Respuesta de la demanda: cómo puede participar una empresa en 2026

Desde junio, la regulación permite que una empresa ofrezca en la bolsa de energía reducir su consumo, y que cobre por hacerlo. No es la única novedad del año. Ante El Niño, la CREG también abrió la puerta para que plantas propias entreguen excedentes al sistema, y propuso reconocer con un crédito en la factura a quien use su planta de emergencia en los momentos de estrechez.

La CREG presenta estas medidas como preventivas. El 9 de septiembre informó que había activado el mecanismo de confiabilidad de la Resolución CREG 101 127 de 2026: los aportes hídricos llevaban cuatro meses bajo la media y el embalse estaba en 83,22 % el 3 de septiembre, por debajo del umbral técnico (CREG). En septiembre, además, el precio promedio de bolsa fue de 691,5 pesos por kWh, 126,1 % más que un año antes, y hubo condición de escasez en 17 periodos horarios de 11 días, según XM. Con esos precios, cada kilovatio hora que la demanda deja de tomar en las horas críticas tiene valor.

Ofrecer reducciones en la bolsa

La Resolución CREG 101 111 de 2026, vigente desde el 17 de junio, creó un programa con vocación permanente para que la demanda participe en la bolsa. La participación es voluntaria y se hace a través de un representante, que puede ser el comercializador u otro agente habilitado.

El mecanismo funciona así. El representante declara una línea base: el consumo horario de referencia, calculado como el promedio de la misma hora y el mismo día de la semana en una muestra de 60 días. Cada día ofrece, hora por hora, una reducción de al menos 1 MWh, con un solo precio para las 24 horas, y puede sumar en una misma oferta las reducciones de varias empresas. El Centro Nacional de Despacho ordena las ofertas de mayor a menor precio y va descartando las más caras hasta que el beneficio estimado para el sistema iguale o supere el costo de activarlas. Después se compara la medición horaria con la línea base, y el pago es la reducción verificada por el precio ofertado.

Ofertar también es comprometerse. Si la reducción verificada se aparta de la ofertada más allá de la tolerancia, por defecto o por exceso, el representante paga el 30 % del precio ofertado por la diferencia. Ese cobro no se aplica durante los primeros seis meses después de que el operador termine los ajustes que exige la resolución.

Una oferta de 1 MWh en una hora equivale a dejar de usar 1 MW durante esa hora. Si una empresa no alcanza ese tamaño por sí sola, la vía es sumar su reducción con la de otras a través de un representante.

Plantas de emergencia: dos usos distintos

La Resolución CREG 101 114 de 2026 permite que las plantas de emergencia que se adecuen para entregar energía al sistema se asimilen a autogeneradores, y la Circular CREG 310 de 2026 activó esa posibilidad desde julio y hasta el 31 de mayo de 2027. Para entregar excedentes se necesita un concepto favorable de coordinación de protecciones, una frontera de generación registrada ante el administrador del mercado, medición horaria y capacidad de transporte temporal. Como regla general, la resolución aplica a instalaciones de más de 1 MW, y no crea un pago especial: remite a la reglamentación vigente.

El otro uso es atender el propio consumo. El proyecto de resolución CREG 701 158 de 2026 propone un mecanismo voluntario y transitorio para que una empresa deje de tomar energía de la red y use su planta de emergencia en los periodos de estrechez, sin entregar excedentes. Todavía es un borrador: la consulta cerró el 6 de noviembre y el texto final puede cambiar.

Según el proyecto, habría que inscribirse ante el comercializador con un sistema de inyección cero, un medidor horario a la salida de la planta y una certificación técnica expedida hace menos de seis meses por un ingeniero electricista, además de declarar los costos de operación ante el CND y el ASIC. No aplicaría a las plantas que ya se asimilaron a autogeneradores con la Resolución 101 114. Habría que avisar con al menos 24 horas cuándo operará la planta, y la energía generada durante un corte del servicio no contaría.

El pago sería un crédito en la factura, nunca en efectivo, al precio que ofrezca el usuario y con un techo de 1.339,50 pesos por kWh, sin superar el consumo habitual calculado con las últimas seis facturas. Esos recursos se cubrirían con las reglas de generación forzada, cuyo costo se asigna a la demanda por el componente de restricciones. La medida duraría seis meses desde que la resolución definitiva se publique en el Diario Oficial, prorrogables mientras siga activo el periodo de riesgo de desabastecimiento.

Lo bueno y lo que hay que sopesar

A favor, estos mecanismos le dan al sistema capacidad rápida sin esperar obras nuevas, que vienen retrasadas. Convierten en ingreso una flexibilidad que muchas empresas ya tienen, son voluntarios y aprovechan plantas de emergencia que pasan la mayor parte del tiempo apagadas.

También hay costos que sopesar. Si la planta usa diésel u otro combustible fósil, operarla más horas implica emisiones, ruido, combustible y desgaste, y el proyecto aclara que participar no exime de las normas ambientales. La medición horaria, la inyección cero, las certificaciones y la representación cuestan antes de recibir el primer peso. Una desviación puede salir más cara que lo que se gana, y si el consumo varía mucho de una semana a otra, la línea base de 60 días puede subestimar o sobrestimar la reducción real.

Además, alguien paga. En la bolsa, el costo de activar las ofertas se asigna a quienes habrían comprado esa energía y llega, por el componente de restricciones, a los usuarios expuestos a ese precio; en el proyecto de plantas de emergencia, el crédito también se trasladaría a la demanda. Y parte de estas reglas dependen del periodo de riesgo, así que pueden terminar antes de que la inversión se recupere.

Por dónde empezar

El primer paso es conocer el perfil horario de la empresa, porque sin medición por hora y por proceso no hay forma de saber cuánta carga se puede mover ni cuándo. El segundo es identificar las cargas flexibles —la refrigeración con inercia térmica, el bombeo, los compresores o los procesos por lotes suelen admitir cambios de horario— y calcular qué cuesta moverlas.

Luego vale la pena preguntarle al comercializador, o a otro agente, si ofrece representar a la demanda y en qué condiciones, y revisar el estado, el consumo de combustible y los permisos de la planta de emergencia antes de pensar en usarla más horas. Por último, conviene fijar reglas internas: quién decide activar, con qué aviso, cómo se registra y cómo se verifica contra la medición.

La respuesta de la demanda premia a la empresa que conoce su operación hora a hora y puede comprometer un cambio con evidencia. Esa misma disciplina —un dato oportuno, un responsable claro y el registro de lo hecho— es la base del control operativo, haya o no El Niño.

Este artículo es informativo y no reemplaza la asesoría técnica, ambiental o regulatoria de su caso.

Fuentes

• CREG: Resolución CREG 101 111 de 2026, 12 de junio de 2026.
• CREG: Resolución CREG 101 114 de 2026, 19 de junio de 2026, y Circular CREG 310 de 2026, 7 de julio de 2026.
• CREG: Resolución CREG 101 127 de 2026, 27 de agosto de 2026.
• CREG: comunicado sobre la activación de medidas preventivas, 9 de septiembre de 2026.
• CREG: Proyecto de resolución CREG 701 158 de 2026, publicado el 27 de octubre de 2026.
• XM: informe de variables del mercado mayorista de septiembre de 2026, 23 de octubre de 2026.