| Publicada en la WEB CREG el: | martes, 19 de mayo de 2026 |
| Comentarios hasta el: | lunes, 1 de junio de 2026 |
| Favor Dirigir los Comentarios a: | creg@creg.gov.co - Director ejecutivo |
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1458 del 14 de mayo de 2026, aprobó someter a consulta pública el presente proyecto de resolución por el término de diez (10) días hábiles, contados a partir de su publicación en el portal web de la CREG, en aplicación de lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 2.1.2.1.1.3.3 del Decreto 1073 de 2015, adicionado por el Decreto 05 de 2025 y el artículo 34 de la Resolución CREG 105 de 2023.
Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro del plazo establecido.
Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio, para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, artículo 2.2.2.30.5.
Los comentarios y sugerencias deben ser electrónicas y dirigidas al Director Ejecutivo de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co, con asunto: “Comentarios sobre la Resolución CREG 701 126 de 2026”, utilizando el formato anexo.
En el Documento CREG 901 365 de 2026 se exponen los análisis y la justificación de la propuesta regulatoria que se somete al proceso de consulta pública.
PROYECTO DE RESOLUCIÓN
Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de excedentes de generación de energía de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN)
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.
CONSIDERANDO QUE:
El artículo 334 de la Constitución Política establece que corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo, y la preservación de un ambiente sano.
El artículo 365 de la misma Carta Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este, asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.
De conformidad con el artículo 2 de la Ley 142 de 1994, la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios debe perseguir entre otros fines, la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia, y la no utilización abusiva de la posición dominante.
En el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 se señala que las Comisiones de Regulación tienen la función de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad.
En el artículo 74 de la Ley 142 de 1994, se señala que son funciones y facultades especiales de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante, buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia, y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios.
Particularmente el numeral 1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le asignó a la CREG la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.
El artículo 2 de la Ley 143 de 1994 establece que corresponde al Estado, en relación con el servicio de energía, garantizar la prestación continua e ininterrumpida del servicio.
Así mismo, el artículo 4 señala que uno de los objetivos del Estado respecto al servicio de energía es “Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país”.
El artículo 6 de la Ley 143 de 1994 señaló que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirían, entre otros principios, por el de adaptabilidad, el cual conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología, con el fin de que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.
El artículo 18 de la Ley 143 de 1994 ordena que la CREG debe 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, y establecer esquemas que promuevan la entrada de nueva capacidad de generación y transmisión.
El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos.
Para cumplir el objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, atribuyó a la CREG crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.
El artículo 42 de la Ley 143 de 1994 señala que las compras de electricidad deben realizarse mediante mecanismos que estimulen la libre competencia.
La Resolución CREG 024 de 1995 reglamenta los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el SIN, como parte del Reglamento de Operación.
El parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996 y el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, establecen el cambio de potencia máxima declarada cuando las plantas menores a 20 MW, generación distribuida y autogeneradores a gran escala presenten entregas de potencia promedio por encima de la declarada ante el Mercado de Energía Mayorista, MEM.
Mediante la Resolución MME 80658 de 2001 del Ministerio de Minas y Energía se estableció la conformación y funciones de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE) y dentro de sus funciones se encuentran:
a) Servir de coordinador entre las diferentes entidades gubernamentales de las acciones a adelantar con el fin de asegurar el cubrimiento de la demanda de la energía eléctrica;
b) Efectuar seguimiento permanente a la evolución de las distintas variables requeridas para el adecuado cubrimiento de la demanda de energía eléctrica;
c) Proponer acciones concretas que deban ser tomadas con el fin de minimizar las posibilidades de un racionamiento de energía eléctrica y/o los costos del mismo;
d) Presentar recomendaciones de políticas al Gobierno Nacional, en temas relacionados con el Fenómeno Cálido del Pacífico "El Niño", con el fin de reducir su impacto en los diferentes órdenes de la economía nacional;
La Resolución CREG 022 de 2001 modifica e incorpora las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 051 de 1998, modificada por las Resoluciones CREG 004 y CREG 045 de 1999, mediante las cuales se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional, y se estableció la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema.
La Resolución CREG 157 de 2011 modificó las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, y se adoptan otras disposiciones, en las cuales se define un procedimiento de registro de fronteras comerciales que tiene varias etapas, cuya ejecución dura aproximadamente 15 días.
Mediante la Resolución CREG 038 de 2014 se modificó el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes, donde:
a) Se define las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para que el registro de los flujos de energía se realice bajo condiciones que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) y entre estos y los usuarios finales, así como los flujos en los sistemas de transmisión y distribución.
b) Establecer los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema de medición en relación con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración, operación, mantenimiento y protección del mismo.
c) Determinar las responsabilidades de los agentes y usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica.
d) Indicar los parámetros para la realización de verificaciones que certifiquen la conformidad con lo establecido en esta resolución.
Como respuesta a los impactos previstos con la ocurrencia del fenómeno de El Niño en el año 2015, se emitió la Resolución CREG 171 de 2015, donde se estableció temporalmente la posibilidad de participación en el MEM de las plantas menores, cogeneradores y autogeneradores registrados con una capacidad inferior a 20 MW, no despachadas centralmente, haciendo entrega de su energía excedentaria para aumentar la disponibilidad de energía en el SIN.
Mediante la Resolución CREG 075 de 2021, “Por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional”, con fundamento en los lineamientos de política pública establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40311 de 2020, la CREG definió las condiciones regulatorias para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el SIN, señalando los criterios y procedimientos a tener en cuenta por parte de los involucrados en esta actividad.
Mediante la Resolución CREG 174 de 2021, “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, se establecieron los aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación distribuida al SIN y los aspectos de procedimiento de conexión de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW.
El Consejo Nacional de Operación (C.N.O.) del sector eléctrico, en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el artículo 36 de la Ley 143 de 1994 y el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, expidió el Acuerdo 1898 de 2024 “por el cual se aprueba la actualización de los procedimientos para solicitar el cambio de parámetros técnicos de las plantas de generación, activos de uso del STN, activos de conexión al STN y sistemas de almacenamiento de energía con baterías SAEB”.
La Resolución CREG 101 031 de 2023, suspende temporalmente una verificación prevista en el numeral 4.3 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, relacionado con compromisos de consumo de usuarios no regulados que se conectan al Sistema de Transmisión Nacional (STN).
Mediante Resolución CREG 101 034 de 2024, se establecieron disposiciones temporales para la entrega de excedentes de generación de energía al SIN, con el propósito de aumentar la generación disponible durante la ocurrencia del Fenómeno de El Niño 2023-2024.
En la Resolución CREG 101 053 de 2024 se establecieron medidas transitorias para autorizar la entrega de excedentes de generación de energía al SIN con el objeto de adoptar medidas frente a la disminución del nivel de los embalses durante los meses de julio a septiembre de 2024 y contribuir a la recuperación de los mismos.
La Resolución CREG 101 085 de 2025, adoptó medidas transitorias para la habilitación temporal de entrega de excedentes de generación de energía al SIN, se establecieron medidas con la finalidad de atender el mantenimiento programado del 10 al 14 de octubre de 2025 de la planta de regasificación ubicada en Cartagena que abastece el suministro de gas natural al grupo térmico adjudicatario de obligaciones en firme.
Mediante la Resolución CREG 101 104 de 2026 se actualizaron los requisitos de conexión y operación de las plantas solares y eólicas conectadas al Sistema de Transmisión Nacional, Sistema de Transmisión Regional y Sistema de Distribución Local.
De acuerdo con el Boletín 211 de Seguimiento del fenómeno El Niño–Oscilación del Sur correspondiente a abril de 2026, emitido por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), las condiciones oceánicas y atmosféricas del Pacífico ecuatorial se encuentran actualmente en fase neutral, aunque con una tendencia de calentamiento progresivo de la temperatura superficial y subsuperficial del mar, consistente con una posible transición hacia condiciones características del fenómeno de El Niño.
El referido boletín señala que, con base en los análisis de centros internacionales de monitoreo climático, existe una probabilidad del 61% de que se establezcan condiciones de El Niño en el periodo mayo-julio de 2026, con posibilidad de persistencia durante el segundo semestre del año y una eventual intensidad moderada o superior durante el último trimestre de 2026.
Mediante el comunicado con radicado CREG E2026004116 de fecha 13 de marzo de 2026 el Centro Nacional de Despacho (CND) da recomendaciones para preservar la confiabilidad energética en el SIN, se concluye y propone que:
(…) considerando que las experiencias observadas en eventos históricos como los periodos de El Niño 2009–2010, 2015–2016 y 2023–2024 evidencian que la gestión anticipativa de las reservas y la provisión oportuna de señales regulatorias son determinantes para preservar la confiabilidad del sistema y evitar situaciones de estrés operativo, ponemos a consideración de la Comisión un conjunto de propuestas regulatorias orientadas a fortalecer la confiabilidad energética y la seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (…).
(…) Como acciones sugeridas se proponen:
§ Inyecciones permanentes de excedentes de autogeneración y que esta opción pueda ser activada por instrucción del CND de acuerdo con el comportamiento de las variables del Sistema o por medio de una Circular CREG de forma temprana.
§ Inyecciones permanentes de excedentes de PNDC, con requisitos técnicos cumplidos previos a los periodos de escasez y que esta opción pueda ser activada por instrucción del CND de acuerdo con el comportamiento de las variables del Sistema o por medio de una Circular CREG de forma temprana.
Dados los pronósticos actuales sobre la posibilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño para el segundo semestre de 2026, la aplicación de medidas similares en oportunidades anteriores y las propuestas recibidas de parte CND, la Comisión considera necesario la adopción de medidas regulatorias permanentes orientadas a fortalecer la confiabilidad y disponibilidad de energía en el SIN, tomando como base las disposiciones transitorias que se han aplicado con anterioridad, para: (i) habilitar temporalmente la entrega de energía adicional por parte de plantas no despachadas centralmente, incluyendo cogeneradores y autogeneradores; (ii) acelerar la entrada en operación de generadores, cogeneradores y autogeneradores que aún no han alcanzado las condiciones suficientes para declararse en inicio de pruebas; y (iii) la suspensión temporal de la verificación de consumo mínimo exigible a usuarios no regulados conectados al SIN que se encuentren respaldados mediante garantía.
RESUELVE:
Artículo 1. Objeto. La presente resolución tiene por objeto establecer mecanismos regulatorios permanentes orientados a fortalecer la seguridad en la atención de la demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN), mediante la habilitación de medidas de flexibilidad de oferta y demanda aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación hidráulica.
Artículo 2. Ámbito de aplicación. Las disposiciones contenidas en esta resolución aplican a Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC), cogeneradores y autogeneradores, con y sin entrega de excedentes, que cumplan las siguientes condiciones: i) se encuentren conectados al SIN; y ii) tengan capacidad instalada superior a 1 MW, y a Usuarios No Regulados que se conectan al STN.
Así mismo, a los Usuarios No Regulados que se conecten al Sistema de Transmisión Nacional (STN), como, al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), en el ámbito de sus competencias, para efectos de la implementación, administración, operación y seguimiento de las medidas aquí establecidas.
CAPÍTULO I. ENTREGA DE EXCEDENTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA AL SIN
Artículo 3. Participación de agentes con energía excedentaria. Las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC), cogeneradores y autogeneradores, con y sin entrega de excedentes y tengan capacidad instalada superior a 1 MW podrán declarar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada, según corresponda, nueva o adicional a la registrada en el Mercado de Energía Mayorista, MEM, para entregar energía según la reglamentación vigente para las plantas no despachadas centralmente.
La posibilidad a la que se refiere el presente artículo se realizará según lo establecido en el artículo 10 de la presente resolución.
Los agentes que participen en la entrega de energía excedentaria de que trata el presente artículo no les aplicarán las disposiciones del parágrafo del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996 ni del artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015.
Adicionalmente, los agentes deberán informar directamente al Centro Nacional de Despacho, CND, mediante el medio que este determine, la potencia máxima declarada o capacidad efectiva neta, para no ser aplicados los plazos que, para tal fin, se encuentran establecidos en el Acuerdo CNO 1898 de 2024 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.
Artículo 4. Modificación de la capacidad de Transporte. Las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC), cogeneradores y autogeneradores, con y sin entrega de excedentes y tengan capacidad instalada superior a 1 MW, que estén interesados en, temporalmente, entregar excedentes adicionales de generación, deberán solicitar la ampliación de la capacidad de transporte que tengan asignada.
La solicitud de ampliación de la capacidad de transporte deberá hacerse ante la UPME, con excepción de los autogeneradores con potencia máxima a declarar menor a 5 MW, quienes deberán hacer la solicitud al Operador de Red, OR. Tanto la UPME como el OR, según corresponda, resolverán las solicitudes modificando temporalmente la capacidad de transporte asignada o la potencia máxima declarada. Dichas modificaciones estarán vigentes durante la activación de esta medida.
Los interesados en la entrega de excedentes de energía deberán solicitar al transportador responsable de los activos donde está conectada la planta un concepto favorable sobre la coordinación de protecciones eléctricas. El transportador deberá dar respuesta a la solicitud del mencionado concepto, con copia al CND, en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles.
Para los interesados, cuyas plantas hayan tenido concepto favorable de coordinación de protecciones emitido por el transportador durante el año anterior a la vigencia de la presente resolución, el transportador podrá establecer un trámite simplificado que permita autorizar o confirmar nuevamente el concepto proporcionado, siempre y cuando permanezcan las mismas condiciones técnicas con las que se emitió dicho concepto.
Artículo 5. Reglas para la ampliación de capacidad. La ampliación temporal de la capacidad de transporte para la entrega de excedentes de energía, de que trata el capítulo I de esta resolución, se realizará con base en las siguientes reglas:
a) Trámite de Solicitudes ante la UPME. A más tardar en un (1) mes de entrada en vigor de la presente resolución, la UPME definirá y publicará mediante el acto administrativo que estime pertinente, el procedimiento, los requisitos y los plazos que los interesados deberán presentar con la solicitud de ampliación temporal de capacidad de transporte, con la finalidad de llevar a cabo el análisis de la viabilidad técnica requerido para la entrega adicional de excedentes de generación de cada una de las plantas. En todo caso, solo se entenderá iniciado el trámite, a partir de la fecha de radicación de la información que ha sido verificada como completa por la UPME.
Los interesados podrán presentar sus solicitudes ante la UPME dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la activación de la medida temporal establecida en el artículo 3 de la presente resolución.
Para los interesados, cuyas plantas hayan tenido concepto de conexión con ampliación de capacidad de transporte temporal emitida por la UPME, dicha entidad podrá establecer un trámite simplificado o listado que permita autorizar nuevamente de manera temporal la entrega de excedentes de generación, siempre y cuando permanezcan las mismas condiciones técnicas con las que se viabilizó su ampliación de capacidad.
La respuesta a las solicitudes se emitirá a través de un concepto de conexión, y en caso de que la solicitud sea aprobada o favorable, en el concepto se indicará la cantidad que se ha adicionado transitoriamente a la capacidad de transporte de la planta y la fecha inicial en que hará la entrega de excedentes de energía adicionales al SIN, con base en las reglas definidas en esta resolución. La UPME comunicará el citado concepto al respectivo transportador, al ASIC y al CND, mediante el mecanismo que considere idóneo.
La UPME a través de la ventanilla única llevará el registro de las solicitudes recibidas y las respuestas emitidas, con el fin de hacer seguimiento a la capacidad excedentaria disponible que podría ser susceptible de la aplicación de esta medida.
b) Solicitudes remitidas al OR: Los usuarios autogeneradores a gran escala (AGGE) que pretendan acogerse a las disposiciones de la presente resolución para la entrega de excedentes de generación de energía al SIN, deberán presentar ante el respectivo OR la solicitud de ampliación de capacidad, acompañada de la información y documentos definidos en el Anexo 1 de la presente resolución.
Asimismo, esta solicitud deberá incluir el formato simplificado de solicitud de conexión para Autogeneradores a Gran Escala con potencia máxima declarada inferior a 5 MW, así como el formato de lineamientos y contenido del estudio de conexión simplificado previsto en la Circular No. 073 de 2024, expedida en aplicación de la Resolución CREG 101 053 de 2024.
En la respuesta a las solicitudes aprobadas por cada OR, se deberá indicar la cantidad temporal adicionada a la potencia máxima declarada y la fecha inicial a partir de la cual la planta podrá empezar la entrega de excedentes de energía al SIN, con base en las reglas definidas en esta resolución.
Cada OR deberá llevar un registro de las solicitudes recibidas y de las respuestas emitidas, con el fin de realizar seguimiento a la aplicación de la presente medida. Así mismo, cada OR deberá remitir semestralmente a la UPME un reporte consolidado de dicha información, a través de la ventanilla única, con el propósito de efectuar el seguimiento a la capacidad excedentaria disponible susceptible de acogerse a las disposiciones previstas en la presente resolución.
Artículo 6. Registro de la frontera de generación. Los autogeneradores o cogeneradores que para la entrega de excedentes de generación de que trata el capítulo I de esta resolución no cuenten con una frontera de generación, deberán hacer el registro de dicha frontera aplicando las disposiciones de la Resolución CREG 157 de 2011, pero considerando lo siguiente:
a) La solicitud de registro no tendrá que cumplir la antelación prevista en el artículo 4 de la Resolución CREG 157 de 2011.
b) El agente que solicite el registro no estará obligado a cumplir con los requisitos señalados en los numerales 4 y 5 del artículo 4 de la Resolución CREG 157 de 2011, siempre que la activación para la entrega de excedentes tenga una duración inferior a seis (6) meses. En caso de que dicha activación supere este término, el agente deberá cumplir con los requisitos conforme a la regulación vigente.
c) Para realizar el registro de la frontera, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, contará con un plazo máximo de dos (2) días hábiles desde que reciba la información completa requerida.
d) Para el registro de estas fronteras no se aplicará lo dispuesto en los artículos 6 y 7 de la Resolución CREG 157 de 2011.
Parágrafo: Una vez finalice la activación de esta medida según lo establecido en el artículo 10 de la presente resolución, el ASIC procederá a cancelar la frontera de generación que haya sido registrada para aplicar las disposiciones temporales establecidas en esta resolución.
Artículo 7. Requisitos de la medida. Si para la entrega de excedentes de generación de que trata esta resolución se requiere instalar equipos de medida en las fronteras de generación, estos podrán ser de cualquiera de los tipos de puntos de medición establecidos en el artículo 9 de la Resolución CREG 038 de 2014.
Adicionalmente, no se exigirá tener el dispositivo de interfaz de comunicación de que trata el literal j) del Anexo 1, ni la medición de respaldo señalada en el artículo 13 de la resolución mencionada. Sin perjuicio de lo anterior, las plantas que cuenten con medición horaria y dispositivo de interfaz de comunicaciones deberán reportar la información diaria en los plazos previstos en la regulación vigente.
El reporte al ASIC de la lectura mensual de la frontera de generación de la planta que no cuente con interfaz de comunicación, debe ser enviado por el agente generador que la representa a más tardar el segundo día calendario del mes siguiente al de la entrega de energía. Si el agente generador no reporta oportunamente esta información, se tomará un valor de cero.
CAPÍTULO II. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA DECLARACIÓN DE UNA PLANTA EN PRUEBAS
Artículo 8. Requisitos mínimos para la declaración de una planta en pruebas. Los generadores, cogeneradores o autogeneradores que no hayan entrado en operación comercial y que no tengan los requerimientos suficientes para declararse en inicio de pruebas, podrán declararse temporalmente en inicio de pruebas entregando su energía disponible.
Así mismo, en caso de generadores, cogeneradores o autogeneradores que se encuentren en operación comercial y estén llevando a cabo ampliaciones para tener mayor capacidad de generación, si las ampliaciones permiten solicitar e iniciar pruebas podrán solicitarlas y realizarlas.
Para lo anterior, deberá considerarse lo siguiente:
a) La declaración temporalmente en inicio de pruebas podrá aplicar una vez el generador, cogenerador o autogenerador haya cumplido como mínimo con el mismo concepto favorable de la coordinación de protecciones eléctricas de que trata el Artículo 4 del capítulo I de esta resolución y con los mismos requerimientos de frontera comercial y medida de que tratan los Artículo 6 y Artículo 7 del capítulo I de esta resolución.
b) En caso de que la planta tenga una potencia máxima declarada o una Capacidad Efectiva Neta mayor de 19,9 MW, se deberán cumplir con los requerimientos adicionales a los del literal a) de este artículo, los cuales deberán ser determinados e indicados por el CND para garantizar una operación segura y confiable del SIN.
c) Los autogeneradores o cogeneradores sin entrega de excedentes a red también podrán declarar inicio de pruebas con las reglas de este artículo; esto con el objetivo de reducir su demanda de energía desde el SIN.
En este caso, únicamente se cumplirá el requisito de tener el concepto favorable de la coordinación de protecciones eléctricas del literal a) de este artículo.
d) La operación de las plantas en pruebas y conectadas al sistema cumpliendo con los requerimientos mínimos de este artículo solo podrá realizarse durante el periodo establecido en aplicación a lo dispuesto en el Artículo 10 de la presente resolución.
Se podrán declarar en pruebas de forma posterior, cumpliendo con los requerimientos de la regulación vigente y Acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO) que definan tales requisitos.
CAPÍTULO III. SUSPENSIÓN TEMPORAL DE UNA VERIFICACIÓN PREVISTA EN EL NUMERAL 4.3 DEL ANEXO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 022 DE 2001
Artículo 9. Suspensión de la aplicación de un aparte de la Resolución CREG 022 de 2001. Durante el periodo definido en aplicación de lo dispuesto en el Artículo 10 de esta resolución, se suspende la obligación de toma de energía del sistema por parte de los Usuarios No Regulados, UNR, que se conectan al STN, establecida en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001.
Los meses en los que aplique esta medida no se contarán como parte del periodo de cumplimiento de la obligación establecido en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001 y, por tanto, el plazo restante para finalizar con el cumplimiento de la citada obligación se desplazará en un número de meses igual al de la duración de la suspensión.
El UNR interesado en la suspensión de la obligación debe informar al CND, el mes a partir del que quiere que se contabilice la suspensión, la cual irá hasta el último mes del periodo definido en aplicación de lo dispuesto el artículo 10 de la presente resolución. Cada mes de la suspensión se contará como mes completo, así se haya tomado energía durante algunos días de ese mes.
La vigencia de la garantía, establecida en el numeral 4.6 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, se debe extender por el número de meses que dure la suspensión de la obligación y hasta que se cumpla con el requisito de la toma de energía del sistema.
En concordancia con esta suspensión, no se aplicará lo previsto en el literal b) del numeral 4.4.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001, durante el mismo periodo definido en aplicación de lo dispuesto en el artículo 10 de la presente resolución.
CAPÍTULO IV. VENTANA DE APLICACIÓN, RESTABLECIMIENTO DE CONDICIONES INICIALES Y VIGENCIA
Artículo 10. Ventana de aplicación. La activación de alguna o todas las medidas previstas en los capítulos 1 al 3 en la presente resolución se dará cuando los análisis energéticos identifiquen riesgos para la atención segura, confiable y con calidad de la demanda de energía con razón a condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación hidráulica.
Para lo anterior, el CND y el CNO enviaran sus análisis y recomendaciones debidamente motivadas de forma independiente para que con los análisis propios que adelante la Comisión se establezca la pertinencia de activar las medidas.
Las recomendaciones del CND y CNO deberán señalar el inicio y finalización del periodo de activación de las medidas.
En caso de considerarlo pertinente, la Comisión informará, mediante circular de la Dirección Ejecutiva, la activación de las medidas y el inicio y finalización del periodo de activación.
Estas medidas podrán ser reducidas o prorrogada, previo análisis de la Comisión, lo cual se informará mediante circular de la Dirección Ejecutiva y se entenderán finalizadas, por el vencimiento del plazo inicial, de sus prórrogas o de sus disminuciones si la hubiere.
Parágrafo. Las disposiciones establecidas en el presente capítulo serán aplicables exclusivamente para el cumplimiento de su objeto y, en consecuencia, no interrumpen, suspenden ni sustituyen la aplicación de la regulación vigente, la cual continuará aplicándose a las condiciones y situaciones ordinarias del sistema.
Artículo 11. Restablecimiento de condiciones iniciales. Cuando se cumpla la fecha de finalización de las medidas, según lo establecido en el Artículo 10 de la presente resolución, las condiciones que fueron modificadas para atender lo dispuesto en esta norma deberán restablecerse a las condiciones preexistentes al momento de su aplicación.
Artículo 12. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en
el Diario Oficial.
ANEXO 1
Información, documentos y plazos a considerar para resolver las solicitudes que reciban los OR
Se debe seguir el mismo procedimiento de conexión simplificado con sus indicaciones y reglas de que trata el literal vii), Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021, con los siguientes y únicos cambios:
a) En el numeral 1, literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
Realizar la solicitud de conexión debe entenderse como una solicitud de aumento transitorio de la potencia máxima declarada.
Dicho documento debe, además, seguir los lineamientos del literal viii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 sobre modificaciones de instalaciones existentes y debe contener y especificar los cambios que se realizarían en la instalación interna, con el fin de, tener el excedente adicional.
Debe indicarse en el mismo documento si se cuenta con una frontera de generación registrada, esto para que el Operador de Red conozca que la fecha de inicio de entrega de excedentes dependerá de la culminación de dicho registro (esto último en caso no se tenga el registro).
b) En el numeral 2, literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
En aplicación de este paso y para efectos de la Etapa de revisión de completitud de la documentación y tiempos del mismo Anexo 5, los tiempos serán de:
i. Tiempo de revisión del Operador de Red: 2 días hábiles
ii. Tiempo de subsanación del solicitante: 5 días hábiles
iii. Tiempo de revisión del Operador de Red luego de la subsanación: 2 días hábiles
c) En el numeral 3, literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
En aplicación de este paso, los lineamientos del estudio de conexión simplificado son los que se anexan en la Circular N° 073 de 2024.
d) En el numeral 4, literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
El usuario AGGE tendrá un plazo máximo de 1 mes calendario para el desarrollo del estudio de conexión simplificado. Los lineamientos para su desarrollo se adjuntan en la circular N° 073 de 2024.
Una vez tenga el resultado del estudio, el AGGE deberá entregar el mismo al OR, y adicionar el resto de información solicitada en el numeral 4 literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 y la información del numeral 7 literal vii) del mismo Anexo 5.
Si la información del numeral 7 literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 no ha cambiado respecto de una solicitud de conexión anterior, puede entregarse la misma.
Debe entenderse que en el paso 4 se unifican los pasos o numerales 4 y 7 del literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021.
e) En el numeral 5, literal vii) Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
En aplicación de este paso y para efectos de la Etapa de verificación técnica de la documentación y tiempos del mismo Anexo 5, los tiempos serán:
i. Tiempo de revisión del Operador de Red: 10 días hábiles (esto incluye la revisión del estudio de conexión simplificado y lo especificado en el numeral 5 literal vii) del mismo anexo 5).
ii. Tiempo de subsanación del solicitante: 5 días hábiles
iii. Tiempo de revisión del Operador de Red luego de la subsanación: 5 días hábiles
En los anteriores tiempos debe indicarse la respuesta a las solicitudes remitidas e indicarse si se aprueba o no se aprueba.
En la respuesta a las solicitudes aprobadas deberá indicarse el valor adicionado a la potencia máxima declarada y la fecha inicial a partir de la cual el autogenerador podrá empezar la entrega de excedentes adicionales de energía al SIN. Si no se cuenta con frontera de generación registrada, la respuesta solo incluirá el valor adicionado a la potencia máxima declarada.
En la respuesta del Operador de Red, si por algún motivo la red no tiene la capacidad, este debe informar las razones técnicas e indicar hasta cuanto adicional se puede entregar y aprobar dicho valor.
f) En los numerales 6 y 8, literal vii) anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021:
Una vez se obtenga la aprobación, y entendiendo que ya es un usuario conectado al SIN que anteriormente ha surtido un proceso de conexión de su autogeneración, la vigencia de la aprobación y las reglas de pruebas y visita de verificación serán:
i. Si ya se cuenta con el registro de frontera comercial de generación, entonces se entiende que el usuario AGGE estará listo para la entrega de energía adicional a partir de la fecha de inicio indicada por el Operador de Red en la respuesta de aprobación.
La vigencia de la aprobación es hasta culminar las pruebas y visita que tendrían que ser realizadas en un plazo máximo de 5 días hábiles después de aprobada la solicitud. En todo caso, la fecha de pruebas y visita debe coincidir con la fecha inicial autorizada de entrega de excedentes adicionales.
En caso de revisiones adicionales debido a alguna novedad, se aplican las mismas reglas de plazos y nuevas visitas de que trata el literal v) del Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021. En ese caso, se extendería la vigencia de la aprobación hasta darle solución a las novedades encontradas.
ii. Si no se cuenta con el registro de frontera de generación y debe procederse con su registro conforme el artículo 6 de la presente resolución, la vigencia de la aprobación se extenderá hasta que el usuario registre la frontera de generación conforme lo indicado en el precitado artículo 7 y solicite las pruebas y visitas con las mismas reglas y plazos del literal v) del Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021.
Igualmente, en caso de revisiones adicionales debido a alguna novedad, se aplican las mismas reglas de plazos y nuevas visitas de que trata el literal v) del Anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 y se extendería la vigencia de la aprobación hasta darle solución a las novedades encontradas.