CONCEPTO 355 DE 2026

(enero 15)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

<No contiene análisis de vigencia>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Señora

XXXXX

Respetada señora XXXXX:

Antes de dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto en las Leyes 142 ^[1] y 143 ^[2] de 1994, y el Decreto 1260 de 2013, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se le asignó, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, así como de las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos.

En ese orden, es pertinente aclarar que la función consultiva que, conforme al numeral 24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 debe cumplir esta Comisión, se circunscribe exclusivamente al ámbito de las materias de su competencia y, en cumplimiento de ésta, no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en lo relacionado con la prestación de los servicios públicos domiciliarios, y a la Superintendencia de Industria y Comercio, en relación con prácticas contrarias a la libre competencia, a través de los procedimientos dispuestos para tal fin.

Así las cosas, tanto las preguntas como las respuestas que a continuación se presentan deben entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares, y se emiten en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo^[3].

Realizadas las anteriores consideraciones y antes de dar repuesta de fondo a su solicitud, a continuación, y a modo de contexto, transcribimos los apartes más relevantes de la misma, a saber:

"Con el fin de viabilizar financieramente estos proyectos, TERMOYOPAL desea presentarse a la subasta del CxC para recibir asignaciones de OEF de largo plazo a través del mecanismo de renovación tecnológica, y poder ofrecer confiabilidad al sistema por un plazo de 20 años.

Bajo nuestro entendimiento de la regulación actual, sin embargo, dos condiciones regulatorias podrían impedir la elegibilidad de los proyectos para participar en la subasta del CxC.

La primera condición es la necesidad de obtener pronunciamientos de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y la Dirección Nacional de Consulta Previa (DANCP) sobre la necesidad de un diagnóstico ambiental de alternativas (DAA) y la procedencia de consultas previas. Entendemos que estos pronunciamientos son necesarios para el registro del proyecto en fase II ante la UPME. Sin embargo, según el cronograma de la subasta del CxC, los tiempos reglamentarios de la ANLA y la DNACP para pronunciarse sobre los temas respectivos, más los tiempos reglamentarios de que dispone la UPME para realizar el registro de proyectos en fase II, impiden entregar a tiempo el certificado de la UPME a XM en la etapa de declaración de parámetros.

La segunda condición que haría inelegibles los proyectos es la regla que excluye tecnologías térmicas nuevas, especiales o existentes con obras cuyos CVCE exceden el Precio de Escasez Parte Combustible (PEPC), proveniente del del artículo 23 de la Resolución CREG 101 024 de 2022. La razón por la que esta condición sería una preocupación es que, mientras dure la escasez de gas natural, el respaldo del CxC se haría con GLP para TYP1 y TYP2 y con diésel para TYP3-TYP5.

(...)

Con respecto a la primera condición, referente al registro en fase II de los proyectos en la UPME, solicitamos a la Comisión considerar opciones o medidas que viabilicen la participación de proyectos como los expuestos en la presente comunicación. A nuestro juicio, posibles alternativas serían:

1. Que las plantas existentes que propongan proyectos de renovación tecnológica o cierres de ciclo, obtengan el registro de Fase II de la UPME con solo la presentación de la licencia ambiental actual y el análisis de Factibilidad del proyecto a presentar, toda vez que estas plantas ya se encuentran operativas, con licenciamiento ambiental vigente, y en caso que se requiere modificar la licencia, dicho trámite tiene un desarrollo distinto a la documentación requerida por la UPME para el registro en fase 2, como por ejemplo, la necesidad de un trámite de No DAA ante ANLA o la entidad que emite la licencia, y/o la necesidad de consultar a la DANCP sobre la procedencia de comunidades ante las cuales desarrollar una gestión de consulta previa. TERMOYOPAL hará llegar esta solicitud también directamente al Ministerio de Minas y Energía.

2. Que registro en fase II se pueda finalizar con posterioridad a la declaración de parámetros ante XM, o alternativamente que apoye ante la UPME que ésta permita el registro en fase II sin los certificados de la ANLA y la DANCP, con la condición de que estos sean aportados por el proyecto con posterioridad, en caso que dichos documentos sean necesarios para los tramites de modificación de licencia ambiental. TERMOYOPAL hará llegar esta solicitud también directamente a la UPME.

Con respecto a la segunda condición, referente al PEPC, proponemos a la Comisión que, en la coyuntura actual, es conveniente flexibilizar las reglas de participación en la subasta del CxC de manera que sea posible presentar proyectos que impliquen (i) optimización del parque térmico ya existente, (ii) aprovechamiento de capacidad de conexión existente y (iii) aumento de la ENFICC efectiva en el SIN. Adicionalmente, en virtud de la integralidad de la regulación que expide la Comisión, y dada la interdependencia de las cadenas energéticas de los servicios públicos domiciliarios, proponemos a la Comisión que, al evaluar la conveniencia para el sistema de flexibilizar las reglas de la subasta del CxC, valore el beneficio en la coyuntura actual de proyectos que liberan gas natural para las necesidades del mercado mayorista de gas natural.

Una posible manera de implementar flexibilidad sería utilizar umbrales basados en PME neto (descontando los OCV/COM), que serían consistentes con el precio de escasez de activación y preservan el principio de que el respaldo no supere el costo de la energía en escasez, sin excluir oferta potencial. De tal manera, solicitamos respetuosamente a la CREG evaluar, para aplicación a la convocatoria 2029-2030, alguna de las siguientes alternativas:

1. Sustituir el umbral de PEPC por el Precio Marginal de Escasez (PME) descontando OCV y COM para plantas nuevas, especiales, existentes con obras y aquellas que opten por el Incentivo a la Transición Energética por renovación tecnológica, tal como se valora en la alternativa 3 de la sección 7.1.1 del Documento 901 202.

2. Establecer un rango que otorgue flexibilidad (p.ej., ±10-15% sobre el PEPC) sujeta a condiciones de mercado verificables (volatilidad de índices Platts/FO6 o spreads de LNG) y a compromisos de cobertura de combustible a plazo."

Conforme lo anterior y en relación con su solicitud, procedemos a atender la misma en el siguiente sentido^[4]:

La Resolución CREG 101 079 de 2025 fijó la oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2029 y el 30 de noviembre de 2030. En su artículo 05 dispuso requisitos adicionales que los participantes deben considerar; específicamente, "los participantes que representen plantas y/o unidades de generación nuevas, especiales o existentes con obras, deberán presentar al momento de la declaración de parámetros, un certificado del registro del proyecto ante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en donde conste que el proyecto se encuentra registrado en fase II de acuerdo con lo señalado en las resoluciones UPME 520 y 638 de 2007 y 143 de 2016 y que la fecha establecida de puesta en operación del proyecto en dicho registro, como máximo, corresponde al inicio del periodo de vigencia de las OEF que se asignarán en la subasta". La razón de este requisito está ampliamente sustentada en el documento CREG 901 202 de 2025, en el que se realizó un análisis sobre los proyectos con capacidad de transporte asignada y cómo estos podrían ser insuficientes para cubrir el escenario medio de la proyección de demanda de la UPME.

Se seleccionó el registro en Fase II dado que en esta "se perfecciona y precisa la mejor alternativa identificada en la etapa de prefactibilidad, es decir, los estudios son más profundos y completos que la fase anterior. Esto incluye: Analizar en profundad los condicionantes del proyecto, realizar el diseño de ingeniería a nivel de anteproyecto (dimensiones básicas, sin nivel de detalle), estimación de costos, estudio de viabilidad económica, formulación básica del proyecto, estudio financiero, y estudio ambiental. La información debe ser tal que permita tomar la decisión de realizar o no la inversión en la ejecución del proyecto". Este registro en Fase II mostraría un avance real en el desarrollo de un proyecto de generación sin capacidad de transporte asignada que decida participar en la subasta, para que si resulta con asignaciones de OEF, de conformidad con lo establecido en el Resolución CREG 101 094 de 2025, pueda obtener el punto de conexión y culminar su desarrollo y puesta en operación.

En consecuencia, el registro en Fase II fue diseñado para dos categorías específicas de proyectos: en primer lugar, plantas y/o unidades de generación nuevas que no cuentan con capacidad de transporte asignada; en segundo lugar, plantas y/o unidades de generación especiales o existentes con obras que, si bien disponen de capacidad de transporte para su capacidad actualmente en operación, requieren capacidad de transporte adicional para respaldar la ampliación proyectada.

Por otra parte, el artículo 09 de la Resolución en mención estableció un incentivo a la transición energética por renovación tecnológica de la siguiente manera:

"Un agente interesado en realizar obras de infraestructura para renovar las instalaciones de una planta y/o unidad de generación existente, ya sea para utilizar un recurso primario más eficiente o para mejorar o cambiar la tecnología utilizada, podrá participar por asignación de OEF hasta por 20 años, sin que ello implique mantener o incrementar la ENFICC.

El agente deberá manifestar, al momento de la declaración de interés, su intención de realizar una renovación tecnológica, y en la declaración de parámetros, deberá suministrar la totalidad de la información correspondiente a la planta y/o unidad de generación objeto de renovación.

Las plantas y/o unidades de generación que ejecuten renovación tecnológica tendrán el tratamiento regulatorio de plantas y/o unidades de generación nuevas y deberán cumplir con las disposiciones establecidas para estas instalaciones en la Resolución CREG 071 de 2006.

El cumplimiento de la Curva S, el cronograma de construcción y la puesta en operación comercial de la planta y/o unidad de generación será objeto de verificación mediante auditoría que deberá ser contratada por el administrador de la subasta, de conformidad con las disposiciones establecidas en el numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006." (Subrayado fuera de texto).

Los agentes representantes de plantas y/o unidades de generación existentes que obtén por este incentivo a la transición energética, tendrán el tratamiento regulatorio de plantas y/o unidades de generación nuevas para cumplir con las disposiciones establecidas en el Resolución CREG 071 de 2006. Es decir, siguen siendo plantas y/o unidades de generación existentes, pero para efectuar el seguimiento a las obras de renovación de instalaciones para utilizar un recurso primario más eficiente o para mejorar o cambiar la tecnología utilizada tendrán el tratamiento de plantas y/o unidades de generación nuevas.

La definición de planta y/o unidad de generación existente se refiere a una planta y/o unidad de generación que al momento de efectuar la subasta, o el mecanismo de asignación que haga sus veces, esté en operación comercial, por lo que las plantas y/o unidades de generación óptimas para aplicar a este incentivo no requerirían una ampliación de la capacidad asignada, y en ese sentido, el registro en Fase II no sería necesario en cuanto ya tienen capacidad de transporte asignada, no requieren ampliarla y se encuentran en operación comercial lo que implica que superaron la etapa de factibilidad definida para el registro en Fase II.

Por lo anterior, esta Comisión entiende que el representante de una planta y/o unidad de generación existente, así tenga tratamiento regulatorio de planta y/o unidad de generación nueva, no estará obligado a presentar el registro en Fase II del que trata el artículo 05 de la Resolución CREG 101 079 de 2025.

No obstante, si el interesado adelanta el proceso de registro en Fase II, podrá presentarlo al momento de la declaración de parámetros y, dada la Resolución CREG 101 092 de 2025 y la publicación del cronograma actualizado de la subasta por parte de XM https://www.xm.com.co/suicc/manuales-y-formatos, dicha declaración se realizará el 30 de enero de 2026.

Con respecto a la aplicación del artículo 23 de la Resolución CREG 101 024 de 2022, la Comisión expidió la Resolución CREG 101 090 de 2025 por la cual se incorpora la decisión tomada por los miembros de la sesión CREG de la siguiente manera:

"Para efectos de esta convocatoria y la aplicación del artículo 23 de la Resolución CREG 101 024 de 2022, únicamente será necesario que las plantas y/o unidades de generación térmicas existentes con obras, especiales y/o nuevas, tengan Costos Variables de Combustible Estimado (CVCE) que no superen el Precio Escasez Superior descontando los Otros Costos Variables y Costos de Operación y Mantenimiento definidos en el artículo 01 de la Resolución 034 de 2001, determinados para el mismo mes de cálculo del CVCE."

En los anteriores términos damos por atendida su solicitud.

Cordialmente,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. "Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones".

2. "Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética".

3. Ley 1437 de 2011, "Artículo 28. Alcance De Los Conceptos. <Artículo modificado por el artículo 01 de la Ley 1755 de 2015.> Salvo disposición legal en contrario, los conceptos emitidos por las autoridades como respuestas a peticiones realizadas en ejercicio del derecho a formular consultas no serán de obligatorio cumplimiento o ejecución".

4. En el gestor normativo de la CREG (https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/). encontrará las normas y conceptos que se mencionan en este documento.