CNO - Acuerdo 2153 de 2026

Que el numeral 5.7 -Control de Voltajedel Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 Código de Redes modificado por el Artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019 prevé: "El numeral 5.7 del Código de Operación contenido en la Resolución CREG 025 de 1995, modificado por el artículo 1 de la Resolución 135 de 2013, quedará así: 5.7 CONTROL DE VOLTAJE Los voltajes objetivo en los nodos de generación se determinarán según los resultados de las metodologías del Planeamiento Operativo Eléctrico. Los movimientos de taps en los transformadores con cambio bajo carga, se hacen según los resultados del Planeamiento Operativo Eléctrico de Corto y muy Corto Plazo. La disminución de voltaje se hace siguiendo las instrucciones del CND o del CRD, según el siguiente orden de prioridades:

1. Ajuste de voltajes objetivo de generadores.

2. Cambio de posición de los taps de transformadores.

3. Desconexión de condensadores.

4. Conexión de reactores.

5. Desconexión de líneas de transmisión o distribución en horas de baja carga.

El aumento de voltaje se hace siguiendo las instrucciones del CND o del CRD, según el siguiente orden de

prioridades:

1. Conexión de líneas de transmisión o distribución.

2. Desconexión de reactores.

3. Conexión de condensadores.

4. Cambio de posición de los taps de transformadores.

5. Ajuste de voltajes objetivo de generadores.

Todas las plantas del SIN están obligadas a participar en el control de tensión, por medio de la generación o absorción de potencia reactiva según la curva de capacidad declarada. La generación o absorción de potencia reactiva de las centrales se establece en los análisis eléctricos de estado estacionario para las diferentes condiciones de demanda. La frecuencia con la que deben realizarse las pruebas de potencia reactiva se establecen en el numeral 7.4.1 Prueba de Potencia Reactiva del Reglamento de Operación . Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deberán cumplir lo siguiente: a) ​Tener la capacidad de controlar la tensión en forma continua en el rango operativo normal del punto de conexión, por medio de la entrega o absorción de potencia reactiva de acuerdo con su curva de carga declarada y según las consignas de operación definidas por el CND, para esto, se deberán cumplir los

siguientes requisitos: El regulador de tensión deberá contar con los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y factor de potencia. El regulador de tensión deberá disponer de un estatismo configurable. El control de potencia reactiva/tensión, debe ajustarse de tal manera que sea estable y que, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, la potencia reactiva de la planta tenga un tiempo de respuesta inicial menor a 2 segundos y un tiempo de establecimiento menor a 10 segundos. El control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia reactiva, de tensión o Acuerdo 2153 Por el cual se actualiza el "Procedimiento para la realización de las pruebas de verificación de la curva de capacidad de las plantas de generación eólicos y solares fotovoltaicas conectados al STN y STR y de los autogeneradores conectados al STN y al STR sin entrega de excedentes y de los generadores embebidos de acuerdo con lo establecido en el artículo 28 de la Resolución CREG 101 098 de 2026"

Acuerdo Número: 2153

Fecha de expedición: 7

Mayo, 2026

Fecha de entrada en vigencia: 7

Mayo, 2026

Sustituye Acuerdo: 03/04/2025 Acuerdo 1955 Por el cual se actualiza el "Procedimiento para la realización de las pruebas de

2026

Fecha de entrada en vigencia: 7

Mayo, 2026

Sustituye Acuerdo: 03/04/2025 Acuerdo 1955 Por el cual se actualiza el "Procedimiento para la realización de las pruebas de verificación de la curva de capacidad de las plantas de generación eólicos y solares fotovoltaicas conectados al STN y STR y de los autogeneradores conectados al STN y al STR sin entrega de excedentes" El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, su Reglamento Interno y según lo aprobado en la reunión 832 del 7 de mayo de 2026, y CONSIDERANDO 1factor de potencia de forma local o remota. b) Para tensiones dentro del rango normal de operación en el punto de conexión, deberá operar dentro de los límites establecidos por la curva de capacidad de plantas eólicas y solares fotovoltaicas que se muestra a continuación.

Donde: P y Q son la potencia activa y reactiva y Pn es la potencia activa nominal.

Cuando una planta de generación eólica y solar fotovoltaica, conectada al STN y STR, esté operando en

valores de potencia inferiores al 10% de la potencia activa nominal no habrá exigencia de entrega o absorción de potencia reactiva para control de tensión. Sin embargo, en esa condición la planta no debe exceder el 5% en aporte o absorción de potencia reactiva respecto a la capacidad de potencia activa nominal de la planta (5 % Q/Pn). Antes de la entrada en operación comercial, se realizarán pruebas para verificar las curvas de capacidad y, posterior a la entrada en operación, el CND realizará seguimiento posoperativo para verificar que se conserve su cumplimiento. Cuando se presenten fallas simétricas o asimétricas deben poder operar dentro de los límites establecidos por las curvas de comportamiento de depresiones de tensión (LVRT) y sobretensiones (HVRT) para plantas eólicas y solares fotovoltaicas. La Característica de depresiones de tensión y sobretensiones para plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR, que no incluye red de 500 kV, es la que se muestra a continuación: La característica de depresiones de tensión y sobretensiones para fuentes no síncronas conectadas a la red

en el nivel de tensión de 500 kV es la que se muestra a continuación: Adicional a lo anterior, estas plantas deben ser capaces de superar depresiones de tensión sucesivas así: -

Para plantas eólicas, si la energía disipada durante las depresiones de tensión es menor a la capacidad nominal del recurso de generación durante 2 segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos. -

Para plantas solares fotovoltaicas, deben soportar depresiones sucesivas separadas por 30 segundosentre depresión y depresión. La depresión de tensión se considera superada cuando la tensión de línea–línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superada la depresión de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes de la depresión en un tiempo no superior a 1 segundo. El CND realizará seguimiento del cumplimiento de este requisito ante eventos en el SIN. Deben priorizar la inyección de corriente reactiva de forma que alcance un 90% del delta de cambio esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los

límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla. El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva (∆I_r), en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura: Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios: Donde: - El aporte de potencia reactiva adicional se limitará al 100% de la corriente nominal del generador. - El CND determinará el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable entre 0 y 10 en cada inversor y el valor máximo declarado para el generador. - La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de

respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal. - El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera del rango normal de operación. - Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u). Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el CND deberá evaluar según el estado del sistema que prioridad da a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión. El CND deberá realizar evaluaciones periódicas del funcionamiento de este servicio teniendo en cuenta las condiciones del SIN." Que en el artículo 18 de la Resolución CREG 060 de 2019 se prevé lo siguiente: "Artículo 18. Adiciónese el numeral 7.7 (“pruebas para plantas solares fotovoltaicas y eólicas”) al Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El numeral 7.7 del

Código de Operación quedara así:

7.7 PRUEBAS PARA PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS.

Antes de declararse en operación comercial, las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al CND, de acuerdo con los términos 2y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O: - Pruebas de la curva de capacidad de que trata el literal b del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. - Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia de que trata el artículo 4 de la Resolución CREG 023 de 2001. - Pruebas de rampa operativa de entrada y salida de que trata el numeral 5.8 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. - Pruebas de las características del control de potencia reactiva/tensión de que trata el literal a del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. - Pruebas de desempeño de respuesta rápida en frecuencia de que trata el numeral 5.6.3 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. - Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones para plantas

generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el TN, TR u OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente. Adicional a las pruebas establecidas anteriormente, el CND realizará seguimiento posoperativo para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en la presente Resolución. La solicitud para realizar una prueba cubre generadores solares fotovoltaicos y eólicos conectados al STN y STR. (...)" Que el Consejo expidió el Acuerdo 1225 de 2019, por el cual se estableció el "Procedimiento para la realización de las pruebas de verificación de la curva de carga de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR", el cual fue sustituido por el Acuerdo 1364 de 2020, por el que se actualización de los condiciones para la realización de las pruebas, teniendo en cuenta la Resolución CREG 044 de 2020. Que mediante la Resolución CREG 229 de 2021 se adicionó un inciso al final del literal b) del numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, modificado por el artículo 14 de la Resolución

CREG 060 de 2019, y se estableció en el artículo primero lo siguiente: "Para la aplicación de la curva P-Q anterior el C.N.O., con apoyo del CND, deberá determinar mediante simulaciones de la operación del sistema una curva de potencia reactiva en función de la tensión (Q-V) o equivalente en el punto de conexión, que conjuntamente con la curva P-Q permitan determinar los requisitos que deben cumplir las plantas en el punto de conexión. Lo anterior debe expedirse mediante Acuerdo del C.N.O.(...)" Que el CNO expidió el Acuerdo 1546 de 2022 "Por el cual se aprueban las curvas de potencia reactiva en función de la tensión (Q-V) que ajustan la curva PQ establecida en la Resolución CREG 060 de 2019 en el punto de conexión de las plantas solares y eólicas que se conecten al STN y al STR". Que el Acuerdo 1364 de 2020 fue sustituido por el Acuerdo 1563 de 2022, por el que se actualizó el procedimiento para la verificación de las curvas de capacidad de las plantas de generación y los autogeneradores solares y eólicos conectados al STN y al STR, de acuerdo con lo previsto en la Resolución

CREG 229 de 2021 y el Acuerdo 1546 de 2022. Que la CREG mediante concepto con radicado S2023003889 del 28 de agosto de 2023 dio respuesta a la solicitud de aclaración del CNO del concepto 3228 del 2021 de la CREG relacionado con cuáles son las características que debe tener un AGGE con tecnología solar fotovoltaica o eólica para no influir sobre el STR y STN, y aclarar si ello está asociado solamente a la condición de entrega o no de excedentes al SIN, especificar cuáles son las condiciones de conexión y pruebas que deben realizar los AGGE de tecnología solar fotovoltaica y eólica sin entrega de excedentes conectados al STN/STR, y si se concluye por parte de la CREG que los AGGE que se sincronizan con el SIN a través de inversores, conectados al STN/STR, pero sin entrega de excedentes al SIN, los cobija la Resolución CREG 060 de 2019, se solicitó a la Comisión esclarecer la aplicabilidad de dicha norma, y si es del caso, realizar los ajustes correspondientes con el fin 3 4 5 6 7de llevar a cabo las modificaciones a los acuerdos CNO que instrumentan la Resolución referenciada. Al respecto, la CREG mencionó lo siguiente: "En tal sentido, respecto a la aclaración del literal a), las plantas y AGGE con tecnología solar o eólica a que

Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. - Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones para plantas eólicas y solares fotovoltaicas de que trata el literal c del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso. - Pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva de que trata el literal d del numeral 5.7 del Código de Operación que hace parte del anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso. Lo anterior, sin perjuicio de las pruebas de puesta en servicio propias que debe realizar un proyecto de generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el TN, TR u OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente.

respecto, la CREG mencionó lo siguiente: "En tal sentido, respecto a la aclaración del literal a), las plantas y AGGE con tecnología solar o eólica a que se refiere el citado concepto CREG 3228 de 2021, no operan en sincronismo eléctrico con el SIN y por tanto no están en condiciones de afectar la operación de la red eléctrica (del STN o STR en este caso). En línea con lo anterior y referente al literal b), la condición arriba referida implica la no entrega de excedentes de energía a la red, pero tal característica no exime de por si del cumplimiento de los requisitos de la Resolución CREG 060 de 2019, los cuales son exigibles a un AGGE sin entrega de excedentes de energía pero operando de manera sincronizada a la red. Ahora bien, conforme a este concepto, les informamos que la Resolución CREG 060 de 2019 no es específica sobre los requisitos que no aplican en condiciones de no entrega de excedentes, como los que menciona en su comunicación. Dicha resolución solo se refiere a la característica de tener punto de

conexión al STN o STR, por lo cual, en primera medida, son requisitos de aplicación general. No obstante, dado que como señala en su comunicación algunos requerimientos de la citada resolución no podrían cumplirse por parte de usuarios AGGE sin entrega de excedentes al STN o STR, pero sincronizados al SIN, entendemos que el C.N.O. tiene la facultad de establecer los términos para las pruebas requeridas, por lo cual está en capacidad de determinar que pruebas no aplican por la condición de no entrega de excedentes en caso de que no sea factible su cumplimiento." Que se expidió el Acuerdo 1827 de 2024 por el cual se actualizó el Procedimiento General para la realización de pruebas de verificación de la curva de capacidad con la inclusión de los requisitos que aplican a los autogeneradores sin entrega de excedentes, y se sustituyó el Acuerdo 1563 de 2022. Mediante el Acuerdo 1833 de 2024 se incluyeron cambios, considerando la posibilidad de realizar pruebas mínimo hasta el 90 % de la potencia nominal. Y mediante el Acuerdo 1869 se modificó el procedimiento

que debe seguirse ante un cambio de CEN y se definió la ventana de los registros que deben ser entregados en los casos de las plantas que no alcanzan el 100% de la CEN. Que en el artículo 1 del Decreto 1403 del 22 de noviembre de 2024 se prevé lo siguiente: "Artículo 1. Adicionar la Sección 4B a la Sección 4, Capítulo 2, Titulo II| Sector de Energía Eléctrica, Parte 2, Libro 2 del Decreto 1073 de 2015, la cual será del siguiente tenor: “SECCIÓN 4B LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA EN MATERIA DE LIBERACION DE LA AUTOGENERACIÓN Y PRODUCCIÓN MARGINAL SIN EXCEDENTES A LA RED Artículo 2.2.3.2.4.11. Liberación en las condiciones de participación de los autogeneradores y productores marginales que no inyectan excedentes de energía a la red. No se requerirá autorización de ningún tipo para la conexión al Sistema Interconectado Nacional o Redes en las Zonas No Interconectadas, ni tendrá distinción de gran o pequeña escala, ni límites de capacidad para cuando el autogenerador o el productor

marginal no entregue energía a través de la red.” Que teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 1 del Decreto 1403 de 2024, el CNO mediante comunicación del 17 de diciembre de 2024 solicitó al Ministerio de Minas y Energía claridad sobre su interpretación y derogatoria o no de los Acuerdos del CNO que tratan los aspectos técnicos de la conexión al Sistema de los autogeneradores sin entrega de excedentes. Que el Ministerio de Minas y Energía mediante concepto con número de radicado 2-2025-006509 del 3 de marzo de 2025 a manera de conclusión manifestó lo siguiente sobre la derogatoria de resoluciones CREG por la expedición del artículo 1 del Decreto 1403 de 2024: (....) "En consecuencia, no puede desconocerse que los artículos 33 y 34 de la Ley 143 de 1994 disponen que la operación del Sistema Interconectado Nacional debe realizarse bajo criterios de calidad, seguridad y confiabilidad. Esto implica que cualquier conexión al sistema, independientemente de si se entregan o no excedentes, debe cumplir con los reglamentos técnicos y operativos establecidos por la regulación y los

respectivos procedimientos asociados a la conexión. Es particularmente relevante destacar que la Ley 143 otorga al Estado la responsabilidad de asegurar una operación eficiente, segura y confiable en todas las actividades del sector eléctrico, lo cual fundamenta la necesidad de que incluso los autogeneradores y productores marginales que no entreguen excedentes deban cumplir con las disposiciones técnicas y operativas del sistema, pues su conexión impacta directamente en la estabilidad y seguridad de la red. Por lo anterior, dado que el Estado tiene por obligación garantizar la operación segura y confiable del 8 9 10 11sistema además de mantener y operar las instalaciones preservando la integridad de las personas y, considerando el impacto que supone la conexión de los autogeneradores y productores marginales que no inyectan excedentes a la red, sean estos integrados al Sistema Interconectado Nacional o a Redes en las Zonas No Interconectadas; se debe asegurar la operación segura de la red y la integridad de quienes operen y hacen uso de la misma en las actividades del sector.

De esta manera, todas las entidades y empresas del sector interesadas en el desarrollo de autogeneración o producción marginal sin entrega de excedentes deberán ceñirse a la regulación, reglamentos y procedimientos establecidos por las diferentes autoridades del sector en el marco de sus competencias." Que la CREG expidió la Resolución 101 098 el 23 de marzo de 2026, "Por la cual se regulan los requerimientos técnicos, operativos y se complementan los comerciales que aplican a la conexión de generadores de que trata la Resolución CREG 200 de 2019 y se dictan otras disposiciones." Que en el artículo 28 de la Resolución CREG 101 098 de 2026 se prevé lo siguiente: "Artículo 28. Regla de transición de Generadores Embebidos Solares y Eólicos que les aplique la Resolución CREG 060 de 2019. Con la finalidad de normalizar de manera transitoria a los generadores solares y eólicos cuya conexión al SIN cumpla con los siguientes requisitos: 1. Su conexión corresponda con la definición de Generador Embebido de que trata la Resolución CREG 101 070 de 2025. 2. Les aplique las reglas establecidas en la Resolución CREG 060 de 2019 y la Resolución CREG 229 de 2021. 3. Se

encuentren en periodo de pruebas a la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución. Habiéndose cumplido los requisitos anteriores, las citadas plantas podrán entrar en operación comercial siempre y cuando cumplan los requerimientos exigidos por la regulación vigente, y en aplicación del artículo 2 de la Resolución CREG 229 de 2021, podrán entrar en operación comercial cumpliendo con la curva P-Q y Q-V (esta última en caso la hayan adoptado) en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador, así como cumplir los requisitos de los literales a) al d) del numeral 5.7 sobre control de tensión del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, modificado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019, en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador. No obstante, la citada habilitación temporal, los agentes que voluntariamente se acojan a esta medida quedarán obligados a ajustarse y cumplir con los requerimientos técnicos, operativos que se establezcan de forma posterior, una vez la CREG defina las reglas específicas que deben cumplir los

Generadores Embebidos en el ámbito de operación con la Resolución CREG 101 070 de 2025. Los generadores deberán declarar ante el CND si se acogen a la medida anterior. Los generadores que no se acojan a lo anterior, podrán entrar en operación comercial siempre y cuando cumplan los requerimientos exigidos por la regulación vigente y les continuará aplicando el artículo 2 de la Resolución CREG 229 de 2021 y sus condiciones establecidas. Parágrafo 1. Esta disposición transitoria no aplicará a plantas solares y eólicas que se declaren en pruebas con posterioridad de la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución. Parágrafo 2. Las plantas solares y eólicas que se declaren en pruebas con posterioridad de la fecha de publicación en el Diario Oficial de la presente resolución, les aplicará la regulación vigente para la conexión de generadores individuales." Que el Ministerio de Minas y Energía expidió el 7 de abril el Decreto 376 de 2026, "Por el cual se modifica el artículo 2.2.3.2.4.11. del Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética

para la autogeneración y producción marginal" que modificó el artículo 1 del Decreto 1403 de 2025 así: "ARTÍCULO 1. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 1 DEL DECRETO 1403 DE 2024, MEDIANTE EL CUAL SE ADICIONÓ EL ARTÍCULO 2.2.3.2.4.11 DEL DECRETO 1073 DE 2015. Adiciónese al artículo 2.2.3.2.4.11. del Decreto 1073 de 2015, el cual quedará así: ARTÍCULO 2.2.3.2.4.11. LIBERACIÓN EN LAS CONDICIONES DE PARTICIPACIÓN DE LOS AUTO GENERADORES Y PRODUCTORES MARGINALES QUE NO INYECTAN EXCEDENTES DE ENERGÍA A LA RED. No se requerirá autorización de ningún tipo para la conexión al Sistema interconectado Nacional o Redes en las Zonas No interconectadas, ni tendrá distinción de gran o pequeña escala, ni límites de capacidad para cuando el auto generador o el productor marginal no entregue energía a través de la red. Los auto generadores y productores marginales deberán asegurar el cumplimiento de los estándares

técnicos y la normatividad vigente en materia de autogeneración con el fin de preservar la seguridad para las personas. Adicionalmente deberán informar al operador de red y/o transmisor, mediante comunicación formal, la conexión de cualquier instalación de generación, incluso aquellas destinadas exclusivamente al autoconsumo, así como cualquier modificación en la configuración eléctrica de la red para su conexión. PARÁGRAFO. La comunicación formal a la que se refiere el presente artículo deberá contener la información técnica completa de las instalaciones de generación que se conecten a la red eléctrica, con el propósito de garantizar la seguridad y confiabilidad operativa del sistema además de permitir una adecuada gestión de los flujos de carga, la estabilidad, el dimensionamiento, la compatibilidad y el correcto funcionamiento de la red. Esta información permitirá prevenir fallas operativas y asegurar el cumplimiento de los estándares técnicos de seguridad para las personas." 12 13 14Que el Subcomité de Controles en la reunión 337 del 21 de abril de 2026 dio concepto favorable a la expedición del presente Acuerdo, considerando lo establecido en el artículo 28 de la Resolución CREG 101

098 de 2026, que establece reglas de transición para generación solar y eólica embebida conectada al

STN/STR.

Que el Comité de Operación en la reunión 495 del 30 de abril de 2026 recomendó la expedición del presente Acuerdo.

PROCEDIMIENTO: Aprobar la actualización del "Procedimiento para verificar la curva de capacidad de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR y de los autogeneradores conectados al STN y al STR sin entrega de excedentes", que se presenta en el Anexo 1 del presente Acuerdo que hace parte integral del mismo.

CRONOGRAMA DE REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE VERIFICACIÓN DE LA CURVA DE CAPACIDAD: A partir de la fecha de entrada en vigencia del presente Acuerdo, el CND elaborará de común acuerdo con los agentes generadores un cronograma de realización de las pruebas de verificación de la curva de capacidad de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas que se conecten al STN y STR. En el Subcomité de Controles se presentará la actualización del cronograma, cuando aplique.

PRESENTACIÓN DE BALANCE DE LOS RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE VERIFICACIÓN DE

LA CURVA DE CAPACIDAD:

El balance de los resultados de las pruebas de verificación de la curva de capacidad de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y al STR será presentado por el CND al Subcomité de Análisis y Planeamiento Eléctrico cada seis (6) meses.

CURVA DE REFERENCIA: Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR deben cumplir alguna de las siguientes alternativas de curva de capacidad: Curva de capacidad definida en el punto de conexión, en el literal b del Artículo 14 de la Resolución CREG 060 del 2019 o aquella que la modifique o sustituya.

Curva PQ definida en el punto de conexión, en el literal b del Artículo 14 de la Resolución CREG 060 del 2019 o aquella que la modifique o sustituya, ajustada con curva QV definida en el Acuerdo CNO 1546 o aquel que lo modifique o sustituya, considerando lo establecido en el Artículo 1 de la Resolución CREG 229 del 2021. Curva P-Q definida en el punto de conexión, en el literal b del Artículo 14 de la Resolución CREG 060 del 2019 o aquella que la modifique o sustituya, en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador considerando la transición establecida en el Artículo 2 de la Resolución CREG

229 del 2021. Curva P-Q definida en el punto de conexión, en el literal b del Artículo 14 de la Resolución CREG 060 del 2019 o aquella que la modifique o sustituya, en los terminales de alto voltaje del transformador elevador del generador considerando lo establecido en el Artículo 28 de la Resolución CREG 101 098 de 2026 para generadores embebidos. Para los autogeneradores sin entrega de excedentes, se debe tomar como referencia la curva PQ/VQ definida en la Resolución CREG 060 del 2019 o aquella que la modifique o sustituya en el punto de medida a la salida de la planta (POM), tomando como base el valor de potencia activa nominal en AC de la planta reportada como POTENCIA NOMINAL en el ANEXO 4 del Acuerdo CNO 1670 o aquel que lo modifique o sustituya. Para el caso de autogeneradores que no entregan excedentes y sólo en el caso en el que se tenga común acuerdo entre el OR y el agente generador, podrá establecerse para cada planta un aporte diferente de potencia reactiva para potencias activas menores al 10% de Pn, incluido el caso en que no haya entrega de potencia activa.

Para el caso de autogeneradores que no entregan excedentes y cuya carga sea menor a la potencia nominal declarada en el POM, se deberá entregar la simulación de la potencia reactiva máxima esperada para alcanzar el valor de la potencia nominal declarada en el POM.

DEFINICIÓN DE PUNTOS A PROBAR: Con base en la curva de capacidad declarada por el agente que

15 16

ACUERDA:

1 2 3 4 5debe cumplir con los requerimientos de curva de referencia definidos en el Artículo Cuarto del presente Acuerdo, los Agen