RESOLUCIÓN 40333 DE 2026

(julio 23)

Diario Oficial No. 53.566 de 27 de julio de 2026

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se establecen lineamientos para el suministro de energía eléctrica, de manera resiliente, segura y confiable en el Sistema Interconectado Nacional y se dictan otras disposiciones.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de las facultades legales y en especial de las conferidas en los artículos 2o. y 3o. de Ley 142 de 1994, el artículo 18 de la Ley 143 de 1994, el numeral 3 del artículo 2o. del Decreto número 381 de 2012, y

CONSIDERANDO:

Que, el artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional, que así mismo estos servicios públicos están sometidos al régimen jurídico que fije la ley, podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas, o por particulares, y el Estado mantendrá la regulación, control y la vigilancia de dichos servicios.

Que, el artículo 4o. de la Ley 143 de 1994 establece que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos: abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

Que, de acuerdo con el artículo 5o. de la Ley 143 de 1994, la generación e interconexión de electricidad, entre las demás actividades de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, se encuentran destinadas a satisfacer necesidades colectivas primordiales de forma permanente, razón por la cual son consideradas servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y solidario, y de utilidad pública.

Que, el artículo 6o. de la Ley 143 de 1994 indica que las actividades relacionadas con el servicio público de electricidad, entre las que se encuentran las de generación e interconexión, se rigen por los principios de eficiencia, continuidad, adaptabilidad y equidad, entre otros.

Que, el artículo 12 de la Ley 143 de 1994 ordena que "la planeación de la expansión del sistema interconectado nacional se realizará a corto y largo plazo, de tal manera que los planes para atender la demanda sean lo suficientemente flexibles para que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales; que cumplan con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad determinados por el Ministerio de Minas y Energía; que los proyectos propuestos sean técnica, ambiental y económicamente viables y que la demanda sea satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos".

Que, el literal c) del artículo 16 de la Ley 143 de 1994 señala que le corresponde a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), función, elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo.

Que, de acuerdo con lo previsto en el artículo 18 de la Ley 143 de 1994, compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución. Los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la Demanda Nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético. Asimismo, el parágrafo 2o. del citado precepto señala que el Gobierno nacional tomará medidas para que entren en operación aquellos proyectos previstos en el Plan de Expansión de referencia del sector eléctrico, que no hayan sido escogidos por otros inversionistas, de tal forma que satisfagan los requerimientos de infraestructura contemplados en dicho plan.

Que, el literal n) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 indica que le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) "Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía".

Que, el artículo 33 de la Ley 143 de 1994 establece que, la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se "hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio, mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país".

Que, el artículo 34 de la Ley 143 de 1994 establece que es función del Centro Nacional de Despacho (CND), entre otras, "planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica".

Que, el artículo 36 de la Ley 143 de 1994 establece que la función principal del Consejo Nacional de Operación (CNO) es: "acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación".

Que, los artículos 1o. y 2o. del Decreto número 381 de 2012, por el cual se modifica la estructura del Ministerio de Minas y Energía, establecen como objetivos de dicho Ministerio, "formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas" del Sector de Minas y Energía; y como funciones, entre otras, "1. articular la formulación, adopción e implementación de la política pública del sector administrativo de minas y energía", "3. formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica" y "11. adoptar los planes generales de expansión de generación de energía y de la red de interconexión y establecer los criterios para el planeamiento de la transmisión y distribución".

Que la Compañía de Expertos en Mercados S. A. E.S.P. – XM, es una empresa de servicios públicos mixta, creada en virtud de la autorización legal contenida en el parágrafo 1o. del artículo 167 de la Ley 142 de 1994 y que se encuentra sometida al régimen jurídico establecido en la Ley 142 de 1994, la Ley 143 de 1994 y en las normas del derecho privado.

Que, conforme con lo establecido en el Decreto número 848 del 28 de marzo de 2005, el objeto de XM consiste en el desarrollo de las funciones de "…planeación y coordinación de la operación de los recursos del sistema interconectado nacional y la administración del sistema de intercambios y comercialización de energía eléctrica en el mercado mayorista, así como la liquidación y administración de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional con sujeción a lo dispuesto en el Reglamento de Operación expedido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG y los acuerdos expedidos por el Consejo Nacional de Operación".

Que, la Resolución CREG número 011 de 2009 establece la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional y en el parágrafo 1o. del artículo 17 indica que, al momento de hacer un inventario de Unidades Constructivas para su respectivo reporte, de no existir la correspondiente Unidad Constructiva se asociará con aquella más parecida.

Que, la Resolución CREG número 015 de 2018 establece la metodología de remuneración de la actividad de distribución del servicio de energía eléctrica y en su artículo 3o. define a las Unidades Constructivas Especiales, como "aquella que contiene elementos con características técnicas que no la hace asimilable a las UC definidas" y en el inciso 3 del Capítulo 14 del Anexo General de dicha resolución define las condiciones que deben cumplir las Unidades Constructivas Especiales para que sean aceptadas dentro del plan de inversiones de distribución.

Que, el Consejo Nacional de Operaciones (CNO) a través de Informe número 799 del 3 de julio de 2025 ha identificado eventos sistémicos de carácter eléctrico, así como eventos de ciberseguridad, que afectan directamente la continuidad del suministro energético y pueden ocasionar la suspensión del servicio, por lo que se evidencia la necesidad de adoptar medidas para prevenir que tales eventos ocurran o minimizar su probabilidad de ocurrencia.

Que, en relación con la ciberseguridad, mediante el Acuerdo CNO número 1502 del 2 de diciembre de 2021, se aprobó la actualización de la Guía de Ciberseguridad, la cual cuenta con el Anexo 1 sobre los criterios de activos críticos.

Que, el Grupo de Energía de Bogotá mediante Escrito de "Comentarios al estudio de nuevas unidades constructivas y actualización de precios. Informes 1 al 3" del 18 de diciembre de 2024 manifestó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que: "(…) Dadas las condiciones actuales de agotamiento de la capacidad de cortocircuito en subestaciones del STN, es importante que se considere la capacidad de cortocircuito como una variable principal en la caracterización de las UCs de subestaciones cuando corresponda".

Que, en el mismo escrito, el Grupo de Energía de Bogotá expresó que no se han hecho las inversiones requeridas para mejorar la capacidad de cortocircuito debido a que la metodología de remuneración establecida no discrimina las Unidades Constructivas por su capacidad de cortocircuito, lo que lleva a que sea probable que no se generen los incentivos necesarios para realizarlas.

Que, mediante radicado número 1-2026-014956 del 31 de marzo de 2026 el Consejo Nacional de Operaciones (CON) informó al Ministerio de Minas y Energía que se identificaron 31 subestaciones del Sistema Interconectado Nacional (SIN) que se encuentran con su capacidad de cortocircuito agotada y otras 20 más próximas a agotarse.

Que, el 3 de abril de 2025 se emitió el Acuerdo 1960 del Consejo Nacional de Operaciones actualizando la guía de ciberseguridad que deben atender los operadores del Sistema Interconectado Nacional.

Que, mediante el radicado número 1-2025-052368 del 17 de octubre de 2025 ENEL manifestó al Ministerio de Minas y Energía que, los Sistemas de Distribución Local (SDL) han sido objeto de constantes afectaciones ante distintos fenómenos naturales y en los últimos 5 años se han visto afectados cerca de 446.000 usuarios por el daño de infraestructura.

Que, a través del concepto técnico número 3-2026-044016 de 2026, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales (OARE) adelantó un análisis conforme a la información reportada por el Consejo Nacional de Operaciones (CON) concluyendo, entre otros, que para contribuir al soporte de la atención del servicio ante eventos que comprometan la resiliencia del sistema, es necesario que la Unidad de Planeación Minero- Energética, (UPME), identifique las necesidades para optimizar la capacidad de transporte del SIN por medio de obras estratégicas que deben ser ejecutadas en los Sistemas de Distribución Local (SDL) y que ante una falla que ocasione una corriente de cortocircuito monofásica o trifásica en una S/E con capacidad de cortocircuito agotada puede ocasionar una pérdida total de la infraestructura, interrupción en el suministro a una cantidad considerable de usuarios, daños en los equipos y riesgos en la seguridad.

Que, en el referido Concepto número 3-2025-044016 de 2026 la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales consideró necesario que las instituciones y los agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) avancen en la incorporación de nuevos criterios de planificación y desarrollo de la infraestructura, que le den capacidad de resiliencia al sistema.

Que, por lo expuesto, es necesario establecer los lineamientos que contribuyan con la prestación continua, eficiente y resiliente del servicio público de energía eléctrica, especialmente cuando se presenten circunstancias que afecten la operación normal del Sistema.

Que, en cumplimiento de lo establecido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, el presente acto administrativo se publicó para comentarios en la página web del Ministerio de Minas y Energía durante los días del 20 de octubre al 18 de noviembre de 2025, y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en el formato establecido para el efecto.

Que, de conformidad con lo establecido en el numeral 1.2. del artículo 2.2.2.30.4 del Decreto número 1074 de 2015, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales de este Ministerio procedió a evaluar el presente acto administrativo concluyendo que, en tanto la finalidad se orienta a garantizar la seguridad en el suministro del servicio público de energía eléctrica, no se requiere informar a la Superintendencia de Industria y Comercio.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

CAPÍTULO I.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Establecer lineamientos con el fin de procurar el suministro del servicio de energía eléctrica a los usuarios del SIN, a través de la implementación de mejoras reglamentarias y técnicas para obtener una operación técnicamente segura, confiable y resiliente.

Además de establecer medidas extraordinarias tendientes a resolver las condiciones de capacidad del Sistema Interconectado Nacional, debido a la saturación de la infraestructura y de las actualizaciones necesarias para garantizar un abastecimiento seguro y confiable de la demanda de energía eléctrica.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a los operadores del Sistema de Transmisión Nacional, operadores de los sistemas de distribución del Sistema Interconectado Nacional, al Centro Nacional de Despacho, al Consejo Nacional de Operaciones, a la Unidad de Planeación Minero-Energética y la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Igualmente, aplica a todas las personas y entidades que tengan interés en el tema que se regula.

ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para el debido entendimiento y aplicación de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de aquellas establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en la regulación vigente, las siguientes definiciones:

Ciberseguridad: Conjunto de medidas y acciones destinadas a proteger las infraestructuras críticas de energía eléctrica contra amenazas y ataques de origen cibernético. Esto incluye las funciones de gobernanza, identificación, protección, detección, respuesta y recuperación ante incidentes que puedan comprometer la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, garantizando la integridad, confidencialidad y disponibilidad de los sistemas, y de los datos operativos.

Costo de Racionamiento Evitado: Costo económico en el que incurre la demanda al no poder acceder a la prestación del Servicio Público Domiciliario de Energía Eléctrica con base al Costo Incremental de Racionamiento Operativo del que trata el punto 1.3 de la Resolución CREG número 025 de 1995.

Evento de Baja Probabilidad y Alto Impacto: Incidentes o eventos poco frecuentes, impredecibles y/o irresistibles, a menudo sin precedentes, potencialmente catastróficos o con el potencial de causar daños catastróficos a la infraestructura de los sistemas eléctricos de potencia que exceden el diseño razonable o los límites operacionales de dicho sistema, que afecten la continuidad de la prestación del servicio público de electricidad y que puedan causar interrupciones prolongadas o disminuir las condiciones de la calidad de la prestación del servicio. Este concepto incluye, entre otros, desastres naturales, fallas de múltiples equipos, eventos y condiciones derivadas del cambio climático, ataques cibernéticos, fallas en elementos del sistema o sobrecargas provocadas por el ser humano o situaciones fortuitas.

Resiliencia del SIN: Capacidad de anticipar, prepararse, soportar, responder y recuperarse de la ocurrencia de los Eventos de Baja Probabilidad y Alto Impacto.

CAPÍTULO II.

LINEAMIENTOS PARA EL DESARROLLO DE RESILIENCIA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN).

ARTÍCULO 4o. IDENTIFICACIÓN DE CONDICIONES QUE PUEDEN GENERAR DEFICIENCIAS EN LA RESILIENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO. En un plazo no mayor a un (1) año, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, el Centro Nacional de Despacho (CND) con apoyo del Consejo Nacional de Operación (CNO) y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) deberá diseñar y publicar una metodología para identificar las situaciones o eventos de carácter eléctrico en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistema de Transmisión Regional (STR) que comprometan la resiliencia del sistema y puedan ocasionar un alto impacto a la atención segura, confiable y continua de la demanda ante Eventos de Baja Probabilidad y Alto Impacto como amenazas de origen cibernético o daños en la infraestructura eléctrica derivadas de fenómenos naturales, ataques mal intencionados o agotamiento de capacidad por crecimiento del sistema, entre otros.

Con la aplicación de esta metodología, que será expedida por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), mediante acto administrativo, se deberá determinar el nivel de criticidad de cada evento en función del impacto para la seguridad, confiabilidad y continuidad en la prestación del servicio.

PARÁGRAFO 1o. La metodología podrá proponer cambios en la regulación vigente, donde en un plazo no mayor a veinticuatro (24) meses contados a partir de la publicación de la metodología, la CREG expedirá los actos administrativos que determine, luego de evaluar la pertinencia en su implementación.

PARÁGRAFO 2o. La metodología podrá actualizarse cada dos años o cuando las circunstancias lo ameriten, por iniciativa del organismo y las entidades señaladas en el inciso primero de este artículo o por solicitud del Ministerio de Minas y Energía.

ARTÍCULO 5o. INCORPORACIÓN DE OBRAS AL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN PARA GARANTIZAR LA RESILIENCIA DEL SIN. El Centro Nacional de Despacho (CND) con apoyo del Consejo Nacional de Operación (CNO) y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), deberán actualizar por lo menos cada 2 (dos) años la identificación de situaciones o eventos que pueden afectar la resiliencia del STN y STR, teniendo en cuenta la metodología establecida en el artículo 3o de esta resolución. Asimismo, la UPME en los Planes de Expansión de Transmisión deberá incluir el desarrollo de obras tendientes a minimizar las afectaciones de Eventos de Baja Probabilidad y de Alto Impacto que comprometan la Resiliencia del SIN, teniendo en cuenta lo siguiente para el desarrollo de nueva infraestructura:

1. No se debe incentivar las nuevas subestaciones en configuración de Barra Sencilla o Anillo.

2. No se debe incentivar el desarrollo de nuevas subestaciones radiales.

3. Se deberán integrar criterios de redundancia en comunicaciones (voz y datos), control, protecciones y servicios auxiliares como parte del desarrollo de nueva infraestructura del STN y STR, aprovechando al máximo la infraestructura existente.

4. Todo equipo nuevo de potencia debe contar con un sistema de protección independiente, redundante, asegurando la confiabilidad de sus componentes.

5. Los sistemas de protección deben diseñarse para el despeje oportuno de las fallas. Para lo anterior, se considerarán los siguientes tiempos de reacción del relé en función de la tensión de operación de los equipos que se integran al SIN:

a) Equipos del STN con tensión de operación igual o superior a 220 kV, menos de 80 ms.

b) Equipos de potencia del STR (Nivel IV), menos de 100 ms.

6. En el STR se implementarán criterios de redundancia en los transformadores de conexión al STN con el fin de que, ante la falla o salida permanente de un transformador, no se comprometan los criterios de seguridad y confiabilidad en la atención de la demanda.

7. Se establecerá un Plan de Mitigación de Riesgos que provoque los cruces de líneas que puedan implicar la salida simultánea de más de tres (3) circuitos de transmisión. En cruces de línea que comprometan la confiabilidad y seguridad de la operación integrada del sistema, se deberán desplegar acciones como la construcción de tramos de línea subterráneos.

8. La planeación de la expansión de las redes de transmisión del STN y del STR se realizará teniendo en cuenta que, ante la salida de un elemento por mantenimiento o indisponibilidad, la falla en un elemento adicional no comprometa los criterios de seguridad y confiabilidad establecidos en la reglamentación vigente (criterio N-1 y N-1-1).

PARÁGRAFO 1o. Una vez sea expedida la metodología de la que trata el artículo 3o de esta resolución, los Operadores del STN y STR anualmente presentarán a la UPME un plan de obras para mejorar la resiliencia, seguridad y confiabilidad, con el fin de que sea considerada su viabilidad en la elaboración del Plan de Expansión del SIN para infraestructura nueva y existente.

Las propuestas que presenten los Operadores del STN y el STR podrán considerar proyecciones hidrometeorológicas, evaluaciones de vulnerabilidad física de activos estratégicos y análisis de escenarios y condiciones extremas, asegurando consistencia con las disposiciones de Ley 1523 de 2012, que adopta la Política Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres; Resolución número 40411 de 2021, la Política de Gestión del Riesgo de Desastres para el sector minero-energético; Decreto número 2157 de 2017, Planes de Gestión del Riesgo de Entidades Públicas y Privadas y los estándares del IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) sobre el cambio climático.

Las obras propuestas podrán incluir, entre otras, la construcción de tramos subterráneos, repotenciaciones, reconfiguraciones, instalación de redundancias en comunicaciones, telecomunicaciones, sistemas de almacenamiento de energía, protecciones u otras tecnologías que fortalezcan la Resiliencia del SIN o migración de configuración de subestaciones que brinden mayor seguridad, confiabilidad y Resiliencia. Así como la modernización tecnológica mediante la implementación de esquemas de automatización avanzada, instalación de reconectadores y seccionalizadores motorizados, sustitución de líneas por cable protegido, refuerzo estructural y antisísmico de infraestructura, relocalización de activos críticos expuestos a amenazas naturales, incorporación de equipos y sistemas digitales, integración de recursos distribuidos y microrredes para operación en isla, refuerzo de alimentadores de respaldo, instalación de unidades móviles para atención de fallas permanentes y cualquier otra intervención que reduzca la vulnerabilidad, aumente la robustez operativa o disminuya los tiempos de recuperación del servicio ante eventos de baja probabilidad y alto impacto.

PARÁGRAFO 2o. La UPME, al momento de hacer la valoración de los beneficios asociados a las obras identificadas bajo los criterios de Resiliencia del SIN, deberá tener en cuenta los costos asociados de las restricciones temporales que requiera la ejecución de cada obra y valorar las obras con base en el Costo de Racionamiento Evitado y la garantía de acceso a la prestación del servicio de energía eléctrica bajo Eventos de Baja Probabilidad y Alto Impacto conforme al artículo 3o de la presente resolución.

PARÁGRAFO 3o. La CREG en un plazo no mayor a veinticuatro (24) meses, contados a partir de la publicación de la metodología de la que trata el artículo 3o, evaluará la pertinencia de ajuste a la regulación vigente para definir señales económicas que permitan la adecuada remuneración de los costos e inversiones requeridas a las que hace referencia el presente artículo. Estas señales deberán reconocer las particularidades técnicas de los proyectos destinados a fortalecer la resiliencia del SIN.

ARTÍCULO 6o. HABILITACIÓN DE COMPETENCIAS EN TIEMPO REAL PARA LOS OPERADORES DEL SIN. El CND, con apoyo del CNO, definirá un programa de habilitación de competencias en tiempo real, para los operadores del SIN, el cual deberá incluir entrenamiento y capacitación teórica y práctica, y esquemas continuos de actualización y habilitación de capacidades.

Las habilitaciones instruidas deben ser evaluadas por cada una de las empresas de distribución a sus operadores de sus centros de control.

ARTÍCULO 6o. LINEAMIENTOS PARA LA MITIGACIÓN DE RIESGOS Y RECUPERACIÓN DEL SERVICIO EN EL STN Y STR. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en un plazo no mayor a doce (12) meses, una vez entre en vigencia la presente resolución, deberá establecer los lineamientos para desplegar las acciones necesarias para una oportuna recuperación del servicio cuando se presenten eventos que comprometan la seguridad, confiabilidad y continuidad en la atención de la demanda. La regulación expedida por la CREG podrá considerar al menos lo siguiente:

1) Definición de las necesidades, criterios técnicos, pruebas, remuneración, localización y auditorías del servicio complementario de arranque en negro.

2) Definición de los esquemas de comunicación de voz y datos redundantes requeridos para garantizar la recuperación oportuna del servicio.

3) Definición del esquema de compensación para garantizar la calidad (exactitud y precisión) y confiabilidad en la supervisión de las variables análogas y digitales, así como de los equipos y sistemas requeridos para la supervisión y control del sistema.

4) Requerimientos de oportunidad para la atención de la ejecución de maniobras en subestaciones desatendidas y activos multipropiedad, incluidos esquemas de pruebas y auditorías para garantizar la respuesta ante instrucciones del CND.

5) Identificación de riesgos y definición de planes de recuperación del servicio en los STR y SDL, ante fallas permanentes de equipos de la red de transmisión ocasionados por eventos de baja probabilidad de ocurrencia y alto impacto.

6) Definición de criterios para el diseño, desarrollo, remuneración, seguimiento y auditoría a esquemas sistémicos de protección y control, como él (EDAC) Esquema de Desconexión Automática de carga y el Control Automático de Tensión (CAT), entre otros aplicables.

ARTÍCULO 7o. SEGURIDAD INFORMÁTICA PARA EL STN Y EL STR. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en un plazo no mayor a veinticuatro (24) meses, una vez entre en vigencia la presente resolución, deberá regular los aspectos necesarios para mejorar la coordinación de los agentes del mercado, definir responsabilidades y establecer la remuneración de inversiones en modernización tecnológica para enfrentar las amenazas a los sistemas informáticos del sistema eléctrico energético.

La reglamentación para mejorar la Ciberseguridad del sistema eléctrico deberá incluir la realización de auditorías y evaluaciones periódicas de vulnerabilidad en la infraestructura tecnológica, el desarrollo de programas de capacitación continua en seguridad informática para los operadores y el personal técnico que participa en la planeación, operación del sistema, administración del mercado, las funciones y responsabilidades de un Equipo de Respuesta a Incidentes de Seguridad Informática (CSIRT) específico para el sector eléctrico.

La regulación emitida debe estar alineada con estándares internacionales de Seguridad Informática en sistemas eléctricos como North American Electric Reliability Corporation (NERC) e International Electrotechnical Commission (IEC), entre otros aplicables, sujetos al criterio de la comisión.

ARTÍCULO 8o. OBRAS ESTRATÉGICAS PARA LOS SDLS. La Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME), basada en la información de los planes de expansión de los OR, identificará las obras de expansión a nivel del SDL que sean requeridas para optimizar la capacidad de transporte del SIN.

Las obras que no sean adoptadas por el OR respectivo y desarrolladas en los plazos que determine la UPME podrán ser desarrolladas por terceros interesados a través de esquemas competitivos que minimicen los costos del desarrollo y operación de la infraestructura ampliada.

PARÁGRAFO. En un plazo no mayor a seis (6) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, la CREG desarrollará las condiciones de remuneración para que los terceros interesados participen en la ejecución de las obras de expansión que no hubiesen sido implementadas por parte de los OR respectivos en su SDL.

ARTÍCULO 9o. INCLUSIÓN DE LA CATEGORÍA DE RESILIENCIA EN LOS PLANES DE INVERSIÓN DE LOS OPERADORES DE RED (OR). La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dentro de la metodología de distribución de energía eléctrica que expida para tal fin deberá incorporar la Categoría de Resiliencia dentro de los Planes de Inversión de los Operadores de Red (OR). Esto con el fin de que los OR puedan identificar, evaluar, priorizar y remunerar las inversiones destinadas a fortalecer la resiliencia del Sistema de Distribución Local (SDL) frente a Eventos de Baja Probabilidad y Alto Impacto en los SDL, así como ante amenazas recurrentes que comprometan la continuidad, seguridad y confiabilidad del servicio.

Los proyectos de la Categoría de Resiliencia presentados por los ORs a la CREG deberán ser evaluados considerando, como mínimo, los siguientes criterios:

a) Impacto en duración de la afectación.

b) Contexto de la región: vías de acceso, cobertura de comunicación, relieve, condiciones de riesgo a rayos, etc.

c) Impacto económico y social en el territorio afectado.

d) Nivel de fortaleza eléctrica:

1. La región se atiende desde un punto de conexión al STN cercano

2. La región se atiene desde un punto de conexión al STR cercano

3. La región se atiende desde un punto de conexión al STN superior a los 100km

4. La región se atiene desde un punto de conexión al STR superior a los 100km

e) Efecto de las fallas sobre la vida útil de la red (fatiga que conlleva a la degradación).

f) La CREG podrá establecer un porcentaje de inversión a los OR para que ejecuten las inversiones de resiliencia en el SDL teniendo en cuenta la cantidad de usuarios que atienden y aspectos geofísicos de donde operan.

CAPÍTULO III.

PLAN DE MITIGACIÓN DE RIESGOS EN EL CORTO PLAZO ANTE EVENTOS QUE COMPROMETEN LA RESILIENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

ARTÍCULO 10. LINEAMIENTOS PARA IMPLEMENTAR EL PLAN DE ACCIÓN PARA RECONFIGURACIONES A CORTO PLAZO. El Centro Nacional de Despacho (CND) con el apoyo del Consejo Nacional de Operación (CNO), la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), los Transmisores Nacionales y Operadores de Red, en un plazo no mayor a seis (6) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, deberán implementar un Plan de Acción para la Reconfiguración a corto Plazo que contemplen como mínimo los siguientes lineamientos:

1) Mitigar los riesgos de eventos que pueden comprometer la resiliencia del sistema.

2) Atender las obras necesarias en cruces de líneas que pueden comprometer la resiliencia del sistema.

3) Atender las obras necesarias para implementar redundancia en los sistemas de protección de S/E que puedan comprometer la resiliencia del SIN.

4) Atender las obras necesarias en las subestaciones con capacidad de cortocircuito agotada.

5) Mejorar la resiliencia de las subestaciones en configuración anillo, configuración barra sencilla, configuración barra principal y transferencia y subestaciones alimentadas en forma radial que pueden comprometer la resiliencia del sistema.

PARÁGRAFO. Dicho plan será remitido a la UPME para su consideración e incorporación en los Planes de Expansión. De los resultados del plan de acción del que trata el presente artículo, el Ministerio de Minas y Energía establecerá las obras que deberán ser ejecutadas en el sistema para aumentar la seguridad, confiabilidad y resiliencia de la infraestructura del SIN.

ARTÍCULO 11. REMUNERACIÓN DE INVERSIONES PARA MITIGAR CONDICIONES QUE AFECTEN LA RESILIENCIA DE LA INFRAESTRUCTURA A TRAVÉS DE COSTOS DEFINIDOS POR LA CREG. Las obras y proyectos, tanto del STN como del STR, a que hace referencia el artículo 10 de la presente resolución, serán remunerados a los ejecutores de estas, de acuerdo con los mecanismos que, en un término no superior a tres (3) meses, defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

Para lo anterior, la Comisión podrá considerar como criterio, entre otros, los costos eficientes auditados de las obras.

PARÁGRAFO 1o. La CREG deberá adelantar todos los actos tendientes a la aprobación respectiva de la remuneración.

PARÁGRAFO 2o. En caso de ampliaciones del STN y obras del STR, cuando el ejecutor no desee desarrollar las inversiones previstas en el artículo 10, deberá comunicarlo a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en un plazo no mayor a dos (2) meses.

ARTÍCULO 12. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir del día siguiente a su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 23 de julio de 2026.

EDWIN PALMA EGEA

El Ministro de Minas y Energía,