección por torneo por una distribución a prorrata: son beneficiarios todos los usuarios incluidos que registren consumo ahorrado reconocido acumulado positivo, sin causal de exclusión, y la bolsa de cada mercado se reparte entre ellos en proporción a su índice de ahorro reconocido. Desaparecen el umbral del treinta por ciento (30%), las categorías de comparación para efectos de selección, los mínimos de elegibles, lasreglas sucesivas de agregación, los desempates, el tope individual de beneficio y la redistribución iterativa del excedente. La justificación teórica del cambio, que exige reformular el fundamento conductual del

programa, se desarrolla en el numeral 3.2.1. 2.3.3. Anclaje de la línea base al titular Algunos remitentes advirtieron, de forma independiente, que en un mercado de arrendamiento con alta rotación, el nuevo ocupante heredaría una meta construida sobre los hábitos de consumo, el número de habitantes y los equipos del ocupante anterior, lo que produciría cobros o beneficios que no corresponden a la conducta del usuario y una previsible avalancha de reclamaciones. La observación se acogió estableciendo que el cambio de titular de la cuenta (sobre el mismo predio) da lugar a que el nuevo titular sea tratado como usuario sin histórico suficiente, con la meta de referencia de su categoría de comparación y consumo ahorrado reconocido acumulado desde cero. 2.3.4. Inclusión ampliada mediante meta de referencia El proyecto dejaba fuera del programa a los usuarios para los cuales no fuera posible calcular la meta y condicionaba su ingreso posterior a que acumularan información suficiente, lo que fue señalado como contradictorio con la regla de cálculo único de la meta. La resolución definitiva elimina esa exclusión. El usuario que no cuente con ciclos facturados que cubran al menos ciento ochenta (180) días dentro del periodo de referencia, y que no acredite su meta por la vía del cambio de comercializador, recibe una meta individual diaria de referencia equivalente a la mediana de las metas de los usuarios de su misma categoría de comparación y queda incluido desde el inicio del programa. Con ello el instrumento pasa a ser de aplicación homologada, sin ingresos

escalonados durante la vigencia.2.3.5. Piso de consumo de subsistencia Un comercializador advirtió que, para usuarios residenciales beneficiarios de subsidios, la mediana de doce meses podía situarse por debajo del consumo de subsistencia, con lo cual el programa terminaría exigiendo reducciones por debajo del umbral básico de consumo y generando cobros adicionales a usuarios cuyo consumo se mantiene dentro de niveles de subsistencia.

La observación se acogió: en ningún caso la meta individual diaria puede ser inferior al consumo de subsistencia diario aplicable al usuario, entendido como el consumo de subsistencia vigente según la altitud sobre el nivel del mar dividido entre treinta (30). 2.3.6. Portabilidad ante el cambio de comercializador Ocho (8) remitentes coincidieron en un vacío del proyecto: la ausencia de reglas sobre qué ocurre con la meta, el ahorro acumulado, los cobros causados y los saldos a favor cuando el usuario ejerce su derecho a cambiar de comercializador durante la vigencia. Sin esas reglas, el programa podía convertirse en una barrera de facto a la libre elección.

La resolución definitiva incorpora un artículo específico que preserva la continuidad de la participación, habilita la acreditación en bloque de la meta y del ahorro acumulado mediante la información consignada en el paz y salvo expedido por el comercializador anterior. Asimismo, para cambios de comercializador que se realicen con posterioridad a la terminación de un periodo de liquidación del programa, los valores efectivamente causados a favor o en contra del usuario en el

mercado de origen son considerados para efectos de liquidación y expedición del paz y salvo. 2.3.7. Liquidación por periodos y cierre financiero de la bolsa Un comercializador observó que esperar hasta la finalización del programa para reconocer el beneficio debilita el efecto motivacional y propuso unreconocimiento mensual. La Comisión acogió parcialmente la observación mediante la figura del periodo de liquidación: la bolsa se conforma, liquida y distribuye al cierre del periodo inicial de seis (6) meses y de cada una de las prórrogas, de modo que los beneficios se reconocen sin esperar a la terminación del programa. No se acogió la periodicidad mensual porque la conformación de la bolsa exige el vencimiento del plazo ordinario de pago de las facturas del periodo, y una liquidación mensual fragmentaría el recaudo sin ganancia proporcional. En el mismo bloque, las observaciones sobre el destino de la cartera recaudada tardíamente condujeron a dos precisiones: la incorporación a la bolsa de los intereses de mora efectivamente recaudados sobre los cobros adicionales y de los rendimientos financieros generados entre el recaudo y la distribución; y una regla expresa sobre los recaudos extemporáneos posteriores a la liquidación, que se integran a la bolsa del periodo en curso o, tratándose del último periodo, se distribuyen entre los beneficiarios ya determinados sin nueva determinación ni recálculo del índice. 2.4. Ajustes de precisión Además de los anteriores, la consulta produjo un conjunto de ajustes que no alteran la arquitectura pero sí la aplicabilidad del instrumento. Se

destacan los siguientes: • Filtro por periodicidad de facturación. El alcance se restringe a los usuarios cuya periodicidad de facturación no sea superior a la bimestral. La regla excluye configuraciones de lectura de acceso muy espaciado en las cuales el programa no alcanzaría a producir un número suficiente de ciclos dentro del periodo de liquidación. • Neutralización de ciclos con consumo estimado. A los ciclos con consumo cero, predio desocupado o servicio suspendido se agregan los ciclos cuyo consumo corresponda a estimación, promedio o aforo, tanto para el cálculo de la meta como para la neutralización durante la vigencia. Con ello el programa no cobra ni reconoce ahorro sobre consumos que no provienen de lectura directa.• Ampliación de la causal de exclusión del beneficio. A la defraudación de fluidos se agrega la manipulación del equipo de medida, con un estándar de acreditación técnica, que no exige declaración judicial previa. Varios remitentes advirtieron que, condicionada la exclusión a una sentencia penal, la causal sería inoperante dentro de la vigencia del programa. • Efectos de la no inclusión sobreviniente y de la cesación de la causal. Se regula expresamente el ingreso y la salida del programa durante la vigencia, con refacturación sin carácter sancionatorio de los ciclos ya facturados afectados por la causal y sin devolución de los cobros causados con anterioridad a ella. • Separación entre entrada en vigencia y fecha de inicio. Se distingue la entrada en vigencia de la resolución, que se rige por la publicación en

el Diario Oficial y dete