CNO - Acuerdo 2081 de 2025

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Comentarios del Subcomité de Análisis y Planeación Eléctrica-SAPE y los Comités de Transmisión, Distribución y Operación, CT-CD-CO ENEL: • En una revisión preliminar tenemos un comentario: el cálculo de la métrica SCRIF merece un mayor detalle. Particularmente nosotros no tenemos mucha experiencia en la metodología, sería importante agregar un ejemplo y ampliar un poco más la descripción, como:

✓ Pj: Potencia activa de la planta IBR en la barra j asociada al factor de interacción (IFji): ¿Este valor es el consolidado de plantas conectadas actualmente? ¿Qué cantidad de plantas se analizan en la zona de influencia?

✓ IFji: Es el cambio en el voltaje del bus i (∆Vi) por un cambio en el voltaje del bus j (∆Vj), es decir, (∆Vi) / (∆Vj). ¿El delta de tensión como lo forzan?

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora en el documento un enlace donde se explica el cálculo de la métrica SCRIF; asimismo, se ajusta la redacción enfatizando los supuestos de expansión a nivel de generación que se deben considerar en el informe de las OCG.

• El documento indica: “ Con relación a las oportunidades para conectarse a las subestaciones del SDL en niveles de tensión 1 y 2, los aplicativos web establecidos en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021, calculan la capacidad disponible para conectar Generación Distribuida y Autogeneradores a Pequeña y Gran Escala. En este sentido, y considerando

establecidos en el marco de la Resolución CREG 174 de 2021, calculan la capacidad disponible para conectar Generación Distribuida y Autogeneradores a Pequeña y Gran Escala. En este sentido, y considerando la dinámica de los Sistemas de Distribución, donde se hacen recurrentemente movimientos de carga y modificaciones topológicas, no se considera necesario definir lineamientos en este nivel de tensión para la definición de las OCG”.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que conforme a lo establecido por los artículos 6 y 7 de la resolución CREG 174 de 2021 , los estándares de disponibilidad de la red solo se reportan en nivel de tensión 1 por lo que quedaría por fuera el nivel de tensión 2.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora la observación en el

documento.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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• Como criterio técnico se establece: “ Si el valor de la métrica SCRIF en la subestación objeto de estudio, ya sea del STN, STR y SDL hasta el nivel de tensión 3, es inferior a 1.5, la oportunidad para conectar nueva generación será 0 (cero) MW”.

Teniendo en cuenta que existen tecnologías como el grid-formming o pueden desarrollarse a futuro tecnologías que permitan la conexión de estos recursos en condición de red débil, recomendamos que en estos casos el interesado del proyecto de generación pueda proponer alguna tecnología a su costo que permita la integración de su recurso y que este emita una carta de declaración de la condición similar a la declaración de radialidad que hoy se firma para que

del proyecto de generación pueda proponer alguna tecnología a su costo que permita la integración de su recurso y que este emita una carta de declaración de la condición similar a la declaración de radialidad que hoy se firma para que se puedan incorporar estos recursos bajo las adecuac iones que tenga que realizar el promotor y no tener que rechazar todas las solicitudes que no cumplan con la métrica del SCIRF.

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, el documento formulado es enfático en mencionar que , el cálculo de las OCG son un referente, dada la responsabilidad que tienen la UPME y los Operadores de Red en aprobar o no las conexiones solicitadas. En este sentido, si el responsable considera que con la implementación de este tipo de tecnologías es posible su incorporación, en el marco de la solicitud, lo puede hacer.

ENLAZA:

• Con respecto a la propuesta de Acuerdo CNO para establecer el contenido del estudio de oportunidades de conexión , a continuación se comparte nuestra

propuesta de comentarios:

✓ Con relación a la propuesta de realizar todos los análisis con un " modelo completo del SIN, que considera los equipos actualmente en operación, tanto del STN como de los STR y SDL hasta el nivel de tensión 3 ", consideramos y reiteramos que esta propuesta es inviable en su ejecución, esto teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

▪ Sería necesario que UPME o XM construyan el modelo considerando los activos hasta el nivel de tensión propuesto, esta tarea se debería realizar en colaboración con cada uno de los OR para poder replicar correctamente el comportamiento de la red. Si cada un o de los agentes construye la red por separado, los resultados obtenidos no

los activos hasta el nivel de tensión propuesto, esta tarea se debería realizar en colaboración con cada uno de los OR para poder replicar correctamente el comportamiento de la red. Si cada un o de los agentes construye la red por separado, los resultados obtenidos no van a reflejar correctamente la operación del SIN.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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▪ Adicional a que se tenga una única red con todo el modelo, sería necesario que los transportadores tanto del STN como de los OR conozcan el comportamiento de los sistemas de los otros OR para realizar las simulaciones de manera adecuada, pues en caso contrario se podrían estar presentando resultados incorrectos.

▪ Se debe tener presente que la CREG está solicitando que la primera versión del estudio de oportunidades de conexión se presente dentro de los 30 días hábiles siguientes a la publicación de la resolución, este tiempo es apenas justo para realizar los análisis con el modelo del CND con el que actualmente se cuenta y no daría tiempo para modelar los SDL como se plantea.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025, “MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

En el numeral 6.1.3 de dicho documento se indica “ (…) Acogiendo estas observaciones, con el fin de tener el modelo de red de todo el SIN , el documento definitivo de la resolución especifica que la obligación de

En el numeral 6.1.3 de dicho documento se indica “ (…) Acogiendo estas observaciones, con el fin de tener el modelo de red de todo el SIN , el documento definitivo de la resolución especifica que la obligación de entregar el modelo de red del sistema, identificando el software en el cual se encuentra modelado, aplica únicamente a los OR del SDL, considerando que dichos sistemas no están incluidos en el modelo de red publicado por XM y que ya existe la obligación de reportar la información de sus redes para la construcción del PARATEC por parte de los transportadores a cargo del STN y STR. (…)” .

Al margen de lo anterior, comprendemos los planteamientos de ENLAZA e incorporaremos su preocupación en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

✓ Se debe aclarar que para evaluar la capacidad en cada uno de los niveles de tensión debe tenerse claridad sobre el nivel de tensión hasta donde aplicar las contingencias N-1.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora la observación en el documento, permitiendo a los transportadores ejecutar las contingencias

correspondientes cuando realmente aplique; por ejemplo, no es necesarioAvenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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hacer contingencias a nivel del SDL, si se está evaluando la oportunidad de conectar generación en una barra del STN.

Vale la pena mencionar que el documento se plante ó de forma general, con el fin de brindar flexibilidad a los transportadores en el cálculo de la OCG.

de conectar generación en una barra del STN.

Vale la pena mencionar que el documento se plante ó de forma general, con el fin de brindar flexibilidad a los transportadores en el cálculo de la OCG.

✓ Una red con ese nivel de detalle aumenta además los requisitos y tiempos de cálculo, dificultando la oportunidad en la obtención de resultados.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025, “MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

En el numeral 6.1.3 de dicho documento se indica “ (…) Acogiendo estas observaciones, con el fin de tener el modelo de red de todo el SIN , el documento definitivo de la resolución especifica que la obligación de entregar el modelo de red del sistema, identificando el software en el cual se encuentra modelado, aplica únicamente a los OR del SDL, considerando que dichos sistemas no están incluidos en el modelo de red publicado por XM y que ya existe la obligación de reportar la información de sus redes para la construcción del PARATEC por parte de los transportadores a cargo del STN y STR. (…)” .

Incorporaremos su preocupación en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

• En línea con lo anterior , nuestra propuesta para la evaluación de las

oportunidades de conexión sería la siguiente:

✓ Se debe tener presente que tal y como lo indica el documento de la

101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

• En línea con lo anterior , nuestra propuesta para la evaluación de las

oportunidades de conexión sería la siguiente:

✓ Se debe tener presente que tal y como lo indica el documento de la propuesta, estos resultados son indicativos, por lo que llegar al nivel de detalle indicado para el modelo y simulaciones es un desgaste que puede ser innecesario, esto considerando que la UPME también realizará el cálculo de capacidad disponible en barras del sistema, lo que puede llevar a controversias con los interesados en desarrollar proyectos. Adicional a lo anterior, se debe considerar que la frecuencia de presentación del estudio es trimestral, por lo que la publicación de los transportadores debe ser con base en análisis que tengan cierta facilidad en su actualización.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025, “MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

Incorporaremos su preocupación en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

✓ Adicional a lo anterior, se recomienda tener en cuenta que hoy en día se tienen varias fuentes de información relacionadas con el proceso de asignación de capacidad de transporte, PARATEC de XM, ventanilla única

101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

✓ Adicional a lo anterior, se recomienda tener en cuenta que hoy en día se tienen varias fuentes de información relacionadas con el proceso de asignación de capacidad de transporte, PARATEC de XM, ventanilla única de UPME, informe de oportunidades de conexió n del código de planeamiento, reporte de capacidad disponible que elabora la UPME, informes de planeamiento operativo de XM, entre otros, por lo cual es necesario que desde la regulación y entidades del sector se organicen todas estas fuentes para unificar la información con la que los promotores, agentes y encargados de asignar puntos de conexión, cuenten con la misma información para el desarrollo de sus actividades.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025, “MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

Incorporaremos su preocupación en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

✓ Para conexiones a nivel de STN y STR, proponemos continuar empleando la red actual del DIgSILENT PowerFactory construida en conjunto entre el CND y UPME, las contingencias N -1 se aplicarían en activos de STN y STR hasta 110-115 kV, limitados a la red de la subárea bajo análisis y redes de interconexión a esta subárea.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora la observación en el documento, permitiendo a los transportadores ejecutar las contingencias

interconexión a esta subárea.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora la observación en el documento, permitiendo a los transportadores ejecutar las contingencias correspondientes cuando realmente aplique; por ejemplo, no es necesario hacer contingencias a nivel del SDL, si se está evaluando la oportunidad

de conectar generación en una barra del STN.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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Vale la pena mencionar que el documento se plante ó de forma general, con el fin de brindar flexibilidad a los transportadores en el cálculo de la OCG.

✓ Para conexiones en el SDL cada OR contaría con un modelo extendido hasta el nivel de tensión 3 de su red, las contingencias N -1 se aplicarían hasta este nivel de tensión, considerando que para el STN y STR solamente se consideren la red de la subárea bajo análisis y redes de interconexión.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora la observación en el documento, permitiendo a los transportadores ejecutar las contingencias correspondientes cuando realmente aplique; por ejemplo, no es necesario hacer contingencias a nivel del SDL, si se está evaluando la oportunidad de conectar generación en una barra del STN.

Vale la pena mencionar que el documento se plante ó de forma general, con el fin de brindar flexibilidad a los transportadores en el cálculo de la OCG.

AIR-E:

• Página 1: Se deben incluir las solicitudes vigentes y aprobadas de proyectos de Generación Distribuida y Autogeneración (pequeña y gran escala)

OCG.

AIR-E:

• Página 1: Se deben incluir las solicitudes vigentes y aprobadas de proyectos de Generación Distribuida y Autogeneración (pequeña y gran escala) gestionados bajo el marco de la Resolución CREG 174 de 2021. Aunque la CREG 174 aplica principalmente a niveles de tensión inferiores (Niveles 1 y 2), la capacidad que estos proyectos ya comprometen debe ser considerada en los modelos de análisis para el STN, STR y SDL hasta el nivel 3, con el fin de que la Oportunidad de Conexión de Generación (OCG) refleje con mayor precisión la capacidad residual disponible en las subestaciones y subáreas.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora en el documento.

• Página 2: Se recomienda modificar el horizonte de análisis para limitarlo a tres etapas clave en lugar de las seis etapas intermedias: Año Inicial (Año i), Año Intermedio Clave (Año i+5) y Año Final (Año i+10).

El nivel de detalle actual (seis etapas intermedias) genera una carga computacional y de procesamiento excesiva. Para un Informe de Oportunidades que actúa como una señal de referencia indicativa (y no como un estudio de conexión vinculante), la densidad de análisis puede optimizarse.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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Al concentrar el estudio en el Año Inicial (para el estado actual), un Año Intermedio clave (i+5) (para capturar los efectos de las entradas de grandes proyectos de expansión a mediano plazo) y el Año Final (i+10) (para la visión de

Al concentrar el estudio en el Año Inicial (para el estado actual), un Año Intermedio clave (i+5) (para capturar los efectos de las entradas de grandes proyectos de expansión a mediano plazo) y el Año Final (i+10) (para la visión de largo plazo), se logra una señal de OCG robusta y suficiente para la toma de decisiones de inversión por parte de los promotores, manteniendo la eficiencia en el proceso de elaboración del informe.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025,

“MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE

CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

En el Artículo 17, Criterios de evaluación de las solicitudes de Proyectos con Obligaciones se establece: “ (…)Los únicos criterios para la asignación de la capacidad de transporte de un Proyecto con Obligaciones que se consideren en el procedimiento de que trata el artículo 11 de la presente resolución, serán que dicha capacidad se prevea disponible a partir de la FPO solicitada y que, en un horizonte de análisis de diez (10) años, la conexión del proyecto no genere alguna restricción eléctrica en el sistema (…)”. A manera de ejemplo, si en el año i+2 se presenta una modificación del nivel de cortocircuito debido a una expansión, que sólo sería visible hasta el año i+5 bajo la propuesta del Operador de Red, se estaría dando la señal de que hasta el año i+5 se presentarían problemas, lo cual no sería cierto.

En este sentido, y dado que en años intermedios con mayor granularidad se

bajo la propuesta del Operador de Red, se estaría dando la señal de que hasta el año i+5 se presentarían problemas, lo cual no sería cierto.

En este sentido, y dado que en años intermedios con mayor granularidad se pueden presentar incorporaciones de expansión que modifiquen las OCG, el paso de dos (2) años se considera adecuado.

• Página 6: Se deben incluir las solicitudes vigentes y aprobadas de proyectos de Generación Distribuida y Autogeneración (pequeña y gran escala) gestionados bajo el marco de la Resolución CREG 174 de 2021. Aunque la CREG 174 aplica principalmente a niveles de tensión inferiores (Niv eles 1 y 2), la capacidad que estos proyectos ya comprometen debe ser considerada en los modelos de análisis para el STN, STR y SDL hasta el nivel 3, con el fin de que la Oportunidad de Conexión de Generación (OCG) refleje con mayor precisión la capacidad residual disponible en las subestaciones y subáreas.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora en el documento.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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• Páginas 9 y 10 : Este criterio de la métrica SCRIF no está explícitamente solicitado ni sustentado por la Resolución CREG 101 094 de 2025. Puede ser objeto de objeción o reclamación por parte de los promotores y empresas interesadas en proyectos de generación.

Respuesta: Como se indica en el documento, el cálculo de las OCG son un referente, ya que los responsables por aprobar o no una solicitud de conexión

objeto de objeción o reclamación por parte de los promotores y empresas interesadas en proyectos de generación.

Respuesta: Como se indica en el documento, el cálculo de las OCG son un referente, ya que los responsables por aprobar o no una solicitud de conexión son la UPME y los Operadores de Red.

Adicionalmente, son reiteradas las señales del CND y el mismo CNO por los riesgos operativos que se pueden generar por la conexión de la generación basada en inversores en nodos con bajo SCRIF. En este sentido, se considera que el cálculo de este índice es pertinente y da señales para los tomadores de decisiones.

ISA-INTERCOLOMBIA:

• Página 1: El Artículo 32 de la resolución 101 -094 de 2025, indica que “ cada Transportador deberá actualizar el informe trimestralmente y, además, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a que se finalice un proceso de asignación de capacidad de transporte”.

Teniendo en cuenta lo anterior, sería relevante pensar en algo más práctico que un informe con tanta información de detalle que se hacía anualmente, ya que esta información tendrá que actualizarse cada tres meses o incluso en menos tiempo dependiendo en los casos que haya proceso de asignación.

Pensar en algo donde se pueda actualizar la información relevante de una manera más práctica y rápida, pensando que hay transportadores, como ISA, que tienen muchísimas subestaciones a su cargo.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025,

“MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE

observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025,

“MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE

CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

Incorporaremos la preocupación de ISA-INTERCOLOMBIA en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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• Página 1: ¿S DL? Actualmente trabajamos con el modelo eléctrico publicado por XM, el cual no contiene la red del SDL, por lo que esto no se podría cumplir.

Este mismo comentario aplica para todas las partes donde se nombre el SDL en este documento.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025,

“MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE

CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

En el numeral 6.1.3 de dicho documento se indica “ (…) Acogiendo estas observaciones, con el fin de tener el modelo de red de todo el SIN , el documento definitivo de la resolución especifica que la obligación de entregar el modelo de red del sistema, identificando el software en el cual se encuentra modelado, aplica únicamente a los OR del SDL, considerando que dichos sistemas no están incl uidos en el modelo de red publicado por XM y

entregar el modelo de red del sistema, identificando el software en el cual se encuentra modelado, aplica únicamente a los OR del SDL, considerando que dichos sistemas no están incl uidos en el modelo de red publicado por XM y que ya existe la obligación de reportar la información de sus redes para la construcción del PARATEC por parte de los transportadores a cargo del STN y STR. (…)” .

Al margen de lo anterior, comprendemos los planteamientos de ISAINTERCOLOMBIA e incorporaremos su preocupación en la comunicación que enviaremos a la Comisión , sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.

• Página 2: Es relevante indicar bajo que supuestos calcular el SCRIF, es decir, cortocircuito con qué método (IEC, Completo), aporte de FERNC (nominal, 1.2 veces la nominal), escenario de generación a considerar.

Respuesta: Gracias por el comentario. Se incorpora en el documento.

• Página 2: Esto quiere decir que el SCRIF, además de considerar un escenario de muy baja generación (bajo nivel de cortocircuito), ¿se calculará considerando incluso indisponibilidades? Creo que con red completa sería suficiente, pues ante indisponibilidades ya es un tema más operativo que se debería manejar en la operación en los momentos que ocurra, ya que limitar de entrada la conex ión de FERNC por un bajo SCRIF que se presenta ante indisponibilidades de red es bastante exigente.

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, la regulación actual

establece que el planeamiento de la operación y de la expansión debeAvenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, la regulación actual

establece que el planeamiento de la operación y de la expansión debeAvenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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considerar contingencias sencillas a nivel del STN, STR y SDL (según aplique). En este sentido, y teniendo en cuenta que el valor de esta métrica puede variar de manera importante en condiciones de red degradada, se considera conveniente mantener en la metodología de cálculo las contingencias sencillas.

Finalmente, sugerimos remitirse a las preguntas 9 y 10 del Operadore de Red AIR-E y sus respuestas.

• Página 8: ¿Y las conexiones a subestaciones aledañas qué? Es decir, que pasa en los casos donde la subestación de conexión que se está evaluando no sobrepasa la capacidad de cortocircuito, pero una subestación aledaña cercana eléctricamente a la evaluada sí está supe rando su capacidad de cortocircuito.

Respuesta: Gracias por el comentario. Tal como está establecido en el documento, el análisis por subestación es individual.

• Página 8: En caso de asegurar este 0 MW de entrada, ¿no habría necesidad de realizar análisis de estado estacionario para calcular la OCG? Si esto es así, estos análisis deberían ser los primeros en realizarse, para luego realizar análisis de estado estacionario en las subestaciones que cumplan con estos criterios.

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, el documento es claro en indicar que, para el cálculo de las OCG se llevan a cabo análisis de estado

análisis de estado estacionario en las subestaciones que cumplan con estos criterios.

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, el documento es claro en indicar que, para el cálculo de las OCG se llevan a cabo análisis de estado estacionario, cortocircuito, fortaleza eléctrica de la red y análisis de limitaciones de espacio físico. En este sentido, si un transportador considera que no es necesario llevar a cabo un análisis completo por el incumplimiento de alguno de los criterios del capítulo 5, es libre de hacerlo, siempre y cuando cuente con los debidos soportes.

• Página 8: Se pueden presentar limitaciones de espacio físico, pero ¿si hay terrenos cerca que se pueden comprar u otra manera de ampliar conexión?

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, el análisis por subestación es individual, y si el transportador considera que esta es una alternativa viable, lo podrá considerar y reflejar en el documento de las OCG.

• Página 8: Es importante definir bien los supuestos para el cálculo del SCRIF, porque si esto será un indicador que de entrada pondrá un 0 MW de

posibilidad de conexión, debería tener supuestos menos exigentes, ya que elAvenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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SCRIF es un indicador, pero no necesariamente te asegura que habrá inconvenientes para conexión de generación basada en inversores, pues esto requiere análisis de más detalle, como EMT y con modelos de FERNC de fabricantes, para asegurar que habrá problemas.

Respuesta: Como se indica en el documento , el cálculo de las OCG son un

requiere análisis de más detalle, como EMT y con modelos de FERNC de fabricantes, para asegurar que habrá problemas.

Respuesta: Como se indica en el documento , el cálculo de las OCG son un referente, ya que los responsables por aprobar o no una solicitud de conexión son la UPME y los Operadores de Red.

Adicionalmente, son reiteradas las señales del CND y el mismo CNO por los riesgos operativos que se pueden generar por la conexión de la generación basada en inversores en nodos con bajo SCRIF. En este sentido, se considera que el cálculo de este índice es pertinente tal como se sugiere, es concordante con los análisis que realiza el CND, y da señales para los tomadores de decisiones.

• Página 8: Deberían primero realizarse análisis de cortocircuito, SCRIF y espacio físico, ya que si de estos análisis sale un 0 MW de OCG, no valdría la pena realizar los análisis de estado estacionario.

Respuesta: Gracias por el comentario. Al respecto, el documento es claro en indicar que, para el cálculo de las OCG se llevan a cabo análisis de estado estacionario, cortocircuito, fortaleza eléctrica de la red y análisis de limitaciones de espacio físico. En este sentido, si un transportador considera que no es necesario llevar a cabo un análisis completo por el incumplimiento de alguno de los criterios del capítulo 5, es libre de hacerlo, siempre y cuando cuente con los debidos soportes.

• Página 8: Sería recomendable evaluar la inclusión del SDL una vez se cuente con el modelo de red completo del SIN. Acorde a esto, para el primer informe o incluso los primeros dos, podría considerarse un periodo de transición con criterios más flexibles.

• Página 8: Sería recomendable evaluar la inclusión del SDL una vez se cuente con el modelo de red completo del SIN. Acorde a esto, para el primer informe o incluso los primeros dos, podría considerarse un periodo de transición con criterios más flexibles.

Respuesta: Gracias por el comentario, sin embargo no se puede incorporar la observación, teniendo en cuenta el mandato regulatorio y las definiciones de la Resolución CREG 101 094 de 2025 y su documento soporte 901 298 de 2025,

“MEDIDAS TRANSITORIAS PARA EL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE

CAPACIDAD DE TRANSPORTE EN EL SIN”.

Incorporaremos la preocupación de ISA-INTERCOLOMBIA en la comunicación que enviaremos a la Comisión, sobre los riesgos sistémicos que ocasiona la Resolución CREG 101 094 de 2025 junto con sus implicaciones.Avenida Calle 26 No. 69-76. Torre 3 Oficina 1302

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CELSIA:

• Los formatos de capacidad de