Concepto 4289 de 2025 CREG

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CONCEPTO 4289 DE 2025

(junio 12)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Señor

XXXXXX

Asunto:	Respuesta a su solicitud "Solicitud de información - EDP Renováveis S.A Vs. República de Colombia" con Radicado No.: 202510004911
Radicado CREG:	E2025007246

Respetado señor XXXXXX:

En atención a su comunicación citada en el asunto, donde nos informa que “EDPR RENOVÁVEIS S.A. (“EDPR”) presentó notificación de controversia (“Notificación”) contra la República de Colombia, con fundamento en el Acuerdo de Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República de Colombia y el Reino de España ("APPRI Colombia-España"), en relación con los proyectos Alpha (212 MW) y Beta (280 MW) (“Los Proyectos”)”, y que por tanto, la entidad que usted representa, considera importante acudir a esta Comisión "con miras a obtener información que le permita entender el contexto de los hechos del asunto y aproximarse a algunas afirmaciones que presenta el inversionista en su notificación de controversia”, a continuación, nos permitimos brindar las respuestas y claridades requeridas en el mencionado oficio.

1. Pregunta: “1. Una línea del tiempo que contenga todos los elementos que permitan comprender lo ocurrido con los Proyectos, las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (“FNCER”), las licencias ambientales necesarias, la conexión al Sistema Interconectada (sic) Nacional de Energía, la subestación Colectora y cualquier otra particularidad relacionada con los hechos de este caso”.

Respuesta: Mediante comunicación CREG Radicado: S2025004004 del 27 de mayo de 2025, se realizaron los siguientes traslados por competencia:

A la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para que brinde información sobre:

- El desarrollo de los proyectos de generación Parque Eólico Alpha de 212 MW y Parque Eólico Beta de 280 MW, conforme lo dispuesto en los artículos 4, 29 y 30 de Resolución CREG 075 de 2021.

- Los avances en la ejecución de los proyectos de transmisión a los cuales se pretende generación Parque Eólico Alpha de 212 MW y Parque Eólico Beta de 280 MW de conformidad con la Resolución CREG 022 de 2001 (Convocatoria UPME 06 - 2017).

Al Ministerio de Minas y Energía (MME) para que brinde información sobre la modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) del Proyecto del STN denominado Subestación Colectora 500 Kv y sus líneas asociadas (Convocatoria UPME 06 - 2017).
A la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) para que brinde información sobre el licenciamiento ambiental de los proyectos de generación Parque Eólico Alpha de 212 MW y Parque Eólico Beta de 280 MW y del Proyecto del STN denominado Subestación Colectora 500 Kv y sus líneas asociadas (Convocatoria UPME 06 - 2017).

2. Pregunta: “2. Indicar cuáles han sido y son las funciones de la comisión en relación con las FNCER.”

Respuesta: Conforme a las Leyes 142 y 143 de 1994, la CREG tiene la función de regular las condiciones de conexión, operación y venta de energía de cualquier recurso de generación en el sistema, con el fin garantizar una operación segura, confiable, económica, y en condiciones eficientes.

a. En relación con las condiciones de conexión la CREG ha expedido las resoluciones CREG 075 de 2021 y CREG 174 de 2021, las cuales aplican no solo a FNCER, sino a cualquier tecnología.

b. En cuanto a las condiciones de operación la CREG expidió la Resolución CREG 025 de 1995 que corresponde al Código de Redes y aplica a cualquier recurso sin importar su tecnología. Lo anterior se complementa con las siguientes Resoluciones aplicables a plantas solares y eólicas:

- Resolución CREG 060 de 2019 para conexión en SDL y STR (cualquier capacidad de planta).^[1]

- Resolución CREG 148 de 2021 para conexión en el SDL (capacidad igual o mayor a 5 MW).^[2]

- Resolución CREG 174 de 2021 para otros recursos que son considerados de pequeña escala.^[3]

- Resolución CREG 101 011 de 2022 para conexión en el SDL (capacidad mayor a 1 MW y menor a 5 MW).^[4]

c. En cuanto a las condiciones de venta, la operación integrada de los recursos de generación está a cargo del Centro Nacional de Despacho (CND) siguiendo las reglas del Código de Redes y el reglamento comercial (Resolución 024 de 1995). A cargo del CND se encuentra la empresa XM Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (en adelante XM) como operador del sistema eléctrico.

Ahora bien, la coordinación de la operación y la liquidación del mercado ocurre dentro de lo que se denomina el Mercado de Energía Mayorista (MEM), el cual se divide en el día antes de la operación (t-1), día de la operación (día t) y día de luego de la operación que es a partir del cual se hace la liquidación (día t+1). Esto es importante para entender de forma general el mecanismo de funcionamiento que vamos a explicar a continuación.

Es así entonces que el mercado corresponde al ámbito en donde se comercializan (i.e. compra y venta) grandes bloques de energía y las reglas que establece la CREG en cuanto a la generación, aplican a todos los generadores, sin importar la tecnología o materia prima a partir de la cual producen la energía eléctrica. Lo anterior, en la medida en que, una vez que los electrones son producidos y se encuentran en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), son un producto homogéneo e indistinguible. Por lo anterior, el marco que aplica de venta de energía es el mismo para cualquier planta (ver reglamento comercial en resolución CREG 024 de 1995).

3. Pregunta: “3. Explicar en relación con XM Administradores del mercado eléctrico, al ser el administrador del sistema de intercambios comerciales, cuáles son sus funciones en general y específicamente para FNCER y cuál es el marco regulatorio - histórico

Respuesta: La empresa XM realiza desde el año 2005 las actividades de CND, correspondientes al Centro Nacional de Despacho; ASIC, correspondientes a la Administración del Sistema de Intercambios Comerciales; y LAC, correspondientes al Liquidador del Administrador de Cuentas. Esas actividades se realizaron hasta el año 2005 por parte de la empresa Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. en virtud de lo previsto en la Ley 143 de 1994.

Estas funciones se llevan a cabo, principalmente, en la regulación en materia del MEM^[5] incluyendo la Bolsa de Energía^[6] el Reglamento de Operación^[7] y su funcionamiento, dentro de las transacciones que allí se liquidan de manera centralizada por parte de XM en su calidad de operador del mercado. Dentro de esta liquidación se encuentran conceptos como la liquidación de las compras/ventas en la bolsa de energía^[8] tales como el cargo por confiabilidad, las restricciones, los servicios de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC por sus siglas en inglés).

Esto obedece a que todas las transacciones del MEM se registran y se liquidan bajo un diseño de mercado tipo “pool”, que se caracteriza por ofertas realizadas por los agentes generadores y una única liquidación que se adelanta después de la operación a través de XM como titular de las funciones de ASIC y LAC. Para esto, XM debe cumplir la regulación contenida en el Reglamento de Operación, que establece cómo funciona el mercado, cuales transacciones se realizan en él, cómo se realizan dichas transacciones (incluidas aquellas relacionadas con el mercado de corto plazo), entre otros conceptos.

De esta forma, en ejercicio de las funciones de ASIC y LAC, es XM quien figura como mandatario en cada una de las transacciones que registran los agentes en el MEM y es el encargado de emitir facturas a los generadores y comercializadores por sus compras/ventas en la bolsa de energía y los demás conceptos a los que se ha hecho referencia, entre otros de manera agregada^[9]

En el MEM en relación con contratos de largo plazo, el ASIC lleva a cabo el registro de contratos bilaterales de suministro de energía que se generan entre los Agentes Generadores y Comercializadores, bien sea para atender la demanda de los usuarios no regulados o para los regulados según el resultado de las convocatorias establecidas en la Resolución CREG 130 de 2019, lo cual incluye la liquidación, facturación y cobro de estas transacciones que resulten en el MEM.

Es de aclarar que, para efectos de los Contratos de Energía Eléctrica a Largo Plazo derivados de la Subasta CLPE No. 02 - 2019 y No. 03 - 2021, las funciones de XM son iguales a las antes descritas para el MEM, y, las particularidades normativas, se explican en detalle más adelante.^[10]

Adicionalmente, estamos adjuntado a la presente un “anexo informativo actividad de generación y comercialización en el SIN y ZNI” que puede resultar útil para mayor ilustración.

4. Pregunta: “4. Explique detalladamente cuál es el rol de la República de Colombia en el mercado energético y precise cuando afirman que regula más no interviene.”

Respuesta: De conformidad con lo previsto en el artículo 365 de la Constitución Política de Colombia, el Estado debe garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos a todos los habitantes del territorio nacional y puede hacerlo directa o indirectamente.

El artículo 2 de la Ley 142 de 1994 señala que el Estado intervendrá en los servicios públicos para garantizar la calidad del servicio, ampliación de cobertura, atención prioritaria de necesidades básicas insatisfechas, prestación continua y eficiente del servicio y libertad de competencia.

El rol del Estado se enfoca en la formulación de política pública, planeación de la expansión del sistema, regulación del sector, vigilancia y control de los que prestan los servicios públicos y todas estas actividades las realiza a través de las entidades creadas para tal fin.

La Ley 142 de 1994, en el numeral 14.18 del artículo 14 define la regulación de los servicios públicos domiciliarios como la facultad para dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley y, para someter la conducta de las personas que prestan los servicios públicos domiciliarios a las reglas, normas, principios y deberes establecidos en la ley y los reglamentos.

La función primordial de la CREG, de acuerdo con lo determinado en el ordenamiento jurídico y, en especial, lo establecido en las Leyes 142 y 143 de 1994, consiste en la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible para asegurar una disponibilidad energética eficiente.

Entre las funciones de regulación atribuidas a la Comisión se encuentra la fijación de las metodologías tarifarias de los servicios públicos de energía y gas combustible que, por sus características específicas de monopolio natural, requieren intervención del Estado, en las cuales se señalan, de manera general, los costos y gastos que les serán reconocidos a los diferentes agentes, así como los criterios técnicos de demanda a aplicárseles y las tasas de retorno que se le fijará en el respectivo periodo tarifario.

Conforme lo anotado, la intervención del estado en los servicios públicos domiciliarios se hace a través de la regulación, vigilancia y control de los prestadores de servicios públicos a fin de garantizar la prestación de estos de manera continua, eficiente y de calidad.

5. Pregunta: “5. ¿En qué momento la República de Colombia puede tomar decisiones que afecte el mercado o los distribuidores?”

Respuesta: Como se indica en la respuesta del numeral 4, el Estado a través de la regulación fija las metodologías tarifarias de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible que, por sus características específicas de monopolio natural, requieren intervención del Estado, en las cuales se señalan, de manera general, los costos y gastos que les serán reconocidos a los diferentes agentes, así como los criterios técnicos de demanda a aplicárseles y las tasas de retorno que se le fijará en el respectivo periodo tarifario.

Todo lo anterior, con fundamento en los criterios y principios tarifarios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 para garantizar tanto la prestación eficiente de los servicios públicos como la protección de los derechos de los usuarios y la consecución de los fines sociales.

6. Pregunta: “6. De acuerdo con lo que nos han indicado el Decreto 570 de 2018 y las resoluciones relacionadas fueron declaradas nulas por el Consejo de Estado, por lo tanto, realice la línea del tiempo de cómo se han regulado las FNCER.”

Respuesta: Mediante el Decreto 570 de 2018 del 23 de mayo de 2018, el gobierno nacional estableció los lineamientos de política pública para definir e implementar un mecanismo que promoviera la contratación de largo plazo para los proyectos de generación de energía eléctrica complementarios a los mecanismos existentes en el MEM para esa fecha.

Como uno de sus objetivos, estaba el aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, es decir, la generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energía renovable, FNCER.

Las entidades sectoriales involucradas en su cumplimiento eran el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, quien según su competencia debía adoptar las medidas necesarias para actualizar la normatividad vigente, el planeamiento, conexión, operación, y medición para la integración de los proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollen a partir de la aplicación del citado mecanismo.

A la fecha de la presente comunicación, se han ejecutado tres (3) Subastas de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo denominadas SUBASTA CLPE No. 01-2019, SUBASTA CLPE No. 02 -2019 y No. 03 -2021 con fundamento en Decreto 570 de 2018, que se resumen en la siguiente tabla y se detallan posteriormente según la participación de la CREG.

Tabla No 2. Resumen Subastas de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo

SUBASTA CLPE	Condiciones MME	Convocatoria MME	CREG
01-2019	Resolución 40791 de 2018	Resolución 41314 de 2018 (Derogó Resolución 40795 de 2018).	Resolución CREG 020 de 2019 Condiciones de competencia y traslado del G en el CU derivado de las adjudicaciones.Resolución CREG 11 de 2019 Garantía de puesta en operación comercial y XM administrador
02-2019	Resoluciones 40590 de 2019 y 40725 de 2019	Resolución 40591 de 2019	Resolución CREG 106 de 2019 Condiciones de competencia Resoluciones CREG 129 y 142 de 2019 traslado del G en el CU derivado de las adjudicacionesResolución CREG 107 de 2019 Garantía de puesta en operación comercial y XM administrador
03-2021	Resoluciones 40141 de 2021 (Modifica la Resolución 40590 de 2019) y 40305 de 2021	Resolución 40179 de 2021	Resolución CREG 177 de 2021 Condiciones de competencia Resolución CREG 179 de 2021 traslado del G en el CU derivado de las adjudicaciones Resolución CREG 186 de 2021 Garantía de puesta en operación comercial y XM administrador

Elaboración: Propia

a. SUBASTA CLPE No. 01 - 2019: En cumplimiento de los objetivos descritos en el mencionado decreto, el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución MME 40791 de 2018, definió las reglas y los actores a participar en la implementación del mecanismo de subastas para la compra de energía de largo plazo y mediante la Resolución MME 41314 de 2018 (que derogó Resolución 40795 de 2018) convocó la realización de SUBASTA CLPE No. 01-2019.

En los artículos 4, 5, 6, 22, 25, 36 y 43 de la Resolución MME 40791 de 2018, se dictan lineamientos para ser desarrollados por la CREG de la siguiente manera:

“(...) ARTÍCULO 4o. INTEGRACIÓN DEL MECANISMO AL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) adoptará las medidas necesarias para que las disposiciones contenidas en esta resolución se integren al Reglamento de Operación y sean llevadas a cabo por el Operador y Administrador del Mercado, de acuerdo con su competencia.

ARTÍCULO 5o. TRANSICIÓN. La CREG definirá un esquema de transición para aquellos proyectos con fuentes no convencionales de energía renovable en relación con sus requisitos técnicos, operativos y de mercado, de tal forma que se garantice su integración en el Sistema Interconectado Nacional y su participación en el Mercado de Energía Mayorista, mientras dicha entidad establece, entre otros, la actualización del código de redes, un despacho vinculante con mercados intradiarios y un mercado de servicios complementarios.

ARTÍCULO 6o. SEGUIMIENTO. Teniendo en cuenta que la energía que se asignará como resultado de la aplicación del mecanismo de que trata la presente Resolución contribuirá al cumplimiento de los objetivos de política establecidos en el artículo 2.2.3.8.73 del Decreto 1073 de 2015, la CREG designará al Operador y Administrador del Mercado como el agente responsable de la publicación de la información necesaria para el seguimiento de las obligaciones relacionadas con la generación de esta energía y de la administración de la garantía de puesta en operación de los proyectos de generación nuevos que resulten adjudicados en la subasta de que trata la presente Resolución, de manera que estas actividades estén armonizadas con los demás mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.

(...)

ARTÍCULO 22. CONDICIONES DE COMPETENCIA. Para garantizar un proceso de interacción eficiente entre los compradores y vendedores, la UPME, como parte del proceso de adjudicación, deberá verificar el cumplimiento de las condiciones de competencia que la CREG determinará en acto administrativo previo al envío de información requerida para la precalificación o calificación.

(...)

ARTÍCULO 43. GARANTÍA DE PUESTA EN OPERACIÓN. La CREG definirá la garantía asociada a la puesta en operación de los proyectos de generación nuevos adjudicados en la subasta de que trata la presente Resolución. La CREG deberá definir por lo menos: las obligaciones a garantizar, el administrador de la garantía, los eventos de incumplimiento, los criterios y tipos de garantías admisibles, la metodología aplicable a los montos a garantizar; los mecanismos de ajuste que se requieran; y el destino de los dineros resultantes al hacerlas efectivas. (...)" Subraya fuera texto.

Con base en los anteriores lineamientos, facultades constitucionales y legales, la CREG expidió las siguientes resoluciones para el desarrollo de la SUBASTA CLPE No. 01-2019:

- Resolución CREG 020 de 2019 por cual se definieron las condiciones de competencia y las condiciones de traslado de los precios de los contratos en el componente de costro de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU) para el mercado regulado^[11]

- Resolución CREG 11 de 2019 por la cual se definió la garantía de puesta en operación comercial que debían entregar los vendedores que resultaran adjudicados en el mecanismo definido en la Resolución MME 40791 de 2018.^[12]

b. SUBASTA CLPE No. 02-2019: En cumplimiento de los objetivos descritos en el Decreto 570 de 2018, el Ministerio de Minas y Energía mediante las Resoluciones MME 40590 y 40725 de 2019 definió e implementó las condiciones para realizar el mecanismo de subastas para la compra de energía de largo plazo y su mecanismo complementario. Mediante la Resolución MME 40591 se convocó la realización de la SUBASTA CLPE No. 02-2019.

En los artículos 5, 19, 23 y 36 de la Resolución MME 40590 de 2019, se dictan lineamientos para ser desarrollados por la CREG de la siguiente manera:

"(...) Artículo 5o Teniendo en cuenta que la energía que se asignará como resultado de la aplicación del mecanismo de que trata la presente resolución contribuirá al cumplimiento de los objetivos de política establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto número 1073 de 2015, adicionado por el Decreto número 0570 de 2018, la CREG designará al ASIC como el administrador de la garantía de puesta en operación de los proyectos de generación que resulten adjudicados en dicho mecanismo.

(...)

Artículo 19. Condiciones de competencia. La CREG, mediante resolución, determinará las condiciones de competencia que garanticen un proceso de asignación eficiente, así como la forma y el momento en que dichas condiciones deben ser verificadas. Esta resolución deberá estar en firme antes de la fecha de radicación de la información requerida para la precalificación de los participantes en la Subasta.

El Subastador verificará el cumplimiento de las condiciones de competencia definidas por la CREG y en caso de que no haya cumplimiento de las mismas, la Subasta y sus resultados de asignación no producirán efecto jurídico alguno.

(...)

Artículo 23. La CREG definirá dos (2) topes máximos, así:

a) Tope Máximo Promedio: será expresado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP/kWh] con dos (2) decimales de precisión sin incluir el CERE y será utilizado en el proceso de adjudicación de la Subasta, como se indica en el artículo 24 de la presente resolución.

b) Tope Máximo Individual: será expresado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP/kWh] con dos (2) decimales de precisión sin incluir el CERE y será utilizado para eliminar las ofertas de venta que superen este valor antes de iniciar el proceso de adjudicación de la Subasta, como se indica en el artículo 24 de la presente resolución.

Los topes máximos deberán ser calculados con base en la información que la CREG considere pertinente, incluyendo aquella que sea suministrada por la UPME.

Así mismo, los topes máximos deberán ser presentados por la CREG a la UPME en dos sobres cerrados en la oportunidad que se establezca en el pliego de bases y condiciones específicas, para ser revelados después de que se haya realizado el proceso de adjudicación.

(...)

Artículo 36. Garantía de puesta en operación. La CREG definirá la garantía asociada a la entrada en operación comercial de los proyectos de generación adjudicados en la Subasta. La CREG deberá definir por lo menos: las obligaciones a garantizar, el administrador de la garantía, los eventos de incumplimiento, los criterios y tipos de garantías admisibles, la metodología aplicable a los montos a garantizar, los mecanismos de ajuste que se requieran y el destino de los dineros resultantes al hacerla efectiva.

Para efectos de la garantía de puesta en operación, el Vendedor podrá prorrogar, hasta por un plazo máximo de dos (2) años, contados a partir de la fecha de inicio de las obligaciones de suministro de energía eléctrica, sin que dicha prórroga implique ejecución alguna de la garantía de puesta en operación. En ningún caso la prórroga aquí mencionada suspenderá las obligaciones de suministro de energía del Vendedor. (...)" Subraya fuera texto.

Con base en los anteriores lineamientos, facultades constitucionales y legales, la CREG expidió las siguientes resoluciones para el desarrollo de la SUBASTA CLPE No. 02-2019:

- Resolución CREG 106 de 2019 por cual se definieron las condiciones de competencia.^[13]

- Resoluciones CREG 129 y 142 de 2019, por la cual se definieron las condiciones de traslado de los precios de los contratos en el componente de costro de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU) para el mercado regulado.^[14]

- Resolución CREG 107 de 2019, por la cual se definió la garantía de puesta en operación comercial que debían entregar los vendedores que resultaran adjudicados en el mecanismo definido en la Resolución MME 40590 de 2019.^[15]

c. SUBASTA CLPE No. 03 - 2021: En cumplimiento de los objetivos descritos en el Decreto 570 de 2018, el Ministerio de Minas y Energía mediante las Resoluciones MME 40141 (modificó la Resolución MME 40590 de 2019) y 40305 de 2021 de 2021 se definiendo las condiciones para realizar el mecanismo de subastas para la compra de energía de largo plazo y su mecanismo complementario. Mediante la Resolución MME 40179 de 2021 se convocó la realización de la SUBASTA CLPE No. 03-2021.

En los artículos 19, 23 y 36 de la Resolución MME 40590 de 2019 (modificada por la Resolución MME 40141 de 2021), se dictaron lineamientos para ser desarrollados por la CREG de la siguiente manera:

''(...) Artículo 19. Condiciones de competencia. La CREG, mediante resolución, determinará las condiciones de competencia que garanticen un proceso de asignación eficiente, así como la forma y el momento en que dichas condiciones deben ser verificadas. Esta resolución deberá estar en firme antes de la fecha de radicación de la información requerida para la precalificación de los participantes en la Subasta.

El Subastador verificará el cumplimiento de las condiciones de competencia definidas por la CREG y en caso de que no haya cumplimiento las mismas, la Subasta y sus resultados de asignación no producirán efecto jurídico alguno”.

(...)

"(...) ARTÍCULO 8o. Modificar el Artículo 23 de la Resolución 40590 de 2019, modificado por el Artículo 4o de la Resolución MME 40678 de 2019, el cual quedará así:

“Artículo 23. Topes Máximos. La CREG definirá dos (2) topes máximos, así:

Los topes máximos deberán ser calculados con base en la información que la CREG considere pertinente, incluyendo aquella que sea suministrada por la UPME o el Subastador.

Así mismo, los Topes Máximos deberán ser presentados por la CREG al Subastador a través del mecanismo que la Comisión disponga, en los plazos establecidos de acuerdo con los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas, para ser revelados después de que se haya realizado el proceso de adjudicación”.

(...)

ARTÍCULO 36. La CREG definirá la garantía asociada a la entrada en operación comercial de los proyectos de generación adjudicados en la Subasta. La CREG deberá definir por lo menos: las obligaciones a garantizar, el administrador de la garantía, los eventos de incumplimiento, los criterios y tipos de garantías admisibles, la metodología aplicable a los montos a garantizar, los mecanismos de ajuste que se requieran y el destino de los dineros resultantes al hacerla efectiva.

PARÁGRAFO 1o. El Vendedor podrá prorrogar la Garantía de Puesta en Operación hasta por seis (6) meses adicionales a la entrada en operación comercial de los activos de transmisión de los cuales depende la entrada en operación de la planta de generación de acuerdo con el concepto de conexión otorgado por la UPME. Durante la prórroga mencionada en este parágrafo, no podrá ejecutarse la Garantía de Puesta en Operación, ni se suspenderán las obligaciones de suministro de energía del Vendedor.

PARÁGRAFO 2o. Cuando la Garantía de Puesta en Operación sea prorrogada en virtud del parágrafo 1 de este artículo, las partes de los Contratos de Energía a Largo Plazo podrán ampliar el periodo de suministro del contrato por el término que convengan, sin que dicha modificación deba ser previamente autorizada por el Ministerio de Minas y Energía siempre que conserven las condiciones de precio, cantidades, fecha de inicio de obligaciones de suministro de energía y demás adjudicadas en la subasta correspondiente^...)"

Subraya fuera texto.

Con base en los anteriores lineamientos, facultades constitucionales y legales, la CREG expidió las siguientes resoluciones para el desarrollo de la SUBASTA CLPE No. 03-2021:

- Resolución CREG 177 de 2021 por la cual se definieron las condiciones de competencia.^[16]

- Resolución CREG 179 de 2021 por la cual se definieron las condiciones de traslado de los precios de los contratos en el componente de costro de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU) para el mercado regulado.^[17]

- Resolución CREG 186 de 2021 por la cual se definió la garantía de puesta en operación comercial que debían entregar los vendedores que resultaban adjudicados en el mecanismo convocado por la Resolución MME 40179 de 2021.^[18]

Ahora bien, respecto de Sentencia del Consejo de Estado de fecha 14 de junio de 2023 con número de radicación: 11001-03-26-000-2018-00164-00, esta solo declaró la nulidad del Decreto 570 de 2018, así como de las Resoluciones MME 40791 y 40795 de 2018 que corresponden a las condiciones y convocatoria de la SUBASTA CLPE No.01-2019.

Es de precisar que en ejecución de la SUBASTA CLPE No.01 - 2019 no se cumplieron las condiciones de competencia definidas en la Resolución CREG No. 020 de 2019 y el artículo 22 de la Resolución MME 40791 de 2018, por lo tanto, no tuvo ninguna adjudicación, y, en consecuencia, tampoco la celebración de los respectivos contratos de suministro.

Finalmente, esta Comisión ha sostenido sobre el fallo de nulidad del Decreto 570 de 2018 y la vigencia de las resoluciones expedidas por CREG para las condiciones de competencia, traslados de las compras de energía (G) derivadas de los contratos de suministro, la garantía de puesta en operación comercial de los proyecto de generación adjudicatarios y su administración por parte de XM, que para el caso de los mecanismos SUBASTA CLPE No.02-2019 y SUBASTA CLPE No.03-2021 en temas específicos de los servicios públicos domiciliarios y los efectos en el tiempo de las sentencias de nulidad, se aplica lo dispuesto en el artículo 38 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 38 de la Ley 157 de 1987, además de la jurisprudencia en relación con el reconocimiento de las situaciones jurídicas consolidadas.

7. Pregunta: “7. Cuál es el marco regulatorio y tarifario vigente que regula la actividad desarrollada por EDPR, así como el que habilita a la CREG para actuar como regulador y también XM Administradores del mercado eléctrico.”

Respuesta: Ver respuestas de los numerales 2, 3, 6 y 23 de este documento.

8. Pregunta: “8. Indicar cuáles son las funciones de XM Administradores del mercado eléctrico, cuando actúa como mandatario y como administrar, así como, explique cuáles y para qué es la constitución de las garantías.”

Respuesta 8: Ver respuestas de los numerales 2, 3 y 6 de este documento.

9. Pregunta: “9. Desarrollar una ficha técnica, con los términos generales, de cómo funciona el mercado de energía - cadena de actividades del sector, la generación, transmisión, distribución, comercialización, así como, mercado spot, bolsa de mercado, operatividad de la transición a FNCER.”

Respuesta 9: Ver el literal A y las respuestas de los numerales No. 2, 3 y 6 de este documento.

10. Pregunta: “10. Señalar cuáles son las consideraciones, análisis, estudios previos, términos y condiciones, para el marco regulatorio y tarifario aplicable a las FNCER.”

Respuesta: Ver respuesta del numeral 2 de este documento.

11. Pregunta: “11. Desde el punto de vista técnico, legal y regulatorio agradecemos exponer las consideraciones correspondientes, en relación con el funcionamiento de la línea de transmisión para la conexión al SIN (Conexión al Sistema Interconectada Nacional de Energía), la subestación Colectora 500 Kv y sus líneas asociadas, ya que EDPR afirma que la base del proyecto es Colectora para poder conectar los proyectos al SIN.”

Respuesta: En primer lugar, para la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN), el parágrafo del artículo 18 de la Ley 143 de 1994 dispuso que le corresponde a la CREG desarrollar el marco regulatorio que incentive la inversión en expansión de la capacidad de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) por parte de inversionistas estratégicos, así como establecer esquemas que promuevan la entrada de nueva capacidad de generación y transmisión.

Adicionalmente, artículo 39 de la Ley 143 de 1994 establece que los cargos asociados con el acceso y uso del STN deben cubrir los costos de inversión de las redes, incluido el costo de oportunidad del capital y los costos de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad y en condiciones óptimas de gestión, teniendo en cuenta criterios de viabilidad financiera.

Por su parte, los artículos 23 y 41 de la Ley 143 de 1994 dispone que le corresponde a de la CREG establecer la metodología de cálculo y aprobar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como, los procedimientos para hacer efectivo su pago.

En consecuencia, la CREG tiene a su cargo expedir la regulación para el ejercicio de las actividades económicas de Trasmisión y Distribución. Tal como se resume en la siguiente tabla.

Tabla No 3. Ficha Técnica - Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en Colombia

Concepto	Descripción
Descripción general de las actividades	Transmisión: Transporte de electricidad a través de activos que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, incluyendo los transformadores con este voltaje en el lado de baja alta tensión. Este conjunto de activos se denomina Sistema de Transmisión Nacional, STN. Distribución: Transporte de electricidad a través de activos que operan a tensiones inferiores a 220 kV. Este conjunto de activos se divide en Sistema de Transmisión Regional, STR, si el voltaje de los activos es igual o superior a 57,5 kV y Sistema de Distribución Local, SDL, si los activos operan a voltajes inferiores a 57,5 kV.La unión entre el STN, STR y SDL constituye el Sistema Interconectado Nacional, SIN.
Principales Agentes del Sistema	Transmisores Nacionales: Empresas encargadas de operar y mantener los activos de transmisión. Actualmente existen 11 empresas que prestan la actividad de transmisión. Distribuidores: Empresas encargadas de operar y mantener los activos de distribución, tanto en el STR como en el SDL. También son denominados Operadores de Red, OR. Adicional a los OR existen los Transmisores Regionales, TR, que son empresas que, a través de procesos de convocatoria construyen proyectos de expansión en el STR. En el país existen actualmente 29 OR y a través de convocatorias se han creado 9 TR.
Remuneración	Transmisión: La remuneración de prestación de la actividad de transmisión se realiza a través del reconocimiento de un ingreso anual que se calcula con base en la metodología que se encuentra vigente que es la establecida en la Resolución CREG 011 de 2009. El cargo de transmisión es un cargo que se paga como una estampilla, por parte de todos los usuarios del servicio de energía eléctrica en el país. Distribución: La remuneración de prestación de la actividad de distribución se realiza a través del reconocimiento de un ingreso anual que se calcula con base en la metodología que se encuentra vigente, que actualmente es la establecida en la Resolución CREG 015 de 2018. El ingreso de cada nivel de tensión se recoge a través de la aplicación de un cargo por el uso de los activos de cada nivel de tensión (Nivel 1: voltaje menor que 1 kV, nivel 2: voltaje mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV, nivel 3: voltaje mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV y nivel 4: voltaje mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV).
Expansión	Transmisión: La definición de la expansión requerida en el STN es responsabilidad de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, quien elabora los planes de expansión y estos son adoptados a través de resolución del Ministerio de Minas y Energía. Los proyectos definidos se adjudican a través de procesos de selección (convocatorias) o a través de ampliaciones que pueden ser realizadas por el transmisor, con base en un listado definido para tal fin en la regulación Distribución: El responsable de definir y ejecutar las obras de expansión requeridas en los sistemas es el OR de cada mercado de comercialización. Cuando la UPME identifica obras requeridas en el STR y estas no van a ser ejecutadas por el respectivo OR debe iniciar un proceso de convocatoria para seleccionar a un inversionista que ejecute dicho proyecto.
Acceso al sistema	El acceso al SIN por parte de generadores, cogeneradores, autogeneradores y usuarios finales se regula en las resoluciones CREG 075 de 2021 y 174 de 2021, esta última enfocada en el acceso de autogeneradores menores a 5 MW que se conecten al SDL. En el caso de generadores, independientemente del tamaño y del nivel de tensión, la asignación de capacidad de transporte se rige por la Resolución CREG 075 de 2021 y la UPME es la entidad responsable de emitir concepto de conexión, así como de llevar a cabo el seguimiento a la ejecución.

Elaboración: Propia

Precisado lo anterior, las Resoluciones MME No. 181315 de 2002 y 180924 de 2003 se delegaron en la UPME las gestiones administrativas necesarias para la selección, mediante convocatorias públicas, de inversionistas que acometan en los términos del artículo 85 de la Ley 143 de 1994 de todos los proyectos aprobados en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional.

En línea con los anterior, la fecha oficial de puesta en operación de una Obra de expansión del STN podrá ser modificada por el MME en los términos del artículo 16 de la Resolución 180924 de 2003 del MME y del numeral IV, literal b), del 27 artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001 y sus modificaciones.

En consecuencia, la obra de expansión en el STN denominada “Subestación colectora 500 kV y líneas de transmisión colectora - cuestecitas y cuestecitas - la loma 500 kV” fue definida por la UPME en el “Plan de Expansión de Referencia Generación - 26 Transmisión 2015-2029”, adoptada mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 27 40095 de 1 de febrero de 2016, y adjudicada mediante la al Grupo de Energía de Bogotá.

No obstante, lo anterior, la manifestación del perjuicio que pueda estar alegando EDPR debe ser valorado en el marco de lo dispuesto por el artículo 85 de Ley 143 de 1994, el cual establece que la inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica es responsabilidad de aquéllos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.

En tal sentido, en cumplimiento o no de la ejecución de la Convocatoria Púbica 06 - 2017, de conformidad con lo establecido en el artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2007 que modifica el aparte IV del literal b) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, cuando se declare el abandono o retiro de la ejecución del Proyecto o el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, el Transmisor perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos aprobado por la CREG, y ésta podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar. De igual manera, se hará efectiva la garantía de cumplimiento otorgada por el Transmisor.

En segundo lugar, y sobre la responsabilidad a cargo de los proyectos de generación que se pretenden conectar al SIN, destacamos que los proyectos Parque Eólico Alpha de 212 MW y Parque Eólico Beta de 280 MW cuentan con Concepto de Conexión 2019520038591 y 2019520038621.

En tal sentido, en cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto 2121 de 2023 (Antes Decreto 1258 de 2013) la UPME emite los Conceptos de Conexión que autorizan la conexión al SIN de los proyectos de generación conforme a lo dispuesto por el artículo 85 de Ley 143 de 1994, y cuando dicha conexión requiere de la puesta en operación de una obra de expansión en el STN, la conexión del generador se condiciona a tal circunstancia; y, en consecuencia, el inversionista de los proyectos de generación asume por su cuenta y riesgo todos los atrasos de la obra de expansión del STN.

Por tal razón, la regulación estableció en el numera “ii” del literal “b” del artículo 17 de la Resolución CREG 075 de 2021 (antes literal “d” del artículo 17 de la Resolución CREG 075 de 2021) que los proyectos de generación con Concepto de Conexión (Capacidad de transporte asignada) emitido por la UPME condicionado a que las obras de expansión del STN se encuentren en operación pueden solicitar el cambio de la fecha de puesta de operación (FPO) de la conexión al SIN que le fue aprobada, justificada en que la obra de expansión del STN presenta atrasos en su ejecución.

Una vez la obra de expansión del STN entre en operación, de conformidad con el literal “b” del numeral 4.2 del Anexo No. 1 de la Resolución CREG 022 del 2001 y el 24 de la Resolución CREG 075 de 2021, en un plazo máximo de tres (3) meses el proyecto de generación deberá cumplir con la FPO que se comprometió con el SIN, so pena de ejecución de la respectiva garantía del cumplimiento de su obligación.

Finalmente, en cumplimiento del artículo 30 de la Resolución CREG 075 de 2021 los proyectos de generación con Concepto de Conexión (Capacidad de transporte asignada) emitido por la UPME, debe presentar los informes de avance de su ejecución, so pena de ejecución de la respectiva garantía del cumplimiento de su obligación o la de reserva de capacidad de transporte, de conformidad con los artículos 25 y 33 de la Resolución CREG 075 de 2021.

12. Pregunta: “12. Cuál ha sido el marco regulatorio aplicable a los Proyectos en relación con la generación de las FNCER, incluyendo si ha existido derogatorias de leyes, decretos, resoluciones, etc.”

Respuesta: Ver respuestas de los numerales 2, 6 y 10 de este documento.^[19]

13. Pregunta: “13. De acuerdo con la solicitud remitida por EDPR, ellos no tienen el 100% del total de la capacidad adjudicada por medio de la subasta referenciada, por lo que agradecemos precisar y documentar cómo están los procesos de los otros distribuidores.”

Respuesta: Mediante comunicación CREG Radicado: S2025004004 del 27 de mayo de 2025 se realizó traslado por competencia, dado que las reglas para la ejecución de las Subastas de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo - SUBASTA CLPE No. 02 -2019 y No. 03 -2021 fueron establecidas por el MME, y los implementadores y administradores del citado mecanismo fueron la UPME para el caso SUBASTA CLPE No. 02 -2019 y XM para el caso de SUBASTA CLPE No. 03 -2021.

14. Pregunta: “14. EDPR afirma que se le generó una expectativa al momento que se declararon los proyectos PINE (proyectos de Interés Nacional y Estratégico), por lo que agradecemos informar cuáles son las funciones adicionales que debe gestionar la Entidad cuando se da dicha declaratoria.”

Respuesta: Mediante comunicación CREG Radicado: S2025004004 del 27 de mayo de 2025 se realizó traslado por competencia al MME, dado que le corresponde al Ministerio cabeza del sector administrativo proponer el ingreso de los Proyectos de Interés Nacional y Estratégicos - PINES que consideran cumplen con los requisitos para esta priorización.

15. Pregunta: “15. Cuál es el marco regulatorio que establece que los comercializadores deben constituir garantías bancarias previo a entrar en operaciones, así como, explicar quién las administra, ejecuta y controla, dar todo el detalle posible.”

Respuesta: Conforme a los expuesto con anterioridad, el Ministerio de Minas y Energía fue el encargado de establecer las condiciones para la implementación y ejecución de las Subastas de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo - SUBASTA CLPE No. 01 -2019, SUBASTA CLPE No. 02 -2019 y No. 03 -2021. Conforme a los anterior, dicho Ministerio incorpora como requisito de participación para los generadores y comercializadores de las garantías de cumplimiento y de pago. En la siguiente tabla se enuncia donde se encuentra disponible la información en solicitud:

Tabla No 4. Garantías de Cumplimiento y de Pago

SUBASTA CLPE	Condiciones MME	Garantía de Cumplimiento Generadores	Garantía de Pago Comercializados
01-2019	Resolución 40791 de 2018	Artículo 10	Artículo 11
02-2019	Resoluciones 40590 y 40678 de 2019	Artículo 10	Artículo 11
03-2021	Resoluciones 40141 de 2021 y 40590 de 2019	Artículo 10	Artículo 11

Elaboración: Propia

16. Pregunta: “16. Cuáles fueron las consideraciones y el razonamiento expuesto, así como el marco regulatorio aplicable, para determinar la suspensión de las obligaciones de suministro de energía por los PPA.”

Respuesta: Mediante comunicación CREG Radicado: S2025004004 del 27 de mayo de 2025 se realizó traslado por competencia al MME, dado que las reglas para la modificación de los contratos de suministro derivados de las Subastas de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo - SUBASTA CLPE No. 02 -2019 y No. 03 -2021 fueron establecidas por el MME, al igual que sus modificaciones.

17. Pregunta: “17. En cabeza de quién estaba la reglamentación del Decreto 1276 de 2023 y que actuaciones se habían adelantado sobre el particular.”

Respuesta: Dada la declaración de inconstitucionalidad del Decreto 1276 de 2023 “por el cual se adoptan medidas para ampliar el acceso al servicio de energía eléctrica y preservar los medios de subsistencia de la población a través del rescate de la transición energética, con la finalidad de superar la crisis humanitaria y el estado de cosas inconstitucionales o evitar la extensión de sus efectos, en el marco del Estado de Emergencia Económica, Social y Ecológica declarado en el departamento de La Guajira.”, nos permitimos informar que la CREG no emitió ningún acto administrativo con la finalidad de regular lo dispuesto en los artículos 2, 3, 4 y 6 de la citada disposición.

Adicionalmente, tampoco surtió ningún efecto jurídico lo dispuesto en el artículo 7 del Decreto 1276 de 2023 que modificaba el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, en el sentido de incorporar en el ordenamiento jurídico un alivio de suspensión de contratos de suministro de energía media anual a largo plazo para generadores de Fuentes no Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en el departamento de La Guajira, entendido como una exoneración del riesgo por la decisión de los inversionistas de acometer la ejecución de dicha infraestructura y el cumplimiento de las obligaciones adquiridas con la participación voluntaria en las SUBASTA CLPE No. 02 - 2019 y No. 03 -2021.

18. Pregunta: “18. EDPR afirma que XM revocó el registro de terminación unilateral con AIR -E S.A.S. E.S.P., agradecemos remitir el detalle de lo ocurrido."

Respuesta: Mediante comunicación CREG Radicado: S2025004004 del 27 de mayo de 2025 se realizó traslado por competencia a XM. El marco legal se encuentra descrito en las respuestas de los numerales 2, 3 y 6 de este documento.

19. Pregunta: “19. EDPR afirma que XM ha ejecutado garantías a nombre de AIR - E S.A.S. E.S.P. Al respecto le solicitamos indicar bajo cuál marco legal puede XM ejecutar las garantías, así mismo, en caso de contar con información, explicar en el caso en concreto por qué lo hizo."

Respuesta: Ver respuesta del numeral 18 de este documento.

20. Pregunta: “20. EDPR afirma que XM no es un árbitro neutral. Le agradecemos nos explique cuáles son las funciones que desarrolla y por qué se afirma que actúa como un árbitro, para qué materias y en qué sentido.”

Respuesta: Ver respuesta del numeral 3 de este documento

21. Pregunta: “21. La agradecemos explicar, en relación con XM como administrador del sistema de intercambios comerciales, cuáles son la totalidad de sus funciones y cuál es el marco regulatorio cuando actúa como administrador de FNCER.”

Respuesta: Ver respuestas de los numerales 2, 3 y 6 de este documento.

22. Pregunta: “22. Por qué se debe constituir garantías bancarias previo a entrar en operaciones, así como, explicar quién las administra, ejecuta y controla, dar todo el detalle posible.”

Respuesta: Ver respuesta del numeral 3 de este documento.

23. Pregunta: “23. Cómo funciona y qué responsabilidad tienen con la conexión al SIN (Conexión al Sistema Interconectada Nacional de Energía)”

Respuesta: Ver respuesta del numeral 11 de este documento.

Adicionalmente, nos permitimos adjuntar a la presente los documentos denominados “Anexo Informativo Actividad de Generación y Comercialización en el SIN y ZNI” y “Anexo Esquema Tarifario del Servicio de Energía Eléctrica” que les permitirá conocer un contexto adicional respecto del funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista y del Minorista.

Conforme lo anterior, damos por atendida su solicitud y quedamos a su disposición en caso de considerar necesario reunirnos para ampliar la información aquí consignada.

Cordialmente,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA

Director Ejecutivo

1. Las consideraciones, análisis y estudios previos de la normativa los podrá encontrar en los documentos soporte de la resolución de consulta y la definitiva en los siguientes enlaces:

Resolución de Consulta:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/

1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/23d06c6da609e4d90525834600556c4f/Anexo_1Z0.E4.gif

Resolución Definitiva:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/ca640edbe4b7b5100525842d0053745d/$FILE/D-038- 19%20CAPITUL0%201%20C%C3%93DIG0%20%20C%C3%93DIG0%20DE%20OPERACI%C3%93N.pdf

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/ca640edbe4b7b5100525842d0053745d/$FILE/D-038- 19%20CAPITULO%201%20C%C3%93DIGO%20Y%20C%C3%93DIGO%20DE%20OPERACI%C3%93N.pdf

2. Las consideraciones, análisis y estudios previos de la normativa los podrá encontrar en los documentos soporte de la resolución de consulta y la definitiva en los siguientes enlaces:

Resolución de Consulta:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d33b50c9da665f39052585f30071d896/$FILE/D-134-20%20REGLAS%20TRANSITORIAS%20PARA%20PERMITIR%20LA%20CONEXI%C3%93N%20Y%20OPERACI%C3%93N%20DE%20PLANTAS%20SOLARES%20FOTOVOLTAICAS%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN %20EL%20SDL.pdf

Resolución Definitiva:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/

1 c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/400febffb3d0a8d105258783005471d6/$FILE/D-119-21%20REGLAS%20PARA%20LA%20CONEXI%C3%93N%20DE%20PLANTAS%20SFV%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN%20EL%20SDL%20CON%20CEN%20O%20POTENCIA%20M%C3%81XIMA%20DECLARADA %20IGUAL%20O%20MAYOR%20A%205%20MW.pdf

3. Las consideraciones, análisis y estudios previos de la normativa los podrá encontrar en los documentos soporte de la resolución de consulta y la definitiva en los siguientes enlaces:

Resolución de Consulta:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/

1 c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/8e71dd926eb1FILE/D-002-2021%20REVISI%C3%93N%20DE%20LAS%20REGLAS%20DE%20AUTOGENERACI%C3%93N%20A%20PEQUE%C3%91A%20ESCALA%20Y%20GENERACI%C3%93N%20DISTRIBUIDA.pdf

Resolución Definitiva:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/c99b2f316a59fffb052587950077d9d1/$FILE/D-142-2021%20AN%C3%81LISIS%20DE%20COMENTARIOS%20PROYECTO%20RESOLUCI%C3%93N%20CREG%20002%20DE%202021%20.pdf

4. Las consideraciones, análisis y estudios previos de la normativa los podrá encontrar en los documentos soporte de la resolución de consulta y la definitiva en los siguientes enlaces:

Resolución de Consulta:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b0525709c02/e2072de5ace751c20525879700599249/$FILE/D-141 -2021%20REGLAS%20PARA%20LA%20C0NEXI%C3%93N%20DE%20PS%20SFV%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN%20EL%20SDN%20C0N%20CEN%200%20P0TENCIA%20M%C3%81XIMA%20DECLARADA%20ENTRE%201%20Y%205%20MW.pdf

Resolución Definitiva:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/f7ff18edab11452d0525883f007db647/$FILE/D-101%20011%20AN%C3%81LISIS%20C0MENTARI0S%20PR0YECT0%20RES0LUCI%C3%93N%20173%20DE%202021.pdf

5. El mercado colombiano actual corresponde a un mercado tipo “pool”, el cual se caracteriza por ofertas de los agentes generadores y una única liquidación que se adelanta después de la operación (uninodal).

6. Mercado de corto plazo del MEM, donde se realizan las transacciones de compra y venta de energía en el corto plazo y en un tiempo no mayor de un día. En la Bolsa de Energía se forman precios de mercado en el corto plazo. Todos los días, los generadores, con plantas despachadas centralmente, están obligados a declarar a la Bolsa la energía que tienen disponible, y ofertar el precio al cual están dispuestos a venderla, por cuanto un supuesto fundamental del Mercado de Energía Mayorista es el normal funcionamiento del SIN.

7. Ver entre otras las Resoluciones CREG-024 y 025 de 1995 y CREG 051 de 2009.

8. Dentro de estos conceptos, además de las compras/ventas en la bolsa de energía, se encuentran los servicios complementarios del mercado de corto plazo, en los que se destaca la liquidación y transacciones por los siguientes conceptos: servicio de regulación secundaria de frecuencia que se realiza a través del Control Automático de Generación (AGC por sus siglas en inglés) y que liquida a través de la responsabilidad comercial de AGC (RAGC) que deben pagar todas las plantas de generación que son despachadas centralmente y; la generación de seguridad que es indispensable para aliviar las restricciones eléctricas y operativas del SIN, concepto que comúnmente es conocido y trasladado a los usuarios finales como el costo unitario de las restricciones del SIN. Así mismo, el servicio de confiabilidad de largo plazo, conocido como el cargo por confiabilidad, CxC, donde XM en sus funciones de ASIC, para el caso de este último, incluye en la factura de los generadores el pago del servicio del CxC que estos agentes no hubiesen podido recuperar por sus ventas de energía en los contratos de largo plazo.

9. XM se encarga de incluir en las facturas de los generadores, el pago por sus ventas de: energía en la bolsa de energía, por la energía que sus plantas de generación entregaron por AGC y generación de seguridad, más otros valores a que haya lugar. También se incluye en estas facturas los conceptos que hubiese tenido que asumir cada generador como compras de: energía en la bolsa de energía, el pago de la responsabilidad comercial de AGC y otros cargos. De igual manera, XM en sus funciones de ASIC se encarga de incluir en las facturas de los comercializadores, el cobro por sus compras de: energía en la bolsa de energía, el pago por las restricciones del SIN, el pago por el servicio de transmisión de energía y otros valores que haya a lugar. También se incluye las ventas en bolsa que hubiesen tenido los comercializadores.

10. Las reglas antes descritas pueden ser consultadas en la Resolución CREG 024 de 1995 en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0024 1995.htm

11. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0020 2019.htm

12. Disponible en el siguiente enlace:

https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0011_2019.htm

13. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0106 2019.htm

14. Disponible en los siguientes enlaces:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0129_2019.htm#:~:text=En%20esta%20resoluci%C3o/oB3n%20se%20determin%C3%B3,eficiente%20entre%20compradores%20y%20vendedores

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0142_2019.htm

15. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0107_2019.htm

16. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0177 2021.htm

17. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0179 2021.htm

18. Disponible en el siguiente enlace:

- https://gestornormativo.creq.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion creg 0186 2021.htm

19. En cuanto a derogatorias, puede consultar la norma filtrando por año indicando la resolución que desea en el siguiente enlace, y esta presenta a última versión, pues tiene un sistema automático que a su vez indica que norma la ha actualizado:

- https://gestomormativo.creq.gov.co/gestor/entorno/resoluciones_por_orden_cronologico.html

<Consultar Documento original directamente en el siguiente enlace: https://normograma.com/documentospdf/PDF/CTO_CREG_0004289_2025_ANEXO1.pdf

<Consultar Documento original directamente en el siguiente enlace: https://normograma.com/documentospdf/PDF/CTO_CREG_0004289_2025_ANEXO2.pdf

Gestor Normativo Alejandría 2.0

Concepto 4289 de 2025 CREG

Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG

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