RESOLUCIÓN 101 104 DE 2026

(abril 18)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

<Publicado en la página web de la CREG: 22 de abril de 2026>

Diario Oficial No. 53.470 de 23 de abril de 2026

Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 23 de abril de 2026

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524, 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 2236 de 2023

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución 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 2o 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.

El numeral 73.22 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 determinó que es competencia de las comisiones de regulación el establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos para utilizar las redes existentes y acceder a las redes públicas de interconexión.

El literal c) del numeral 1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la función de expedir el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía (MEM).

El artículo 6o de la Ley 143 de 1994 señala que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirían, entre otros principios, por los de adaptabilidad, calidad y eficiencia. El de adaptabilidad 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. En virtud del principio de calidad, el servicio prestado debe cumplir los requisitos técnicos que se establezcan para él. El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico.

El artículo 18 de la Ley 143 de 1994 establece que la CREG debe desarrollar el marco regulatorio que incentive la inversión en expansión de la capacidad de generación y transmisión del SIN, por parte de inversionistas estratégicos, y establecer esquemas que promuevan la entrada de nueva capacidad de generación y transmisión.

El literal i) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 señala que es función de la CREG "establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación". De igual forma, el literal n) del mismo artículo señala que la CREG tiene la facultad de definir y "hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía".

El artículo 85 de la Ley 143 de 1994, establece que "las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos".

Mediante la Resolución CREG 024 de 1995 se reglamentaron los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el SIN, que hacen parte del Reglamento de Operación.

Mediante la Resolución CREG 025 de 1995 se estableció el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del SIN que contiene los reglamentos de Código de Planeamiento, Código de Conexión, Código de Medida y Código de Operación. Actualmente el Código de Medida está regulado en la Resolución CREG 038 de 2014 y sus respectivas modificaciones.

Mediante la Resolución CREG 070 de 1998 y sus modificatorias se estableció el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del SIN y que complementa el Código de Redes.

Mediante la Resolución CREG 080 de 1999 y sus modificatorias se reglamentan las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN.

Mediante la Resolución CREG 060 de 2019 se realizaron modificaciones y adiciones al Reglamento de Operación creando regulación transitoria para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistema de Transmisión Regional (STR) y se dictaron otras disposiciones.

Mediante la Resolución CREG 148 de 2021, la CREG publicó la Resolución "Por la cual se adiciona un Capítulo Transitorio al Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW y se dictan otras disposiciones".

Mediante la Resolución CREG 101 011 de 2022, la CREG publicó la Resolución "Por la cual se adiciona un Capítulo Transitorio al Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 1 MW y menor a 5 MW, y se dictan otras disposiciones".

Durante el periodo de transición e implementación de las citadas medidas, se recibieron varias comunicaciones en relación con la integración de plantas solares y eólicas, así como recomendaciones o acciones para actualizar o complementar los requisitos técnicos para la integración de manera segura, confiable y con calidad de fuentes de generación que usen inversores, las cuales relacionan y analizan en el documento soporte de esta resolución.

Acorde a todo lo anterior, en relación con la necesidad de la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas (SFV), la CREG considera que se debe ajustar las citadas reglas transitorias y reglamentar los requerimientos técnicos y operativos que deben ser aplicados para la integración de estas plantas de manera segura, confiable y con calidad considerando además la nueva realidad operativa del SIN.

Conforme lo anterior, la CREG en su Sesión No. 1397 del 16 de agosto de 2025 acordó expedir el Proyecto de Resolución CREG 701 098 de 2025. En el documento soporte se presentan los análisis.

Luego del periodo de comentarios del Proyecto de Resolución CREG 701 098 de 2025, los siguientes remitentes allegaron sus observaciones:

Radicado	Empresa
E2025012296 E2025013528	Celsia
E2025012301	ENEL
E2025012307	Enerfin
E2025012326	Estudios Eléctricos
E2025012328	ERCO ENERGY
E2025012336	C.N.O.
E2025012347	ASOCODIS
E2025012351	GREEN YELLOW
E2025012360	SER COLOMBIA
E2025012361	EPM
E2025012365	GECELCA
E2025012366	EEP
E2025012367	ACOLGEN
E2025012370	XM
E2025012371	ECOPETROL
E2025012373	SSPD
E2025012374	ANDESCO
E2025012377	ISAGEN
E2025012381	TEBSA
E2025012429	VATIA
E2025013716	UPME
E2025011824	OGEENERGY

En el documento soporte que acompaña esta resolución se incluyen los análisis y respuestas a cada uno de los comentarios.

Respecto del Proyecto de Resolución CREG 701 098 de 2025, en aplicación del literal i del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 el C.N.O. emitió el siguiente concepto mediante radicado CREG E2025012336:

(…) El Consejo comparte el objetivo regulatorio de la resolución en consulta, de la necesidad de actualizar los requerimientos técnicos para la entrada en operación comercial de las plantas solares y eólicas; sin embargo, solicita a la Comisión reconsiderar el plazo dado hasta el 1 de agosto de 2028, para dar cumplimiento a la exigencia de todos los requisitos.

Lo anterior, debido a que actualmente se están identificando comportamientos no deseados de la generación basada en inversores conectada al SIN, y los informes de planeamiento operativo eléctrico de mediano y largo plazo del CND advierten de potenciales eventos que podrían implicar colapsos parciales o totales, situaciones que podrían evitarse si se exigen desde ya los requerimientos sugeridos en el proyecto normativo.

Por lo anterior, se recomienda incluir acciones regulatorias que generen un incentivo claro para el cumplimiento de los requisitos técnicos, previo a la entrada en operación comercial de las plantas solares y eólicas; la extensión de los plazos para el cumplimiento de los requisitos y la posibilidad de mantenerse conectados al Sistema en estado de pruebas, parecen no ser las medidas efectivas para mitigar las afectaciones a la seguridad, confiabilidad y calidad del Sistema. Finalmente, se solicita de manera respetuosa establecer un tiempo no menor a 5 meses para que el CNO cumpla con los mandatos regulatorios, que implican la expedición de nuevos Acuerdos; asimismo, considerar los comentarios específicos al proyecto normativo que se presentan en el formato anexo a esta comunicación (…)

Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, de conformidad con los establecido los artículos 2.2.2.30.5 y 2.2.2.30.6 del Decreto 1074 de 2015 se concluyó que la presente resolución debía agotar el trámite de abogacía de la competencia y, en consecuencia, ser remitido a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, para la emisión del concepto respectivo.

Conforme a lo anterior, la CREG en su Sesión No. 1448 del 26 de marzo de 2026, decidió aprobar la presente resolución y enviar a la SIC para la emisión del concepto de abogacía de la competencia, tal y como obra constancia, en la radicación No. 26-115562-0 realizada en la misma fecha ante dicha autoridad en materia de competencia.

La SIC mediante comunicación con radicado 26-115562-3 de 13 abril de 2026, y radicado CREG No. E2026005368 de 13 de abril de 2026, emitió concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto " Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones" estableciendo en su análisis lo siguiente:

(…) 4.1.2 Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

Es importante resaltar que el regulador marcó con respuesta positiva la pregunta del cuestionario de abogacía de la competencia respecto a que en el proyecto existiría un trato diferenciado a unas empresas con respecto a otras, ya que, según la CREG, el proyecto aplica únicamente a plantas solares fotovoltaicas y eólicas y no a plantas hidráulicas y térmicas. No obstante, desde la perspectiva de la libre competencia económica, esta distinción no reviste, en principio, una preocupación significativa, en la medida en que se fundamenta en criterios de justificación objetiva, según los cuales a situaciones técnicas distintas pueden corresponder tratamientos regulatorios diferenciados.

En efecto, las particularidades asociadas a la generación basada en inversores (solar y eólica), así como su impacto específico en la operación y estabilidad de la red, justifican la adopción de reglas de conexión y operación que, al menos en esta etapa, no resultan plenamente equiparables a las aplicables a plantas de tecnología hidráulica y térmica. Bajo esta lógica, la segmentación regulatoria prevista no constituye por sí misma una barrera injustificada a la competencia, sino una manifestación del principio de igualdad material en la regulación. Adicionalmente, el hecho de que el regulador haya señalado expresamente su intención de adelantar una revisión de las condiciones aplicables a las plantas hidráulicas y térmicas mediante una resolución independiente sugiere la existencia de una hoja de ruta orientada a la armonización progresiva del marco regulatorio, más que a la generación de exclusiones entre tecnologías.

Distinto es el caso del trato diferenciado que se deriva del proceso de normalización previsto en el proyecto, el cual sí resulta relevante desde la óptica de la libre competencia. En este escenario, la diferenciación no se da entre tecnologías con características técnicas distintas, sino entre agentes que se encuentran en una misma categoría pero que han tenido comportamientos regulatorios diferentes, esto es, aquellos que cumplieron oportunamente con los requisitos exigidos y aquellos que no lo hicieron y son objeto de la medida de normalización.

Precisamente, la posibilidad de permitir esquemas de normalización para agentes que no cumplieron oportunamente con los requisitos técnicos previstos en la regulación puede generar riesgos para la libre competencia económica, en particular en términos de trato diferenciado e incumplimiento del principio de neutralidad competitiva. En efecto, dichos esquemas podrían otorgar ventajas competitivas indebidas a los agentes que difieren o evitan los costos de cumplimiento inicial, frente a aquellos que sí asumieron dichas cargas desde el inicio para poder operar, configurando un escenario de competencia asimétrica. Adicionalmente, este tipo de medidas podría generar desincentivos al cumplimiento oportuno de la regulación y afectar la confianza legítima de los agentes que estructuraron sus decisiones de inversión bajo reglas exigibles de manera uniforme, mandando así señales negativas al mercado.

En ese sentido se ha pronunciado la Corte Constitucional quien se ha referido a situaciones similares donde existe un incumplimiento generalizado de las normas y se establece un régimen de transición para que los obligados se pongan al día en el cumplimiento. En particular, si bien la mayoría de pronunciamientos han hecho referencia a esquemas de normalización tributaria, existen reglas generales que pueden ser tenidas en cuenta para normalizaciones en otros sectores para evitar la vulneración del derecho a la igualdad, a la buena fe de los agentes cumplidos y que podrían ayudar a mitigar los impactos de la medida en la libre competencia económica. De esta manera debe considerarse que una normalización: i) no puede extinguir la obligación jurídica principal, que en este caso se relaciona con el cumplimiento de los requisitos y las pruebas para la conexión con el sistema establecidas en las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022, ii) no se puede otorgar el mismo trato o uno mejor respecto a los agentes que cumplieron oportunamente la norma, que en este caso sería permitir la operación de las plantas solares a pesar del incumplimiento de las pruebas, iii) no pueden hacerse normalizaciones de forma recurrente de forma que se envíe una señal para incumplir la obligación jurídica principal sino que deben ser transitorias y parciales y iv) la medida debe responder a criterios de razonabilidad y proporcionalidad como toda intervención del estado en la actividad económica de los particulares.

Así las cosas, una vez analizado el proyecto y no obstante los riesgos identificados, la SIC encuentra que la figura de normalización prevista en el proyecto cumpliría estos requisitos además de presentar elementos que pueden resultar favorables desde la perspectiva de la libre competencia económica, como se pasa a analizar.

En primer lugar, se evidenció que el proyecto no extingue la obligación de realizar la totalidad de las pruebas necesarias. Por el contrario, incorpora un plazo máximo para poderlas adelantar para plantas solares que, tras haber estado en operación comercial, regresaron al estado de pruebas por incumplimientos técnicos. Además, exige las pruebas técnicas para aquellos proyectos que no superaron dicha etapa para poder entrar en operación.

En segundo lugar, se encontró que el proyecto permite evitar la salida de agentes del mercado por incumplimientos técnicos subsanables, preservando así niveles adecuados de rivalidad y evitando una reducción artificial de la oferta. De igual forma, como ya se vio, el regulador justifica el procedimiento de normalización basándose en la necesidad crítica de garantizar la seguridad, confiabilidad y calidad en la prestación del servicio de energía. En efecto, según la CREG hay 46 plantas sin demostrar el cumplimiento de los requisitos técnicos para la operación segura, confiable y con calidad habiéndose agotado el plazo de transición dado para ello y que se encontraban en operación comercial y fueron devueltas al estado de pruebas. Por lo tanto, el regulador considera inaceptable que estas plantas operen indefinidamente sin cumplir con los estándares de seguridad, poniendo en riesgo la operación económica y confiable del sistema.

En ese sentido, la introducción de un esquema de normalización puede entenderse como una medida orientada a corregir fallas de cumplimiento sin recurrir a soluciones más restrictivas, como la salida definitiva de agentes del mercado, lo cual podría resultar más gravoso tanto para la competencia como para la confiabilidad del sistema. Así, el mecanismo propuesto permite compatibilizar la exigencia de estándares técnicos con la necesidad de mantener una oferta suficiente de generación, evitando disrupciones en la prestación del servicio.

En tercer lugar, se resalta como positivo que el procedimiento de normalización esté sujeto a plazos perentorios, también la implementación de esquemas de supervisión y seguimiento continuo para verificar que se cumple a cabalidad con los criterios técnicos, de calidad y de trazabilidad exigidos en la regulación y la disposición que establece que, una vez finalizados los plazos fijados en el proceso de normalización sin que se hayan superado las pruebas y requisitos, la planta deberá permanecer des energizada y no podrá continuar entregando energía a la red, pues ello introduce una consecuencia clara frente al incumplimiento y elimina cualquier incentivo a prolongar situaciones de operación en condiciones no conformes. Por lo tanto, es claro que con estas reglas se busca que, en el estado final, todos los agentes queden sujetos a las mismas condiciones técnicas de operación, cerrando así cualquier brecha regulatoria y restableciendo la neutralidad competitiva en el mercado. Además, resulta de especial relevancia que la norma establece un régimen limitado temporalmente a una única normalización y de forma voluntaria a las plantas solares, lo que impide generar expectativas de normalizaciones subsiguientes entre los agentes.

Por lo tanto, el diseño del procedimiento de normalización estaría garantizando condiciones de temporalidad, proporcionalidad y neutralidad competitiva, de tal forma que su implementación no se traduzca en beneficios permanentes para los agentes que no cumplieron oportunamente con los requisitos dispuestos en las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022.

En consecuencia, este mismo esquema de normalización que cuenta con condiciones de temporalidad, proporcionalidad y neutralidad competitiva podría ser tenido en cuenta para otro tipo de plantas que podrían presentar situaciones similares. En particular, el regulador menciona someramente que tanto los nuevos requisitos técnicos de operación, así como de plazos y formas para normalizarse para las fuentes hidráulicas y térmicas serán objeto de una resolución posterior. Esa situación implica que pueden existir otros mercados con situaciones similares en términos de incumplimiento normativo para poder iniciar operaciones. Considerando que este tipo de tratamientos deberían ser excepcionales y que debería privilegiarse el cumplimiento de las reglas del sistema jurídico desde un primer momento por sus impactos en materia jurídica y en neutralidad competitiva, es importante que el regulador identifique este riesgo para evitar que se torne sistémico.

Por ello se recomendará al regulador que considere avanzar en un monitoreo de las condiciones de cumplimiento de las pruebas para entrada en operación en las plantas térmicas e hidráulicas.

5. Recomendaciones

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:

- En relación con el procedimiento de normalización: i) monitorear las condiciones de cumplimiento de las pruebas para entrada en operación en las plantas térmicas e hidráulicas.

Respetuosamente, se sugiere al regulador que el tratamiento de las recomendaciones aquí presentadas sea incorporado, de manera expresa, en las consideraciones del acto administrativo que se expida, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 2.2.2.30.7 y 2.2.2.30.9 del Decreto 1074 de 2015 (…)

Conforme a lo anterior, la CREG en su Sesión No. 1450 del 18 de abril de 2026, decidió aprobar la presente resolución.

En consecuencia,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto:

a) Normalizar las plantas solares que se encontraban en operación comercial y pasaron al estado de pruebas por incumplimiento de requisitos técnicos vencidas las transiciones de las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022.

b) Actualizar y normalizar los requerimientos técnicos y operativos de las plantas solares y eólicas en el STN, STR y SDL.

CAPÍTULO I.

PLANTAS SOLARES QUE PASARON A ESTADO DE PRUEBAS LUEGO DE HABER ESTADO EN OPERACIÓN COMERCIAL, RESOLUCIONES CREG 148 DE 2021 Y 101 011 DE 2022.

ARTÍCULO 2o. TRATAMIENTO DE PLANTAS SOLARES QUE PASARON DE ESTADO DE OPERACIÓN COMERCIAL A ESTADO DE PRUEBAS EN EL SDL. Este artículo aplica por única vez, y de forma voluntaria, a las plantas solares que, según el registro en el CND y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), se encontraban en operación comercial y que dejaron de estarlo por causa del incumplimiento de requisitos técnicos en las siguientes fechas:

a) Resolución CREG 148 de 2021: plantas solares que pasaron de operación comercial a estado de pruebas a partir del 2 de marzo de 2025.

b) Resolución CREG 101 011 de 2022: plantas solares que pasaron de operación comercial a estado de pruebas a partir del 17 de mayo de 2025.

Los titulares o representantes de las anteriores plantas podrán tomar la decisión de que estas entren en operación comercial previo cumplimiento de los siguientes requisitos a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente Resolución:

i. Deberán cumplir, inicialmente, al menos con:

- Las pruebas del sistema de protecciones y el estudio de coordinación de protecciones,

- El registro y funcionamiento de la frontera comercial de generación conforme la regulación vigente,

- Entregar el modelo de la planta,

- Entregar el modelo de red. Para este caso, el agente generador representante mediante una contratación con un consultor o una persona jurídica de libre selección podrán determinar el modelo de red para ser entregado al CND. El CND deberá informar en su página web el medio por el cual se entrega la información. Para poder aplicar lo anterior, el Operador de Red (OR) deberá entregar la información de la red que corresponda en un plazo de cinco (5) días hábiles una vez el agente generador representante se la haya solicitado.

- Informar parámetros técnicos de la planta conforme Acuerdos C.N.O.,

- Cumplir con supervisión de variables eléctricas desde el CND. En caso de que el OR ya supervise, se debe garantizar que efectivamente la supervisión se refleje y también se envíe al CND,

- Tener supervisión de variables meteorológicas (solo aplica para Resolución CREG 148 de 2021),

Todo lo anterior se aplica conforme las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022 y funcionan como complemento de estas.

Para las pruebas del sistema de protecciones y supervisión de variables meteorológicas, los agentes generadores serán responsables de la contratación con un tercero de las pruebas funcionales y operativas requeridas y verificar el cumplimiento de los Acuerdos expedidos por el C.N.O. Se podrán usar los Acuerdos vigentes al momento de expedición de esta resolución en el Diario Oficial.

Las pruebas podrán ser realizadas por una persona jurídica, una universidad o un centro de investigación que seleccione el interesado, de acuerdo con los lineamientos que expida la CREG en circular aprobada por el Director Ejecutivo y el Comité de Expertos. Previamente el C.N.O. debe enviar al Comité de Expertos una propuesta de lineamientos para tener en cuenta en la selección del ejecutor de las pruebas y verificaciones, para lo cual tendrá un plazo de quince (15) días hábiles a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente Resolución.

La persona jurídica, universidad o centro de investigación certificará y entregará un informe detallado donde se evidencie que se cumplen todos los requerimientos. El informe deberá estar suscrito por el ingeniero responsable de la realización de las pruebas, quien deberá acreditar su matrícula profesional vigente. La realización de dichas pruebas deberá ceñirse a los protocolos técnicos, metodologías y procedimientos definidos y aprobados por el C.N.O.

Una vez finalizadas las pruebas, el agente generador representante de la planta deberá consolidar y remitir al CND y al OR el certificado junto con el informe técnico detallado de los resultados. Adicionalmente el informe y la certificación anterior deberán entregarse con una declaración juramentada del agente generador que representa la planta de que se cumplen los requisitos mínimos de este literal.

ii. En cuanto a la supervisión de variables eléctricas, mientras el OR no tenga la capacidad tecnológica de realizar la supervisión de las mismas, el CND supervisará las plantas directamente. Para lo anterior, el CND indicará los requisitos técnicos y los publicará en su página web.

Para lo anterior, el CND realizará las pruebas y verificaciones funcionales, verificando que se cumplen a cabalidad con los criterios técnicos, de calidad y de trazabilidad exigidos en la regulación. Las pruebas que realice el CND podrán ser remotas o en sitio.

Una vez el OR disponga de la capacidad de supervisión demostrada ante el CND mediante pruebas definidas en Acuerdo C.N.O., este continuará realizando la supervisión conforme las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022.

iii. Los requisitos establecidos en los literales y deberán estar cumplidos por más tardar el 31 de diciembre de 2026.

ARTÍCULO 3o. CONTINUIDAD EN OPERACIÓN COMERCIAL A PLANTAS QUE APLIQUEN EL ARTÍCULO DE ESTA RESOLUCIÓN. Luego de que una planta aplique voluntariamente el artículo de esta resolución y se declare en operación comercial, para su continuidad en operación comercial y sin excepción alguna, les aplicarán las reglas de que trata el literal del artículo de esta resolución, con la finalidad de llevar a cabo la normalización de los requerimientos técnicos y operativos actualizados conforme a esta resolución.

En aplicación de lo anterior, los literales y del literal del artículo de esta resolución son de obligatorio cumplimiento hasta el 31 de diciembre de 2027, sin que les apliquen los literales y del literal del artículo de esta resolución.

Una vez vencido el plazo anterior pueden suceder las siguientes situaciones y acciones a aplicar:

i. Que no se cumplan con los literales y del literal del artículo de esta resolución que son de obligatorio cumplimiento hasta el 31 de diciembre de 2027. En este caso se aplicará el literal de este artículo directamente, siendo el plazo de referencia para su aplicación el 31 de diciembre de 2027.

ii. Que se cumpla con el literal anterior, pero no se cumple con el resto de los requerimientos técnicos y operativos actualizados en esta resolución, para lo cual, se aplicará según corresponda lo siguiente:

- Si no se cumplen con los literales o del literal del artículo, se aplicará el literal de este artículo directamente, siendo el plazo de referencia para su aplicación el 31 de diciembre de 2027.

- Si se cumple el literal del literal del artículo, el plazo de referencia para aplicar el literal de este artículo será el 31 de marzo de 2030.

- Si se cumple el literal del literal del artículo, corresponderá a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, la verificación de los hechos, y en caso de que apliquen, las sanciones a que haya lugar. No aplicará el literal de este artículo.

iii. Una vez vencido el plazo de referencia, según aplique en los literales anteriores, sin que se hayan superado las pruebas y requisitos, la planta deberá permanecer des energizada y no podrá continuar entregando energía a la red. Para que la planta conserve la capacidad de transporte asignada previo a la desenergización, el titular de la planta deberá solicitar el retiro temporal conforme el artículo 22 de la Resolución CREG 075 de 2021 y en caso de no normalizarse se liberará la capacidad de transporte asignada.

CAPÍTULO 2.

ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS DE CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS CONECTADAS EN EL STN Y STR.

ARTÍCULO 4o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 8.2.4 DEL ANEXO CÓDIGO DE CONEXIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995, ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El numeral 8.2.4 del Anexo Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995 quedará así:

(…) 8.2.4. Modelos de control de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR

El interesado, titular o promotor del proyecto de generación deberá enviar al CND la información preliminar de modelos de simulación que representen el comportamiento esperado de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas para la realización de estudios de estabilidad y transitorios electromagnéticos (modelos RMS y EMT). Esta información será enviada al CND en un plazo mínimo de 180 días antes de la conexión de la planta al Sistema para la realización de las pruebas iniciales de puesta en servicio, siguiendo los lineamientos y formatos establecidos para la entrega de los modelos en la página web del CND.

Los modelos detallados EMT y RMS deberán ser actualizados por los agentes representantes al menos dos (2) meses antes de la entrada en operación de la planta. Junto con la entrega de los modelos detallados, se deberán incluir las pruebas de fábrica (FAT). En la entrega de las pruebas FAT se deberá comparar la evolución de las variables en el modelo entregado versus el desempeño real del equipo, junto con las métricas que defina el CND para medir la calidad del modelo de simulación de la planta. El CND deberá publicar las métricas anteriores en su página web para consulta de todos los interesados.

La omisión en el reporte de información en el plazo establecido deberá ser informado por el CND a la SSPD para lo de su competencia. (…)

PARÁGRAFO 1o. El requerimiento técnico de este artículo aplica a plantas que entren en operación comercial a partir del primero (1) de octubre de 2026.

PARÁGRAFO 2o. Para las plantas que a la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución se encuentren en operación comercial deberán hacer entrega del modelo EMT a más tardar el primero (1) de octubre de 2026 conforme a los requerimientos de este artículo. Para la entrega del modelo RMS deberán seguir lo dispuesto en el Anexo 1 de esta Resolución.

Para las plantas que se declaren en operación comercial entre la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial y el día treinta (30) de septiembre del 2026, tendrán un plazo de máximo 120 días calendario contados a partir del primero (1) de octubre del 2026 para la entrega del modelo EMT. Para la entrega del modelo RMS, deberán seguir lo dispuesto en el anexo 1 de la presente Resolución.

En caso de que alguna planta que le aplique este parágrafo 2 no cumpla con la entrega del modelo EMT establecido, se aplicará en el mismo sentido lo establecido en el literal y del literal del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 5o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 2.2.5 DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN ANEXO DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995, MODIFICADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El numeral 2.2.5 del Código de Operación Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así:

(…) 2.2.5 AJUSTES DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN DEL SIN

El CND especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia de acuerdo con los estudios de análisis de seguridad.

En términos generales, los fabricantes de turbinas para plantas térmicas no recomiendan operarlas a bajas frecuencias, para no deteriorar su vida útil. Sin embargo, a este respecto en el SIN se considera:

- Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil.

- Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuencias de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil.

Se considera que el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, implementado en el SIN ha sido diseñado teniendo en cuenta estas dos condiciones y los criterios establecidos en el Numeral "2.2.4 Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia". Por lo tanto, las unidades de generación sincrónicas deben cumplir con los siguientes requisitos para el ajuste de los relés de baja frecuencia:

- No deben tener disparo instantáneo para frecuencias iguales o superiores a 57.5 Hz.

- En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos.

- Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad.

- Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 63 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una temporización mínima de 15 segundos

- Para frecuencias superiores a 63 Hz puede ajustarse el disparo instantáneo de la unidad para protección por sobrevelocidad.

- No se permite el disparo de unidades síncronas por funciones de tipo ROCOF, únicamente se podrán habilitar estos disparos bajo acuerdo entre el CND y el operador de las unidades cuando se identifiquen riesgos para las máquinas o para la estabilidad del sistema, esto con su debida justificación.

Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a z Hz/s medido sobre una ventana de t milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de T milisegundos. Adicionalmente, el CND podrá definir disparos temporizados de sobre y baja frecuencia dentro del rango establecido, que no comprometa la integridad de los equipos, cuando sea requerido para la operación segura y confiable del SIN.

El C.N.O. junto con el CND deberán determinar mediante simulación del sistema y estudios los ajustes de las variables z, t y T de este numeral. Esto se deberá incluir en un Acuerdo del C.N.O., y para su aplicación se deberá tener consulta previa del acuerdo de al menos quince (15) días hábiles. El Acuerdo podrá actualizarse en el tiempo por solicitud del CND, y se deberá cumplir el mismo proceso de consulta anterior, conteniendo el procedimiento y coordinación de ajuste de los relés entre el CND y las plantas.

Adicionalmente, para generación síncrona, solar y eólica, el CND podrá definir disparos temporizados de sobre y baja frecuencia dentro del rango establecido, que no comprometa la integridad de los equipos, cuando sea requerido para la operación segura y confiable del SIN (…).

PARÁGRAFO 1o. El C.N.O tendrá un tiempo máximo de tres (3) meses para la publicación del Acuerdo que trata este artículo. Se dispondrá de seis (6) meses contados a partir de la fecha de la publicación del Acuerdo anterior para el ajuste del relé de frecuencia en las plantas en operación comercial del SIN.

Aquella planta que entre en operación comercial entre la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial y hasta la expedición de los Acuerdos C.N.O. les aplicarán las mismas reglas de este artículo y deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de seis (6) meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos, el ajuste inicial del relé de frecuencia para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

Las plantas que entren en operación comercial entre la fecha de expedición de los Acuerdos y hasta seis (6) meses calendario después, deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de seis (6) meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos igualmente para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

En caso de que alguna planta no cumpla con lo establecido, se aplicarán en el mismo sentido los literales y del literal del artículo de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Las plantas que tengan planeado entrar en operación comercial a partir de seis (6) meses calendario después de la expedición de los Acuerdos de que trata el parágrafo 1, deberán cumplir con este artículo desde su entrada en operación comercial.

ARTÍCULO 6o. MODIFÍQUESE EL LITERAL D) DEL NUMERAL 5.7 DEL CÓDIGO DEL OPERACIÓN ANEXO DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995, NUMERAL MODIFICADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El literal d) del numeral 5.7 del Código de Operación Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 quedará así:

(…) d) Deben priorizar la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa de forma que alcance un 90% del delta de cambio esperado en menos de 50 milisegundos, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación.

La proporción de la corriente reactiva de secuencia positiva y negativa a ser inyectada deberá estar en función del cambio de la tensión de secuencia positiva y de secuencia negativa, para fallas balanceadas y desbalanceadas. Los 50 milisegundos consideran el tiempo necesario para detectar la falla.

El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva de secuencia positiva o negativa , en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura:

Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

-  es el valor de la siguiente relación:

Donde:

 es la variación de corriente reactiva de secuencia positiva o negativa, respecto al valor de corriente reactiva respectiva que tenía antes del evento.

In: es la corriente nominal

 es la variación de tensión de secuencia positiva o negativa, respecto al valor de tensión respectivo que tenía antes del evento.

Un: es la tensión nominal

k: valor de la pendiente de respuesta. Debe ser ajustable con valores entre 0 y 10 para la inyección de corriente de secuencia positiva y entre 0 y -10 para la inyección de corriente de secuencia negativa. Deberá ser posible activar o desactivar la inyección de corriente reactiva de secuencia negativa, previa solicitud del CND.

- Durante fallas se maximizará la corriente aportada por la planta, de tal forma que este alcance el 100% de la corriente nominal del generador, garantizando el aporte de corriente reactiva de acuerdo con la característica definida, sin suspender en ningún momento la entrega de corriente activa.

El aporte/absorción de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa podrá ser limitado a valores entre 0 y 1 p.u. y estará configurado en 0.9 por defecto, pudiendo ser modificado por solicitud del CND cuando las condiciones particulares del punto de conexión así lo requieran. Cuando el recurso primario lo permita, el generador deberá inyectar componente de corriente activa adicional hasta alcanzar la corriente nominal del generador.

- El valor k para la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa será por defecto 2 y el agente deberá suministrar al CND los análisis RMS y EMT que demuestren la operación estable de la planta conectada a su punto de conexión a través de las líneas de transmisión, transformadores o elementos definidos en el proyecto respectivo, con la parametrización por defecto considerada en esta resolución. Además, el agente deberá suministrar al CND los análisis RMS y EMT que demuestren la operación estable de la planta conectada a su punto de conexión a través de las líneas de transmisión, transformadores o elementos definidos en el proyecto respectivo, con la parametrización por defecto considerada en esta resolución.

El CND determinará, cuando sea necesario, el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación.

Cada planta de generación solar fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por defecto o por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable en cada inversor.

- La banda muerta de tensión por defecto corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal.

Cuando sea necesario, el CND podrá solicitar modificación a las bandas anteriores, siempre que las características del punto de conexión y los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación así lo requieran.

- El aporte dinámico de corriente reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera de la banda muerta de tensión

- Se debe mantener un aporte dinámico de corriente reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).

Adicional a la función de priorización de inyección rápida de corriente reactiva anterior, se deberá proveer una función similar que priorice la inyección rápida de corriente activa, la cual se determinará mediante Acuerdo del C.N.O., y deberá ser propuesta por el CND. El CND podrá solicitar, con los estudios técnicos que lo justifiquen, si una planta debe cambiar su modo de control de priorización de corriente reactiva a priorización de corriente activa.

La función de priorización de corriente activa es para definir si una planta operará con priorización de corriente activa o corriente reactiva frente a eventos simultáneos de frecuencia y voltaje.

El CND cuando lo considere necesario, realizará evaluaciones del funcionamiento durante la operación real de este requisito, producto de las cuales podrá solicitar ajustes a los parámetros considerados en este numeral, con la debida justificación técnica de los mismos (…)

PARÁGRAFO. Al requerimiento técnico de este artículo le aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 7o. ADICIÓNESE EL NUMERAL 5.7.1 AL ANEXO CÓDIGO DE OPERACIÓN, COMO PARTE DEL CÓDIGO DE REDES ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. Adiciónese el numeral 5.7.1 al Anexo del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, el cual quedará así:

(…) 5.7.1 Soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios

Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR, deberán cumplir con las curvas de soportabilidad ante sobretensiones transitorias (Transient overvoltage ride-through requirements) recomendadas en la Norma IEEE 2800 de 2022, u otras normas que indique el CND a través del tiempo, para garantizar una operación segura y confiable del sistema. El CND podrá definir una recomendación de actualización del anterior requerimiento con base en normas internacionales y simulaciones del sistema, para lo cual deberá publicar un informe con el análisis para comentarios de los interesados. Posteriormente deberá ser aprobado y adoptado a través de un Acuerdo del C.N.O. que deberá tener en cuenta un proceso de reevaluación. (…)

PARÁGRAFO. Al requerimiento técnico de este artículo le aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 8o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 7.7 DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN ANEXO DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995, ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El numeral 7.7 del Código de Operación Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así:

(…) 7.7 Pruebas para plantas solares fotovoltaicas y eólicas

Antes de declararse en operación comercial, las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al CND, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O:

i. Pruebas de la curva de capacidad de que trata el literal b) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

ii. Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 023 de 2001.

iii. Pruebas de rampa operativa de entrada y salida de qué trata el numeral 5.8 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso. En el Acuerdo C.N.O. se tendrá en cuenta que podrán llevarse a cabo pruebas de campo.

iv. Pruebas de las características del control de potencia reactiva/tensión de que trata el literal a) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

v. Pruebas de desempeño de respuesta rápida en frecuencia de que trata el numeral 5.6.3 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995.

vi. Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones para plantas eólicas y solares fotovoltaicas de que trata el literal c) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

vii. Pruebas a los requerimientos de que trata el literal d) del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

viii. Pruebas a los requerimientos de que trata el numeral 5.7.1, soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de los certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

Lo anterior, sin perjuicio de las pruebas de puesta en servicio propias que debe realizar un proyecto de generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el TN, TR u OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente.

Adicional a las pruebas establecidas anteriormente, el CND realizará seguimiento posoperativo para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en la presente Resolución. Para lo anterior, los reportes por parte de los agentes de las variables eléctricas requeridas para este seguimiento deberán contar con una granularidad de al menos 10 muestras por segundo, o aquella que defina el C.N.O. mediante Acuerdo con una granularidad superior.

La solicitud para realizar una prueba cubre generadores solares fotovoltaicos y eólicos conectados al STN y STR.

PARÁGRAFO. Para el cumplimiento de contar con una granularidad de al menos 10 muestras por segundo, o aquella que defina el C.N.O. mediante Acuerdo con una granularidad superior, se aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 9o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 2.2.1.1 DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN ANEXO DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995, ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. El numeral 2.2.1.1 del Código de Operación Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así:

(…) 2.2.1.1 Información para plantas solares fotovoltaicos y eólicas conectadas al STN y STR

En los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, los agentes que representan las plantas de generación que se conecten al STN y STR deben entregar los modelos de simulación RMS y EMT actualizados y con ajustes que se presenten luego de la entrada en operación comercial, lo anterior siguiendo los lineamientos y formatos establecidos para la entrega de los modelos en la página web del CND, los cuales deben ser validados y de ser posible parametrizables de acuerdo con los requerimientos técnicos definidos para estas plantas en el Código de Redes y conforme a la metodología de validación definida mediante Acuerdo por el C.N.O.

Los modelos se deben actualizar en los casos en que, en el análisis posoperativo realizado por el CND, se detecte que el modelo no esté de acuerdo con los criterios de calidad definidos por el C.N.O. Para dicha actualización se tendrá un plazo de 6 meses.

PARÁGRAFO. El C.N.O deberá definir, mediante Acuerdo, la metodología para la validación de los modelos de que trata este artículo.

PARÁGRAFO 1o. La entrega del modelo EMT de este artículo aplica a plantas que entren en operación comercial a partir del primero (1) de octubre de 2026.

PARÁGRAFO 2o. Para las plantas en operación comercial a la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, o que entren en operación comercial entre la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial y el día treinta (30) de septiembre del 2026, se comprenderá cumplido la entrega de los modelos RMS y EMT cuando se cumpla con el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

Lo anterior no aplica cuando la planta ya esté en operación comercial y surja la necesidad de que se deban actualizar los modelos dado que en el análisis posoperativo realizado por el CND se detecte que el modelo no esté de acuerdo con los criterios de calidad definidos por el C.N.O.

CAPÍTULO 3.

ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS DE CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS CONECTADAS EN EL SDL CON CAPACIDAD EFECTIVA NETA O POTENCIA MÁXIMA DECLARADA IGUAL O MAYOR A 5 MW.

ARTÍCULO 10. MODIFÍQUESE EL LITERAL A) DEL NUMERAL 11.2.1.1 DEL CAPÍTULO 11 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERAL Y CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021. El literal a) del numeral 11.2.1.1 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a m Hz/s medido sobre una ventana de n milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de q milisegundos. El C.N.O. junto con el CND deberán determinar mediante simulación del sistema y estudios los ajustes de las variables m, n y q. Esto se deberá incluir en un Acuerdo del C.N.O., y para su aplicación se deberá tener consulta previa del acuerdo de al menos quince (15) días hábiles. El Acuerdo podrá actualizarse en el tiempo por solicitud del CND, y se deberá cumplir el mismo proceso de consulta anterior (…)

PARÁGRAFO 1o. El C.N.O tendrá un tiempo máximo de tres (3) meses para la publicación del Acuerdo que trata este artículo. Se dispondrá de seis (6) meses contados a partir de la fecha de la publicación del Acuerdo anterior para el ajuste del relé de frecuencia en las plantas en operación comercial del SIN.

Aquella planta que entre en operación comercial entre la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial y hasta la expedición de los Acuerdos C.N.O. les aplicarán las mismas reglas de este artículo y deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de seis (6) meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos, el ajuste inicial del relé de frecuencia para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

Las plantas que entren en operación comercial entre la fecha de expedición de los Acuerdos y hasta seis (6) meses calendario después, deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de seis (6) meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos igualmente para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

En caso de que alguna planta no cumpla con lo establecido, se aplicarán en el mismo sentido los literales y del literal del artículo de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Las plantas que tengan planeado entrar en operación comercial a partir de seis (6) meses calendario después de la expedición de los Acuerdos de que trata el parágrafo 1, deberán cumplir con este artículo desde su entrada en operación comercial.

ARTÍCULO 11. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 11.2.3 DEL CAPÍTULO 11 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERAL Y CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021. El numeral 11.2.3 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 11.2.3. Priorización de la inyección rápida de corriente reactiva y activa y no cesación momentánea de potencia

Se deberá dar aplicación a lo dispuesto en el literal d) del numeral 5.7 del Código de Operación Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 conforme el nivel de tensión. (…)

PARÁGRAFO. Al requerimiento técnico de este artículo le aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 12. ADICIÓNESE EL NUMERAL 11.2.4.1 AL CAPÍTULO 11 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021. El numeral 11.2.4.1 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 11.2.4.1 Soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios

La curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios será la dispuesta en el numeral 5.7.1 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995 (…)

PARÁGRAFO. Al requerimiento técnico de este artículo le aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 13. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 11.3.7 DEL CAPÍTULO 11 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERAL Y CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021. El numeral 11.3.7 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 11.3.7 Pruebas

Antes de entrar en operación comercial en el sistema, las plantas objeto de este capítulo, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al CND y al OR, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O así:

a) Pruebas del control de tensión que fue definido mediante Acuerdo por nivel de tensión y/o capacidad.

b) Pruebas de rampa operativa de arranque y parada. El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso. En el Acuerdo C.N.O. se tendrá en cuenta que podrán llevarse a cabo pruebas de campo.

c) Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia.

d) Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

e) Pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva y activa y no cesación momentánea de potencia (numeral 11.2.3 de este capítulo). El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

f) Pruebas a curvas de capacidad conforme las definidas en Acuerdo C.N.O. cuando se han identificado necesarias.

g) Pruebas a los requerimientos de que trata el numeral 11.2.4.1 de este Capítulo, Soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

h) Pruebas de cumplimiento de los requisitos en las protecciones

i) Pruebas de los sistemas de supervisión de variables eléctricas y meteorológicas.

Para las pruebas mencionadas anteriormente, los agentes generadores serán los encargados de la contratación de un tercero, siendo este último el responsable de la ejecución (o certificación cuando aplique) de las pruebas funcionales y operativas requeridas por la normatividad vigente y verificar el cumplimiento de los Acuerdos expedidos por el C.N.O.

Las pruebas podrán ser realizadas por una persona jurídica o una universidad o un centro de investigación que seleccione el interesado de acuerdo con los lineamientos que la CREG expida mediante circular aprobada por el Director Ejecutivo y el comité de expertos.

La persona jurídica o universidad o centro de investigación certificará y entregará un informe detallado donde se evidencie que se cumplen todos los requerimientos. El informe deberá estar suscrito por el ingeniero responsable de la realización de las pruebas, quien deberá acreditar su matrícula profesional vigente. La realización de dichas pruebas deberá ceñirse a los protocolos técnicos, metodologías y procedimientos definidos y aprobados por el C.N.O. Una vez finalizadas las pruebas, el agente generador representante de la planta deberá consolidar y remitir al CND y al OR el certificado junto con el informe técnico detallado de los resultados. Adicionalmente el informe y la certificación anterior deberán entregarse con una declaración juramentada del agente generador que representa la planta de que se cumplen los requisitos técnicos y operativos de la norma.

En cuanto a supervisión de variables eléctricas, mientras el OR no tenga la capacidad y no realice las pruebas antes el CND y las supere, el CND supervisará las plantas directamente. Para lo anterior, el CND indicará los requisitos técnicos y los publicará en su página web.

Adicionalmente, sobre la supervisión de variables eléctricas, el CND realizará las pruebas y verificaciones funcionales, las cuales podrán ser remotas o en sitio, verificando que se cumplen a cabalidad con los criterios técnicos, de calidad y de trazabilidad exigidos en la regulación. Esto deberá ser acordado en Acuerdo C.N.O.

Una vez el OR disponga de la capacidad de supervisión, este realizará la supervisión. Los OR que no tenga capacidad de supervisar plantas en los términos establecidos en esta resolución deberán informar al CND de dicha situación.

El C.N.O. deberá definir el procedimiento de las pruebas de que trata este numeral.

El CND hará seguimiento a la calidad y la disponibilidad de los datos telemedidos que reciba de las plantas objeto de este capítulo. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente que representa la planta tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información. (…)

PARÁGRAFO 1o. Los OR deberán informar si tienen la capacidad o no de supervisar plantas en los términos establecidos en la Resolución CREG 148 de 2021. Los OR deberán informar al CND de dicha situación en un tiempo de cinco (5) hábiles contados a partir de expedición de la presente resolución. El CND deberá informar a la SSPD de los OR que incumplan con la anterior regla de informar al CND o que no cumplan con los criterios de supervisión. Así mismo, el CND publicará mensualmente un listado actualizado de los OR que tienen capacidad de realizar supervisión conforme la Resolución CREG 148 de 2021.

PARÁGRAFO 2o. El C.N.O. deberá enviar a la CREG una propuesta de requisitos explícitos de formación, experiencia e idoneidad del responsable técnico (persona jurídica o universidad o centro de investigación) en desarrollar o realizar las pruebas. Para lo anterior el C.N.O. tendrá un tiempo de quince (15) días hábiles a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. El C.N.O. deberá determinar mediante Acuerdo los procedimientos de verificación, criterios de evaluación y cómo se realizan las pruebas de los sistemas de los OR ante el CND para demostrar la capacidad de supervisión de plantas de generación.

CAPÍTULO 4.

ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS DE CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS CONECTADAS EN EL SDL CON CAPACIDAD EFECTIVA NETA O POTENCIA MÁXIMA DECLARADA IGUAL O MAYOR A 1 MW Y MENOR A 5 MW.

ARTÍCULO 14. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 12 DEL CAPÍTULO 12 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERAL Y CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022. El numeral 12 del Capítulo 12 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 12. REQUISITOS TÉCNICOS DE GENERADORES Y AUTOGENERADORES A GRAN ESCALA QUE FUNCIONAN A PARTIR DE TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA (SFV) O EÓLICA, Y QUE ESTÁN CONECTADOS AL SDL, CON CAPACIDAD EFECTIVA NETA O POTENCIA MÁXIMA DECLARADA IGUAL O MAYOR A 1 MW Y MENOR A 5 MW.

Los requisitos técnicos de este capítulo aplican en su totalidad para generadores que usen tecnología SFV o eólica, conectados al SDL, con capacidad efectiva neta igual o mayor a 1 MW y menor a 5 MW.

Solo en aspectos en que se indique, aplicará a los autogeneradores a gran escala conectados al SDL que usen tecnología SFV o eólica que tengan una potencia máxima declarada mayor a 1 MW y menor a 5 MW, conforme a lo previsto en la Resolución CREG 024 de 2015 o 174 de 2021, o todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Aquellos autogeneradores a gran escala que aplican el procedimiento de conexión y requisitos técnicos de que trata la Resolución CREG 174 de 2021, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, deben presentar al momento de entrada en operación, adicional a las pruebas solicitadas en dicha resolución, las pruebas de: i) control de potencia activa/frecuencia, ii) control de tensión y potencia reactiva, iii) pruebas a los sistemas de supervisión, iv) pruebas al sistema de sincronización, y entregar y presentar los certificados de laboratorio o fábrica de: v) comportamiento ante sobretensiones y depresiones de tensión, vi) soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, y vii) priorización de inyección rápida de corriente reactiva y activa y la no cesación momentánea de potencia. Es decir, la citada documentación será presentada por el interesado al OR durante la ejecución de la visita de que trata la etapa v) del anexo 5o de la Resolución CREG 174 de 2021, la cual debe estar cargada en el sistema de trámite en línea en el momento de la visita, para lo cual podrá usarse el mismo campo asociado al RETIE de que trata el artículo 14 de la misma resolución.

A continuación, se definen los requisitos técnicos y se especifica en cada caso si aplica a generador o autogenerador (…)

PARÁGRAFO. A los Autogeneradores a Gran Escala (AGGE) que les aplica la Resolución CREG 174 de 2021 les aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución para el cumplimiento de los requisitos técnicos actualizados. Los agentes generadores representantes deberán informar a los usuarios AGGE de los cambios regulatorios.

ARTÍCULO 15. MODIFÍQUESE LOS NUMERALES 12.2, 12.2.1, 12.2.1.1, 12.2.1.2, 12.2.2 Y 12.2.3 DEL CAPÍTULO 12 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERALES Y CAPITULO ADICIONADOS POR LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022. Los numerales 12.2, 12.2.1, 12.2.1.1, 12.2.1.2, 12.2.2 y 12.2.3 del Capítulo 12 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedarán así:

(…) 12.2 Servicios que los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo deben proveer.

12.2.1 Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa/frecuencia.

12.2.1.1 Características Generales

Los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo deberán cumplir con:

a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz. El CND deberá determinar en análisis mediante simulación el ajuste del relé de frecuencia para la tasa de cambio de frecuencia (ROCOF). Esto se deberá incluir en un Acuerdo del C.N.O., y para su aplicación se deberá tener consulta previa del Acuerdo de al menos quince (15) días hábiles. El Acuerdo podrá actualizarse en el tiempo por solicitud del CND, y se deberá cumplir el mismo proceso de consulta anterior.

b) Deben contar con un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema para eventos de sobrefrecuencia.

c) Para ser declaradas en operación en el sistema, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia.

d) Para la operación, la respuesta ante eventos de sobrefrecuencia se activará a partir de que la CREG lo determine en regulación independiente.

12.2.1.2 Características del Control de la planta

Los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo deberán cumplir con los siguientes requerimientos del control de potencia activa/frecuencia:

a) Estabilidad: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas.

b) El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2 y el 6%.

c) La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente se establece una banda muerta de 30 mHz.

d) El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser reportado por el agente y usuario antes de las pruebas de puesta en servicio.

e) Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben ser ajustables para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles. El CND definirá mediante estudio, análisis y seguimiento posoperativo, los parámetros de ganancia y constantes de tiempo para cumplir con criterios de estabilidad, velocidad de respuesta del SIN, y los deberá informar a los agentes que representan los generadores objeto de este capítulo.

f) El CND, dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN. La función de control de frecuencia debe ser reajustada a solicitud del CND por criterios operativos. El CND deberá informar a los agentes que representan los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo de dichos cambios.

g) Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos, y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos.

12.2.2 Control de tensión para generadores y autogeneradores objeto de este capítulo.

Los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo deben poder aportar al control de la tensión en el rango operativo normal de su punto de conexión, y garantizando un rango operativo mínimo y máximo de factor de potencia.

El C.N.O. debe identificar el rango operativo mínimo y máximo de factor de potencia y evaluar las características del control de tensión más adecuado conforme el nivel de tensión 1, 2 o 3, y tener en cuenta los siguientes lineamientos mínimos:

a) Los parámetros del control de tensión deberán ser configurables.

b) El control de tensión deberá tener el modo de control factor de potencia.

c) No se deberá solicitar envío de consignas remotas para el control de tensión. No obstante, se puede acordar entre el representante del generador o AGGE y operador de red.

d) El control de tensión deberá disponer de un estatismo (V/Q) configurable.

e) El control que se aplique debe ajustarse de tal manera que sea estable.

f) El control de tensión deberá tener la función de priorización de la inyección rápida de la corriente reactiva y activa y la no cesación momentánea de potencia la cuales se deberán especificar en Acuerdo de C.N.O.

g) El C.N.O. debe definir la configuración inicial del control por nivel de tensión, y deberá especificar el proceso para el cambio en la configuración del rango del factor de potencia. Para lo anterior, el C.N.O. debe definir la forma y el tiempo de anticipación en que el Centro de Control del operador de red le informa al representante de la planta de generación del cambio requerido para operar en un nuevo rango de factor de potencia.

h) Si se tiene alguna curva asociada al factor de potencia la misma deberá ser cumplida.

El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo los requisitos anteriores para los generadores y AGGE objeto de este capítulo, y diferenciados por nivel de tensión.

12.2.3 Característica de depresiones de tensión y sobretensiones para generadores y autogeneradores objeto de este capítulo.

Cuando se presenten fallas simétricas o asimétricas, los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo deben poder operar dentro de los límites establecidos por las curvas de comportamiento de depresiones de tensión (LVRT, por sus siglas en ingles) y sobretensiones (HVRT, por sus siglas en ingles) que serán definidas mediante Acuerdo del C.N.O. Las curvas deben ser definidas por nivel de tensión y mediante análisis del sistema. (…)

PARÁGRAFO 1o. El C.N.O tendrán un tiempo máximo de tres (3) meses para la publicación del Acuerdo con el ajuste del relé de frecuencia para la tasa de cambio de ROCOF. Se dispondrá de seis (6) meses contados a partir de la fecha de publicación de los Acuerdos del C.N.O. para el ajuste del relé de frecuencia en las plantas (sea generador o AGGE) en operación comercial en el SIN.

Aquella planta (sea generador o AGGE) que entre en operación comercial entre la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial y hasta la expedición de los Acuerdos C.N.O. les aplicarán las mismas reglas de este artículo para el ajuste del relé y deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de 6 meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos, el ajuste inicial del relé de frecuencia para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

Las plantas (sea generador o AGGE) que entren en operación comercial entre la fecha de expedición de los Acuerdos y hasta 6 meses calendario después, deberán ajustar el relé de frecuencia en un tiempo de 6 meses contados a partir de la expedición de los Acuerdos. En estos casos igualmente para la entrada en operación comercial se realizará con las indicaciones del CND.

En caso de que alguna planta no cumpla con lo establecido, se aplicarán en el mismo sentido los literales y del literal del artículo de esta resolución

PARÁGRAFO 2o. Las plantas (sea generador o AGGE) que tengan planeado entrar en operación comercial a partir de seis (6) meses calendario después de la expedición de los Acuerdos de que trata el parágrafo 1, deberán cumplir con el ajuste del relé de frecuencia para la tasa de cambio de ROCOF desde su entrada en operación comercial.

PARÁGRAFO 3o. A las plantas de generación que les aplica la Resolución CREG 101 011 de 2022 les aplicarán las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución para el cumplimiento de los requisitos técnicos actualizados, con excepción del que trata el parágrafo 1 y 2 de este artículo que se tratara conforme se indica en los referidos parágrafos.

ARTÍCULO 16. ADICIÓNESE EL NUMERAL 12.2.3.1 AL CAPÍTULO 12 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022. El numeral 12.2.3.1 del Capítulo 12 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 12.2.3.1 Soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios para generadores y autogeneradores

Las plantas objeto de este capítulo deberán cumplir con las curvas de soportabilidad ante sobretensiones conforme el numeral 5.7.1 del Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995 (…)

PARÁGRAFO. Al requerimiento técnico de este artículo le aplicaran las reglas de transición de los literales, y del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 17. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 12.3.5 DEL CAPÍTULO 12 DEL ANEXO GENERAL DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN CONTENIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998, NUMERAL Y CAPITULO ADICIONADO POR LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022. El numeral 12.3.5 del capítulo 12 del Anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 quedará así:

(…) 12.3.5 Pruebas para generadores y autogeneradores objeto de este capítulo

Antes de entrar en operación comercial en el sistema, los generadores y autogeneradores objeto de este capítulo, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al operador de red y al CND, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O así:

a. Para generadores:

Pruebas de rampa operativa de entrada y salida. El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso. En el Acuerdo C.N.O. se tendrá en cuenta que podrán llevarse a cabo pruebas de campo.

b. Para generadores y autogeneradores:

i. Pruebas del control de tensión que fue definido mediante Acuerdo por nivel de tensión.

ii. Pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva y activa y no cesación momentánea de potencia. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

iii. Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones y soportabilidad ante voltajes transitorios. El C.N.O. definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de estas pruebas. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

iv. Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia.

v. Pruebas de cumplimiento de los requisitos en las protecciones.

Para el caso de autogeneradores a gran escala se aplica el Acuerdo de pruebas y protecciones indicado y encargado al C.N.O. en la Resolución CREG 174 de 2021 o aquellas que la modifiquen o sustituyan y demás requisitos de pruebas establecidos en dicha resolución.

vi. Pruebas de los sistemas de supervisión de variables eléctricas.

vii. Pruebas al sistema de sincronización con red de qué trata el literal d) numeral 12.1 del presente capitulo.

Para las pruebas mencionadas anteriormente, los agentes generadores y agentes representantes de los autogeneradores serán los encargados de la contratación de un tercero, siendo este último el responsable de la ejecución (o certificación cuando aplique) de las pruebas funcionales y operativas requeridas por la normatividad vigente y verificar el cumplimiento de los Acuerdos expedidos por el C.N.O.

Las pruebas podrán ser realizadas por una persona jurídica o una universidad o un centro de investigación que seleccione el interesado de acuerdo con los lineamientos que la CREG expida mediante circular aprobada por el Director Ejecutivo y el comité de expertos.

La persona jurídica o universidad o centro de investigación certificará y entregará un informe detallado donde se evidencie que se cumplen todos los requerimientos. El informe deberá estar suscrito por el ingeniero responsable de la realización de las pruebas, quien deberá acreditar su matrícula profesional vigente. La realización de dichas pruebas deberá ceñirse a los protocolos técnicos, metodologías y procedimientos definidos y aprobados por el C.N.O. Una vez finalizadas las pruebas, el agente generador representante de la planta deberá consolidar y remitir al CND y al OR el certificado junto con el informe técnico detallado de los resultados. Adicionalmente el informe y la certificación anterior deberán entregarse con una declaración juramentada del agente generador que representa la planta de que se cumplen los requisitos técnicos y operativos de la norma.

En cuanto a supervisión de variables eléctricas, mientras el OR no tenga la capacidad y no realice las pruebas antes el CND y las supere, el CND supervisará las plantas directamente. Para lo anterior, el CND indicará los requisitos técnicos y los publicará en su página web.

Adicionalmente, sobre la supervisión de variables eléctricas, el CND realizará las pruebas y verificaciones funcionales, las cuales podrán ser remotas o en sitio, verificando que se cumplen a cabalidad con los criterios técnicos, de calidad y de trazabilidad exigidos en la regulación. Esto deberá ser acordado en Acuerdo C.N.O.

Una vez el OR disponga de la capacidad de supervisión, este realizará la supervisión. Los OR que no tenga capacidad de supervisar plantas en los términos establecidos en esta resolución deberán informar al CND de dicha situación.

El C.N.O. deberá definir el procedimiento de las pruebas de que trata este numeral.

El CND hará seguimiento a la calidad y la disponibilidad de los datos telemedidos que reciba de las plantas objeto de este capítulo. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente que representa la planta tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información. (…)

PARÁGRAFO 1o. Los OR que no tenga capacidad de supervisar plantas en los términos establecidos en la Resolución CREG 101 011 de 2022, deberán informar al CND de dicha situación en un tiempo de cinco (5) hábiles contados a partir de expedición de la presente resolución. El CND deberá informar a la SSPD de los OR que incumplan con la anterior regla de informar al CND o que no cumplan con los criterios de supervisión. Así mismo, el CND publicará mensualmente un listado actualizado de los OR que tienen capacidad de realizar supervisión conforme la Resolución CREG 101 011 de 2022.

PARÁGRAFO 2o. El C.N.O. deberá enviar a la CREG una propuesta de requisitos explícitos de formación, experiencia e idoneidad del responsable técnico (persona jurídica o universidad o centro de investigación) en desarrollar o realizar las pruebas. Para lo anterior el C.N.O. tendrá un tiempo de quince (15) días hábiles a partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. El C.N.O. deberá determinar mediante Acuerdo los procedimientos de verificación, criterios de evaluación y cómo se realizan las pruebas de los sistemas de los OR ante el CND para demostrar la capacidad de supervisión de plantas de generación.

CAPÍTULO 5.

TRANSVERSAL.

ARTÍCULO 18. REGLAS DE TRANSICIÓN Y NORMALIZACIÓN CUANDO APLIQUE. Se aplicará la siguiente transición sobre los requerimientos técnicos y operativos para las plantas solares y eólicas con conexión al STN, STR o SDL que aplican las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 o 101 011 de 2022 así:

a) El requerimiento técnico y operativo definido, donde en esta resolución se haga referencia al presente artículo, aplicará a plantas que entren en operación comercial a partir primero (1) de enero de 2028. Adicionalmente les aplicarán los demás requerimientos técnicos y operativos que se encuentren vigentes.

b) Para las plantas que a la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución se encuentren en operación comercial, deberán realizar los ajustes necesarios y pruebas (o presentación de certificados cuando aplique) para el cumplimiento del requisito técnico definido, donde en esta resolución se haga referencia al presente artículo, a más tardar el treinta y uno (31) de diciembre 2027; para lo cual:

i. En caso de que alguna planta no cumpla con lo establecido, el CND deberá informarlo a la SSPD para lo de su competencia y los agentes generadores representantes deberán entregar de oficio un plan de cumplimiento con cronograma, fechas e hitos de cumplimiento verificables ante la SSPD y con copia al CND.

El plan de cumplimiento deberá ser entregado a la SSPD y al CND en máximo los siguientes noventa (90) días calendario luego de la misma notificación del CND.

El plan de cumplimiento entregado a la SSPD no puede superar los dos (2) años contados a partir de que se realice el envío del mismo. En todo caso, a más tardar un mes antes del vencimiento del plazo, los agentes generadores representantes deberán entregar una carta informando a la SSPD y al CND si entregarán un plan de cumplimiento ante la SSPD o, en su defecto, realizarán entrega del oficio y documentación de que trata el siguiente literal.

Una vez vencido el plazo del plan de cumplimiento ante la SSPD sin que se hayan superado las pruebas y requisitos restantes, la planta deberá permanecer desenergizada y no podrá continuar entregando energía a la red. Para que la planta conserve la capacidad de transporte asignada previamente, el titular de la planta deberá solicitar el retiro temporal conforme el artículo 22 de la Resolución CREG 075 de 2021 y en caso de no normalizarse se liberará la capacidad de transporte asignada.

ii. En caso de no cumplimiento vencido el plazo y no cumplir con el requerimiento del literal anterior, deberán entregar de oficio hasta el día siguiente a la misma fecha de vencimiento del plazo, a la SSPD con copia al CND la justificación técnica (no económica) del por qué no pueden cumplir, adjuntando toda la documentación que pruebe los hechos. Dentro de la justificación técnica serán validos los casos donde se requieren cambios estructurales en la planta o modificaciones que impliquen cambios del tipo de tecnológico.

Corresponderá a la SSPD la verificación y validación de los hechos y justificaciones que le sean presentadas, y, en caso de que apliquen, imponer las sanciones a que haya lugar.

c) Para las plantas que entren en operación comercial a partir de la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución o que se encuentre en estado de pruebas, deberán realizar los ajustes necesarios para el cumplimiento del requisito técnico y operativo definido, donde en esta resolución se haga referencia al presente artículo, y las pruebas (o presentación de certificados cuando aplique) a más tardar el treinta y uno de diciembre (31) de diciembre 2027, para lo cual se aplicará en el mismo sentido los literales y del literal de este artículo.

Se tendrá en cuenta para la entrada en operación comercial de las anteriores plantas, en aplicación del esquema de transición anterior, que los siguientes requisitos son obligatorios sin que les aplique los literales y del literal de este artículo:

i. En aplicación del de esta resolución, para la entrada en operación comercial y para aplicación del artículo de esta resolución se aplicará transitoriamente el Anexo 2 de esta resolución, y, no aplicará el artículo y el parágrafo del artículo. Adicionalmente les aplicarán los demás requerimientos técnicos y operativos que se encuentren vigentes. Durante la transición se aplicarán los Acuerdos vigentes al momento de expedición de esta resolución en aplicación de lo anterior.

ii. En aplicación del de esta resolución, para la entrada en operación comercial y para aplicación del artículo de esta resolución se aplicará transitoriamente el Anexo 3 de esta resolución y no aplicará el artículo de esta resolución. Adicionalmente les aplicarán los demás requerimientos técnicos y operativos que se encuentren vigentes. Durante la transición se aplicarán los Acuerdos vigentes al momento de expedición de esta resolución en aplicación de lo anterior.

iii. En aplicación del de esta resolución, para la entrada en operación comercial de un generador se aplicará durante la transición los siguientes numerales del capítulo 12 anexo de la Resolución CREG 070 de 1998: 12.1, 12.2.1.1, 12.2.1.2, 12.2.2, 12.2.3, 12.3.1, 12.3.2, 12.3.3, 12.3.4, 12.3.5, 12.3.6, y 12.4; y no aplicaran el literal f y h del numeral 12.2.2 y el numeral 12.2.3.1.

Por su parte, en aplicación del de esta resolución, para la entrada en operación comercial de un AGGE se aplicará durante la transición los siguientes numerales del capítulo 12 del anexo de la Resolución CREG 070 de 1998, numerales 12.1, 12.3.1 y literales v, vi y vii del literal b numeral 12.3.5, y los requerimientos establecidos en la Resolución CREG 174 de 2021, siendo todo lo anterior verificado mediante pruebas y en la visita de la conexión.

En cualquier caso, adicionalmente, a las plantas o AGGE les aplicarán los demás requerimientos técnicos y operativos que se encuentren vigentes.

Durante la transición se aplicarán los Acuerdos vigentes al momento de expedición de esta resolución en aplicación de lo anterior.

PARÁGRAFO. Para aplicación de esta resolución entiéndase como planta cualquier activo de generación con recurso solar o eólico usado para cualquier constitución posible (generador, autogenerador, entre otros); lo anterior no obstante se indique la constitución de forma explícita en la regulación para el requisito especifico.

ARTÍCULO 19. DECLARACIÓN EN PRUEBAS PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS A PARTIR DEL AÑO 2028. Las plantas solares y eólicas que apliquen las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022, o sus adiciones o modificaciones, que se declaren en pruebas a partir de primero (1) de enero de 2028 tendrán un plazo máximo de un (1) año para realización de las mismas y su puesta en operación comercial. Una vez vencido el plazo anterior sin que se hayan superado las pruebas y requisitos, la planta deberá permanecer desenergizada y no podrá continuar entregando energía a la red. Para que la planta conserve la capacidad de transporte asignada previamente, el titular de la planta deberá solicitar el retiro temporal conforme el artículo 22 de la Resolución CREG 075 de 2021 y en caso de no normalizarse se liberará la capacidad de transporte asignada.

ARTÍCULO 20. INFORMACIÓN GENERAL DE LOS MANUALES DE OPERACIÓN DE LOS OPERADORES DE RED (OR). Los OR deberán mantener actualizados y publicados en su sitio web sus manuales de operación del sistema, conforme a la regulación y los Acuerdos del C.N.O. que se encuentren vigentes.

Las actualizaciones deben realizarse para los diferentes aspectos contenidos en estos manuales, como son los procedimientos operativos detallados en materia de: coordinación, supervisión y control del Sistema del OR, ejecución de maniobras, mantenimientos, seguridad industrial y las demás prácticas que garantizan el óptimo desempeño de los STR y SDL.

En todo caso, los procedimientos allí establecidos deberán estar acordes con las exigencias operativas de las Resoluciones CREG 025 de 1995 y 070 1998, u otras que la adicionen modifiquen, adicionen o sustituyan.

El OR deberá informar de la actualización de los manuales de operación, conforme a lo que determine la SSPD para tal fin.

Cuando un OR no actualice el manual de operación de su sistema, el CND indicará conforme a sus funciones en Resolución CREG 080 de 1999 como será la coordinación de la operación de las plantas solares y eólicas que aplican las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022, antes y después de que el OR expida sus manuales de operación. Para lo anterior, el CND podrá supervisar las variables del SDL que requiera, según lo especificado en la Resolución CREG 080 de 1999.

ARTÍCULO 21. MODELOS DE RED REFERENCIADOS POR EL OR Y OTRAS DISPOSICIONES. El OR deberá informar, conforme a lo que determine la SSPD, del cumplimiento de entrega de los modelos de red de que tratan las Resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022. Cuando el OR no entregue o no haya entregado los modelos anteriores, el agente representante siempre podrá en cualquier momento mediante una contratación con un consultor o una persona jurídica determinar el modelo de red para ser entregado al CND. Para poder aplicar lo anterior, el OR deberá entregar la información de la red que corresponda en un plazo de cinco (5) días hábiles una vez el agente generador representante se la solicite.

ARTÍCULO 22. OBLIGACIONES DE AJUSTE DE LOS OPERADORES DE RED (OR). Los OR que no hayan cumplido con los ajustes para dar cumplimiento al parágrafo 3 del artículo 11 de la Resolución CREG 101 011 de 2022 y al parágrafo 3 del artículo 9o de la Resolución CREG 148 de 2021 y/o los Acuerdos C.N.O. para cumplir la norma, el CND deberá informarlo a la SSPD para lo de su competencia y los OR deberán entregar de oficio un plan de cumplimiento con un cronograma, fechas e hitos de cumplimiento verificables ante la SSPD y con copia al CND.

Los OR deberán informar al CND si han ajustado o no sus sistemas y procesos internos para el cumplimiento de lo anterior, en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles contados a partir de la publicación de esta resolución en el Diario Oficial. El plan de cumplimiento no podrá superar el primero (1) de enero de 2028, so pena de las sanciones a que haya lugar. El plan de cumplimiento se deberá entregar en los siguientes noventa (90) días calendario contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

ARTÍCULO 23. ACUERDOS CNO Y ESTUDIOS CND. Cuando no se especifique un plazo, el C.N.O. y CND tendrá un plazo máximo de cinco (5) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para expedir los Acuerdos adicionales y/o modificar los existentes para el cumplimiento de esta resolución.

Durante el mismo plazo, el CND deberá informar continuamente y tener actualizado en su página web las plantas solares y/o eólicas que estén en estado de pruebas o en trámite de solicitud para iniciar pruebas, al menos especificando la capacidad efectiva neta de la planta, el nivel de tensión y el nombre de la planta.

ARTÍCULO 24. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá D.C., a los 18 días del mes abril de 2026.

VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA

Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía

Presidente

ANTONIO JIMENEZ RIVERA

Director Ejecutivo

ANEXO 1.

MODELOS DE CONTROL DE PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019 ANTES DE LA ACTUALIZACIÓN DE REQUISITOS.

Para el caso de plantas solares fotovoltaicas y eólicas que se conecten al STN y STR será responsabilidad de los agentes representantes entregar al CND, seis (6) meses antes de su entrada en operación, los modelos preliminares de la planta de generación y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en la herramienta utilizada por el CND.

Estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en la Resolución CREG 060 de 2019 para el control de frecuencia y potencia activa, el control de tensión y potencia reactiva de que trata el Anexo 2 de esta resolución, así como, permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades.

ANEXO 2.

APORTE RÁPIDO DE POTENCIA REACTIVA ANTES DE LA ACTUALIZACIÓN DE REQUISITOS RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019.

Las plantas eólicas y solares con conexión en el STN o STR deben priorizar la inyección de corriente reactiva de forma que alcance un 90% del delta de cambio esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.

El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva , en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura:

Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

-  es el valor de la siguiente relación:

Donde:

 es la variación de corriente reactiva respecto al valor de corriente reactiva que tenía antes del evento

In: es la corriente nominal

: es la variación de tensión respecto al valor de tensión que tenía antes del evento

Un es la tensión nominal

k valor de la pendiente de respuesta. Debe ser ajustable con valores entre 0 y 10

El aporte de potencia reactiva adicional se limitará al 100% de la corriente nominal del generador.

- El CND determinará el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable entre 0 y 10 en cada inversor y el valor máximo declarado para el generador.

- La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este anexo.

- El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera del rango normal de operación.

- Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).

Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el CND deberá evaluar según el estado del sistema que prioridad da a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.

ANEXO 3.

PRIORIZACIÓN DE LA INYECCIÓN RÁPIDA DE CORRIENTE REACTIVA PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021, ANTES DE LA ACTUALIZACIÓN DE REQUISITOS.

El C.N.O. deberá evaluar para las plantas objeto de la Resolución CREG 148 de 2021 que les aplique este anexo, la necesidad de tener capacidad de respuesta de inyección rápida de corriente reactiva ante desviaciones de tensión que superen los límites de la banda muerta de tensión.

Para lo anterior, el C.N.O mediante Acuerdo debe establecer las condiciones del control y tener en cuenta los siguientes lineamientos:

a) Las características técnicas especificas se podrán diferenciar por nivel de tensión y/o por capacidad de la planta.

b) De no requerirse el servicio en algún nivel de tensión y/o para alguna capacidad de planta (capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada), el Acuerdo debe ser claro en que no es un requisito aplicable.

c) Ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos normales de la tensión nominal en la planta de generación, el control debe priorizar la inyección rápida de corriente reactiva de forma que alcance un valor porcentual del valor final esperado en un tiempo en milisegundos con una tolerancia definida en valor porcentual. Los anteriores parámetros son definidos en el Acuerdo.

d) El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté fuera del rango normal de operación o supere la banda muerta de tensión.

e) El aporte de potencia reactiva adicional se limitará cuando se alcance el 100% de la corriente nominal del generador.

f) La curva característica es la siguiente:

Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

 es el valor de la siguiente relación:

Donde:

 es el valor de la siguiente relación:

Donde:

 es la variación de corriente reactiva respecto al valor de corriente reactiva que tenía antes del evento

In: es la corriente nominal

: es la variación de tensión respecto al valor de tensión que tenía antes del evento

Un es la tensión nominal

k valor de la pendiente de respuesta.

La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 6.2.1.1 del Reglamento de Distribución, Resolución CREG 070 de 1998, o la que modifique o sustituya y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal.

Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el C.N.O. deberá evaluar las consideraciones que se deben tener en cuenta, según el estado del sistema, para darle prioridad a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.

g) El Acuerdo debe definir el valor de la pendiente k de la funcionalidad en el punto de conexión por nivel de tensión. El representante de cada planta de generación debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido en el Acuerdo en el punto de conexión.

h) Cada unidad de generación deberá tener una k parametrizable dentro de un rango definido en el Acuerdo C.N.O. Se debe tener en cuenta los valores de k máximos declarados por el representante de la planta.

i) Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por un periodo de tiempo en milisegundos después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u). Dicho tiempo debe ser definido en el Acuerdo.