En el mercado eléctrico, la demanda ha tenido tradicionalmente un papel esencialmente pasivo: los usuarios consumen y el sistema debe disponer de los recursos necesarios para atender ese consumo. La Resolución CREG 101 111 de 2026 introduce una lógica diferente y, por primera vez con vocación de permanencia, permite que los usuarios ofrezcan reducciones voluntarias de consumo en la bolsa de energía y reciban una remuneración cuando esas reducciones resulten económicamente eficientes.
La idea es sencilla: si en una hora determinada resulta más conveniente pagar para que una parte de la demanda reduzca su consumo que atenderla utilizando generación más costosa, esa flexibilidad puede convertirse en un recurso del mercado. La reducción aceptada disminuye la demanda que debe cubrir el despacho y puede, además, reducir las compras y los precios en bolsa.
De las medidas coyunturales a un mecanismo permanente
La respuesta de la demanda no es nueva en Colombia. La Resolución CREG 011 de 2015 reguló un programa para el mercado diario en condición crítica. Años después, en 2024, las condiciones hidrológicas y los efectos de El Niño llevaron a la CREG a ensayar un esquema más directo de participación activa de la demanda en la bolsa mediante ofertas de reducción de consumo.
La Resolución CREG 101 043 de 2024 creó un primer programa transitorio que, además de contribuir a la seguridad del abastecimiento, buscaba evaluar el mecanismo con miras a una solución permanente. La experiencia mostró participación de distintos representantes, agregación de usuarios y ofertas con precios comparables a recursos de generación. Meses después, ante un nuevo deterioro de las condiciones hidrológicas, la Resolución CREG 101 054 de 2024 estableció un segundo programa transitorio, mientras la CREG continuaba desarrollando la propuesta de carácter permanente. Los resultados de estas experiencias sirvieron de base para avanzar hacia el esquema adoptado finalmente en 2026.
¿Quién puede participar?
El programa está abierto a los usuarios del servicio de energía eléctrica, incluidos autogeneradores con o sin excedentes y usuarios con autogeneración remota. La participación es voluntaria y se realiza a través de un Representante de Respuesta de la Demanda —Representante RD—, que puede ser distinto del comercializador que normalmente presta el servicio al usuario.
El representante puede agrupar las reducciones de varios usuarios. Esta posibilidad es relevante porque la oferta positiva mínima es de 1 MWh por hora y, por tanto, usuarios que individualmente no alcancen ese volumen pueden participar de manera conjunta.
Sin embargo, la apertura regulatoria no significa que cualquier usuario pueda incorporarse de inmediato. Cada frontera RD debe contar con una Línea Base de Consumo Horaria —LBCH— y con un sistema de medición que permita registrar y reportar consumos horarios al ASIC. La LBCH se construye a partir de información histórica de consumo horario y sirve como referencia para determinar cuánto dejó efectivamente de consumir el usuario.
En la práctica, esta exigencia puede limitar inicialmente la participación de usuarios regulados que todavía tienen medición convencional. La agregación reduce la barrera de escala, pero no elimina los requisitos de medición y de línea base para cada usuario.
¿Cómo funciona el mecanismo?
Cada día, el Representante RD presenta al CND una oferta para las 24 horas siguientes. Puede ofrecer una cantidad diferente en cada hora —cero o, cuando sea positiva, al menos 1 MWh—, pero debe mantener un único precio en $/MWh para todo el día. La cantidad ofrecida tampoco puede superar la LBCH vigente de la frontera o, si se trata de una oferta agregada, la suma de las líneas base de los usuarios incluidos.
No todas las ofertas de reducción son aceptadas. El CND evalúa si activar una determinada reducción genera un beneficio económico para el mercado que compense su costo. Para ello compara qué ocurriría con y sin esa reducción de demanda. Si el menor consumo permite evitar compras más costosas en bolsa o reducir el precio aplicable a parte de esas compras, la oferta puede resultar conveniente y ser aceptada.
Cuando una oferta queda en mérito, la reducción se incorpora en los despachos posteriores como una menor demanda que debe atender el sistema. De esta forma, la respuesta de la demanda no se trata como si fuera una planta de generación, pero sí puede actuar como una alternativa económica frente a recursos de generación más costosos.
¿Cómo se verifica y remunera la reducción?
Después de la operación, el ASIC compara el consumo medido en cada hora con la LBCH vigente al momento de presentar la oferta. Si el consumo real es inferior a la línea base, la diferencia constituye la reducción verificada. Si no hay reducción frente a la LBCH, no existe energía a remunerar.
La remuneración corresponde a la reducción efectivamente verificada multiplicada por el precio ofertado, sin que pueda reconocerse una cantidad superior a la previamente ofrecida y aceptada. El usuario y su Representante RD acuerdan libremente los costos de representación y la forma y oportunidad en que se transfiere al usuario la remuneración obtenida.
La oferta, además, es vinculante. Cuando la diferencia entre la reducción comprometida y la efectivamente verificada supera el rango permitido por la regulación, se prevé un cobro por desviación. Durante los primeros seis meses de operación ese cobro no tendrá efectos económicos, aunque el ASIC deberá calcular y reportar las desviaciones.
¿Quién paga las reducciones?
La regulación busca que el costo recaiga sobre quienes obtienen el beneficio económico de la activación. El ASIC asignará el costo del mecanismo a los agentes que, de no haberse activado la respuesta de la demanda, habrían tenido que atender su demanda mediante compras en bolsa, en proporción a esas compras evitadas.
El traslado al usuario final se hará transitoriamente a través del componente de restricciones del Costo Unitario de Prestación del Servicio, para los usuarios expuestos a bolsa. No se trata, por tanto, de distribuir inicialmente el costo entre toda la demanda del sistema. Además, el propio criterio de aceptación busca que el costo de remunerar las reducciones no sea superior al beneficio económico que generan.
Un mecanismo distinto al programa de ahorro de energía
La respuesta de la demanda regulada por la Resolución 101 111 no debe confundirse con el programa transitorio de incentivos al ahorro de energía dirigido a usuarios regulados. Este último opera de forma automática a partir de metas individuales de consumo y señales en la factura. El mecanismo RD, en cambio, es voluntario, se desarrolla dentro del Mercado de Energía Mayorista y exige representación, frontera registrada, medición horaria y presentación de ofertas.
¿Cuándo comienza?
La Resolución CREG 101 111 está vigente desde el 17 de junio de 2026, pero para que pueda operar debe completarse la modificación del procedimiento de predespacho ideal y las adecuaciones correspondientes del CND.
Para ello, la CREG publicó en agosto el Proyecto de Resolución CREG 701 141 de 2026, que incorpora el tratamiento de las ofertas RD en el predespacho ideal. Una vez se publique la resolución definitiva, el CND contará con un mes para realizar las adecuaciones y las ofertas podrán comenzar tres días hábiles después de terminado ese plazo.
Mientras se completa ese frente regulatorio, la implementación operativa ha avanzado. En julio, XM publicó el procedimiento definitivo para la estimación de la LBCH y, el 14 de septiembre, actualizó los formatos para el registro de fronteras RD y la actualización de la LBCH. La CREG también aprobó, mediante la Circular CREG 332 de 2026, la metodología de indicadores con la que el ASIC deberá hacer seguimiento al mecanismo.
El reto ahora es hacerlo funcionar
La regulación abre un espacio relevante para que la demanda aporte flexibilidad al mercado y llega, además, en un momento especialmente oportuno: en septiembre de 2026 la CREG declaró el inicio del período de riesgo de desabastecimiento asociado a El Niño 2026-2027. Sin embargo, su impacto dependerá de la implementación: el mecanismo todavía no ha iniciado operaciones y los requisitos de medición horaria, registro y construcción de la LBCH pueden limitar inicialmente el universo de participantes.
También habrá que observar si las ofertas resultan suficientemente competitivas y si las reducciones movilizadas logran generar ahorros relevantes en la bolsa. Los indicadores de seguimiento previstos por la CREG permitirán medir ese desempeño una vez el mecanismo entre en operación.
La CREG abrió la puerta para que los consumidores asuman un papel más activo. La prueba será cuánta demanda logra participar y cuánto valor aporta realmente al mercado eléctrico.