CREG PROY 701 158

La CREG propone un mecanismo transitorio y voluntario para usuarios regulados y no regulados del SIN que operen plantas de emergencia para atender exclusivamente su consumo, sin inyectar excedentes a la red. Durante el Período de Riesgo de Desabastecimiento se reconocería demanda desplazada verificable mediante un crédito en factura, con inscripción, medición horaria, condiciones de continuidad y precio ofertado sujeto a un techo.

La propuesta busca movilizar equipos de respaldo que puedan sustituir temporalmente retiros del SIN sin convertirse en oferentes de energía a la red. El usuario se inscribiría ante su comercializador, acreditaría la seguridad y medición de la planta y avisaría su operación con al menos veinticuatro horas de anticipación. Solo se reconocería la energía efectivamente medida en las horas informadas, sin inyección y sin interrupción total o parcial del servicio de red.

La demanda reconocida tendría como límite el consumo habitual, calculado una sola vez como promedio de los seis períodos mensuales previos a la inscripción. El precio sería el ofertado, sin superar 1.339,50 pesos por kWh. El comercializador aplicaría el crédito en la siguiente factura después de subsidios y contribuciones, sin afectar cobros de terceros; los saldos se descontarían después hasta agotarse, pero no se pagarían en dinero.

El esquema tendría una vigencia inicial de seis meses desde la publicación del acto definitivo y podría prorrogarse mientras persista el período de riesgo o terminar anticipadamente si este finaliza. Su contribución dependería de respuesta efectiva, continuidad del suministro, costos y controles contra duplicidades. No sería un reconocimiento por generación durante apagones ni una autorización de venta de excedentes.

• cubriría usuarios con planta instalada en su inmueble, consumo atendible y sistema de inyección cero. Excluiría sistemas registrados como AGPE, AGGE o autogeneración colectiva y plantas asimiladas a autogeneradores bajo CREG 101 114 de 2026. Participar no convertiría al usuario en autogenerador ni eliminaría normas técnicas, ambientales y de seguridad.
• el usuario identificaría frontera o medidor, ofertaría precio en pesos por kWh dentro del techo y declararía bajo juramento participación voluntaria, aceptación de condiciones, cumplimiento técnico y ausencia de doble reconocimiento por la misma energía y período, con la excepción prevista para ahorro automático u obligatorio.
• informaría el título de disponibilidad de la planta, capacidad en kW y combustible. Acreditaría sistema físico de inyección cero, medidor horario a la salida y acceso del comercializador a datos y lectura. Presentaría certificación de ingeniero electricista con matrícula vigente, expedida dentro de los seis meses anteriores, sobre planta, calibración del medidor y efectividad de la protección.
• el comercializador tendría hasta cinco días hábiles desde la solicitud para verificar e informar el resultado. La aplicación empezaría el día siguiente a comunicar la inscripción efectiva. Un usuario no habilitado podría presentar otra solicitud durante la vigencia. El comercializador consolidaría el inventario y reportaría mensualmente capacidad agregada al ASIC y CND.
• exigiría acreditar nuevamente los requisitos del equipo y actualizar la declaración; se verificaría con el mismo procedimiento y plazo. No se reconocería energía de la nueva planta antes de comunicar la actualización efectiva. No cambiarían el consumo habitual de referencia ni la oferta de precio y el comercializador actualizaría su reporte.
• el usuario informaría fecha, hora y período previsto con al menos veinticuatro horas de antelación por el medio dispuesto por su comercializador, dejando constancia de recibo. Avisaría cambios o suspensión tan pronto como sea posible. Solo contaría la energía realmente medida en las horas anunciadas, dentro del período de riesgo y sin exportación. Toda hora con interrupción total o parcial, programada o no y cualquiera sea su causa, se excluiría usando información del OR y registros de medida.
• el promedio mensual de los seis períodos de facturación previos se fijaría al inscribirse y permanecería durante el mecanismo. El Documento CREG 901 450 desarrolla su aplicación como tope agregado por período de facturación, no horario: se sumarían intervalos elegibles hasta ese límite y el exceso energético no se trasladaría a períodos futuros para otro reconocimiento. Este desarrollo debe distinguirse del saldo monetario de un crédito ya reconocido, que sí podría descontarse en facturas posteriores.
• el artículo 7 propone un techo único y fijo de 1.339,50 pesos por kWh, como máximo absoluto de las ofertas, no un precio garantizado. El crédito usaría el precio ofertado dentro de ese límite y la energía elegible. Se aplicaría al valor del servicio luego de subsidios y contribuciones en la factura siguiente, preservando terceros; si excede ese valor, el saldo continuaría hasta agotarse, incluso después de terminar el mecanismo, sin pago en efectivo.
• los recursos para pago y respaldo de saldos se asumirían y remunerarían con las reglas de Generación Forzada de CREG 034 de 2001. Los usuarios declararían sus costos ante CND y ASIC por medio del comercializador, junto con la declaración de capacidad. No se plantea que el beneficio carezca de costo para el sistema.
• una misma energía y período no podría remunerarse, acreditarse o contabilizarse más de una vez en otro mecanismo, salvo el ahorro que se aplique automática u obligatoriamente al usuario. Dentro de los dos meses posteriores al término, los comercializadores remitirían a la SSPD fronteras, demanda desplazada horaria, ofertas, créditos y participación en otros programas, más lo que esta requiera.
• la vigencia inicial sería de seis meses desde publicación en Diario Oficial. Las prórrogas serían de hasta seis meses cada una, condicionadas a persistir el Período de Riesgo de Desabastecimiento. La CREG podría finalizar antes si ese período termina; prórroga y terminación se decidirían en sesión y comunicarían mediante circular.

• decidirían inscribirse y operar, asumirían acreditaciones, avisos y costos y podrían recibir un crédito solo por la demanda que cumpla las condiciones.
• verificarían habilitación y sustituciones, leerían y validarían la información, determinarían energía reconocible, aplicarían y respaldarían saldos y realizarían los reportes.
• su información de interrupciones permitiría distinguir reducción de retiros del SIN de generación de respaldo durante ausencia de servicio.
• recibirían capacidad y costos por los canales previstos para las funciones operativas y económicas del mecanismo.
• recibiría trazabilidad individual para ejercer sus competencias de inspección, vigilancia y control de duplicidades.

• El mecanismo podría liberar energía para otros consumos del SIN mediante sustitución temporal de retiros, sin requerir venta de excedentes. El resultado dependería de equipos disponibles, costos de combustible, medición, cumplimiento ambiental y participación efectiva. El reconocimiento bajo generación forzada trasladaría costos al esquema económico aplicable, por lo que una reducción de retiros no demuestra por sí sola beneficio neto.
• El tope de consumo y la exclusión de interrupciones buscan evitar pagar energía que no sustituye suministro disponible. La administración del crédito y su posible persistencia después del cierre generan responsabilidades de conciliación y respaldo para los comercializadores.

• ¿El techo de remuneración y los costos de verificación permiten movilizar energía con beneficio neto para el sistema?
• ¿El articulado debería precisar expresamente que el consumo habitual limita cada período de facturación, como lo desarrolla el soporte?
• ¿Qué evidencia y controles permitirían acreditar continuidad del suministro en todo el intervalo y tratar períodos en que no pueda verificarse?
• ¿La excepción para ahorro automático u obligatorio y el reporte a la SSPD evitan duplicidades sin impedir la participación compatible?
• ¿El respaldo de los saldos garantiza su descuento posterior sin afectar cobros de terceros o trasladar riesgos indebidos al usuario?

Enviar comentarios hasta el 6 de noviembre de 2026 a creg@creg.gov.co, con el asunto “Comentarios sobre la Resolución CREG 701 158 de 2026”. El principal indica utilizar su formato anexo.

• 6 de noviembre de 2026 — Interesados: cierre oficial de comentarios.
• Si se adopta el mecanismo — Comercializador: hasta cinco días hábiles desde la solicitud para verificar inscripción o sustitución de planta; aplicación desde el día siguiente a comunicar su efectividad.
• Operación anunciada — Usuario inscrito: aviso con al menos veinticuatro horas de anticipación; solo se reconocería energía efectivamente medida en las horas informadas y elegibles.
• Mensualmente — Comercializador: reporte de capacidad agregada habilitada al ASIC y CND.
• Dos meses siguientes al término — Comercializador: remisión a la SSPD de información individual de participación y reconocimiento.

El mecanismo aún no está vigente. La energía durante interrupciones no sería demanda desplazada reconocible, ni el techo una tarifa automática por toda generación. La inyección cero, las exclusiones de autogeneración y los requisitos de seguridad se conservarían durante la participación. El soporte desarrolla un indicador que excluye horas cuya continuidad no se puede verificar; la precisión de esa condición y del período del tope forma parte de la discusión, no una regla adicional ya adoptada.

• Resolución CREG 101 127 de 2026 y Resolución CREG 101 114 de 2026 regulan el período de riesgo y la entrega transitoria de excedentes, distintos de esta propuesta de inyección cero.
• Resolución CREG 034 de 2001 y Resolución CREG 174 de 2021 aportan las reglas de generación forzada y el marco de los sistemas de emergencia citados.
• El Documento CREG 901 450 de 2026 explica las alternativas y el cálculo propuesto. Su referencia a costos territoriales ZNI sustenta un techo específico y temporal; no propone aplicar directamente el régimen tarifario ZNI al SIN.