CONCEPTO 5675 DE 2026

(julio 4)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Señor

XXXXXX

Asunto: Respuesta sobre dudas regulatorias para aplicar medidas requeridas en el Área Caribe.

Radicado CREG: E2026008714 y E2026009157

Respetado señor XXXXXX:

Hemos recibido las comunicaciones del asunto, la primera, en la que se da respuesta a nuestra comunicación S2026005091, del 11 de junio de 2026, en donde se solicitó al CNO brindar mayor información acerca de las necesidades de revisión o ajustes de la regulación vigente que puedan permitir, en el corto plazo, resolver las situaciones identificadas en el Área Caribe y la segunda en la que se precisan más estas necesidades.

A continuación, transcribimos algunos apartes de la información bridada y damos respuesta a los temas sobre los que el CNO expone que se requiere pronunciamiento por parte de la Comisión.

Comunicación E2026008714:

a) Apertura de circuitos a nivel de 110 kV, de tal manera que la carga Guatapurí 110 kV sea atendida desde Valledupar, y San Juan desde esta misma subestación a nivel de 220 kV, ello a través de un nuevo enlace a 110 kV y un transformador 220/110 kV, correspondiente a la unidad de reserva de las subestaciones Sabanalarga y Nueva Barranquilla.

(...)

Para la medida de mitigación a):

Como marco reglamentario se tiene la Resolución MME 182148 de 2007,” Por la cual se definen los criterios de seguridad y confiabilidad para los Sistemas de Transmisión Regional, STR”.

(.)

En este sentido, y de acuerdo con la propuesta del Operador de Red, en los puntos del Sistema que corresponden a las subestaciones Sabanalarga y Nueva Barranquilla no tendrían unidades de reserva. Adicionalmente, debe revisarse si el nuevo punto de conexión sugerido por AIR-E, así como las mismas subestaciones Nueva Barranquilla y Sabanalarga, estarían adecuadas en los términos del Artículo 2 de la resolución antes mencionada.

Adicionalmente, teniendo en cuenta que el transformador de reserva debería ser desplazado hasta la nueva subestación San Juan 220/110 kV, y que este activo está siendo reconocido por la Comisión como unidad de reserva para las subestaciones Nueva Barranquilla y Sabanalarga, se debe analizar si desde el punto de vista regulatorio este tipo de medidas, que son esenciales para mitigar la crítica situación de racionamiento y que deben ser conceptuadas por la UPME, se pueden implementar.

Finalmente, considerando que pueden surgir otro tipo de inquietudes por parte de los transportadores y dueños de los activos de transformación, como por ejemplo el tratamiento normativo de soluciones operativas que son temporales, sugerimos respetuosamente a la Comisión liderar una reunión con los organismos y agentes interesados.

Comunicación E2026008714:

Revisar junto con MINENERGÍA los artículos 1 y 2 de la Resolución MME 182148 de 2007,” Por la cual se definen los criterios de seguridad y confiabilidad para los Sistemas de Transmisión Regional, STR”, teniendo en cuenta que algunas de las medidas operativas plantadas por los Operadores de Red implican el movimiento de unidades de reserva de transformación STN/STR, que entendemos están siendo reconocidas para subestaciones específicas.

Respuesta:

Los artículos 1, 2, 3 y 4 de la Resolución MME 182148 de 2007 establecen lo siguiente:

Artículo 1. En un plazo no mayor a dos meses, contados a partir de la expedición de la presente resolución, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá, incorporar dentro de los criterios de remuneración las inversiones eficientes asociadas con las medidas necesarias para evitar que el Sistema de Transmisión Nacional, STN, se afecte como resultado de una contingencia sencilla en líneas de los Sistemas de Transmisión Regionales, STR, o en transformadores de conexión al STN.

Adicionalmente, con el fin de garantizar una pronta recuperación del servicio, las conexiones al STN que tienen un solo transformador deberán contar con una unidad de reserva.

Parágrafo 1. Para efectos de este artículo se entiende que se afecta al STN cuando una contingencia en el STR origina desconexiones adicionales de elementos del STN o de transformadores de conexión al STN.

Parágrafo 2. Las inversiones eficientes a las cuales se refiere este artículo deberán ser reconocidas en forma inmediata a los Operadores de Red, a partir de su entrada en operación comercial.

Artículo 2. La CREG deberá establecer un plazo no mayor a tres años para que los Operadores de Red acondicionen sus STR y sus conexiones al STN a los criterios establecidos en el artículo 1o. de esta resolución.

Artículo 3. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, deberá tener en cuenta estos criterios de confiabilidad y expansión de los STR en los análisis de los planes de inversión de las empresas.

Artículo 4. La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, deberá llevar a cabo el seguimiento necesario para que las acciones que se adelanten en torno al Plan de Expansión del STN y de los STR sean integrales y coordinadas, por lo cual todos los análisis de contingencias se realizarán conjuntamente entre los dos sistemas, incluida la relación costo beneficio de la expansión.

Con base en lo dispuesto en los artículos 1 y 2 de la Resolución MME 182148 de 2007, para poder normalizar la situación de los transformadores que ya se encontraban en operación en el sistema de acuerdo con lo exigido por la resolución del MME, la CREG incluyó el artículo 17 en la metodología de distribución de energía, definida con la Resolución CREG 097 de 2008, que estableció lo siguiente:

Artículo 17. Criterio de seguridad y confiabilidad en los STR. Las conexiones de los OR al STN, que cumplan con los supuestos del artículo 1 de la Resolución MME 18 2148 de diciembre de 2007 o de la norma que la modifique, sustituya o complemente, deberán contar con una unidad de reserva en los términos de esta misma disposición.

Por unidad de reserva se entiende un (1) transformador trifásico o un (1) transformador monofásico para el caso de los bancos de transformadores.

Parágrafo 1. Los OR deben cumplir con lo exigido en este Artículo dentro de los tres años siguientes a la vigencia de la presente Resolución y presentar ante la CREG, la solicitud de remuneración del activo mediante la actualización del costo anual con una anticipación no inferior a siete (7) meses a la fecha prevista para su entrada en operación, como condición para que su remuneración pueda ser reconocida en forma inmediata a partir de tal momento.

Parágrafo 2. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre las unidades de reserva.

Con base en esta disposición regulatoria, los OR tenían la responsabilidad de realizar las inversiones respectivas y solicitar la remuneración de los activos ante la CREG.

Así mismo, con base en los artículos 3 y 4 de la Resolución MME 182148 de 2007, a la UPME le corresponde analizar las expansiones que reporten los OR, con el fin de que se apliquen los criterios de expansión definidos por el MME en dicha resolución, así como hacer el seguimiento sobre las acciones de coordinación de la expansión STN - STR, para el cumplimiento de lo allí dispuesto.

En consecuencia, la Comisión entiende que la revisión de que se encuentren adecuadas las subestaciones Sabanalarga, Nueva Barranquilla y San Juan^[1] en los términos del artículo 2 de la Resolución MME 182148 de 2007, se relaciona con la coordinación de la expansión STN-STR asignada a la UPME mediante el artículo 4 de la misma resolución. Así mismo, se entiende que la verificación del cumplimento, por parte de los OR, estaría a cargo de la entidad responsable del control y seguimiento al cumplimiento de la ley y la regulación, que es la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

En cuanto a la consulta sobre la posibilidad de trasladar, conforme a la regulación vigente, una unidad de reserva correspondiente a las conexiones al STN que cuentan con un solo transformador a otra subestación del SIN, esta Comisión considera necesario recordar las siguientes disposiciones regulatorias.

La conexión de activos de uso al Sistema Interconectado Nacional se realiza considerando lo establecido en el numeral 4.1.1 del Código de Conexión, que hace parte del Código de Redes, definido mediante la Resolución CREG 025 de 1995. A continuación, se transcribe este numeral.

4.1.1. PUNTO DE CONEXIÓN.

En conformidad con el Código de Planeamiento, en toda solicitud de conexión, el Transportador, previa autorización de la UPME, debe efectuar los estudios de viabilidad técnica y económica. Si la conexión es viable técnica y económicamente y es aprobada por la UPME, el Transportador debe ofrecer al Usuario un Punto de Conexión del nivel a 220 kV o tensión superior, a partir del cual el Usuario podrá realizar la conexión. En general, el Punto de Conexión es el barraje a 220 kV o tensión superior de una de las subestaciones existentes en el STN, o el barraje a 220 kV o tensión superior de una nueva subestación que según el estudio de viabilidad se necesite construir.

Si la conexión es viable técnica y económicamente, pero el Transportador no posee los recursos financieros para ofrecer el Punto de Conexión, el Usuario podrá, si así lo desea, acometer con sus propios recursos la construcción del Punto de Conexión, pero cumpliendo con los requisitos del CC y el Contrato de Conexión.

Con base en este artículo, previa autorización de la UPME le corresponde al Transportador determinar la viabilidad de la conexión de activos de uso en el sistema. Por lo tanto, la Comisión entiende que la regulación vigente no limita la aprobación de la conexión de un activo a una duración específica y, por lo tanto, la regla hoy permite a los Transportadores evaluar cualquier conexión de activos de uso que se solicite en el SIN, incluyendo aquellas que se requieran de manera temporal o permanente.

Adicionalmente, se entiende que para la conexión de cualquier activo al SIN debe darse cumplimiento a los acuerdos definidos por el CNO, entre ellos el Acuerdo 1937 de 2025 “Por el cual se aprueba la actualización del "Procedimiento para la declaración de entrada en operación comercial de proyectos de transmisión que incluyan activos de uso del Sistema de Transmisión Nacional - STN del Sistema de Transmisión Regional - STR -, de usuarios conectados directamente al STN, al STR y de recursos de generación"

Debido a que la alternativa propuesta considera un cambio en las condiciones operativas del SIN, al dejar sin transformador de reserva una conexión al STN que tiene un solo transformador, la Comisión entiende que sobre esta alternativa se requiere la evaluación y recomendación desde el punto de vista operativo por parte del CNO, considerando que su función principal es acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica; y por parte del CND, como responsable del planeamiento operativo.

En el análisis que se haga sobre esta medida debe determinarse la temporalidad prevista para su aplicación, considerando que se toma para atender una situación de desatención de la demanda por instrucciones operativas. Por lo tanto, la Comisión entiende que la definición de la temporalidad requerirá la evaluación conjunta del CND, el CNO y la UPME, en procura de la operación segura y confiable del sistema y la normalización de sus condiciones operativas, considerando las alternativas de expansión que se requieran.

Ahora, con respecto a la remuneración de un transformador de reserva que se reubica de manera temporal, se entiende que dicha modificación no genera cambios, pues al hacer parte del inventario reconocido a un OR está siendo remunerado y no cambiaría con la reubicación.

En el caso de que la medida sea permanente, se requerirá que el OR solicite ante la CREG la actualización de su inventario para modificar el registro del transformador de reserva y asociarlo a la subestación a la que es trasladado. No obstante, esto al ser un requisito de actualización del inventario, no requiere haber sido resuelto antes de que se materialice el traslado requerido para garantizar al abastecimiento de la demanda, considerando que este es un propósito fundamental de la prestación del servicio público de energía eléctrica.

Sin perjuicio de lo anterior, debe tenerse en cuenta que, en cumplimiento de la Resolución MME 182148 de 2007, las conexiones al STN que tienen un solo transformador deberán contar con una unidad de reserva. Por lo tanto, al reubicar transformadores de reserva, de manera temporal o permanente, se deben tomar medidas para restablecer el cumplimiento de la medida, lo cual entendemos que es responsabilidad del OR y la UPME.

Comunicación E2026008714:

b) Debido a las dificultades de incrementar la capacidad nominal de los transformadores 500/110 kV de la subestación Chinú, se planteó conectar a los terciarios de los transformadores Chinú 500/230 kV usuarios regulados a nivel de 34.5 kV, situación sin precedentes en el Sistema Interconectado Nacional (los devanados terciarios de este tipo de activos son usados para la conexión de reactores).

(...)

Para la medida de mitigación b):

Los transformadores 500/230 kV de Chinú son activos de uso del STN, motivo por el cual desconocemos regulatoriamente si este tipo de medidas, que deben ser revisadas por el CND y conceptuadas y avaladas por la UPME, necesitan ser desarrolladas mediante los mecanismos de expansión vigentes, ya sea una convocatoria pública de la Unidad, vía ampliación, o bajo un enfoque de obras urgentes. En este sentido creemos debe analizarse cuál sería la mejor opción de ejecución, tratando de minimizar los tiempos de implementación, siempre que se garantice que esta acción no genere nuevas restricciones para el Sistema.

Finalmente, considerando que pueden surgir inquietudes por parte de los transportadores y dueños de los activos de transformación, relacionados con fronteras comerciales, Código de Medida, tratamiento normativo de conexiones temporales, entre otros, sugerimos respetuosamente a la CREG solicitar la mayor y mejor información para analizar la viabilidad de esta medida de mitigación.

Comunicación E2026008714:

Determinar si los devanados terciarios de algunos transformadores 500/230 kV pueden ser utilizados para conectar usuarios regulados a nivel de 34.5 kV, considerando que estos son activos de uso, y establecer cual sería el esquema para implementar este tipo de medidas operativas, ya sea una convocatoria pública de la UPME, vía ampliación, o bajo un enfoque de obras urgentes.

Analizar regulatoriamente si la UPME tiene las competencias para conceptuar y viabilizar medidas operativas que implican conexiones temporales al STN, ya sean activos de transformación o nuevas líneas del STN/STR.

Con respecto a lo mencionado en la información brindada por el CNO sobre esta alternativa, la Comisión entiende que se refiere a la conexión temporal de demanda regulada al terciario de un transformador del STN (500/220 kV), que actualmente se encuentra en operación comercial y que está siendo remunerado a través de del cargo de transmisión, como parte del inventario de un Transmisor Nacional o como parte del Ingreso Anual Esperado aprobado para un proyecto de convocatoria del STN.

Bajo este entendimiento, no se encuentran las razones por las cuales se solicita a la CREG aclarar si para la aplicación de esta alternativa se requiere acudir a “mecanismos de expansión vigentes, ya sea una convocatoria pública de la Unidad, vía ampliación, o bajo un enfoque de obras urgentes”, ya que el activo (transformador) ya se encuentra instalado, en operación y remunerado.

De otra parte, al igual que en la alternativa relacionada con la conexión del transformador de reserva de que trata el literal a) de su comunicación, le informamos que la Comisión entiende que la alternativa temporal de modificación de las condiciones operativas de un transformador del STN, al conectarle demanda al terciario, requiere una evaluación y recomendación del CND, como responsable del planeamiento operativo del sistema, y del CNO quien tiene la función de garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura y confiable.

Con respecto a la consulta acerca de la competencia de la UPME para conceptuar y viabilizar medidas operativas que implican conexiones temporales al STN, ya sean activos de transformación o nuevas líneas del STN/STR, la Comisión no tiene competencia para pronunciarse al respecto y debe ser consultada con dicha entidad. No obstante, entendemos que el análisis de medidas operativas de activos en operación comercial para dar concepto tendiente a su viabilización excede la función de la planeación de la expansión del sistema que tiene dicha Unidad.

Con base en las respuestas antes dadas, la Comisión concluye que la regulación vigente no impide la implementación de las alternativas consultadas, siempre y cuando se determine, por parte de los responsables, la viabilidad técnica de la conexión y/o el cambio operativo, la temporalidad requerida y las medidas de normalización requeridas en el sistema, todo en aplicación de las disposiciones regulatorias y normativas aplicables para los activos que componen el SIN.

Finalmente, le informamos que con esta comunicación entendemos cubiertas las dudas regulatorias planteadas. Sin embargo, en caso de que haya algún aspecto que se requiera precisar sobre el tema y se considere recomendable programar una reunión, desde la Comisión quedamos atentos a participar.

La presente comunicación se emite en los términos de los artículos 13 y siguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sustituidos por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.

Cordialmente,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA

Director Ejecutivo

<NOTA DE PIE DE PÁGINA>

1. La Comisión entiende que a la fecha en la subestación San Juan no se encuentra conectado ningún transformador de conexión al STN y, por consiguiente, tampoco se cuenta con unidad de reserva.