RESOLUCIÓN 101 98 DE 2026

(febrero 19)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 53.415 de 2 de marzo de 2025

Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 3 de marzo de 2026

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se regulan los requerimientos técnicos, operativos y se complementan los comerciales que aplican a la conexión de generadores de que trata la Resolución CREG 200 de 2019 y se dictan otras disposiciones

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 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.

El artículo 370 de la Constitución Política asigna al Presidente de la República la función de señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

Atendiendo lo dispuesto en el artículo 2o de la Ley 142 de 1994 dentro de los fines que persigue la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encuentran: la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia y la no utilización abusiva de la posición dominante. Así mismo, dentro de los instrumentos que permiten dar cumplimiento a dichos fines se encuentra la regulación, incluyendo la fijación de metas de eficiencia y la definición del régimen tarifario.

Según el artículo 4o de la Ley 143 de 1994, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

El artículo 11 de la Ley 143 de 1994 define el Sistema Interconectado Nacional (SIN), como el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

El artículo 20 de la citada Ley, estableció como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Así mismo, el artículo 23 de la mencionada Ley, faculta a la Comisión de Regulación de energía y Gas, CREG, a establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del SIN, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación (CNO).

Por su parte, el artículo 24 del Capítulo V de la Ley 143 de 1994 sobre la actividad de generación expresa que, todos los agentes económicos pueden construir plantas generadoras con sus respectivas líneas de conexión a las redes de interconexión y transmisión. Además, en el artículo 25 dispone que (subrayado añadido):

(…) Los agentes económicos privados o públicos que hagan parte del sistema interconectado nacional deberán cumplir con el Reglamento de Operación y con los acuerdos adoptados para la operación del mismo (…)

El artículo 34 la Ley 143 de 1994 establece como algunas de las funciones del Centro Nacional de Despacho (CND) las siguientes:

"a). Planear la operación conjunta de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica;

"b) Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales;

"c) Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación conjunta de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional;

"d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional; (…)"

Por tanto, es función del CND la planeación, coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación del SIN, lo cual incluye sus conexiones a "la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios", y deber de los agentes, cumplir con el Reglamento de Operación y los Acuerdos adoptados para la operación del mismo.

Por su parte, el artículo 85 de la Ley 143 de 1994 señala 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".

Las Resoluciones CREG 025 de 1995 (Código de Redes), 080 y 083 de 1999 regulan en detalle los roles de planeación, coordinación, supervisión y control entre el CND y los agentes del SIN.

En particular, la Resolución CREG 080 de 1999 en su artículo 2o y en los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 3o establece, en lo que respecta a la supervisión, coordinación y control de la operación y con relación a activos de conexión, por parte del CND, lo siguiente (subrayado añadido):

(…) Centro Nacional de Despacho (CND). Es responsable de la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos del SIN, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del C.N.O. (…)

(…) Generadores. En el caso de generación con despacho centralizado, son responsables de la coordinación, supervisión y control de la operación de sus plantas y/o unidades de generación, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del CNO y las instrucciones impartidas por el CND. (…)

(…) Efectuar el planeamiento operativo energético y eléctrico de los recursos del SIN. El planeamiento energético tendrá carácter indicativo, en tanto que el planeamiento eléctrico tendrá carácter obligatorio (…)

(…) Supervisar directamente las variables de operación de los generadores despachados centralmente (…)

(…) Supervisar directamente las variables de operación de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN (…)

(…) Supervisar directamente las variables de operación de los activos de los STR's y/o SDL's que a su criterio se requiera (…)

(…) Supervisar directamente la operación de los activos que prestan el servicio de Control Automático de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente (…)

(…) Coordinar la programación de la operación integrada de los recursos del SIN (…)

(…) Coordinar la operación de los Activos de Uso del STN y Activos de Conexión al STN, respetando los límites operativos declarados por los agentes, los cuales deberán estar sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en que se solicite la modificación de estos límites (…)

(…) Coordinar el Control Automático de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente. Para esto, el CND requiere telecomando directo sobre los equipos que prestan este servicio (…)

(…) Coordinar a través de los Transportadores que a su criterio requiera, la regulación de voltaje de otros activos del SIN (…)

(…) Coordinar, de acuerdo con la reglamentación vigente, la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, de las Unidades Constructivas del STN, de los Activos de Conexión al STN, de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y de los demás activos que a su criterio se consideren Consignación Nacional (…)

(…) Controlar directamente los equipos que presten el servicio de Regulación Automática de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente, mediante telecomando, en los términos establecidos en la reglamentación vigente (…)

(…) Controlar indirectamente las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente y aquellas no despachadas centralmente que a su criterio se requiera. Así mismo, controlar indirectamente la operación de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión al STN, de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y de los demás activos del SIN que a su criterio se requiera, para asegurar una operación segura y confiable del Sistema (…)

Por su parte, la Resolución CREG 083 de 1999 establece para el CND lo siguiente (subrayado añadido):

(…) El CND supervisa en tiempo real las tensiones en barras del STN y de los STR a nivel IV de tensión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas del STN y de los Activos de Conexión a dicho Sistema (…)

(…) Previo acuerdo escrito entre el agente que represente el equipo ante el CND y el CND, se podrán enviar señales de telecomando a interruptores. El CND podrá enviar señales de telecomando a los cambiadores de toma de transformadores y demás equipos que participan en el Control Automático de Voltaje (CAV) (…)

Así mismo, el artículo 4o de la Resolución CREG 080 de 1999 establece entre las funciones del CND las siguientes (subrayado añadido):

(…) 2. Soporte a la CREG. El CND deberá, por solicitud de la CREG, brindar apoyo a la misma en lo relacionado con la información operativa y demás análisis que requiera (…)

(…) 3. Elaboración de Estudios e Informes (…) (…) el CND debe realizar los siguientes: (…) (…) a) Estudios de coordinación de protecciones (…) (…) b) Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN, Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares (…) (…) c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica supervisada directamente por el CND (…)

De todo lo anterior, se desprende que el CND es el encargado de coordinar la operación las plantas de generación y sus activos de conexión y de coordinar el control de tensión y reactivos a nivel de generadores y activos de conexión. Además, el CND podrá enviar señales de telecomando a interruptores previo acuerdo, y podrá adicionalmente enviar señales de telecomando a los cambiadores de toma de transformadores y demás equipos que participan en el Control Automático de Voltaje. Así mismo, deberá adelantar los análisis que le indique la CREG para su soporte y en este caso, en desarrollo de la regulación.

Sobre la regulación de los sistemas de medición en el SIN, según lo establecido en las Resoluciones CREG 156 y 157 de 2011 y 038 de 2014, los generadores deben tener una frontera comercial de generación en su punto de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), con el fin de obtener en forma individual la medida de las transferencias de energía. Por esta razón, si hay varios generadores que van a conectarse a un mismo punto del sistema deben construir sus activos de conexión en forma separada para cada planta de generación.

Al respecto, se recibieron en la CREG varias solicitudes para que, en caso de ser posible compartir activos de conexión, se permitiera a los generadores utilizar los mismos activos de conexión para varias plantas. Las solicitudes se recibieron mediante radicados CREG: E-2018-006148 (junio de 2018), E-2018-006149 (junio de 2018), E-2019-003155 (marzo de 2019), E-2019-005510 (mayo de 2019) y E-2019-007485 (julio de 2019).

Mediante la Resolución CREG 099 de 2019 se publicó para comentarios un proyecto de resolución con una propuesta para permitir compartir activos de conexión por más de una planta de generación. En el plazo establecido para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre la propuesta publicada.

Un resumen de los comentarios recibidos, las propuestas sobre la inclusión de estos comentarios, el cuestionario de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) y otros análisis realizados por la Comisión se encuentran en el Documento CREG 130 de 2019, que hace parte integrante de la Resolución CREG 200 de 2019, mediante la cual se definieron las reglas para permitir compartir activos de conexión por más de una planta de generación, incluyendo: la suscripción de un acuerdo de conexión compartida, requisitos para hacer parte de una conexión compartida y reglas para referir las medidas para poder diferenciar aspectos comerciales, así como mecanismos de liquidación diferenciados. No obstante, dicha Resolución no cuenta con requisitos específicos de aspectos técnicos y operativos para plantas que comparten activos de conexión.

Posteriormente, XM S.A. E.S.P. mediante comunicados XM 007522-1 del 14 de abril de 2020 (Radicado CREG E-2020-003249), XM 016854-1 del 28 de agosto de 2020 (Radicado CREG E-2020-010383) y XM 022327-1 del 6 de noviembre de 2020 (Radicado CREG E-2020-013635), remitió a la Comisión información sobre algunos aspectos particulares que se derivan de la aplicación de la Resolución CREG 200 de 2019, la cual brinda una opción para permitir la conexión de proyectos de generación compartiendo activos de conexión.

En las citadas comunicaciones XM S.A. E.S.P. manifestó a la Comisión, entre otros aspectos, la necesidad de que la CREG regulara aspectos técnicos y de coordinación de la operación asociados a la integración de generadores que van a hacer uso de la alternativa de conectarse a través de activos compartidos establecida en la Resolución CREG 200 de 2019 de tal forma que se mantenga una operación segura, confiable y económica del SIN. También se incluyó el ajuste a la disponibilidad comercial para los casos en que la máxima capacidad en el punto de conexión, sea inferior a la disponibilidad agregada de las plantas que conforman los generadores que conforman la red compartida.

En el documento con radicado CREG E2022008493, XM S.A. E.S.P. realizó un resumen de las comunicaciones y aspectos enviados a la Comisión, entre los cuales se tienen: curva de carga en el punto de conexión compartida, control de tensión, seguimiento al desempeño del control de tensión, requerimientos de curvas ante sobretensiones y caídas de tensión, modelos de los elementos, confiabilidad y seguridad de los elementos de la conexión compartida, reporte de disponibilidad de activos, coordinación de mantenimientos, cálculo de ajuste a la disponibilidad comercial, supervisión de activos, responsabilidades del representante del acuerdo de la conexión compartida, entre otros.

En atención a lo anterior, la Comisión contrató la realización de un estudio de consultoría en el año 2020 con la empresa PHC Servicios Integrados, para determinar los requerimientos técnicos y operativos que se deben cumplir para la aplicación de la Resolución CREG 200 de 2019. Dentro del alcance del estudio se tiene el análisis de los documentos enviados por XM S.A. E.S.P.

Con base en todos los análisis anteriores, la CREG en su sesión 1217 del 02 de diciembre de 2022, acordó expedir a consulta el Proyecto de Resolución 701 026 de 2022. En el documento soporte publicado, se presentaron los análisis de las propuestas realizadas por el CND, Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y PHC Servicios Integrados, y a partir de las mismas, la propuesta del proyecto de resolución en mención.

Durante el periodo de consulta del Proyecto de Resolución CREG 701 026 de 2022, realizado del 14 al 27 de febrero de 2023, se recibieron comentarios de los siguientes remitentes:

Radicado	Empresa que hace el comentario
E2023002949	ISAGEN SA ESP
E2023003023	ISA INTERCOLOMBIA
E2023003048	CNO
E2023003051	Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD
E2023003077	XM SA ESP
E2023003086	ACOLGEN
E2023003088	AES CHIVOR
E2023003094	ENEL COLOMBIA
E2023003103	SER COLOMBIA
E2023015644	EDP

Posteriormente, ISAGEN S.A. E.S.P. mediante radicados CREG E2024005833 y E2024005834 (ambos de 26 de abril de 2024) envió nuevos comentarios sobre el control de tensión y su cumplimiento durante esquemas de transición en conexiones de generadores embebidos y cómo este esquema podría incluirse en la presente resolución.

En el sentido anterior, se incluyen modificaciones a la propuesta inicialmente desarrollada y que antes no se consultaron, para analizar la viabilidad de los cambios propuestos.

Así mismo, el CNO solicitó la expedición de la Resolución definitiva mediante radicado CREG E2024005629 y ratificó algunos comentarios enviados con anterioridad.

La CREG en su Sesión 1316 del 16 de mayo de 2024, acordó expedir el Proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, en consecuencia, los comentarios al citado proyecto y las modificaciones propuestas, se analizaron en el Documento soporte CREG 901 094 de 2024.

Durante el periodo de consulta del Proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, realizado del 24 de mayo de 2024 al 24 de junio de 2024, se recibieron comentarios de los siguientes remitentes:

Radicado	Empresa que hace el comentario
E2024008550	CELSIA
E2024008723E2025002438	ISAGEN
E2024008734	INTERCOLOMBIA
E2024008736	CNO
E2024008740	ANDESCO
E2024008742	XM
E2024008745E2025002438	AES COLOMBIA
E2024008751	ACOLGEN
E2024008752	ISA INTERCOLOMBIA
E2024008757	SER COLOMBIA
E2024008761E2024009439	ENEL
E2024008764	GECELCA
E2024008102	OGE ENERGY

Los comentarios se analizan y se responden en el documento soporte que acompaña esta resolución.

Adicionalmente, mediante radicado S2026001317 del 5 de febrero de 2026 se solicitó al CNO aclarar si las observaciones realizadas en el radicado E2024008736 de la tabla anterior, corresponden al concepto que establece el literal i del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 (subrayado añadido):

"i) 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."

Mediante el radicado CREG E2026002347 del 6 de febrero de 2026, el CNO menciona que:

"el Consejo emite su concepto positivo al proyecto normativo 701 046 de 2024, sujeto a que la CREG acoja las observaciones presentadas en el documento con radicado E-2024-008736, cuya copia se adjunta a la presente comunicación."

Una vez revisado el citado concepto, la CREG encuentra que la Ley 143 de 1994 no dispone que el mismo debe ser adoptado sin objeción alguna por parte de esta Comisión, y, en consecuencia, se entendió como agotada la obligación de escuchar el concepto del CNO. En todo caso, se precisa que varias de las observaciones recibidas del CNO derivaron en ajustes a la presente resolución, cuyo análisis puede observarse en el documento soporte que acompaña la presente normativa.

Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, de conformidad con lo establecido en los artículos 2.2.2.30.4 y 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta normativa no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), sobre la presente resolución.

Conforme lo anterior, la CREG en su Sesión 1441 del 19 de febrero de 2026, acordó expedir esta resolución.

En consecuencia,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto determinar los requisitos técnicos y operativos, y se complementan aspectos comerciales, que deben cumplir los agentes generadores que aplican la Resolución CREG 200 de 2019, para compartir activos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), desde su entrada en operación.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes generadores, a sus plantas de generación o las que representen y los respectivos activos de conexión que hagan parte del Acuerdo de Conexión Compartido entre Generadores, ACCG, de que trata la Resolución CREG 200 de 2019.

PARÁGRAFO. De forma adicional, el alcance incluye las plantas de generación solar y eólica en estado de pruebas y que cumplen con la definición de Generador Embebido de que trata la Resolución CREG 101 070 de 2025.

ARTÍCULO 3o. REQUISITOS REGULATORIOS. Los agentes generadores con sus plantas de generación o las que representen y los respectivos activos de conexión deben aplicar la regulación vigente sobre conexión y operación de instalaciones de generación en el SIN. Las reglas específicas y complementarias para las plantas de generación, activos de conexión, puntos de conexión individuales y puntos de conexión compartidos operando en el marco de la Resolución CREG 200 de 2019 se especifican en esta resolución.

ARTÍCULO 4o. DEFINICIONES. Además de las definiciones contenidas en la Resolución CREG 200 de 2019, y las establecidas en la regulación vigente, se tendrán en cuenta para la aplicación de la presente resolución, las siguientes:

Activos de Conexión Compartidos, ACC. Son todos los elementos que son considerados activos de conexión y que son compartidos por agentes generadores para poder transportar la energía desde dos o más plantas de generación individuales a un mismo punto de conexión del Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL).

Acuerdo de Conexión Compartida entre Generadores, ACCG. Es el acuerdo de conexión compartida de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 200 de 2019.

Fuente no convencional de energía y fuente convencional de energía. Son las fuentes de energía definidas en la Ley 1715 de 2014, conforme su caracterización del tipo no convencional o convencional.

Máxima Capacidad del Punto de Conexión Compartida, MCPCC. Es la máxima capacidad de transporte por el Punto de Conexión Compartido (PCC) ante limitaciones en la capacidad de transporte en la Red de Activos de Conexión Compartida (RACC).

Punto de conexión compartido, PCC. Es el "punto de conexión" de que trata la Resolución CREG 038 de 2014 y que representa el punto de conexión eléctrico en el cual los ACC del grupo de generadores se conectan al STN, a un STR o a un SDL.

Punto de conexión individual, PCI. Es el punto de conexión eléctrico que coincide con el punto donde se encuentra la frontera individual de que trata la Resolución CREG 200 de 2019.

Red de Activos de Conexión Compartida, RACC. Es la red que conforma el conjunto de ACC para la conexión al STN, STR o SDL de dos o más plantas de generación.

CAPÍTULO 1.

REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN.

ARTÍCULO 5o. INFORMACIÓN PARA EL PLANEAMIENTO OPERATIVO DE QUE TRATA EL CÓDIGO DE OPERACIÓN, RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El Centro Nacional de Despacho (CND) y el Consejo Nacional de Operación (CNO) actualizarán el Acuerdo CNO por el cual se establecen y actualizan las definiciones y los formatos de reporte de los parámetros técnicos de las unidades y plantas hidráulicas, térmicas, eólicas y solares, u otro tipo de tecnología o recurso, y de los activos del STN y del STR para el planeamiento operativo y la operación del SIN conforme la regulación vigente. La actualización del Acuerdo debe considerar la información requerida de los ACC, incluyendo como mínimo lo siguiente:

1. Diagrama unifilar y parámetros técnicos de la RACC.

2. Modelos estáticos y dinámicos de los elementos que conforman la RACC, con un esquema de validación. En caso de que exista un esquema de control de algún tipo, también debe incluirse.

3. Parámetros técnicos del PCC al STN, STR o SDL.

4. Fecha de puesta en operación, FPO, conforme la Resolución CREG 075 de 2021, de la conexión compartida y de cada uno de los proyectos de generación de forma individual.

5. Otra información que consideren necesaria.

En el Acuerdo CNO se debe considerar las fechas de entrada en operación comercial de cada planta que hace parte del ACCG, así como la actualización de información cuando aplique.

PARÁGRAFO 1o. En la actualización del Acuerdo de este artículo, se deberá considerar el reporte de información asociada al SDL para el cumplimiento de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. El agente representante del ACCG será el responsable de entregar la información de que trata el presente artículo en los términos indicados en el Acuerdo de que trata este artículo.

PARÁGRAFO 3o. Regla de transición: las plantas de generación que entren a operar comercialmente hasta el día 31 de diciembre de 2026, para su entrada en operación comercial deberán suministrar al menos la información de los numerales, y de este artículo y la otra que ya haya sido establecida en el Acuerdo CNO vigente. Se deberá entregar la información complementaria que se defina en el citado Acuerdo, en el plazo que defina el CND.

Complementariamente, para plantas de generación que hagan parte del ACCG y se encuentren operando comercialmente al momento de expedición de esta resolución, en el mismo Acuerdo CNO anterior se definirá el plazo para entregar la información de que trata este artículo, igualmente el tiempo será el definido por el CND.

CAPÍTULO 2.

REQUERIMIENTOS DE CONEXIÓN.

ARTÍCULO 6o. CURVAS DE CAPACIDAD P-Q Y Q-V O EQUIVALENTE. El CNO, el CND y los agentes generadores y sus plantas de generación deberán garantizar lo siguiente:

1. Si los generadores que hacen parte del ACCG son plantas de generación hidráulicas, térmicas u otro tipo de generación que use fuentes convencionales de energía, deberán cumplir desde su entrada en operación comercial con los siguientes requerimientos:

a. Cada planta de generación que haga parte del ACCG debe declarar la curva de capacidad de potencia activa en función de la potencia reactiva (P-Q), conforme a las especificaciones del fabricante del generador, referida a los terminales de alto voltaje del transformador elevador asociado al generador.

En Acuerdo CNO se deberá especificar cómo se realiza la prueba para verificar la curva P-Q referida a los terminales de alto voltaje del transformador elevador asociado al generador.

b. La curva P-Q de cada planta de generación individual que haga parte del ACCG, sin afectación por pérdidas de energía reactiva, debe cumplirse en el PCC ajustada por la curva Q-V o equivalente de que trata el siguiente literal. En todo caso, en el PCC se contará con una disponibilidad de curva P-Q correspondiente al agregado del grupo de las plantas que estén en operación y/o en pruebas teniendo en cuenta el parágrafo 3 de este artículo.

c. Para la aplicación de las curvas P-Q del literal anterior, el CND deberá analizar y proponer una curva de potencia reactiva en función de la tensión (Q-V) o equivalente en el PCC, que conjuntamente con las curvas P-Q individuales permita determinar los requisitos que deben cumplir las plantas de generación convencionales en el PCC.

Lo anterior debe cumplir lo siguiente:

i. Tener una curva Q-V o equivalente estandarizada del sistema en el PCC que aplica para el conjunto de plantas convencionales que hacen parte del ACCG. De identificarse necesario se podrán diferenciar curvas estandarizadas por nivel de tensión.

ii. La exigencia del cumplimiento de la curva P-Q complementada con la curva Q-V o su equivalente en el PCC debe tener en cuenta el número de plantas efectivamente operando y/o en pruebas, teniendo en cuenta el parágrafo 3 de este artículo.

2. Si los generadores que hacen parte del ACCG son plantas de generación solares, eólicas, u otro tipo de generación que use fuentes no convencionales de energía, deberán cumplir desde su entrada en operación con los siguientes requerimientos:

a. En el caso de plantas de generación solares o eólicas con conexión al STN y STR que hacen parte del ACCG, se debe cumplir con la curva de capacidad P-Q de que trata el literal b) del numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019.

En el caso de plantas de generación solares o eólicas con conexión al SDL que les aplique la Resolución CREG 148 de 2021, les aplicará la curva P-Q definida en Acuerdo CNO en cumplimiento de la anterior resolución.

En caso de tecnologías diferente a la solar y eólica que se conecten al STN, STR o SDL, el CND deberá analizar y proponer las curvas P-Q conforme a la condición tecnológica y, en caso de que se identifique necesario, por nivel de tensión.

Para todos los casos anteriores:

i. La curva P-Q debe cumplirse en el PCC ajustada por la curva Q-V o equivalente de que trata el siguiente literal;

ii. En el PCC se contará con una disponibilidad de P-Q correspondiente al agregado del grupo de las plantas que estén en operación y/o en pruebas teniendo en cuenta el parágrafo 3 de este artículo.

b. Para la aplicación de las curvas P-Q del literal anterior, se debe cumplir en el PCC para el grupo de plantas de generación:

i. Si la conexión es al STN o STR, las curvas Q-V o su equivalente de que trata la Resolución CREG 229 de 2021, y que se expidieron mediante Acuerdo CNO en cumplimiento de la anterior resolución.

ii. Si la conexión es al SDL, la curva Q-V o su equivalente de que trata la Resolución CREG 148 de 2021, y que se expidieron mediante Acuerdo CNO en cumplimiento de la anterior resolución.

En los casos anteriores, el CND deberá analizar y proponer en el CNO si se deben actualizar las curvas Q-V (o su equivalente) existentes que aplican para conexión al STN, STR o SDL, teniendo en cuenta la condición que son para aplicación de un grupo de generadores que comparten activos de conexión. Se podrán tener curvas Q-V distintas a las actuales cuando se tengan operando grupos de generadores que comparten activos de conexión. Si el CND no encuentra necesario en sus análisis la actualización de la curva Q-V, se podrá continuar operando con la curva Q-V actual.

Así mismo, en caso de que la conformación de plantas del ACCG sea en su totalidad de tecnologías diferente a la solar y eólica, y que se conecten al STN, STR o SDL, el CND deberá analizar y proponer curvas Q-V o equivalentes conforme a su agrupación tecnológica. De encontrarse necesario se podrán proponer por nivel de tensión.

Lo especificado en este literal debe cumplir con lo establecido en el numeral, literal literales y de este artículo, pero teniendo en cuenta en este caso que son no convencionales.

3. Si los generadores que hacen parte del ACCG son una combinación de plantas convencionales y no convencionales de las que tratan los numerales y de este artículo, se debe cumplir:

a. Si son del tipo de plantas referidas en el numeral de este artículo, les aplicará la curva P-Q de que trata el mismo precitado numeral en el PCC con los mismos lineamientos.

b. Si son del tipo de plantas referidas en el numeral de este artículo, les aplicará la curva P-Q de que trata el mismo precitado numeral en el PCC con los mismos lineamientos.

c. El CND deberá analizar y proponer la curva Q-V o su equivalente para un conjunto de plantas que comparten activos de conexión y que sean una combinación de plantas de las que tratan los numerales y de este artículo.

d. En el PCC se contará con una disponibilidad de P-Q correspondiente al agregado del grupo de las plantas que estén en operación y/o en pruebas

4. Otros Lineamientos de las curvas de capacidad.

a. La forma en que se aplica la curva P-Q en conjunto con una curva Q-V o equivalente, es ajustando sobre la curva P-Q los requisitos de potencia reactiva con los que resultan de la curva Q-V en función de la tensión en el PCC.

b. En general, las mencionadas curvas Q-V o equivalentes, en conjunto con las curvas P-Q individuales, permite determinar los requisitos que deben cumplir todas las plantas de generación en el PCC.

c. La variable Pn de que trata el literal b) numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019, se tratará como la Capacidad Efectiva Neta (CEN) o la potencia máxima declarada de la regulación vigente. Este mismo lineamiento debe tenerse en cuenta en las curvas especificadas en este artículo.

PARÁGRAFO 1o. El CNO con apoyo del CND, mediante Acuerdo, definirán cómo se deben reportar las curvas P-Q de cada planta de generación y cuánto tiempo antes de la entrada en operación comercial.

PARÁGRAFO 2o. Las curvas de capacidad que proponga el CND en cumplimiento de este artículo deben analizarse al interior del CNO y aprobarse mediante Acuerdo de estos últimos. El CND debe incluir el análisis de simulación, técnico y tecnológico que justifique las curvas solicitadas y este debe acompañar los Acuerdos CNO que correspondan. Se deberá tener en cuenta que las curvas no podrán sobrepasar en requerimientos de entrega o absorción de energía reactiva a lo especificado en la regulación que aplica a plantas eólicas o solares con conexión individual.

Para su implementación, el CNO podrá expedir los Acuerdos que sean necesarios para desarrollar lo establecido en el presente artículo.

PARÁGRAFO 3o. Para las pruebas que se realicen de forma conjunta sobre las curvas de capacidad en el PCC de que trata este artículo se permitirá un margen de tolerancia que será definido mediante Acuerdo CNO, lo anterior únicamente cuando el número de plantas efectivamente operando comercialmente y/o en pruebas sea al menos dos. El margen de tolerancia que se establezca debe garantizar que se tendrá una operación segura y confiable.

Cuando se realicen pruebas sobre la planta individual y su curva propia P-Q ajustada con la curva Q-V o equivalente en el PCC, no aplicará el anterior margen de tolerancia.

ARTÍCULO 7o. REGLAS DE TRANSICIÓN CURVAS P-Q Y Q-V O EQUIVALENTE. Se aplicarán las siguientes reglas:

1. A las plantas de generación que hagan parte de un ACCG no les aplicará la transición de que trata la Resolución CREG 229 de 2021 o el artículo 9o de la Resolución CREG 148 de 2021.

2. Cualquier planta de generación que haga parte de un ACCG podrá entrar en operación comercial en el SIN previa verificación de que al menos cumplen con la regulación definida para curvas de capacidad para conexión de plantas individuales (aquellas que no comparten activos de conexión), y en el punto de conexión que aplique, es decir:

a. Plantas solares y eólicas: en el punto de conexión de la regulación vigente, que en este caso equivale al PCC. Para el anterior efecto, a cada planta del ACCG las pruebas se realizan por planta individual.

b. Otros casos de plantas distintos al del numeral anterior: en el lado de alto voltaje del transformador elevador asociado al generador, que en este caso equivale al PCI.

Lo anterior brinda un cumplimiento parcial del artículo de esta resolución. El cumplimiento total de curvas de capacidad del artículo de esta resolución tendrá el tratamiento de que trata el siguiente numeral.

3. Las plantas de generación que estén operando comercialmente en el SIN, o que entren a operar comercialmente con la regla del numeral anterior, y que hagan parte de un ACCG, deberán cumplir con las curvas de capacidad de qué trata el artículo de esta resolución, lo anterior en un plazo menor o igual a veinticuatro (24) meses calendario contados a partir de la expedición de los Acuerdos CNO que se expidan en cumplimiento del artículo de esta resolución.

Antes de que se cumpla el periodo de transición anterior se deberán realizar las pruebas de las curvas de capacidad que sean definidas o actualizadas conforme al artículo de esta resolución.

El CNO podrá complementar, actualizar o sustituir los Acuerdos correspondientes para implementar la transición establecida en este artículo. Así mismo, en el Acuerdo anterior deberá indicarse la forma en que se realizan las pruebas de las curvas de capacidad antes del vencimiento del plazo.

En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 8o. CARACTERÍSTICA DE DEPRESIONES DE TENSIÓN Y SOBRETENSIONES. Las plantas de generación que hagan parte del ACCG deberán cumplir con los siguientes requisitos de tolerancia a depresiones de tensión y sobretensiones:

1. Para las plantas de generación hidráulica, térmica, u otro tipo de generación que use una fuente convencional de energía, el CND debe analizar y proponer las curvas de tolerancia a depresiones de tensión y sobretensiones a cumplir en el PCI, las cuales podrán diferenciarse por nivel de tensión y tecnología.

2. Para las plantas de generación eólica y solar se debe cumplir en el PCI con lo establecido en el numeral 11.2.4 del Anexo de la Resolución CREG 148 de 2021 o lo establecido en el literal c) del numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019; según su nivel de tensión de conexión.

3. Para otros tipos de generación que usen una fuente no convencional de energía, el CND debe analizar y proponer las curvas de tolerancia a depresiones de tensión y sobretensiones a cumplir en el PCI, las cuales podrán diferenciarse por nivel de tensión y tecnología.

PARÁGRAFO 1o. Regla de transición: las plantas de generación que hagan parte del ACCG y que les aplique los numerales y de este artículo y se encuentren en operación comercial, podrán continuar operando comercialmente en el SIN y tendrán un plazo de veinticuatro meses (24) contados a partir de la expedición de los Acuerdos del parágrafo 3 de este artículo para certificar que se cumple con la característica de depresiones de tensión y sobretensiones.

En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Las curvas de tolerancia a depresiones de tensión y sobretensiones que proponga el CND deben aprobarse en Acuerdo del CNO. El CND debe incluir el análisis de simulación, técnico y tecnológico que justifique la característica solicitada y esto debe acompañar los Acuerdos que correspondan.

PARÁGRAFO 3o. Para verificar las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensión, el CNO definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de dichas características. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

ARTÍCULO 9o. PROTECCIONES. Las plantas de generación que hagan parte del ACCG deberán cumplir con los esquemas de protección conforme la regulación vigente en la Resolución CREG 025 de 1995, Resolución CREG 060 de 2019, Resolución CREG 070 de 1998, Resolución CREG 148 de 2021, Resolución CREG 200 de 2019, y otros requerimientos que se identifiquen necesarios de protecciones y se incluyan en futuras actualizaciones del Acuerdo de protecciones de generadores que rige actualmente.

CAPÍTULO 3.

REQUERIMIENTOS DE OPERACIÓN.

ARTÍCULO 10. REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. El cumplimiento y verificación del servicio de regulación primaria de frecuencia se hará para cada unidad de las plantas de generación individuales de acuerdo con lo contemplado en la regulación vigente y no se considerará la posibilidad de conformar grupos a través de la combinación de diferentes plantas individuales o unidades de las mismas para la prestación del servicio.

El seguimiento a la prestación efectiva del servicio de regulación primaria de las plantas de generación individuales se hará considerando lo establecido en la regulación aplicable y los Acuerdos del CNO correspondientes.

PARÁGRAFO. El CND podrá actualizar el procedimiento de verificación de regulación primaria de frecuencia de que trata el artículo 5o de la Resolución CREG 023 de 2001, para lo cual tendrá el tiempo estipulado en el artículo de la presente resolución. En dicho plazo podrá publicarlo y realizar actualizaciones sobre el mismo, esto, conforme se precise por aspectos que se encuentren debido a los Acuerdos que se actualicen o expidan en cumplimiento de la presente resolución u otros aspectos identificados.

ARTÍCULO 11. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA. El procedimiento para que una planta de generación que haga parte del ACCG pueda integrarse al servicio de AGC nacional aplica de manera individual y no se considera la posibilidad de conformar grupos a través de la combinación de diferentes plantas individuales o unidades de las mismas para la prestación del servicio de AGC.

El seguimiento a la prestación efectiva del servicio de AGC de las plantas de generación individuales que sean habilitadas para tal efecto, se hará considerando lo establecido en la regulación aplicable y los Acuerdos del CNO correspondientes.

ARTÍCULO 12. RESPUESTA RÁPIDA EN FRECUENCIA PARA PLANTAS EÓLICAS. Las plantas de generación eólica que hagan parte del ACCG y les aplique la respuesta rápida en frecuencia de que trata el numeral 5.6.3 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 13 de la Resolución CREG 060 de 2019, deberán cumplir con dicha funcionalidad por planta en el PCI.

ARTÍCULO 13. CONTROL DE TENSIÓN Y POTENCIA REACTIVA. El CND y cada planta de generación deberán cumplir con los requerimientos técnicos y de operación para la coordinación y el control de tensión y potencia reactiva que se definen a continuación:

1. En el planeamiento operativo de que trata el Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, se programará la tensión y el control de reactivos objetivo para cada PCI y el PCC.

Lo anterior se programará teniendo en cuenta que se debe cumplir con los requerimientos de las curvas P-Q y Q-V o su equivalente en el PCC.

2. Se deberá controlar la tensión de forma continua por medio de la entrega o absorción de potencia reactiva tanto en los PCI como en el PCC y según las consignas de operación y tensión objetivo definidas por el CND.

3. El CND definirá las consignas de tensión y potencia reactiva para cada planta individual en el PCI y las consignas de operación a equipos de compensación de reactivos, en caso de que existan y sean necesarios, en los PCI y/o PCC, u otros puntos de los ACC, para cumplir los requerimientos de las curvas P-Q y Q-V o su equivalente en el PCC u ante otros cambios solicitados en la operación.

Los equipos de compensación en el PCI y PCC, u otros puntos de los ACC, para el cumplimiento de las curvas P-Q y Q-V o su equivalente en el PCC, son a cargo de las plantas que hacen parte del ACCG.

Las consignas a las plantas deben poder realizarse local y remotamente.

Las consignas a equipos de compensación deben poder realizarse local o remotamente conforme el siguiente numeral.

4. Si existen consignas a equipos de compensación en los ACC, se debe tener en cuenta que debe existir uno o varios operadores encargados de los equipos para realizar los cambios solicitados por el CND.

Como segunda opción, se podrá acordar con el CND el telecomando o control remoto de los equipos de compensación para su operación y el debido control de tensión. Además, para lo anterior, si es estrictamente necesario y por seguridad de la operación, el CND podrá definir cuáles de los equipos de compensación requieren de telecomando y se lo informara al representante del ACCG para acordar dicho aspecto operativo en el ACCG.

En el caso de que exista uno o varios operadores encargados de los equipos de compensación, los participantes deberán designar y fijar en el ACCG las partes responsables para establecer y realizar los cambios ante las consignas de control de tensión y reactivos de dichos equipos en la ACC. Esto debe acordarse previamente con el CND.

El o los operadores encargados de los equipos de compensación tendrán la obligación ante el sistema del cumplimiento de las consignas operativas desde el CND. Los operadores encargados de estos equipos deberán ser agente generador que se encuentren en el ACCG o el representante del ACCG.

En el ACCG deberá incluirse si se escoge la opción del telecomando o control remoto a equipos de compensación desde el CND, esto para su completa operación y control de tensión.

En cualquier caso, los equipos de compensación deberán acoplarse con el sistema de supervisión y control y envío de consigas que tenga el CND, conforme las indicaciones, características técnicas, protocolos de comunicación, u otros, que estos definan y propongan y que se deberán aprobar en un Acuerdo CNO.

5. El CND analizará y propondrá el detalle del esquema de coordinación de control de tensión y reactivos de las plantas y equipos de compensación en los ACC desde el CND que hagan parte de un ACCG, teniendo en cuenta consignas locales y remotas y si existe uno o varios operadores encargados de los equipos de compensación o si es el CND el que realiza los cambios de forma remota y los demás lineamientos dados en este artículo.

Así mismo, debe tenerse en cuenta e indicarse en el esquema anterior para el grupo de plantas de un ACCG:

a. Cómo es la coordinación del control de tensión y potencia reactiva si opera una o más plantas del ACCG, esto considerando que estén en pruebas o que estén o no disponibles para operar o no salgan despachadas o que su entrada en operación comercial al sistema sea en diferente fecha, u otros casos que identifique el CND;

b. Cómo se realiza el control de tensión y potencia reactiva teniendo en cuenta los requisitos técnicos operativos que tienen una regla de transición conforme a esta resolución y de la que trata el artículo de esta resolución.

c. Cómo se aplican los tiempos de respuesta inicial y de establecimiento en el control de tensión y reactivos a medir en el PCC cuando están operando al mismo tiempo dos o más plantas.

Los tiempos de establecimiento y de respuesta inicial en todo caso deberán verificarse de forma individual por planta en las pruebas.

d. Tener en cuenta cómo se realizaría la coordinación del control de tensión y potencia reactiva si existen otras plantas que se conectan en la misma zona de influencia o en la misma subestación o subestaciones cercanas de las plantas que están en el ACCG pero que no comparten activos de conexión.

PARÁGRAFO 1o. Cuando sea un grupo de plantas del ACCG que les aplique la Resolución CREG 148 de 2021, el CNO junto con el CND deberán determinar el esquema de la coordinación del control de tensión teniendo en cuenta la armonización de: i) los lineamientos dados en este artículo, ii) los requerimientos de control de tensión de la Resolución CREG 148 de 2021, y iii) los requerimientos adicionales que se establezcan en Acuerdo CNO en cumplimiento del numeral del artículo de esta resolución. En el Acuerdo se podrá tener en cuenta que la combinación de plantas de generación es de diferentes tipos de recurso primario para generar.

Adicionalmente, el CND y el Centro de Control del Operador de Red (OR) coordinaran el control de tensión en el PCI y en el PCC con los equipos de compensación, estos últimos en caso de ser requeridos para el cumplimiento de las curvas de capacidad, el control de tensión y potencia reactiva.

PARÁGRAFO 2o. Los requisitos propuestos por el CND en este artículo deben ser aprobados en un Acuerdo del CNO. Para lo anterior, el CNO podrá aclarar o ajustar los Acuerdos existentes para la correcta operación de las plantas generadoras en el SIN.

PARÁGRAFO 3o. Cada vez que se integre una nueva planta en la operación en una RACC, antes de iniciar operación se deben realizar estudios previos que se remitan al CND para evaluar necesidades de reajuste del control de tensión y potencia reactiva. El CND propondrá al CNO el contenido y forma del estudio y se aprobará mediante Acuerdo CNO.

ARTÍCULO 14. TRANSICIÓN CONTROL DE TENSIÓN. Se aplicarán las siguientes reglas de transición para el cumplimiento de los requerimientos del artículo de esta resolución:

1. Las plantas podrán entrar en operación comercial haciendo pruebas y verificando que de forma independiente pueden controlar tensión conforme la regulación de plantas con conexión individual en el punto de conexión indicado en los literales y del numeral del artículo de esta resolución.

En cualquier caso, antes de su entrada en operación comercial y transitoriamente, las plantas deberán acordar y coordinar con el CND cómo realizarán el control de tensión teniendo en cuenta los requerimientos citados en el inciso anterior. Esto deberá especificarse en un Acuerdo del CNO para su aplicación.

Así mismo, en el planeamiento operativo de que trata el Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, se programará la tensión y el control de reactivos objetivo para cada PCI y el PCC.

En un plazo de veinticuatro (24) meses calendario, luego de expedidos los Acuerdos de que trata la presente resolución, las plantas deberán cumplir los requerimientos de coordinación de control de tensión propuestos por el CND y que sean aprobados en Acuerdo CNO conforme el artículo de esta resolución.

En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

2. Las plantas que estén en operación comercial deberán cumplir los requerimientos de coordinación de control de tensión y potencia reactiva definidos en el artículo de esta resolución en veinticuatro (24) meses calendario luego de expedidos los Acuerdos de que trata esta resolución. Durante el tiempo de transición anterior podrán operar cumpliendo la regulación vigente para el control de tensión y siguiendo las indicaciones y coordinación del CND.

En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 15. PRIORIZACIÓN DE LA INYECCIÓN RÁPIDA DE CORRIENTE REACTIVA PARA PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS. Las plantas de generación solar y eólica que hagan parte del ACCG y les aplique la priorización de la inyección rápida de corriente reactiva de que trata el literal d) del numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019, o que les aplique el numeral 11.2.3 del anexo de la Resolución CREG 148 de 2021, deberán cumplir con dicha funcionalidad por planta en el PCI.

ARTÍCULO 16. SUPERVISIÓN DE VARIABLES ELÉCTRICAS PARA LA COORDINACIÓN Y CONTROL DE LA OPERACIÓN. Las plantas de generación que hagan parte del ACCG y su RACC deberán cumplir con lo siguiente:

1. Si es una planta de generación hidráulica o térmica, u otro generador que use una fuente convencional de energía, entonces deberá contar con supervisión en el PCI de las variables y sus requisitos de que trata el numeral 3.3.1 del Anexo CC.6 del Código de Conexión, Resolución CREG 025 de 1995. Adicionalmente se deberá supervisar la tensión línea – línea y corriente de fase y el CND podrá determinar variables adicionales a supervisar y sus requerimientos técnicos necesarios para una correcta coordinación de la operación, lo cual se deberán incluir en Acuerdo CNO.

2. Si es una planta de generación solar o eólica, u otro generador que use una fuente no convencional de energía, deberá contar con supervisión en el PCI de las variables y sus requisitos de que trata el numeral 3.3.1.1 del Anexo CC.6 del Código de Conexión, Resolución CREG 025 de 1995, modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

3. Si los recursos del ACCG se conectan al SDL y son solares y eólicos les aplica la supervisión de las variables eléctricas y sus requisitos indicados en el literal c) del numeral 11.3.1 del Anexo de la Resolución CREG 148 de 2021 en el PCI.

Si son recursos de generación distintos a solares y eólicos con conexión al SDL, les aplica la supervisión de que trata el numeral de este artículo y el CND deberá analizar qué variables adicionales deberán ser supervisadas conforme el literal c) del numeral 11.3.1 del anexo de la Resolución CREG 148 de 2021 para que se armonice con la regla del numeral de este artículo. Lo anterior se deberá incluir en Acuerdo CNO, junto con los requerimientos técnicos necesarios para una correcta coordinación de la operación.

4. Se deberá tener supervisión desde el CND de las siguientes variables en el PCC y en la RACC, al menos sobre líneas eléctricas de conexión, barras, transformadores y equipos de compensación reactiva: Potencia Activa, Potencia Reactiva, Tensión Línea – Línea y Corriente de Fase. El CND podrá determinar variables adicionales las cuales se deberán incluir en Acuerdo CNO.

A la RACC le aplicará el Anexo CC.6 del Código de Conexión, Resolución CREG 025 de 1995, para su supervisión y control de la operación desde el CND.

5. Para todos los literales anteriores se aplicará medición sincrofasorial para las variables indicadas cuando la conexión en el PCC es a nivel de tensión de 110 kV o superior, tanto para cada PCI como para el PCC.

Si la conexión al PCC es a un nivel de tensión inferior a 110 kV, se podrá acordar con los agentes que representen las plantas que hagan parte del ACCG la medición sincrofasorial en el PCI y en el PCC.

En caso de aplicarse medición sincrofasorial, la disponibilidad mensual de las medidas debe ser mayor o igual a 99,7%.

El CND debe determinar los requerimientos de la medición sincrofasorial de este numeral y se deberán incluir en Acuerdo CNO.

6. Toda la supervisión de los literales anteriores se realizará desde el CND.

La coordinación de la operación se realizará conforme la regulación vigente y lo establecido en esta resolución que tenga relación con la coordinación de la operación.

Cuando es el caso de recursos de generación que se conectan al SDL y están en un ACCG, indistintamente del tipo de recurso de generación que se encuentre en el ACCG, se aplicará lo siguiente dispuesto en Acuerdo CNO:

a. Les aplicarán los lineamientos sobre supervisión, coordinación y control de la operación de que trata el numeral 11.3.1 del Anexo de la Resolución CREG 148 de 2021, con las mismas funciones encargadas al CND, CNO y el Operador de Red.

En el Acuerdo CNO se tendrá en cuenta que aplicarán las reglas de esta resolución sobre control de tensión y potencia reactiva, las curvas de capacidad y la supervisión de variables eléctricas.

b. Para el cumplimiento del literal b) del numeral 11.3.1 del anexo de la Resolución CREG 148 de 2021 sobre el complemento de la operación para plantas despachadas centralmente, el CND deberá definir el modelo de red del SDL a considerar en su análisis energético y eléctrico teniendo en cuenta los lineamientos del citado numeral b y, en este caso, el modelo deberá ser aprobado en Acuerdo CNO. Este Acuerdo deberá ser objeto de consulta pública antes de su aplicación, por un tiempo de por lo menos quince (15) días hábiles.

La entrega de los anteriores modelos de red del SDL a considerar en los análisis energético y eléctrico por parte del operador de red al CND no serán causal de no entrada en operación comercial de las plantas de generación.

c. Mientras el centro de control del operador de red (OR) no pueda aplicar una coordinación de la operación con el CND conforme lo indicado en los anteriores literales y no tenga implementado sistemas de supervisión acordes a lo exigido, todo lo cual deberá comprobar mediante pruebas ante el CND, el CND enviara las consignas locales y remotas que correspondan y realizará la coordinación y supervisión de la operación de las plantas. Las pruebas de los sistemas del OR para lo anterior se deben acordar en Acuerdo CNO.

7. El monitoreo de variables meteorológicas aplicará conforme la regulación vigente de conexión de plantas individuales.

PARÁGRAFO 1o. Para el cumplimiento de los requerimientos de este artículo, se podrán ajustar los Acuerdos CNO existentes u expedir nuevos acuerdos.

PARÁGRAFO 2o. Regla de transición: en el caso de que una planta que haga parte de un ACCG y se encuentre operando comercialmente y no cumpla con algún requerimiento de este artículo, lo deberá cumplir en un plazo de doce (12) meses luego de expedidos los Acuerdos encargados en el presente artículo. Antes del vencimiento del plazo se deberán realizar las pruebas de lo establecido en este artículo. En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

PARÁGRAFO 3o. Regla de transición: transitoriamente, plantas que no hayan entrado en operación comercial podrán hacerlo cumpliendo al menos con la supervisión de las variables citadas en los numerales,, y de este artículo sin incluir variables adicionales citadas en los mismos numerales. Tendrán un plazo máximo de doce (12) meses luego de expedidos los Acuerdos de que trata la presente resolución para el cumplimiento de los requerimientos que se actualicen derivados de este artículo. Antes del vencimiento del plazo se deberán realizar las pruebas de lo establecido en este artículo. En caso de incumplimiento, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 17. RESPONSABILIDADES PARA COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN. En el ACCG deberá incluirse la responsabilidad del suministro de la siguiente información o actividades ante el CND:

1. Se deberá suministrar la información de disponibilidad de activos y de maniobras ejecutadas o programadas conforme el artículo de la presente resolución.

2. Se deberá suministrar la programación de mantenimientos en los activos de la conexión compartida conforme el artículo de la presente resolución.

3. Se deberá realizar la solicitud de mantenimientos de emergencia en activos de conexión conforme el artículo de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Las responsabilidades de las funciones asignadas en este artículo pueden ser desarrolladas por el representante de que trata el literal c) del artículo 4o de la Resolución CREG 200 de 2019, o por un agente delegado que haya sido encargado de común acuerdo con dichas actividades y que deberá ser especificado en el ACCG.

En caso de que un tercero que sea delegado no lleve a cabo las tareas asignadas en este artículo, será siempre responsabilidad del agente representante del ACCG el que se cumplan.

ARTÍCULO 18. DISPONIBILIDAD DE ACTIVOS Y MANIOBRAS. Los eventos sobre los ACC que componen el RACC, sean programados o no programados, deberán ser reportados al CND por el representante de que trata el parágrafo del artículo de esta resolución, máximo en un tiempo de m minutos después de que estos ocurran. Adicionalmente, los cambios de disponibilidad y las maniobras operativas (sean programadas o no programadas) que modifiquen la topología de los activos que componen la RACC deberán ser registrados en los sistemas de información del CND. Lo anterior se realiza mediante los medios que el CND defina y antes de la hora t del día posterior a la operación.

El representante de que trata el parágrafo del artículo de esta resolución será el encargado de la ejecución de maniobras de los ACC que sean necesarios bajo la coordinación del CND y de reportar lo especificado en este artículo de forma oportuna.

Esta información será contrastada con la información disponible en el sistema SCADA del CND y en caso de que existan inconsistencias, la información registrada en el SCADA del CND tendrá prevalencia sobre la información reportada por el representante de que trata el parágrafo del artículo de esta resolución.

Esta información será utilizada para la operación y para el cálculo de la Máxima Capacidad del Punto de Conexión Compartida (MCPCC) de que trata el artículo de esta resolución.

El CND deberá indicar el tiempo m y hora t de que trata este artículo y especificarse en Acuerdo CNO. Esto podrá actualizarse a través del tiempo.

ARTÍCULO 19. PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTOS. Todos los activos de nivel 4, conforme al nivel de tensión definido en la Resolución CREG 015 de 2018, y los activos de nivel de tensión superior que hacen parte del RACC, así como los demás que el CND considere necesarios para el cumplimiento de lo establecido en esta resolución, serán considerados de consignación nacional en los términos establecidos en la regulación vigente. El representante de que trata el parágrafo del artículo de esta resolución será el responsable de ingresar en el sistema de información proporcionado por el CND las solicitudes de consignación nacional y de coordinar las actividades que sean necesarias para la realización de los mantenimientos de los activos compartidos que hacen parte de la RACC.

El representante de que trata el parágrafo del artículo de esta resolución coordinará con los generadores participantes representantes de las plantas individuales que hagan parte del ACCG, las limitaciones que se deriven de disminuciones de la capacidad máxima de transporte en los ACC o en el PCC.

Los representantes de las plantas individuales deberán reflejar en la declaración de disponibilidad de la oferta para el despacho la solicitud de mantenimiento de los activos propios de su conexión individual y de aquellos activos de la RACC que de manera directa afectan su disponibilidad con independencia de quien opere los activos de la RACC. En caso de que esto no se cumpla, el CND entenderá que no se realizará el mantenimiento en estos activos individuales. Para los ACC se permitirán consignaciones de emergencia.

Esta información será utilizada para la operación y para el cálculo de la Máxima Capacidad del Punto de Conexión Compartida (MCPCC) de que trata el artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 20. CÁLCULO DEL MCPCC Y PROGRAMA DE DESPACHO. El ASIC y el CND aplicarán en relación con el MCPCC lo siguiente:

1. Posterior a la operación, el CND aplicará el procedimiento de que trata el  de la presente resolución para calcular el MCPCC para cada hora y lo informará al ASIC.

2. La MCPCC servirá como insumo en la metodología de cálculo de la disponibilidad comercial ante limitaciones de la capacidad de transporte de que trata el artículo de la presente resolución.

3. Para el cálculo de la MCPCC en una hora, se tendrán en cuenta las limitaciones del PCC derivadas de las condiciones reales de capacidad y disponibilidad de la RACC y su duración, así como la generación real de los recursos que componen la conexión y los mantenimientos. También se deberán tener en cuenta los criterios de seguridad y confiabilidad establecidos en el artículo de esta resolución.

4. El CND determinará para cada topología posible la capacidad disponible en el PCC, de acuerdo con las condiciones de capacidad y disponibilidad de los elementos de transporte que conforman la RACC y considerando el cumplimiento de los criterios de seguridad y confiabilidad establecidos en el artículo de esta resolución. La forma en cómo se determina cada topología posible será presentada en el CNO y establecida en Acuerdo.

Las limitaciones del PCC para cada topología se tendrán en cuenta en el proceso de despacho económico, redespacho y durante la operación real del sistema, según sea el caso, para determinar los programas de generación de los generadores que conforman el ACCG, de acuerdo con la regulación vigente.

ARTÍCULO 21. DISPONIBILIDAD COMERCIAL ANTE LIMITACIONES DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Cuando el MCPCC resulte inferior a la capacidad asignada en el punto de conexión compartida y a su vez sea inferior a la sumatoria de la disponibilidad comercial de los recursos individuales que conforman el ACCG se aplicará lo siguiente:

1. En el ACCG se podrá incluir un capítulo con una propuesta para ser aplicada por el ASIC para el ajuste de la disponibilidad comercial de cada una de las plantas ante limitaciones de la capacidad de transporte, esto cuando el MCPCC resulte inferior a la capacidad asignada en el punto de conexión compartida y a su vez sea inferior a la sumatoria de la disponibilidad comercial de los recursos individuales que conforman el ACCG.

En el caso de que no se incluya una propuesta en el ACCG, se aplicará el numeral de este artículo.

La propuesta de ajuste de la disponibilidad comercial será usada por el ASIC teniendo en cuenta que debe cumplir previamente los siguientes lineamientos:

a. El algoritmo que se use deberá asignar la totalidad de MCPCC calculada por el CND.

b. La asignación individual de la disponibilidad comercial no podrá ser superior a la disponibilidad comercial calculada conforme la Resolución CREG 024 de 1995.

c. Debe ser implementable por el ASIC, lo cual debe acordarse previamente con estos.

Mientras que el ASIC disponga que no puede implementar la propuesta de ajuste a la disponibilidad comercial ante limitaciones de la capacidad de transporte incluida en el ACCG se aplicará el numeral de este artículo

2. Mientras no se disponga de un algoritmo aplicable y desarrollado por el ASIC, el ASIC aplicará el procedimiento de que trata el de la presente resolución para ajustar la disponibilidad comercial de los recursos que forman parte de un ACCG.

3. El agente representante del ACCG podrá incluir en dicho acuerdo y en cualquier momento del tiempo la propuesta para el ajuste de la disponibilidad comercial de que trata el numeral de este artículo. Para otro tipo de modificaciones del ACCG, seguirá aplicando el artículo 7o de la Resolución CREG 200 de 2019.

ARTÍCULO 22. CRITERIOS DE SEGURIDAD, CONFIABILIDAD Y OPERACIÓN. Durante el planeamiento operativo eléctrico, los ACC serán sujetos de análisis de seguridad y confiabilidad. Los resultados de la evaluación de seguridad de los activos compartidos pueden llevar a que se hagan ajustes a los programas de generación para tener un despacho seguro y confiable.

Los criterios a considerar por el CND y por los agentes generadores que participan en el ACCG en la RACC para la seguridad, confiabilidad y operación son los siguientes:

1. Los criterios establecidos en el numeral 2.2.2 del Código de Operación, Anexo de la Resolución CREG 025 de 1995.

Si la RACC tiene un nivel de tensión inferior a 110 kV, el CND deberá indicar, previo análisis operativo, como se aplican los anteriores criterios, para lo cual se adoptarán para su aplicación mediante Acuerdo CNO. Para lo anterior, se deberá tener en cuenta, en caso de que se especifiquen, que podrán usarse los criterios de limites permisibles de niveles tensión, limites se sobrecargas, seguridad, aspectos de contingencias, u otros de la Resolución CREG 070 de 1998.

2. En estado estable, no se permitirán sobrecargas de los equipos que conforman los ACC.

3. El diseño de la RACC debe permitir reflejar en el PCC la capacidad de transporte aprobada por la UPME.

4. La pérdida de cualquier elemento de la RACC disponible (N-1) o de las unidades de generación que hagan parte del ACCG, no deberá ocasionar la desconexión de los MW equivalentes de la unidad más grande del sistema.

El CND determinará la forma en que se verifican las condiciones a de este artículo y se implementará en un Acuerdo del CNO.

PARÁGRAFO. Regla de transición: en el caso de que las plantas de generación que hagan parte del ACCG y se encuentren en operación comercial al momento de expedición de esta resolución, o que tengan capacidad de transporte aprobada por la UPME en la modalidad de la Resolución CREG 200 de 2019 a la fecha de publicación en el Diario Oficial de esta resolución, podrán operar comercialmente o entrar a operar comercialmente cumpliendo los requerimientos de los numerales y de este artículo.

Si las anteriores plantas no cumplen los requerimientos establecidos en los numerales y de este artículo, sujeto a que los mismos impliquen expansión de la RACC, tendrán un plazo de sesenta (60) meses calendario para los ajustes que correspondan en la RACC contados a partir de la expedición de los Acuerdos CNO de la presente resolución.

Para aplicación del anterior inciso, los agentes representantes deberán justificar ante el CND con un estudio que la RACC requiere expansión. El CNO y CND determinarán los requerimientos y detalle del contenido del estudio y tiempos de presentación y se publicarán en un Acuerdo del CNO.

Vencido el plazo de este parágrafo y en caso de incumplimiento de los ajustes a que haya lugar, se aplicará lo establecido en el parágrafo 2 del artículo de esta resolución.

ARTÍCULO 23. REDESPACHOS, OFERTAS Y DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD. Cada planta será responsable de realizar las solicitudes de redespacho en concordancia con la regulación vigente y utilizando los medios dispuestos por el CND para este fin.

La oferta de precio, declaración de disponibilidad y demás conceptos de la oferta diaria al despacho económico de cada una de las plantas individuales deberá ser realizada por el generador participante representante de cada una de las plantas individuales que hacen parte del ACCG, lo anterior de acuerdo con los plazos y procedimientos establecidos en la regulación vigente.

ARTÍCULO 24. PRUEBAS PARA ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL. El CNO junto con el CND deberán definir las pruebas que aplican para las unidades y/o plantas de generación en una conexión compartida y si estas se realizan en el PCI y/o en el PCC teniendo en cuenta lo establecido en esta resolución. Las pruebas aplicarán para la declaración de la entrada en operación comercial y se definirán en Acuerdo CNO. El Acuerdo CNO deberá incluir al menos las siguientes pruebas:

1. Respuesta rápida de frecuencia – plantas eólicas.

2. Control de tensión y potencia reactiva.

3. Respuesta rápida de corriente reactiva. El CNO 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.

4. Prueba de cumplimiento de la curva de carga P-Q ajustada con curva Q-V o su equivalente en el PCC, tanto de forma agrupada como individual.

5. Sistemas de supervisión y control.

6. Protecciones.

7. Regulación primaria de frecuencia y características del control de potencia activa/frecuencia.

8. Otras pruebas que estén incluidas en el Reglamento de Operación.

9. Otros que consideren

ARTÍCULO 25. ENTRADA EN OPERACIÓN COMERCIAL. Las plantas que hagan parte de un ACCG podrán entrar en operación comercial en diferentes FPO cumpliendo con los requisitos de la presente resolución.

Así mismo, sobre el orden para entrar en operación comercial, se debe cumplir según corresponda, lo siguiente:

1. La primera planta que entre en operación comercial del ACCG debe cumplir con los requerimientos definidos en esta resolución en PCI y PCC y los que apliquen sobre la RACC y ACC. Se tendrá en cuenta:

a. Cuando otras plantas que planeen ser parte del ACCG inicien pruebas y para el efecto de la evaluación de los requerimientos técnicos y operativos que precisen de revisión y pruebas en forma agrupada en el PCC (incluyendo todas las plantas que estén operando comercialmente y en pruebas), se realizarán en el momento y cada vez que una planta adicional del ACCG se declare en periodo de pruebas. Así mismo, cada planta que entre en pruebas también realizará las pruebas que correspondan en PCI.

b. La primera planta, o las que sigan en su orden, podrán entrar en operación comercial una vez se cumplan todos los requerimientos de esta resolución. Complementariamente se permite que entren en operación comercial cumpliendo al menos con los requerimientos técnicos y operativos establecidos en esta resolución en la modalidad de transición.

Es decir, si existe transición en algún requerimiento técnico y operativo para la entrada en operación comercial, le aplicará la transición que corresponda y el parágrafo 2 de este artículo.

2. Si entran en operación comercial en la misma fecha dos o más plantas que hacen parte del ACCG, y son las primeras plantas en entrar en operación comercial, deben cumplir con los requerimientos definidos en esta resolución en PCI y PCC y los que apliquen sobre la RACC y ACC.

Adicionalmente se aplicarán los literales y del numeral de este artículo.

3. Si ya existe una planta en operación comercial conectada al SIN de forma individual y posteriormente se tiene planeado establecer un ACCG con una o más plantas:

c. A la planta existente en operación comercial le aplicarán los requerimientos definidos en esta resolución en PCI y PCC y los que apliquen sobre la RACC y ACC y las transiciones establecidas.

d. Para el restante de plantas que se adicionen al ACCG les aplicaran las mismas reglas de que los literales y del numeral de este artículo.

4. Regla transversal a los numerales anteriores:

Habiendo ya entrado en operación comercial la primera planta del ACCG (o varias plantas en caso lo realicen en la misma fecha), en adelante para las siguientes plantas que entren en periodo de pruebas y que hagan parte del mismo ACCG, para entrar en operación comercial se deben superar las pruebas tanto individuales en PCI como individuales o grupales en el PCC para que queden en operación comercial, teniendo en cuenta las transiciones establecidas.

Si alguna planta no supera las pruebas, no se afectará la entrada en operación comercial de la(s) planta(s) que ya haya(n) cumplido los requerimientos, incluso si entraron en operación comercial con alguna transición.

En caso de que forma posterior se encuentre incumplimiento de los requerimientos técnicos y operativos en alguna planta que ya haya pasado al estado en operación comercial, o que vencidos los plazos de alguna transición no se cumplan con los requerimientos, el CND deberá informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia. Adicionalmente les aplicará el parágrafo 2 de este artículo.

PARÁGRAFO 1o. El CNO deberá actualizar los Acuerdos de procedimiento de entrada en operación comercial conforme las Resoluciones CREG 060 de 2019 y 148 de 2021, e incluyendo otros tipos de recursos de generación, teniendo en cuenta las reglas de este artículo y resolución para plantas que hagan parte de un ACCG.

PARÁGRAFO 2o. En caso de que una o varias plantas entren en operación comercial con alguna de las reglas transitorias de esta resolución, si no se superan las pruebas y/o verificaciones a realizarse vencidos los plazos establecidos, el CND deberá informarlo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) para lo de su competencia y los agentes generadores representantes deberán entregar un plan de cumplimiento con cronograma, fechas e hitos de cumplimiento verificables ante la SSPD y con copia al CND.

Si son plantas que ya han entrado en operación comercial y posteriormente se encuentra algún requerimiento técnico y/o operativo incumplido, igualmente el CND deberá informarlo a la SSPD para lo de su competencia y los agentes generadores representantes deberán entregar un plan de cumplimiento con cronograma, fechas e hitos de cumplimiento verificables ante la SSPD con copia al CND.

Los planes de cumplimiento a que se refiere este artículo deberán entregarse a la SSPD y al CND en 90 días calendario siguientes luego de que el CND identifique el incumplimiento.

En cualquier caso, el tiempo establecido para cumplir requerimientos en esta resolución es para garantizar una operación segura y confiable y siempre los agentes generadores representantes se deben hacer responsables de las afectaciones en la prestación del servicio por el incumplimiento de los requisitos técnicos y operativos.

CAPÍTULO 3.

OTRAS DISPOSICIONES, PLAZOS Y VIGENCIA.

ARTÍCULO 26. AJUSTE DEL ACCG DE QUE TRATA EL PARÁGRAFO DEL ARTÍCULO 4 DE LA RESOLUCIÓN CREG 200 DE 2019. El CND y ASIC deberán ajustar el ACCG de que trata el parágrafo del artículo 4o de la Resolución CREG 200 de 2019. La propuesta del ACCG del CND y ASIC debe recoger los requisitos señalados en la Resolución CREG 200 de 2019 y los aspectos señalados en la presente resolución. El CND y ASIC deberán publicar la propuesta de ACCG actualizado en su página de internet en un plazo de tres (3) meses contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.

Si luego de expedidos los Acuerdos CNO de que trata esta resolución, se encuentra que debe tenerse una nueva actualización del ACCG propuesto, el CND y ASIC tendrán que realizar los ajustes y publicarlos en dos (2) meses siguientes a la publicación de los Acuerdos CNO.

ARTÍCULO 27. PLAZOS CND, ASIC Y CNO. Cuando no se indique un plazo especifico, se tendrá un plazo máximo de seis (6) meses contados a partir de la expedición de la presente resolución en el Diario Oficial para la implementación de: a) la expedición de los Acuerdos encargados al CNO con apoyo del CND en la presente resolución, para lo cual cuando apliquen propuestas del CND, las mismas deberán ser abordadas, justificadas, discutidas y acordadas en el CNO, y b) los análisis, simulaciones, documentos, publicaciones y demás procedimientos que tengan que realizarse e implementarse al interior del ASIC y CND con el fin de cumplir lo dispuesto en la presente resolución.

ARTÍCULO 28. REGLA DE TRANSICIÓN DE GENERADORES EMBEBIDOS SOLARES Y EÓLICOS QUE LES APLIQUE LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019. Con la finalidad de normalizar de manera transitoria a los generadores solares y eólicos cuya conexión al SIN cumpla con los siguientes requisitos:

1. Su conexión corresponda con la definición de Generador Embebido de que trata la Resolución CREG 101 070 de 2025.

2. Les aplique las reglas establecidas en la Resolución CREG 060 de 2019 y la Resolución CREG 229 de 2021.

3. Se encuentren en periodo de pruebas a la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución.

Habiéndose cumplido los requisitos anteriores, las citadas plantas podrán entrar en operación comercial siempre y cuando cumplan los requerimientos exigidos por la regulación vigente, y en aplicación del artículo 2o de la Resolución CREG 229 de 2021, podrán entrar en operación comercial cumpliendo con la curva P-Q y Q-V (esta última en caso la hayan adoptado) en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador, así como cumplir los requisitos de los literales a) al d) del numeral 5.7 sobre control de tensión del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, modificado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019, en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador.

No obstante, la citada habilitación temporal, los agentes que voluntariamente se acojan a esta medida quedarán obligados a ajustarse y cumplir con los requerimientos técnicos y operativos que se establezcan de forma posterior, una vez la CREG defina las reglas específicas que deben cumplir los Generadores Embebidos en el ámbito de operación con la Resolución CREG 101 070 de 2025. Los generadores deberán declarar ante el CND si se acogen a la medida anterior.

Los generadores que no se acojan a lo anterior, podrán entrar en operación comercial siempre y cuando cumplan los requerimientos exigidos por la regulación vigente y les continuará aplicando el artículo 2o de la Resolución CREG 229 de 2021 y sus condiciones establecidas.

PARÁGRAFO 1o. Esta disposición transitoria no aplicará a plantas solares y eólicas que se declaren en pruebas con posterioridad de la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. Las plantas solares y eólicas que se declaren en pruebas con posterioridad de la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, les aplicará la regulación vigente para la conexión de generadores individuales.

ARTÍCULO 29. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y hace parte del Reglamento de Operación. Cualquier adición, modificación o sustitución de las disposiciones legales y regulatorias a las que se hace referencia en el presente acto administrativo y que se realicen con posterioridad a su expedición, se entenderán incorporadas a este.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a los 19 días del mes de febrero de 2026.

VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA

Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía

Presidente

ANTONIO JIMENEZ RIVERA

Director Ejecutivo

ANEXO 1.

CÁLCULO DEL MCPCC.

El MCPCC se calculará conforme lo siguiente:

Donde:

: Es la máxima capacidad del PCC en la hora j, expresada en MWh y redondeada a la primera cifra decimal.

: Generación real referida a la frontera individual del recurso i en el periodo j, expresada en MWh.

: Capacidad real del PCC en la hora j, expresada en MWh y redondeada a la primera cifra decimal, calculada como:

Donde:

: Es la capacidad de transporte del PCC para la duración  correspondiente a la hora j, calculada por el CND de acuerdo con la topología de la RACC y los lineamientos de esta resolución para el cálculo del MCPCC.

El CND debe diseñar el procedimiento de cálculo de la  y debe ser incluido en un Acuerdo del CNO. Dicho procedimiento podrá ser actualizado cada vez que se encuentre necesario por condiciones operativas y/o técnicas u otras que se identifiquen.

: Es la duración en minutos de la capacidad de transporte del PCC correspondientes a la hora j.

Para cada hora en la cual la MCPCC resulte inferior a la capacidad asignada en el punto de conexión compartida y a su vez sea inferior a la sumatoria de la disponibilidad comercial de los recursos individuales que conforman el ACCG, la MCPCC se tendrá en cuenta en el cálculo de la disponibilidad comercial de cada recurso individual que conforma el ACCG, de acuerdo con lo establecido en el artículo de esta resolución.

ANEXO 2.

PROCEDIMIENTO PARA AJUSTAR LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL DE PLANTAS QUE HAGAN PARTE DEL ACCG.

En caso de que se aplique el presente anexo y cuando el MCPCC resulte inferior a la capacidad asignada en el punto de conexión compartida y a su vez sea inferior a la sumatoria de la disponibilidad comercial de los recursos individuales que conforman el ACCG, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento para ajustar la disponibilidad comercial de los recursos que forman parte de un ACCG:

1. Para cada planta de generación individual que forma parte de un ACCG, la disponibilidad comercial resultante de aplicar el presente procedimiento no puede superar la disponibilidad comercial calculada según la Resolución CREG 024 de 1995 para cada planta individual.

2. Todas las plantas individuales que forman parte de un ACCG cuya disponibilidad comercial sea cero (0), calculada de acuerdo con la Resolución CREG 024 de 1995, se retiran del presente procedimiento y mantendrán una disponibilidad comercial (DC Final) de cero (0).

3. Para efectos del inicio del presente procedimiento, la disponibilidad comercial final de cada generador individual que conforma el ACCG, será la calculada de acuerdo con la Resolución CREG 024 de 1995:

Donde:

: Disponibilidad comercial del recurso i, en la hora j, expresada en MWh, calculada de acuerdo con la Resolución CREG 024 de 1995.

: Disponibilidad Comercial del recurso i en el periodo j, expresada en MWh, que será la que se considera para todos los efectos previstos en la reglamentación vigente.

4. La disponibilidad comercial base, se hace igual a la disponibilidad comercial final:

Donde:

: Disponibilidad comercial base del recurso i en el periodo j, que conforma el acuerdo de conexión compartida ACCG, expresada en MWh.

5. En caso de que la sumatoria de la disponibilidad comercial base de los recursos individuales que conforman el ACCG sea superior a la máxima capacidad del PCC (MCPCC), se realiza el siguiente procedimiento:

5.1. Se calcula el factor de ajuste por limitación a la capacidad máxima del PCC, para el periodo j como:

Donde

: Factor menor a uno (1) a aplicar a la disponibilidad comercial base de los recursos que conforman el ACCG, en el periodo j.

: Máxima capacidad del PCC calculada para el periodo j, expresada en MWh.

 corresponde al recurso

5.2. Se aplica el factor para calcular la Disponibilidad Individual Ajustada (DIA) de cada uno de los generadores que conforman el ACCG, como:

Donde i es el recurso y j el periodo.

5.3. Se validan las siguientes condiciones de parada:

5.3.1. Si el valor absoluto de la diferencia entre la disponibilidad individual ajustada y el mínimo valor entre la generación real y la DC, es menor a 0.1 MWh para cada uno de los recursos que conforman el ACCG.

5.3.2. Si el valor absoluto de la diferencia entre la sumatoria de la disponibilidad individual ajustada y la máxima capacidad del PCC es menor a 0.1 MWh.

5.3.3. Si  es menor a 1e-3.

Si se cumple o o, el paso finaliza y se continua con el paso, de lo contrario, se pasa al paso.

5.4. Si la sumatoria de la disponibilidad individual ajustada de los recursos que conforman el ACCG calculada en el paso, es superior a la máxima capacidad del PCC, se ejecuta nuevamente el paso, haciendo para cada recurso individual:

6. Una vez finalizado el paso, la disponibilidad comercial de cada recurso individual se calcula, con redondeo a la primera cifra decimal, como:

7. Si la Disponibilidad Final resulta inferior al mínimo técnico de algún o algunos de los recursos de generación que conforman el ACCG, se realizará el siguiente procedimiento:

7.1. Se identifican los recursos para los cuales la Disponibilidad Final resultó inferior al mínimo técnico.

7.2. Se ordenarán de menor a mayor generación real, y se selecciona la planta de menor generación real.

7.3. En caso de que se presente empate en la generación real, se selecciona la planta de mayor mínimo técnico, en caso de prevalecer el empate, se selecciona la planta con mayor precio de oferta obtenido como resultado del procedimiento de desempate de precios establecido en la regulación aplicable.

7.4. Para el recurso seleccionado, se retira del procedimiento y se hace la Disponibilidad Final igual:

Donde k se extiende sobre todos los recursos no retirados.

Adicionalmente, de la máxima capacidad del PCC (MCPCC) se descuenta la DC Final del recurso retirado del procedimiento.

Si la nueva  resulta inferior a la suma de la  se continua con el numeral, de lo contrario termina el procedimiento haciendo:

7.5. Se repite nuevamente el procedimiento, iniciando en el paso y haciendo la disponibilidad final de los recursos igual a la disponibilidad comercial: