CREG PROY 701 157

La CREG propone complementar el Código de Operación con guías de demanda no atendida por seguridad y regímenes de sobrecarga cuando el planeamiento de corto plazo identifique agotamiento de red no causado por fallas de generación o activos de uso. El CND definiría magnitud y área de aplicación, con coordinación de operadores de red, transmisores, comercializadores, CNO y ASIC y salvaguardas para usuarios y operación del SIN.

El instrumento separaría el agotamiento previsto de la infraestructura del procedimiento de racionamiento por fallas o déficit energético. La condición de red abarcaría elementos de activos de uso e interconexiones internacionales que alcancen, o se prevea que alcancen en horas de la semana o de las próximas veinticuatro horas, sus límites técnicos de operación. Las guías podrían durar horas o días y alimentarían los pronósticos, despacho y redespachos.

El CND determinaría demanda horaria a desconectar o demanda máxima atendible, área de cobertura y restricciones resultantes. Los OR o los comercializadores de usuarios STN, coordinados con el TN, distribuirían los cortes en forma equitativa y rotativa conforme a las prioridades del estatuto vigente y considerando demanda no desconectable y bienes constitucionalmente protegidos. No se propone un permiso irrestricto para desconectar cualquier circuito.

Los reportes diarios, la exclusión de fronteras de mecanismos voluntarios de respuesta de demanda y la información pública y a la SSPD permitirían seguir la aplicación y sus causas. El esquema requeriría procedimientos de coordinación y adecuaciones operativas. Su adopción no resolvería por sí sola el atraso de la expansión de red: organizaría la gestión de sus restricciones mientras existan.

• adicionaría al Código de Operación agotamiento de red, demanda desconectable y no desconectable, demanda máxima atendible y mercado de comercialización. Las fallas de generación o activos de uso seguirían el estatuto de racionamiento vigente. La demanda no atendida por mantenimientos observaría, además, CREG 015 de 2018 o 011 de 2009 y el numeral 5 del Código de Operación.
• el CND usaría la mejor información disponible y los análisis de estado estacionario, transitorio y dinámico de corto plazo para identificar restricciones, definir sobrecargas, cantidades horarias, porcentaje de corte y áreas afectadas. Buscaría minimizar riesgo e impacto y operar con seguridad, confiabilidad y economía. Informaría los análisis al CNO, que aportaría observaciones y recomendaciones.
• las guías entrarían en la predicción horaria de demanda, el planeamiento de muy corto plazo y los análisis de despacho y redespachos. El CND generaría diariamente el informe eléctrico de corto plazo con límites de intercambio, generaciones mínimas, restricciones, consignas y estudios específicos.
• el OR y, para usuarios STN, el comercializador en coordinación con el TN distribuirían y coordinarían desconexiones equitativas y rotativas con las prioridades sectoriales del estatuto vigente. Considerarían demanda no desconectable, programas de limitación de suministro y usuarios y bienes constitucionalmente protegidos. Los usuarios con dos o más ciclos de facturación impagos tendrían prioridad de desconexión, salvo acuerdos de pago vigentes y cumplidos.
• se buscaría informar la posible afectación al usuario con al menos 48 horas de antelación, de ser posible, mediante difusión masiva. El OR o comercializador garantizaría SMS o correo a los usuarios con esos contactos disponibles. El CND podría instruir tasas y retardos de conexión y desconexión a OR, TN y TR para minimizar efectos adversos de calidad y seguridad.
• OR y comercializadores de usuarios STN actualizarían diariamente factores de distribución y potencia a más tardar a las 07:30 de cada día anterior al de operación, reflejando las guías, y actualizarían e informarían el pronóstico al CND. El CNO actualizaría el Acuerdo 2165 sobre factores para disponer de información oportuna. El CND verificaría restricciones adicionales antes de distribuir la carga y coordinaría las detectadas en despacho o tiempo real.
• los OR procurarían no desconectar circuitos con entregas previstas de excedentes y no desconectarían aquellos con entregas superiores a 1 MWh en la hora respectiva. La selección de circuitos evitaría, en lo posible, afectar el EDAC, según indicaciones del CND y acuerdos del CNO.
• las desconexiones por las guías tendrían prioridad sobre mecanismos voluntarios de reducción o respuesta. Sus representantes de fronteras informarían al CND los usuarios a excluir para la semana en medios, formatos y plazos definidos por este. CND y ASIC no considerarían esas fronteras en despacho, redespacho o liquidación voluntaria durante la afectación. El ASIC verificaría casos no excluidos con registro cero y reportaría a la SSPD para sus análisis.
• CND, CNO y CAC propondrían a la CREG información y procedimientos de coordinación entre CND, TN, TR y OR. El parágrafo asignaría a CNO y CAC un plazo de diez días hábiles, con comentarios del CND, para proponer información, plazos, cálculo y distribución de magnitudes y porcentajes de corte y seguimiento. La CREG los publicaría mediante circular aprobada por la Comisión.
• el CND informaría a la SSPD con copia a UPME y agentes de red involucrados. Incluiría necesidad, activos y agentes, instrucciones, causal, energía a reducir, demanda calculada y desconectada, porcentajes desconectables, circuitos o usuarios programados, energía limitada, pronósticos y factores actualizados y demás información requerida. También publicaría la información en su página de internet.

• identificaría la condición, definiría guías y restricciones, coordinaría su incorporación en la operación y reportaría resultados y causas.
• coordinarían distribución física, pronósticos, maniobras y avisos conforme a su rol y al área afectada; no se intercambian las responsabilidades de comercialización y operación de red.
• desarrollarían la coordinación propuesta y los instrumentos de información; el CNO revisaría sus reglas de factores de distribución.
• aplicarían y verificarían las exclusiones necesarias para que una desconexión obligatoria no se reconozca como respuesta voluntaria.
• recibirían los efectos de la programación, con protección de la demanda no desconectable y las restricciones de selección de circuitos que aporten energía.

La explicitación de guías podría mejorar la coordinación ante restricciones previsibles y permitir atribuir con mayor claridad la demanda no atendida a sus causas. Su resultado dependería de la calidad de los parámetros declarados, de la información de usuarios y de la capacidad real de maniobra. Los reportes a la SSPD podrían facilitar la investigación de las causas del agotamiento, pero no constituyen por sí mismos una conclusión de responsabilidad del agente.

• ¿La separación entre agotamiento previsto y fallas permite escoger sin ambigüedad el procedimiento operativo aplicable?
• ¿Las prioridades sectoriales, la protección de usuarios y el tratamiento de circuitos con excedentes son realizables con la topología y los datos disponibles?
• ¿Los reportes diarios y los avisos condicionados a la posibilidad operativa permiten coordinación oportuna y trazabilidad suficiente?
• ¿Los procedimientos definirían con precisión el inicio del plazo de diez días hábiles y el cálculo de la magnitud por agente?

Presentar comentarios hasta el 11 de noviembre de 2026 a creg@creg.gov.co, con el asunto “Comentarios sobre la Resolución CREG 701 157 de 2026”.

• 11 de noviembre de 2026 — Interesados: cierre oficial de comentarios.
• Si se adopta el acto — CND, ASIC, OR, TN, TR y comercializadores de usuarios STN: máximo treinta días calendario desde su entrada en vigor para las adecuaciones operativas, tecnológicas y procedimentales.
• Aplicación de guías — OR y comercializadores de usuarios STN: actualización diaria de factores a más tardar a las 07:30 del día anterior al de operación, junto con actualización del pronóstico al CND.
• Aviso a usuarios — OR o comercializador correspondiente: al menos 48 horas de antelación cuando sea posible, con difusión masiva y mensajes a contactos disponibles.

La propuesta no activa cortes por sí misma ni modifica actualmente CREG 025 de 1995. Su aplicación estaría delimitada por el agotamiento de red y no sustituiría el estatuto de racionamiento por fallas. Los procedimientos posteriores y las condiciones técnicas y de información determinarían la distribución realizable. La actualización del Acuerdo CNO 2165 sería una actuación futura del CNO, no un efecto ya producido por publicar este proyecto.

• Resolución CREG 025 de 1995 contiene los numerales 1.3 y 2.2.3.2 que el proyecto propone adicionar y modificar, y recibiría el nuevo numeral 2.2.3.2.2.
• Las resoluciones CREG 063 de 2000, 015 de 2018, 011 de 2009 y 116 de 1998 sustentan definiciones y remisiones sobre restricciones, mantenimiento y limitación de suministro.
• Proyecto CREG 701 156 de 2026 propone separadamente un nuevo Estatuto de Racionamiento; su eventual adopción no se presume por esta consulta.
• El Documento CREG 901 449 de 2026 presenta el diagnóstico y la justificación conjunta de ambos instrumentos.