Resolución 501_216 de 2026 CREG
DESCARGAS
RESOLUCIÓN 501 216 DE 2026
(mayo 8)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
<Publicado en la página web de la CREG: 23 de julio de 2026>
Diario Oficial No. 53.567 de 28 de julio de 2026
Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 29 de julio de 2026
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. contra la Resolución CREG 501 184 de 2025
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, 2253 de 1994, 1260 de 2013 y 05 de 2025
CONSIDERANDO QUE:
De conformidad con lo previsto en el literal d) del artículo 23, y en el artículo 41, de la Ley 143 de 1994, es función de la COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, CREG, fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.
Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, publicada en el Diario Oficial del 3 de febrero de 2018, se expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, la cual fue aclarada, modificada y complementada por las Resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020, 222 de 2021, 101 009, 101 012, 101 022, 101 027 de 2022, 101 032 de 2022 y 101 019 de 2023 y 101 050 de 2024.
Mediante la Resolución CREG 103 de 2019 se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. Posteriormente, con la Resolución CREG 158 de 2019 se revolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa en contra de la Resolución CREG 103 de 2019.
Mediante la Resolución CREG 029 de 2021 se modificó, para el periodo 2020-2025, el Plan de Inversiones aprobado en la Resolución CREG 103 de 2019 y con la Resolución CREG 501 023 de 2022 se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. en contra de la Resolución CREG 029 de 2021.
A través de la Resolución CREG 501 047 de 2022 se aprobó la remuneración de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables para el año 2022 del mercado de comercialización atendido por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S. A. E.S.P.
A través de la Resolución CREG 501 042 de 2024 se modificó para el periodo 2023-2027, el Plan de Inversiones aprobado y la remuneración de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables para los años 2023 y 2024. La ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. interpuso recurso de reposición en contra de esta última resolución, el cual se resolvió mediante la Resolución CREG 501 111 de 2024.
Mediante la Resolución CREG 501 184 del 21 de diciembre de 2025 se modificó el Plan de Inversiones aprobado para el periodo 2025-2029, y en el Documento CREG 901 327 de 2025 se encuentra el soporte de esta resolución el cual incluye, entre otros, los criterios de revisión de la información, las diferencias identificadas, la información utilizada, los inventarios aprobados y demás consideraciones empleadas para calcular los valores aprobados en esta resolución.
La Resolución CREG 501 184 del 21 de diciembre de 2025 fue notificada de forma electrónica mediante el radicado CREG S2026001236 del 5 de febrero de 2026.
Dentro del término legal, la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. mediante radicado CREG E2026002708 del 12 de febrero de 2026, presentó recurso de reposición contra la Resolución CREG 501 184 de 2025.
Con fundamento en la facultad prevista en el artículo 79 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, CPACA, la Comisión consideró procedente decretar pruebas de oficio dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P., con el fin de contar con los elementos necesarios para adoptar la decisión que en derecho corresponda, a partir de las observaciones y precisiones presentadas por el recurrente.
En consecuencia, mediante Auto 0000742 de 2026, notificado a través del radicado CREG S2026003239, se dispuso la práctica de pruebas de la actuación administrativa de ajuste al Plan de Inversiones para el período 2025-2029 adelantada para la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. Al respecto, el Auto 0000711 de 2026 dispuso textualmente:
"(…)
Como resultado del análisis de las pretensiones y los fundamentos de su solicitud, resulta necesario solicitar al recurrente la presentación de información técnica detallada sobre la unidad constructiva "Sistema Big Jumper":
- Se deberá aclarar los motivos por los cuales la unidad constructiva especial "Sistema Big Jumper" debe ser remunerada en el componente de inversiones del cargo de distribución y no dentro del componente de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM
(…)".
Dentro del término concedido en el mencionado auto la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026006094 del 27 de abril de 2026, presentó respuesta al Auto 0000742 de 2026 y allegó la información requerida.
A continuación, se transcriben textualmente los apartes de la introducción y la solicitud del recurso de reposición interpuesto, para dar contexto del documento:
"(…)
Se impugna la resolución CREG 501 184 de 2025, fundamentada en los análisis presentados en el documento CREG 901 327 de 2025, se exponen a continuación las razones que motivan la inconformidad y sustentan los reparos específicos respecto del acto administrativo en cuestión:
(…)".
Además, se transcriben textualmente las solicitudes hechas por el Operador de Red, OR, para lo cual la Comisión hace los respectivos análisis:
Solicitudes No. 1, 2 y 4 que se analizan conjuntamente por unidad de materia
La primera solicitud se transcribe a continuación:
"(…)
1. REPORTES DE FRACCIONES COSTOS NO PERMITIDAS PARA LA COMPOSICIÓN DE LA UC RELACIONADA
Se enumeran las Unidades Constructivas que, según el presente comentario, figuran como no aprobadas (0) en el reporte. Las fracciones parciales han sido ajustadas conforme a lo dispuesto en la circular CREG 029 de 2018, considerando los porcentajes reconocidos. La verificación de estas modificaciones puede consultarse en el Anexo 1 "Soporte a Observaciones", pestaña 1 "Fracción de costo". Por lo anterior, se solicita a la Comisión evaluar la aprobación de estas Unidades Constructivas, cuyo valor total asciende a $169.182.288.
(…)".
La segunda solicitud se transcribe a continuación:
"(…)
2. UC DE MÓDULOS COMUNES QUE POR SU TIPO NO TIENE CORRESPONDENCIA CON EL TIPO DE CELDA O BAHÍA PARA UNA MISMA SUBESTACIÓN, NIVEL DE TENSIÓN Y AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN
Se relaciona la UC con este comentario en el anexo 1 pestaña 2, donde la subestación a la cual se hace referencia es una subestación convencional reducida, por tanto, se tuvo en cuenta las observaciones realizadas por la CREG en el análisis del documento CREG 901 052 del 2025, donde se menciona en la página 11.
"Se le solicita al OR ajustar la solicitud de UC de módulos comunes para bahías reducidas en nivel de tensión 2. Cuando se soliciten UC de bahías de subestación reducida en nivel de tensión 2, el módulo común permitido es el de tipo interior. Se le solicita al OR revisar y ajustar."
Teniendo en cuenta lo anterior se realizó el ajuste solicitado en dicha unidad constructiva, adecuándose a la N2S64, Módulo común/bahía - tipo 4 - tipo interior en razón a esto, se solicita a la Comisión considerar la aprobación de esta unidad constructiva cuyo total es de $121.539.000
(…)".
La cuarta solicitud se transcribe a continuación:
"(…)
4. BAHÍAS DE LÍNEA SIN REPORTE DE IDENTIFICADOR ÚNICO DE LÍNEA, IUL.
En el Anexo 1, pestaña 4, se relacionan las UCs de bahía de línea que no cuentan con IUL asociado; posteriormente, se realiza la asignación de IUL únicamente a aquellas bahías que serán utilizadas en línea. Las restantes UCs de bahías N2S7 sin IUL permanecen sin asignación, aclarando que esto se debe a su uso como bahías de transformador. Esta decisión obedece a que la resolución CREG 015 de 2018 no contempla una unidad constructiva para bahía de transformador convencional reducida, por lo cual se asimilan a la unidad constructiva N2S7.
En consideración de lo expuesto, se solicita a la Comisión la aprobación de estas unidades constructivas, cuyo valor total asciende a $2.053.550.138.
(…)".
Análisis de la Comisión
Entendiendo que las solicitudes previamente mencionadas corresponden a registros en los que no fue reportada debidamente la información requerida para la valoración de las Unidades Constructivas, UC, la Comisión procedió a revisar nuevamente la información de los inventarios reconocidos en la Resolución CREG 501 184 de 2025 y compararla con la información suministrada por el OR, en el radicado CREG E2026002708.
Luego de dicha revisión se identificó que, en efecto, para la mayoría de los registros relacionados no se reportó debidamente la información en los casos asociados a cada una de las solicitudes y por lo tanto la Comisión accede parcialmente a las solicitudes planteadas por el OR y procederá con la modificación de los inventarios en los casos donde se evidencie objetivamente que el ajuste es consistente.
Cabe resaltar que la modificación efectuada no representa la incorporación de nueva información sustancial, si no la depuración y validación de la información reportada por el OR en los inventarios del Plan de Inversión.
Solicitud No. 3
"(…)
3. EXISTENCIA DE MÁS DE UNA UC DE MÓDULO COMÚN PARA LA MISMA SUBESTACIÓN, AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN Y NIVEL DE TENSIÓN.
LA REMUNERACIÓN DE LAS UC DE MÓDULO COMÚN SE HACE CONTEMPLANDO LA CANTIDAD DE BAHÍAS EN CONCORDANCIA AL LITERAL J DEL CAPÍTULO 14 DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 015 DE 2018.
Las unidades constructivas correspondientes a esta observación se detallan en el anexo 1, pestaña 3. Es importante resaltar que, para las unidades constructivas de módulo común de nivel 3 en la SUBESTACIÓN ZAPATOCA (IUS 0037) y SUBESTACIÓN BUCARAMANGA (IUS 0003), se solicita la reposición del módulo y el reconocimiento de un módulo común adicional debido a la incorporación de nuevas bahías en ambas subestaciones. En consecuencia, se presentan dos reportes independientes para clarificar que uno responde a un reconocimiento por inversión tipo III y el otro por inversión tipo II, correspondiente a la expansión. Por lo anterior, se solicita a la Comisión considerar la aprobación de estas unidades constructivas, cuyo valor total asciende a $301.623.000.
(…)".
Análisis de la Comisión
En respuesta a lo solicitado por el OR, la Comisión aclara que el valor reconocido de las UC de módulos comunes se determina por bahía, considerando para cada subestación, nivel de tensión y año de entrada en operación, la cantidad de bahías correspondiente. Dicha cantidad se multiplica por el valor de la UC del módulo común, cuyo tipo debe definirse conforme al tipo y número de bahías, de acuerdo con lo establecido en el literal j) del numeral 14.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018.
Ahora bien, la distinción señalada por el OR relacionada con los tipos de inversión donde para una misma subestación, nivel de tensión y año de entrada de operación se identifican UC de módulo común asociados a instalación y a reposición (tipo de inversión II y III), la Comisión encuentra procedente dicha aclaración bajo el amparo de que las actividades de Reposición (Tipo I y III) y las de Ampliación o Expansión (Tipo II o IV) responden a naturalezas regulatorias diferentes. En consecuencia, resulta técnicamente consistente que se reconozca de manera separada las intervenciones de módulos comunes destinadas al reemplazo de activos existentes de aquellas requeridas para la expansión del sistema, garantizando la trazabilidad de la justificación técnica de cada inversión.
Por lo expuesto, la Comisión decide acceder a la solicitud del OR y reconocer las UC de módulo común que están asociadas tanto a reposiciones como a instalaciones para una misma subestación, nivel de tensión y año de entrada en operación en las subestaciones Zapatoca y Bucaramanga.
Solicitud No. 5
"(…)
5. IDENTIFICADORES ÚNICOS DE ACTIVO, IUA, A REEMPLAZAR QUE NO TIENEN RELACIÓN CON DIRECTA CON LA UC SOLICITADA, ES DECIR, NO SE IDENTIFICA EL COMPONENTE A REEMPLAZAR RESPECTO A LA UC PRESENTADA EN LA BASE DE ACTIVOS.
Se ha corregido el tipo de inversión correspondiente a la unidad constructiva indicada. Por tal motivo, se solicita a la comisión que considere la aprobación de estas unidades constructivas, cuyo monto total asciende a $133.249.000.
(…)".
Análisis de la Comisión
Se reporta un único registro con esta observación correspondiente al IUA 100160086000 con la UC N4P1 (Control y protección Bahía de Línea - N4).
Respecto al ajuste planteado por el OR, la Comisión señala que, como consecuencia al ajuste del tipo de inversión, se identifica también un ajuste en la fracción costo de la UC pasando de 12,7 a 100.
Entendiendo que la naturaleza del proyecto planteado en los inventarios de la Resolución CREG 501 184 de 2025 corresponde a reposición de activos (NEG1137TYDCE43680012025), no es claro para la Comisión los motivos por los cuales el OR hace el cambio del tipo de inversión, además, tampoco son claras las condiciones bajo las cuales se hace el cambio de la fracción costo bajo el amparo de que inicialmente se requería solo una reposición parcial del activo solicitado.
Bajo estas condiciones, la Comisión no accede a lo solicitado y mantiene el no reconocimiento del activo.
Solicitud No. 6
"(…)
6. SOLICITUD DE UC CONTROLES DE SUBESTACIÓN NO VINCULADOS A CELDAS O BAHÍAS. ADEMÁS, ALGUNAS CANTIDADES DE UC DE CONTROLES DE SUBESTACIÓN NO TIENEN CORRESPONDENCIA CON LA CANTIDAD DE BAHÍAS O CELDAS PARA LA MISMA SUBESTACIÓN Y TIPO DE INVERSIÓN (INSTALACIÓN O REPOSICIÓN).
En el anexo 1, pestaña 6 se relacionan las unidades constructivas no aprobadas por este concepto junto con unos comentarios aclaratorios para cada UC. Las unidades constructivas solicitadas corresponden a controles de subestación asociados efectivamente a las bahías y celdas de cada subestación. Teniendo en cuenta lo anterior, se solicita a la comisión considerar la aprobación de estas unidades constructivas cuyo total es de $6.382.375.000
(…)".
Análisis de la Comisión
Respecto a esta solicitud, luego de revisada la información suministrada por el OR dentro de los anexos del radicado CREG E2026002708, la Comisión decide acceder parcialmente a lo solicitado reconociendo los controles de subestación solo en los casos donde se evidencia de manera objetiva la consistencia de la información. Es importante destacar que solo un activo es reconocido con base a las aclaraciones del OR, dado que los controles de subestación deben estar vinculados únicamente con bahías y celdas en virtud del literal f del numeral 14.2 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018.
Ahora bien, se aclara que los controles de subestación solicitados para activos de conexión no serán tenidos en cuenta y no serán reconocidos con base en lo analizado por la Comisión en la solicitud No. 7 de esta resolución.
Solicitud No. 7
"(…)
7. SEGÚN LAS ACLARACIONES ENTREGADAS POR EL OR PARA LOS PROYECTOS QUE IMPLICAN CONEXIÓN DE PLANTAS SOLARES CORRESPONDEN A ACTIVOS DE USO. SIN EMBARGO, LA COMISIÓN ENTIENDE QUE LAS SOLICITUDES DE MÓDULOS COMUNES, CASAS DE CONTROL Y CONTROLES DE SUBESTACIÓN PARA SUBESTACIONES EN DONDE NO SE SOLICITAN BAHÍAS, PODRÍAN SER ACTIVOS DE CONEXIÓN PARA GRANDES USUARIOS. POR LO ANTERIOR, SE APRUEBAN ÚNICAMENTE LAS UC DEL FORMATO 5.6 Y 5.10 EN DONDE SE SOLICITAN BAHÍAS NUEVAS (TIPO DE INVERSIÓN II Y IV) ASOCIADAS PARA LA S/E EN EL MISMO NT Y AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN. TODO ESTO SE DEBE A QUE EN LOS PROYECTOS DONDE NO SE SOLICITARON BAHÍAS, SE ENTIENDE QUE ESTAS SERÁN INSTALADAS POR EL USUARIO Y LOS MÓDULOS COMUNES Y CONTROLES DEBEN SER FINANCIADOS POR EL MISMO.
ESSA en calidad de aplicación de la correcta metodología de la CREG 015 del 2018 tomó como criterio lo establecido en el Anexo 2. CREG S-2020-001897, adjunto a esta comunicación, el cual es un documento CREG donde la comisión responde la siguiente consulta:
"3. Solicito a la CREG aclaración de si para el valor y determinación del tipo de módulo común se deben tener en cuenta las bahías y celdas destinadas a la conexión. Esto es, bahías y celdas que alimentan un solo usuario y no son reconocidas por cargos por USO. Esta misma consulta la extiendo para las unidades constructivas de casa de control, control de la subestación y módulo de barraje, las cuales también se ven afectadas por la cantidad de bahías o celdas a tener en cuenta. "
Teniendo como respuesta por parte de CREG lo siguiente:
"Para la determinación de los costos de módulo común, control de subestación y barrajes se utilizan todas las bahías, independientemente de su naturaleza (uso o conexión)."
Teniendo en cuenta lo anterior se solicita a la CREG tener en cuenta los criterios previamente definidos en el documento CREG S-2020-001897, y aprobar las unidades constructivas solicitadas identificadas dentro del anexo 1, pestaña 7, cuyo valor es $987.422.000
(…)".
Análisis de la Comisión
Frente a lo expuesto por el OR, la Comisión considera necesario precisar los aspectos metodológicos de remuneración establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018. Si bien técnicamente el módulo común (servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles) y la casa de control constituyen infraestructuras de apoyo integral, para efectos de su valoración y reconocimiento regulatorio, estas UC se remuneran de forma proporcional al número de bahías o celdas alojadas en la subestación. En consecuencia, la metodología reconoce una mayor dimensión o capacidad de estos activos en la medida en que aumenta la cantidad de UC a las que sirven.
En este sentido, aunque en campo estos activos no se perciban de manera fraccionada, la regulación les otorga un tratamiento modular, por lo cual su reconocimiento tarifario depende directamente de las bahías que componen el sistema. Así, cuando se trata de bahías o celdas requeridas para la conexión exclusiva de un solo usuario, las UC de módulo común, casa de control y sistemas de control se consideran activos de conexión, y por tanto no son remuneradas mediante cargos por uso.
Si bien el documento CREG S-2020-001897 señalado por el OR y adjunto en el radicado CREG E2026002708 contiene una interpretación técnica particular en la que se señala que, para el cálculo de los costos de módulo común, control de subestación y barrajes, deben considerarse todas las bahías independientemente de su naturaleza, la Comisión aclara que la Resolución CREG 015 de 2018 en su artículo 3 señala de forma específica respecto a los activos de uso lo siguiente:
"(…)
Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.
(…)".
Y respecto a los activos de conexión lo siguiente:
"(…)
Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local (SDL), de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.
Los activos de conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad.
(…)". Subrayado por fuera del texto
Es importante precisar que las definiciones anteriores se encuentran expresamente establecidas en la Resolución CREG 015 de 2018, por lo que tienen un carácter normativo y de obligatorio cumplimiento. Por otra parte, el documento CREG señalado por el OR corresponde a un concepto de carácter interpretativo particular, que no modifica ni amplia el alcance de lo dispuesto en la Resolución CREG 015 de 2018.
Ahora bien, acceder a la solicitud del OR implicaría trasladar al mercado la remuneración de una infraestructura cuya necesidad fue originada exclusivamente por un usuario particular, lo cual desvirtúa la definición de activos de uso y afecta los principios de eficiencia y neutralidad económica de la tarifa.
En conclusión, la Comisión no accede a lo solicitado por el OR, y se mantiene la decisión adoptada inicialmente de no reconocer las UC de módulos comunes, casas de control y controles de subestación asociados a activos de conexión.
A continuación, se transcriben textualmente las solicitudes relacionadas con Unidades Constructivas Especiales.
Solicitud No. 8
"(…)
1. Equipo de Comunicación para reconectador o seccionalizador antena sectorial
ESSA aclara respecto a la no aprobación lo siguiente:
La solicitud para el reconocimiento de las unidades constructivas especiales está respaldada por fundamentos técnicos, regulatorios, operativos y económicos que demuestran la necesidad de incluir las Unidades Constructivas N3EQ30 y N2EQ43 como activos independientes en el marco de Unidades Constructivas establecido en la Resolución CREG 015 de 2018.
En cuanto a los criterios técnicos, operativos y económicos, es relevante destacar que las unidades constructivas reconocidas por la CREG para reconectadores y equipos seccionalizadores corresponden a las siguientes:
(…)
La Resolución CREG 015 de 2018 define obligaciones precisas para los Operadores de Red en lo referente a la telemedición y el telecontrol en los niveles de tensión 2 y 3. Entre los requerimientos regulatorios figuran la implementación obligatoria de telemedición y telecontrol en cabeceras de circuito, la instalación de un segundo dispositivo telemedido en el 90% de los circuitos, un tercer equipo telecontrolado en al menos el 70% de los mismos, una estricta sincronización horaria de los eventos asociados al esquema de calidad, y la garantía de una disponibilidad mínima del 90% en las comunicaciones de los equipos implicados. El cumplimiento de estas disposiciones requiere la instalación y operación continua de equipos y sistemas de comunicaciones industriales que permitan alcanzar los niveles exigidos de telemedición y telecontrol conforme a la regulación.
Cabe señalar que el equipo de comunicaciones no forma parte integral del reconectador. Los fabricantes de reconectadores y seccionalizadores no contemplan módulos de comunicación en sus dispositivos, por lo que su adquisición debe gestionarse de forma independiente, garantizando así: interoperabilidad con protocolos operativos (DNP3, IEC 60870-5-104, IEC 61850), integración segura con sistemas SCADA bajo estándares robustos de ciberseguridad, funcionamiento fiable en entornos ambientales exigentes propios de infraestructura exterior, y cumplimiento de especificaciones técnicas especializadas de hardware y software para infraestructuras críticas.
Una diferencia clave entre el reconectador (equipo de potencia) y el sistema de comunicaciones reside en el ciclo de vida de ambos activos. Mientras que al reconectador le corresponde una vida útil regulatoria de treinta años, el equipo de comunicaciones, siendo un activo electrónico, posee un ciclo de vida real estimado entre cinco y diez años, según la experiencia de ESSA, debido principalmente a la obsolescencia derivada de la evolución tecnológica de sus componentes. La evidencia reciente de los fabricantes indica que el soporte para un modelo específico de equipo de comunicaciones no supera los diez años en condiciones óptimas. Además, estos equipos requieren actualizaciones periódicas de firmware y software motivadas por la rápida evolución de los protocolos de comunicación, las crecientes exigencias de interoperabilidad y protección ante amenazas digitales. Esta disparidad en los ciclos de vida resulta incompatible con la vida útil del reconectador, motivo por el cual el equipo de comunicaciones debe ser considerado como un activo independiente, sujeto a un horizonte de reposición considerablemente más frecuente.
Este reconocimiento permitirá:
- Asegurar el cumplimiento permanente de las obligaciones regulatorias establecidas por la CREG.
- Garantizar la confiabilidad operativa de las redes de distribución, manteniendo la supervisión continua desde el sistema SCADA y preservando la calidad del servicio.
- Prevenir rezagos tecnológicos que puedan comprometer la operación, la ciberseguridad y la infraestructura crítica del Operador de Red (OR).
- Facilitar la gestión y proyección de inversiones necesarias para la modernización del sistema eléctrico.
- Contribuir al mejoramiento de la calidad del servicio percibida por los usuarios.
(…)
Adicionalmente, resulta fundamental que, en el marco de la regulación aplicable a los Operadores de Red, se garantice la equidad en el tratamiento regulatorio entre todos los agentes, como condición necesaria para asegurar una prestación homogénea y eficiente del servicio de energía eléctrica en el territorio nacional.
En ese sentido, es pertinente señalar que la comisión, en actuaciones administrativas anteriores, ha considerado procedente la aprobación de Unidades Constructivas Especiales a otros operadores de red bajo condiciones técnicas y regulatorias equivalentes a las presentadas por ESSA en el presente trámite.
Lo anterior evidencia la existencia de un criterio técnico previamente aplicado por la entidad frente a este tipo de solicitudes, por lo que la negativa contenida en el acto recurrido, sin una motivación técnica suficiente que justifique un tratamiento diferente, configura una aplicación no uniforme del criterio regulatorio, afectando los principios de igualdad, coherencia de la actuación administrativa y seguridad jurídica.
En concordancia con lo anterior, ESSA solicita respetuosamente a la Comisión la creación y reconocimiento de las siguientes Unidades Constructivas Especiales
- Para Nivel de Tensión 3 (N3): N3EQ30 – Equipo de Comunicación para reconectador o seccionalizador. Categoría: Equipos de Comunicación. Vida útil: 5 años, por un valor total de $67.428.720
- Para Nivel de Tensión 2 (N2): N2EQ43 – Equipo de Comunicación para reconectador o seccionalizador. Categoría: Equipos de Comunicación. Vida útil: 5 años por un valor total de $5.694.783.920
(…)".
Análisis de la Comisión
Respecto a lo solicitado por el OR, debe precisarse que las UC estándar definidas en la Resolución CREG 015 de 2018 ya incluyen la funcionalidad de comunicación necesaria para la integración con los sistemas SCADA, por lo cual no resulta procedente un reconocimiento adicional como Unidad Constructiva Especial, UCE, independiente.
Asimismo, si bien el OR puede elegir libremente la tecnología o los dispositivos específicos que considere más adecuados para la gestión de sus equipos, dichas decisiones se enmarcan dentro de su autonomía operativa y no implican, per se, el reconocimiento tarifario de nuevos activos. En este sentido, conforme al principio de eficiencia contenido en la metodología vigente, el marco regulatorio busca que los costos reconocidos reflejen un diseño eficiente representativo del sistema de distribución, y no las características o configuraciones particulares adoptadas por cada operador.
Adicionalmente, la creación de nuevas UCE para los equipos de comunicaciones asociados a reconectadores generaría una duplicidad de reconocimiento respecto a funcionalidades que ya se encuentran incorporadas en las UC estándar. A ello se suma que las diferencias en el ciclo de vida entre los equipos de potencia y los sistemas electrónicos de comunicación no modifican la naturaleza regulatoria de los activos, ni justifican que estos últimos se reconozcan como UC separadas, en tanto su función está implícita dentro de los equipos ya definidos en la composición de la UC.
En cuanto a lo señalado por la empresa sobre la existencia de antecedentes de aprobación de UCE similares, la Comisión aclara que cada solicitud se evalúa en el contexto normativo y técnico vigente al momento de su presentación, y que en todo caso no se deriva derecho adquirido ni precedente vinculante que obligue a reproducir decisiones anteriores, cuando los criterios de eficiencia o representatividad metodológica no se mantienen. Por otra parte, no hay evidencia sobre aprobaciones de UCE de similares características en aprobaciones de ingresos o ajustes a Planes de Inversión previos.
Por las razones expuestas, y de conformidad con lo previsto en la Resolución CREG 015 de 2018, la Comisión decide no acceder a lo solicitado por el OR.
Solicitud No. 9
"(…)
2. SISTEMA BIG JUMPER.
La unidad constructiva especial denominada "Big Jumper", cuya aprobación fue solicitada por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. –ESSA–, presenta idénticas características técnicas, funcionales y regulatorias a la unidad previamente aprobada a favor del operador de red CELSIA, mediante la Resolución CREG 501 039 de 2022, conforme consta en su Anexo 3, acto administrativo que se encuentra publicado y es de acceso público.
No obstante, lo anterior, en el acto administrativo mediante el cual se niega la solicitud formulada por ESSA, la Comisión no expone una justificación técnica objetiva, suficiente y razonable que permita explicar el trato diferenciado otorgado frente a un caso análogo previamente resuelto por la propia autoridad regulatoria.
Si bien es cierto que la CREG goza de discrecionalidad técnica en el ejercicio de sus funciones regulatorias, dicha potestad no es absoluta ni ilimitada, y debe ejercerse en estricto sometimiento a la Constitución y a la ley, sin incurrir en decisiones arbitrarias, contradictorias o carentes de motivación. En particular, la actuación administrativa debe ser coherente con los precedentes administrativos adoptados por la misma autoridad, salvo que exista una diferencia técnica relevante, debidamente identificada y expresamente motivada en el acto respectivo.
La falta de aplicación uniforme del criterio previamente adoptado vulnera los principios constitucionales y legales de igualdad ante la administración, confianza legítima, seguridad jurídica y coherencia de la actuación administrativa, los cuales imponen a la autoridad el deber de tratar de manera equivalente situaciones fáctica y jurídicamente iguales, y de motivar de forma reforzada cualquier cambio de criterio.
En el presente caso, el acto recurrido no acredita la existencia de una diferencia técnica sustancial que justifique que una misma unidad constructiva haya sido aprobada para otro operador de red y, en contraste, negada para ESSA, configurándose así un trato desigual injustificado, así como una insuficiencia en la motivación del acto administrativo, en contravía de los principios que rigen la función administrativa.
En consecuencia, y con fundamento en lo expuesto, se reitera la solicitud de aprobación de la unidad constructiva especial "Big Jumper", por un valor de SETECIENTOS TREINTA Y UN MILLONES CINCUENTA MIL CIENTO SESENTA PESOS ($731.050.160).
(…)".
Análisis de la Comisión
En respuesta al Auto de Pruebas 0000742 de 2026, el OR allegó información complementaria de la UCE N2EQ45 "Big Jumper". En particular, indicó lo siguiente:
"(…)
El "Sistema Big Jumper" solicitado es un dispositivo tecnológico utilizado en el sector eléctrico para evitar interrupciones del servicio durante la ejecución de actividades de reposición y expansión de redes de media tensión (13.8 kV), permitiendo mantener la continuidad del suministro mediante la configuración temporal de circuitos alternos.
Desde el punto de vista técnico y funcional, este sistema no constituye una actividad operativa en sí misma, sino un conjunto de elementos físicos especializados que se integran a la red de distribución, habilitando configuraciones seguras y eficientes para la transferencia de carga y la continuidad del servicio.
En este sentido, es importante precisar que:
- El "Sistema Big Jumper" no corresponde a un gasto recurrente asociado a operación o mantenimiento, como lo sería el componente AOM, sino a la incorporación de infraestructura eléctrica especializada que permite la ejecución de maniobras complejas en la red sin afectar la calidad del servicio.
- Su implementación implica la adquisición, instalación e integración de equipos y materiales específicos, los cuales son reutilizables, gestionados como activos del sistema y sujetos a ciclos de vida técnica definidos, lo cual es característico de las inversiones reconocidas
- El sistema genera beneficios técnicos sostenidos en el tiempo, tales como la reducción de interrupciones del servicio (mejora de indicadores de calidad), mayor flexibilidad operativa, optimización de los tiempos de intervención y fortalecimiento de la confiabilidad de la red.
- Desde la perspectiva regulatoria, su función está directamente alineada con los objetivos de calidad del servicio establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018, en la medida en que permite minimizar la energía no suministrada y mejorar la continuidad del servicio a los usuarios.
(…)".
El OR señala que el carácter especial de esta UCE se sustenta en criterios técnicos asociados a la necesidad de disponer de un conjunto de elementos especializados que permitan la configuración temporal de circuitos alternos en redes de media tensión (13.8 kV), garantizando la continuidad del servicio durante la ejecución de actividades de reposición, expansión e intervención. Así mismo, en su justificación indica que este sistema corresponde a la incorporación de infraestructura eléctrica reutilizable que habilita maniobras seguras de transferencia de carga, contribuyendo a la reducción de interrupciones, la optimización de los tiempos de intervención y el fortalecimiento de la confiabilidad de la red, en alineación con los objetivos de calidad del servicio establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018.
Al respecto, la Comisión encuentra que el OR complementó la justificación técnica de la unidad solicitada y expuso las razones operativas por las cuales considera necesaria su utilización en la ejecución de ciertos tipos de proyectos de inversión. No obstante, se observa que la argumentación carece de un sustento técnico objetivo que permita evidenciar la recurrencia y frecuencia de uso del activo dentro de la operación normal del sistema, dado que su aplicación se limita a eventos específicos y no a condiciones operativas habituales. En este sentido, no se justifica su reconocimiento como un activo dentro del componente de inversión, en la medida en que implicaría trasladar al usuario el costo de un equipo cuya utilización sería marginal y que permanecería inactivo durante la mayor parte del tiempo, sin una contribución proporcional y sostenida a la prestación del servicio.
Adicionalmente, la Comisión realizó una nueva revisión integral de la documentación en conjunto con la información allegada en el Auto 0000742 aportada por el OR, tanto en sus aspectos técnicos como en sus soportes económicos y documentales. En este caso, la empresa allegó como soporte económico de la UCE una orden de compra y una factura de venta emitida en el año 2021, además de solamente dos cotizaciones del año 2020 en vez de las tres requeridas según el Capítulo 14 del anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018. Sobre el particular, la Comisión observa que dichos documentos acreditan la adquisición del equipo en un año distinto a la ventana de solicitud de ajuste de Plan de Inversión, lo anterior soportado la orden de compra y factura emitida. En particular, debe tenerse en cuenta que, conforme al literal k) del Artículo 4o de la Resolución CREG 015 de 2018, los activos a incorporar en el sistema y relacionados en los Planes de Inversión deben ser activos nuevos.
En conclusión, la Comisión decide no acceder al reconocimiento de la UCE bajo el análisis técnico y económico previamente descrito.
Con el ánimo de sintetizar los análisis precedentes de la Comisión, se presenta una tabla resumen con las solicitudes y los análisis desarrollados por la esta:
| No. | Solicitud | Análisis de la Comisión |
| 1 | Ajuste en el reporte de la fracción costo de varias UC. | Se accede parcialmente a lo solicitado. |
| 2 | Ajuste en el tipo de UC de módulo común. | Se accede a lo solicitado. |
| 3 | Reconocimiento de UC de módulos comunes en concordancia al tipo de inversión. | Se accede a lo solicitado. |
| 4 | Ajuste en el reporte de IUL en UC de bahías y celdas. | Se accede parcialmente a lo solicitado. |
| 5 | Ajuste en el IUA reemplazado de varias UC. | No se accede a lo solicitado dado que implica un cambio en la naturaleza del proyecto inicialmente aprobado. |
| 6 | Reconocimiento de UC de controles de subestación. | Se accede parcialmente a lo solicitado. |
| 7 | Reconocimiento de UC de módulos comunes, área de casa de control y controles de subestación relacionados con activos de conexión. | No se accede a lo solicitado dado que la naturaleza de los activos solicitados sigue de conexión y no de uso. |
| 8 | Reconocimiento de UCE de equipo de comunicación y control para reconectador. | No se accede a lo solicitado ya que se remunera actualmente en las UC estándar. |
| 9 | Reconocimiento de UCE de big jumper | No se accede a lo solicitado ya que el activo aparece como adquirido en el año 2021. |
Teniendo en cuenta todo lo anterior, se decide reponer parcialmente la Resolución CREG 501 184 de 2025 y se entiende que la decisión administrativa expuesta en la parte motiva de la presente resolución, da respuesta efectiva a todas las cuestiones que fueron planteadas a la administración, de forma que no queda ninguna sin resolverse. Lo anterior, en consonancia con lo previsto en los artículos 42 y 80 del CPACA.
Con la aplicación de este principio se busca prevenir arbitrariedad de la administración en la toma de sus decisiones y evitar la vulneración del derecho de defensa de quien presentó la correspondiente reclamación.
Conforme a lo expuesto, la Comisión en su Sesión 1456 del 8 de mayo de 2026, acordó expedir esta resolución.
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. MODIFICAR EL ARTÍCULO 1 DE LA RESOLUCIÓN CREG 501 184 DE 2025 QUE MODIFICÓ EL ARTÍCULO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG 103 DE 2019. El artículo 3o de la Resolución CREG 103 de 2019 quedará así:
Artículo 3o. Inversión aprobada en el plan de inversiones. El valor de las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVAj,n,l,t, para cada nivel de tensión, es el siguiente:
Tabla 2 Plan de inversiones del nivel de tensión 4, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,4,l,1 | INVAj,4,l,2 | INVAj,4,l,3 | INVAj,4,l,4 | INVAj,4,l,5 | INVAj,4,l,6 |
| l = 1 | 25.650.494.030 | 5.100.449.000 | 0 | 2.969.039.000 | 0 | 0 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 33.050.470.961 | 5.940.686.000 | 6.200.294.406 | 12.816.962.942 | 4.009.526.000 | 1.475.628.470 |
| l = 4 | 1.361.228.074 | 1.865.697.000 | 1.371.280.000 | 2.482.512.000 | 1.030.815.397 | 0 |
| l = 5 | 2.234.953.933 | 914.814.000 | 643.758.000 | 1.423.044.000 | 609.876.000 | 406.584.000 |
| l = 6 | 1.405.027.417 | 6.467.144.000 | 4.025.488.000 | 8.410.204.205 | 1.551.475.000 | 0 |
| l = 7 | 12.256.567.873 | 5.004.942.108 | 16.019.819.835 | 29.212.830.100 | 800.596.771 | 233.112.000 |
| l = 8 | 0 | 7.391.279.440 | 1.556.861.400 | 2.075.815.200 | 0 | 0 |
| l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 10 | 253.934.170 | 3.670.878.427 | 1.690.959.070 | 1.000.265.000 | 1.357.417.297 | 438.688.000 |
| Categoría de activos l | INVAj,4,l,7 | INVAj,4,l,8 | INVAj,4,l,9 | INVAj,4,l,10 | INVAj,4,l,11 | |
| l = 1 | 0 | 0 | 0 | 17.814.234.000 | 0 | |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 3 | 1.249.528.919 | 0 | 0 | 7.414.393.568 | 0 | |
| l = 4 | 16.922.623 | 0 | 0 | 1.026.761.000 | 0 | |
| l = 5 | 0 | 0 | 0 | 813.168.000 | 0 | |
| l = 6 | 4.080.055.000 | 0 | 0 | 2.135.659.272 | 683.167.936 | |
| l = 7 | 177.946.000 | 233.112.000 | 560.184.000 | 3.295.971.680 | 396.648.000 | |
| l = 8 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 10 | 297.441.667 | 24.393.333 | 0 | 450.336.333 | 387.898.667 | |
Tabla 3 Plan de inversiones del nivel de tensión 3, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,3,l,1 | INVAj,3,l,2 | INVAj,3,l,3 | INVAj,3,l,4 | INVAj,3,l,5 | INVAj,3,l,6 |
| l = 1 | 0 | 4.968.408.000 | 2.484.204.000 | 6.642.405.000 | 3.714.500.000 | 0 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 0 | 2.570.334.000 | 6.637.196.950 | 5.904.732.130 | 5.096.279.875 | 4.682.858.536 |
| l = 4 | 35.343.000 | 2.239.901.000 | 557.355.000 | 1.556.901.000 | 649.470.000 | 136.788.000 |
| l = 5 | 1.384.603.000 | 567.168.000 | 88.620.000 | 212.688.000 | 70.444.000 | 112.252.000 |
| l = 6 | 37.656.436 | 282.943.000 | 883.484.370 | 1.550.552.733 | 346.792.802 | 682.221.000 |
| l = 7 | 5.244.458.628 | 14.207.693.303 | 15.233.079.261 | 18.453.213.736 | 9.501.172.514 | 13.905.023.658 |
| l = 8 | 41.719.560 | 1.255.506.425 | 6.583.945.885 | 488.516.500 | 5.252.950.340 | 467.519.100 |
| l = 9 | 5.552.028.000 | 1.819.033.000 | 939.975.000 | 814.454.000 | 1.097.058.000 | 625.364.000 |
| l = 10 | 253.934.170 | 3.670.878.427 | 1.690.959.070 | 1.000.265.000 | 1.357.417.297 | 438.688.000 |
| Categoría de activos l | INVAj,3,l,7 | INVAj,3,l,8 | INVAj,3,l,9 | INVAj,3,l,10 | INVAj,3,l,11 | |
| l = 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1.124.950.000 | |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 3.376.589.973 | 0 | |
| l = 3 | 3.368.715.313 | 7.287.375.625 | 8.610.211.625 | 3.459.673.218 | 5.829.239.625 | |
| l = 4 | 1.331.517.792 | 1.797.533.000 | 2.219.449.000 | 1.690.478.886 | 1.030.911.768 | |
| l = 5 | 112.252.000 | 342.664.000 | 378.112.000 | 260.991.000 | 197.535.000 | |
| l = 6 | 1.709.961.406 | 780.419.406 | 1.692.233.604 | 1.490.306.404 | 1.576.790.053 | |
| l = 7 | 9.819.997.240 | 8.818.212.816 | 14.907.983.268 | 40.220.741.015 | 28.410.352.072 | |
| l = 8 | 265.147.920 | 108.180.300 | 2.698.672.769 | 486.033.297 | 486.796.429 | |
| l = 9 | 606.121.000 | 583.957.000 | 669.269.000 | 1.207.527.000 | 998.365.000 | |
| l = 10 | 297.441.667 | 24.393.333 | 0 | 450.336.333 | 387.898.667 | |
Tabla 4 Plan de inversiones del nivel de tensión 2, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,2,l,1 | INVAj,2,l,2 | INVAj,2,l,3 | INVAj,2,l,4 | INVAj,2,l,5 | INVAj,2,l,6 |
| l = 1 | 1.508.711.686 | 9.688.066.000 | 5.332.692.000 | 2.484.204.000 | 1.326.574.000 | 888.180.000 |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| l = 3 | 201.198.000 | 3.890.641.000 | 4.537.201.000 | 5.902.214.000 | 220.686.272 | 1.205.384.099 |
| l = 4 | 4.857.204.000 | 2.907.961.000 | 1.482.716.000 | 2.142.198.000 | 2.212.749.000 | 2.276.119.000 |
| l = 5 | 1.781.289.000 | 944.005.000 | 339.831.000 | 365.314.000 | 2.378.923.000 | 2.740.060.000 |
| l = 6 | 0 | 679.655.000 | 364.367.760 | 1.212.333.702 | 70.931.000 | 49.786.000 |
| l = 7 | 31.750.440.060 | 35.690.179.515 | 23.912.833.271 | 32.107.500.481 | 30.929.541.713 | 39.297.722.756 |
| l = 8 | 1.535.849.747 | 5.653.977.741 | 2.030.529.333 | 1.477.724.862 | 66.076.115 | 287.718.172 |
| l = 9 | 13.330.161.000 | 11.206.966.000 | 10.401.473.000 | 11.346.419.000 | 19.169.027.000 | 18.141.671.000 |
| l = 10 | 253.934.170 | 3.670.878.427 | 1.690.959.070 | 1.000.265.000 | 1.357.417.297 | 438.688.000 |
| Categoría de activos l | INVAj,2,l,7 | INVAj,2,l,8 | INVAj,2,l,9 | INVAj,2,l,10 | INVAj,2,l,11 | |
| l = 1 | 1.798.836.000 | 1.326.574.000 | 3.883.357.000 | 765.419.000 | 444.090.000 | |
| l = 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| l = 3 | 4.004.702.445 | 4.163.526.068 | 4.805.464.748 | 1.940.235.272 | 2.170.665.680 | |
| l = 4 | 2.133.180.000 | 2.721.711.000 | 2.234.651.000 | 1.739.628.000 | 1.194.119.000 | |
| l = 5 | 533.452.000 | 271.950.000 | 693.972.000 | 476.703.000 | 536.256.000 | |
| l = 6 | 1.004.406.834 | 314.969.572 | 750.084.893 | 301.451.524 | 657.514.572 | |
| l = 7 | 36.185.995.324 | 33.730.224.940 | 24.592.504.840 | 26.492.260.170 | 21.166.083.096 | |
| l = 8 | 874.320.950 | 979.511.950 | 4.029.886.518 | 759.263.577 | 221.160.930 | |
| l = 9 | 13.743.209.000 | 10.727.445.000 | 8.674.799.000 | 7.579.794.000 | 6.580.333.000 | |
| l = 10 | 297.441.667 | 24.393.333 | 0 | 450.336.333 | 387.898.667 | |
Tabla 5 Plan de inversiones del nivel de tensión 1, pesos de diciembre de 2017
| Categoría de activos l | INVAj,1,l,1 | INVAj,1,l,2 | INVAj,1,l,3 | INVAj,1,l,4 | INVAj,1,l,5 | INVAj,1,l,6 |
| l = 11 | 12.891.104.000 | 12.954.672.000 | 10.185.539.000 | 11.865.203.000 | 12.614.336.000 | 12.881.337.000 |
| l = 12 | 5.107.776.954 | 15.175.439.891 | 12.490.371.168 | 15.152.409.072 | 15.099.118.424 | 20.721.941.402 |
| Categoría de activos l | INVAj,1,l,7 | INVAj,1,l,8 | INVAj,1,l,9 | INVAj,1,l,10 | INVAj,1,l,11 | |
| l = 11 | 4.936.886.000 | 4.657.978.000 | 3.747.689.000 | 3.280.263.000 | 2.919.462.000 | |
| l = 12 | 15.074.560.981 | 16.587.566.777 | 19.260.540.479 | 21.054.286.627 | 19.100.974.129 | |
ARTÍCULO 2o. NOTIFICACIÓN Y PUBLICACIÓN. La presente Resolución deberá notificarse al representante legal o quien haga sus veces de la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. y una vez en firme deberá publicarse en el Diario Oficial. Contra lo dispuesto en este acto no procede recurso alguno, por tratarse de una decisión que resuelve el recurso de reposición y agota la vía gubernativa, de conformidad con lo previsto en el artículo 87 del CPACA.
NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C., a los 8 días del mes de mayo de 2026.
VÍCTOR JOSÉ PATERNINA NOVOA
Viceministro de Energía, Delegado Ministro de Minas y Energía
Presidente
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director Ejecutivo
