RESOLUCIÓN 501 221 DE 2026

(mayo 28)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

<Publicado en la página web de la CREG: 22 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 27 de julio de 2026

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se actualiza la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P. y se modifican los parámetros necesarios para determinar su remuneración en el Sistema de Transmisión Nacional

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:

De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23 y en el artículo 41, ambos 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 011 de 2009 se definieron la metodología y las fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional, STN.

Mediante la Resolución CREG 177 de 2013, modificada por las Resoluciones CREG 144 y 167 de 2014, 086, 169 y 233 de 2015, 059 y 065 de 2017, 023 de 2019 y 131 de 2019, 191 de 2020, 10 de 2021, 501-6 de 2023, 501-157 de 2025 y 501 189 de 2026, se aprobó la base de activos y los parámetros necesarios para determinar la remuneración de Intercolombia S.A E.S.P. en el STN.

El artículo 6 de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 193 de 2020, establece:

“Artículo 6. Ampliaciones de las instalaciones del STN. Los siguientes tipos de proyectos se denominarán ampliaciones de las instalaciones del STN, y para su ejecución no será obligatorio recurrir a los procesos de selección descritos en esta resolución:

a) montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes, junto con los activos requeridos para su conexión al STN;

b) cambio en la configuración de subestaciones existentes;

c) montaje de nuevas bahías de transformador con tensión igual o superior a 220 kV que utilice un Operador de Red para conectarse al STN en subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio;

d) bahías para compensaciones fijas;

e) equipos para control de tensión;

f) esquemas de separación de áreas, ESA;

g) cambio de conductores en líneas existentes o de bahías en subestaciones, por otros activos de mayores especificaciones a las consideradas en la definición de las unidades constructivas existentes;

h) implementación de Unidades Constructivas que componen los Centros de Supervisión y Maniobra del STN; y

i) instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas.

Estas ampliaciones pueden ejecutarse en instalaciones que ya estén en operación, o en proyectos adjudicados mediante procesos de selección para los que ya esté en firme la resolución que hace oficial el ingreso anual esperado de estos proyectos. Con este fin, deberán hacer parte del Plan de Expansión de Referencia, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3 de la presente Resolución, y en esta medida su ejecución podrá ser objetada.

De ser incluida la respectiva ampliación en el Plan de Expansión de Referencia, será desarrollada por el transmisor que representa o vaya a representar ante el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, los activos objeto de la ampliación. En caso de que el transmisor no desee desarrollar el proyecto, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo 4 de la presente Resolución.

Parágrafo 1. Para su remuneración, los activos construidos como ampliaciones se reclasificarán según las Unidades Constructivas existentes, UC, cuando este fuere el caso, y se adicionarán aquellas cuya construcción fue necesaria para conectar la ampliación al STN. Para todo lo anterior se aplicará la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión.

En caso de requerirse, los nuevos activos se asimilarán a las UC existentes y podrán tener valores menores o mayores que estas. Cuando la ampliación corresponda a menos del 70% del valor de la UC asimilable o esté entre el 110% y el 150% de este valor, el TN deberá indicar el porcentaje al que corresponde la ampliación.

En todos los casos, la solicitud de remuneración que presente el transmisor a la CREG, deberá acompañarse con la justificación del porcentaje que representa el valor de la UC instalada, frente al valor de la UC definida en la regulación.

(…)

De acuerdo con el artículo 7 de la Resolución CREG 011 de 2009 el Ingreso Anual del Transmisor, IAT, “(…) solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de la Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuando, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se remplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el Artículo 6 de la presente Resolución.”

La Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, realizó la apertura de la Convocatoria Publica UPME 09-2016, cuyo objeto fue la “Selección de un inversionista y un interventor para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento del segundo refuerzo de las líneas de transmisión Copey - Cuestecitas 500 kV y Copey - Fundación 220 kV”.

Mediante el Acta del 12 de julio de 2017, la UPME seleccionó como adjudicatario de la Convocatoria Publica UPME 09-2016 a la empresa Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

Mediante la Adenda No. 5 de la Convocatoria Publica UPME 09-2016 se modificó la descripción del proyecto estableciendo el suministro e instalación de la subestación Nueva Cuestecitas 500 kV, la cual estaría ubicada en un lugar diferente al de la subestación Cuestecitas 220 kV existente y esta última estaría conectada a una Nueva Cuestecitas 220 kV, también incluida en el proyecto de esta convocatoria.

En el marco del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019 - 2033, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, MME, mediante la Resolución 40779 de 2019, se recomendó la ejecución del segundo circuito Nueva Cuestecitas - Copey 500 kV.

Mediante el radicado UPME No. 2021520015721 del 13 de febrero de 2020, la UPME solicitó a Interconexión Eléctrica S.A E.S.P. su manifestación de interés en la ejecución del segundo circuito Nueva Cuestecitas – Copey 500 kV, a través del mecanismo de ampliaciones establecido en el artículo 6 de la Resolución CREG 022 de 2001.

Mediante la comunicación 202077001339-1 ITCO del 13 de marzo de 2020, Intercolombia S.A. E.S.P. (en adelante Intercolombia), actuando en nombre y representación de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P, manifestó a la UPME el interés de ejecutar, bajo la figura de ampliación, las obras del proyecto del segundo circuito Nueva Cuestecitas - Copey 500 kV”.

Mediante la Resolución 40495 del 15 de noviembre de 2024 del MME se aprobó la modificación de la fecha de puesta en operación del segundo circuito Nueva Cuestecitas - Copey 500 kV, para el 16 de noviembre de 2025.

Mediante la comunicación con radicado CREG E2025012633 del 17 de septiembre de 2025, Intercolombia solicitó a la CREG adelantar el inicio de la actuación administrativa requerida para actualizar la Base de Activos Regulada, el Ingreso Anual del Transmisor (IAT) y el Costo de Reposición (CRE) de la empresa, previendo que la entra de operación del proyecto se realizaría en el mes de noviembre de 2025.

En la solicitud presentada, Intercolombia se incluyeron las siguientes Unidades Constructivas:

El día 16 de octubre de 2025 Intercolombia realizó una presentación ante la CREG, explicando el contenido de la información entregada en la solicitud.

Mediante Auto 0000650 de 2025 del 13 de noviembre de 2025, la CREG inició la actuación administrativa correspondiente, con el fin de decidir sobre la solicitud presentada por Intercolombia.

Mediante el radicado CREG E2025015994 del 21 de noviembre de 2025, Intercolombia, adjuntó copia de la comunicación enviada a XM S.A E.S.P. donde se informó la declaración de entrada en operación comercial del segundo circuito Nueva Cuestecitas – Copey 500 kV, el día 16 de noviembre de 2025, y se dio alcance a la comunicación radicada con el número E2025012633, ajustando la información remitida.

El día 28 de noviembre de 2025, se realizó reunión entre la Comisión e Intercolombia, con fin de aclarar dudas con respecto a la trazabilidad de la información suministrada.

Mediante el radicado CREG E2025016634 del 5 de diciembre de 2025, Intercolombia solicitó hasta el 12 de diciembre de 2025 para enviar a la CREG los ajustes requeridos sobre la trazabilidad de la información suministrada por la empresa.

Mediante el radicado CREG E2025016375 del 12 de diciembre de 2025, Intercolombia dio alcance a la información enviada a la Comisión, complementando la información con base en lo revisado en la reunión.

Mediante el Auto de pruebas 0000700 del 16 de febrero de 2026, la CREG decretó pruebas de oficio dentro de la actuación administrativa correspondiente, con el fin de decidir sobre la solicitada presentada por Intercolombia.

Mediante el radicado CREG E2026003697 del 5 de marzo de 2026, Intercolombia respondió al auto de pruebas emitido por la CREG, sobre la solicitud de incorporación de los activos relacionados con el proyecto de ampliación Segundo Circuito Cuestecitas -Copey 500 kV, en la base de activos aprobada a Intercolombia.

En el documento soporte de esta resolución se analiza la solicitud de Intercolombia y se calcula el porcentaje a reconocer de las Unidades Constructivas que fueron asimiladas con base en lo señalado en el parágrafo 1 del artículo 6 de la Resolución CREG 022 de 2001.

Con base en los análisis efectuados y aplicando la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009 se realizaron los ajustes pertinentes para modificar la base de activos y actualizar el ingreso anual de la actividad de transmisión de Intercolombia, originados con el ingreso de los activos mencionados.

Teniendo en cuenta lo anterior, a partir de la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 011 de 2009, se calculan las siguientes variables principales:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 1467 del 28 de mayo de 2026 aprobó modificar la base de activos de Intercolombia y expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modificar la base de activos de Intercolombia S.A. E.S.P., aprobada en el artículo 3 de la Resolución CREG 177 de 2013, adicionando los siguientes registros a los numerales “1. Subestaciones” y “2. Líneas de transmisión”, del anexo:

1.Subestaciones

2. Líneas de transmisión

ARTÍCULO 2o. Modificar el artículo 1 de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 1. Ingreso Anual. El Ingreso Anual (IAT_j) por los activos representados por Intercolombia S.A. E.S.P. en el Sistema de Transmisión Nacional, calculado en la forma establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, es el siguiente:

ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 4 de la Resolución CREG 177 de 2013, el cual quedará así:

Artículo 4. Costo de Reposición de los Activos Eléctricos. El costo de reposición de los activos eléctricos (CRE_j) remunerados mediante cargos por uso a Intercolombia S.A. E.S.P., calculado con la base de activos a la que hace referencia el artículo 3 de la presente Resolución y de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 011 de 2009 es:

ARTÍCULO 4o. NOTIFICACIÓN Y RECURSOS. La presente resolución deberá notificarse al representante legal de Intercolombia S.A. E.S.P. y publicarse en el Diario Oficial. Contra este acto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación o publicación.

Dada en Bogotá, D.C., a los veintiocho (28) días del mes de mayo de 2026.

NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

VICTOR JOSE PATERNINA NOVOA
Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente

ANTONIO JIMENEZ RIVERA
Director Ejecutivo