CREG PROY 701 156

La CREG propone renovar los procedimientos de declaración, programación, ejecución y seguimiento del racionamiento de emergencia y programado del Sistema Interconectado Nacional. La propuesta comprende al CND, CNO, ASIC, LAC, operadores y transmisores de red, comercializadores, generadores y usuarios; separa el racionamiento por fallas o déficit energético del tratamiento específico del agotamiento de red.

El proyecto plantea que la CREG decida la declaración del racionamiento programado mediante circular aprobada en sesión, después de valorar los conceptos del CND y del CNO. La coordinación y distribución quedarían a cargo de los operadores de red y, para usuarios conectados directamente al STN, de su comercializador en coordinación con el transmisor. Se conservarían principios de equidad, rotación y protección de la demanda no desconectable.

El programa se organizaría en semanas de siete días, precedidas normalmente por cinco días de preparación. La magnitud por agente dependería de la energía a reducir y de la demanda desconectable de los sectores priorizados. Los reportes de demanda, las restricciones de red, la coordinación de circuitos y los ajustes diarios serían parte del mecanismo, no actuaciones separadas de la ejecución física.

La propuesta también regularía la relación con la respuesta voluntaria de la demanda, el uso de generación e importaciones, las exportaciones, la formación del precio de bolsa y el tratamiento de desviaciones. El seguimiento podría producir ajustes de energía futura y descuentos en cargos por uso. La aplicación exigiría una decisión posterior de racionamiento: publicar este proyecto no declara cortes ni activa el programa.

• la emergencia cubriría déficits causados por fallas de generación o activos de uso con duración menor a quince días. El programa cubriría un déficit previsto por insuficiencia de generación o la prolongación de una emergencia, con evaluación conjunta CND–CNO. El CND determinaría magnitud horaria o demanda máxima atendible en emergencias y verificaría las restricciones antes de impartir instrucciones de desconexión a OR y TN.
• el concepto del CND recomendaría magnitud porcentual y energética, duración e inicio. Normalmente se enviaría al MME, CREG y CNO a más tardar doce días calendario antes del inicio probable. El presidente del CNO convocaría la reunión extraordinaria y el organismo emitiría su concepto dentro de los dos días calendario siguientes a recibir el del CND. Si la situación se identifica con menos anticipación, ambos coordinarían la remisión oportuna. La CREG valoraría los conceptos y comunicaría por circular la magnitud y fecha de inicio.
• el programa empezaría a las cero horas de su fecha de inicio y duraría siete días calendario. Habría cinco días de preparación; si la declaración se produce con menos tiempo, el CND publicaría un cronograma abreviado y, ante faltantes, empezaría con la mejor información disponible. Si persisten las causas, el CND recomendaría prórroga el primer día de la semana de aplicación y la CREG comunicaría continuidad antes del tercero. CND y CNO podrían suspender el programa en cualquier momento, con concepto previo al MME y CREG y publicación de sus análisis.
• para una magnitud superior al 1 % y hasta el 3 %, se priorizaría el sector residencial; superior al 3 % y hasta el 5 %, residencial y oficial; superior al 5 % y hasta el 10 %, además comercial; por encima del 10 %, también industrial. Para magnitudes menores o iguales al 1 % se consideraría manejo operativo y afectación de voltaje. La demanda no desconectable y los usuarios y bienes constitucionalmente protegidos tendrían que ser considerados al distribuir los cortes.
• OR y comercializadores de usuarios STN reportarían demanda semanal por sectores, otra demanda operativa y porcentajes desconectables y no desconectables. El CND calcularía cantidades y porcentajes de energía a racionar con el procedimiento del artículo 8. Si falta el primer reporte, asumiría demanda residencial desconectable para el OR e industrial desconectable para el usuario STN; ante falta de actualización en una prórroga usaría la última información. Si el resultado agregado es inferior a la magnitud requerida, informaría a MME, CREG, CNO y SSPD.
• el OR coordinaría con los comercializadores y ejecutaría la apertura de sus circuitos. Para usuarios STN, el comercializador coordinaría con el usuario, TN y CND; el TN realizaría la desconexión necesaria. Los cortes se distribuirían equitativa y rotativamente por sectores. Se informaría a los usuarios, en la medida de lo posible, con al menos 48 horas de anticipación y se enviaría SMS o correo a quienes tengan ese contacto disponible. Los usuarios con dos o más ciclos impagos tendrían prioridad de desconexión, salvo acuerdos de pago vigentes y cumplidos. Los asociados a esquemas AGR o PMR de CREG 101 099 tendrían el tratamiento adicional previsto cuando su planta no esté generando.
• el CND podría instruir tasas y retardos de conexión. Los agentes procurarían no seleccionar circuitos con entrega prevista de excedentes y no desconectarían aquellos con entregas superiores a 1 MWh en la hora. No seleccionarían simultáneamente circuitos de las etapas 1 y 2 del EDAC; para etapas posteriores, la selección no representaría más del 20 % de la potencia requerida de cada etapa. La coordinación mantendría las restricciones eléctricas y operativas detectadas por el CND.
• el CND propondría la demanda horaria y OR/comercializadores STN remitirían los pronósticos ajustados y factores de distribución y potencia. Después de verificar restricciones, actualizarían diariamente los pronósticos antes de las 07:30 del día de despacho para la operación siguiente, y los factores conforme a la regla diaria del proyecto. Al iniciar o terminar el racionamiento a mitad de semana se combinarían los pronósticos ordinarios con los ajustados según el día, sin reemplazar indistintamente toda la semana. El faltante de información se reportaría y la operación continuaría con la mejor disponible.
• la limitación de suministro y la demanda no atendida programada o no programada se considerarían en el cumplimiento de la magnitud asignada. Las desconexiones obligatorias tendrían prioridad sobre la respuesta voluntaria. Los representantes de fronteras reportarían sector y exclusiones al CND; CND y ASIC no incluirían las fronteras afectadas en despacho, redespacho o liquidación de mecanismos voluntarios durante las horas cubiertas. El ASIC verificaría exclusiones y reportaría a la SSPD los casos no excluidos con registros cero o afectación identificada.
• el CND procuraría el uso pleno de generación disponible e importaciones, hasta donde sea posible según condiciones y cobertura del SIN, sin desconocer medidas aplicables para preservar el recurso primario. Durante el racionamiento no se permitirían exportaciones, salvo recursos fuera del área afectada o que no puedan atender la demanda nacional ni se necesiten para preservar su atención confiable de corto o mediano plazo. La CREG podría activar parcial o totalmente las medidas de CREG 101 114 de 2026 tras valorar recomendaciones del CND.
• el ASIC calcularía y publicaría las desviaciones semanales desde el quinto día calendario posterior al final de la semana. Las cantidades fuera de la tolerancia se ajustarían en el programa de la tercera semana calendario siguiente. Al terminar el racionamiento, el ASIC calcularía el exceso o defecto fuera del margen y el LAC descontaría del ingreso del OR o TN la energía correspondiente multiplicada por el promedio simple de seis meses del cargo por uso del nivel de tensión y por 0,1, con reflejo al mes siguiente. No sería un pago directo nuevo al usuario.
• cuando una oferta supere el primer escalón del costo de racionamiento CR0 estrato 4 vigente publicado por la UPME, el ASIC la consideraría en el Despacho Ideal por ese valor durante el racionamiento.
• los agentes conservarían para la SSPD metodología, pronósticos, criterios de desconectabilidad, registros de cortes y demanda no atendida. Desde el segundo día posterior a la aplicación semanal, el CND publicaría demanda sectorial, clasificación desconectable, cantidades asignadas, pronósticos, factores y demás resultados previstos, e informaría a la SSPD dónde consultarlos. Desde la semana siguiente se incorporaría el exceso o defecto respecto de las tolerancias.
• CND y CNO evaluarían la reducción de consumo por afectación de voltaje; OR y TN la ejecutarían coordinadamente, buscando equidad y mínimo impacto. CNO, CND, OR y TN mantendrían análisis actualizados de efectividad y publicarían resultados. CNO y CAC diseñarían procedimientos y formatos de coordinación con comentarios del CND y los remitirían a la CREG dentro de los diez días hábiles siguientes a la entrada en vigencia.

• decidiría la declaración y prórroga del programa, su magnitud y fecha, y las medidas extraordinarias asociadas.
• elaborarían conceptos, coordinarían la planeación y evaluarían suspensión y medidas por voltaje; el CND calcularía cantidades, verificaría restricciones y publicaría información.
• coordinarían pronósticos, distribución física, avisos y ejecución según su relación con los usuarios. Para usuarios conectados al STN, la coordinación comercial y la maniobra del TN conservarían roles diferentes.
• verificarían participación de fronteras, calcularían desviaciones y ejecutarían liquidación y ajustes de ingresos conforme a sus funciones.
• estarían sujetos a las condiciones operativas y de participación aplicables, con protección de demanda no desconectable y exclusión de doble reconocimiento por cortes obligatorios.

Asignar la coordinación al operador de red podría acercar la programación a las capacidades físicas de los circuitos, pero exigiría información consistente de usuarios y sectores. Los reportes incompletos tendrían consecuencias operativas y económicas, pues el programa podría empezar con supuestos de desconectabilidad. La selección de circuitos, las salvaguardas del EDAC y el tratamiento de excedentes serían determinantes para evitar que un recorte de demanda agrave otras restricciones.

• ¿La distribución por sectores y las reglas de demanda no desconectable permiten ejecutar cortes equitativos y técnicamente viables?
• ¿Los plazos ordinarios y abreviados aseguran avisos oportunos y calidad de información ante una emergencia?
• ¿La delimitación entre emergencia y programa resuelve sin ambigüedad el caso de una duración prevista de exactamente quince días?
• ¿Las tolerancias y los descuentos en cargos por uso reflejan adecuadamente las responsabilidades efectivas de OR, TN y comercializadores?
• ¿La exclusión de fronteras de respuesta voluntaria evita pagos por reducciones originadas en desconexiones obligatorias?

Remitir comentarios hasta el 11 de noviembre de 2026 a creg@creg.gov.co, con el asunto “Comentarios sobre la Resolución CREG 701 156 de 2026”.

• 11 de noviembre de 2026 — Interesados: cierre oficial de comentarios.
• Si se adopta el estatuto — CND, ASIC, LAC, OR, TN y comercializadores de usuarios STN: máximo treinta días calendario desde su entrada en vigor para las adecuaciones de implementación.
• Diez días hábiles desde entrada en vigencia — CNO y CAC: remisión a la CREG de los procedimientos y formatos de coordinación con aportes del CND.
• Preparación ordinaria — OR y comercializadores de usuarios STN: reporte sectorial antes de las 11:00 del día 2 de preparación; el CND comunicaría cantidades a más tardar a las 18:00 de ese día. En prórroga, ambos hitos corresponderían al día 4 de la semana en curso.
• Coordinación horaria — CND y agentes de red/comercialización: propuesta CND antes de las 13:00 del día 1 de preparación; respuesta y factores a más tardar a las 13:00 del día 3; verificación de restricciones a las 13:00 del día 4. En prórroga, corresponderían a los días 3, 5 y 6 de la semana en curso, respectivamente.

El proyecto no declara racionamiento ni pone en vigor su propia derogatoria de CREG 119 de 1998. La implementación dependería de la adopción y publicación del acto definitivo. Los conceptos técnicos, decisiones de la CREG, disponibilidad de información y condiciones de red conservarían sus funciones específicas. Los cortes obligatorios no acreditarían respuesta voluntaria remunerable y la protección de usuarios no desconectables tendría que observarse durante la distribución física.

• La Resolución CREG 119 de 1998 contiene el estatuto que la propuesta plantea derogar.
• Resolución CREG 025 de 1995 contiene el Código de Operación con el que se coordinarían pronósticos, despacho y seguridad.
• Proyecto CREG 701 157 de 2026 plantea separadamente las guías por agotamiento de red; no equivale al procedimiento de declaración de este estatuto.
• El Documento CREG 901 449 de 2026 desarrolla el diagnóstico y las alternativas comunes a ambos proyectos.