CREG - Concepto 3998 de 2026

CONCEPTO 3998 DE 2026

(mayo 5) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Señor XXXXXX Asunto: Ampliación y/o solicitud de capacidad proyecto generación

Radicado CREG: S2026003998

Id de referencia: E2026003896

Respetado señor Antes de dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto en las Leyes 142 [1] y 143 [2] de 1994, y el Decreto 1260 de 2013, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se le asignó, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, así como de las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos. En ese orden, es pertinente aclarar que la función consultiva que, conforme al numeral 24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 debe cumplir esta Comisión, se circunscribe exclusivamente al ámbito de las materias de su competencia y, en cumplimiento de ésta, no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en lo relacionado con la prestación de los servicios públicos domiciliarios, y a la Superintendencia de Industria y Comercio, en relación con prácticas contrarias a la libre competencia, a través de los procedimientos dispuestos para tal fin.

Realizadas las anteriores consideraciones y antes de dar repuesta de fondo a su solicitud, a continuación, y a modo de contexto, transcribimos sus consultas: (...) Estamos realizando los estudios de prefactibilidad y factibilidad para el diseño de una granja solar de capacidad de 990 KW/h, en predios donde existe una Pequeña hidroeléctrica que genera 1.4 MW, la granja solar se va a conectar a la misma línea de transmisión donde está conectada la PCH, la cual se conecta con la subestación JAPIO en el Municipio de Caloto Cauca. La pregunta es si esta granja solar que va a generar 990 KW/h se considera como un GENERADOR DISTRIBUTIVO (GD) o se consideraría como un aumento de generación de potencia de la PCH. Esta pregunta la hacemos porque el Ingeniero encargado de estos temas del operador de red OR que tiene a cargo las redes eléctricas en el Cauca, manifiesta que va a estudiar el caso, que, para él, el proyecto no se puede tomar como un GD, si no como aumento de generaciónenergía de la PCH, concepto que para nosotros como diseñadores del proyecto no corresponde con la Normatividad existente con respecto a la generación de energías renovables. Les solicitamos muy respetuosamente emitir un concepto técnico y legal al respecto para así poder seguir con el proceso de solicitar el punto de conexión, factibilidad al OR y presentación con los diferentes documentos para el registro del proyecto en la UPME (...) Respuesta: Primero le informamos que de su concepto no se comprende si requiere compartir activos de conexión[3] para conexión de las plantas a un único punto de conexión al sistema. En todo caso

le informamos para su conocimiento la definición de punto de conexión, dado que todos los activos hasta dicho punto son activos de conexión: Resolución CREG 038 de 2014 Código de Medida Punto de conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario o de un generador se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica.

Punto de medición: Es el punto eléctrico en donde se mide la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión.

En todo caso, para plantas que no participan en el despacho central [4] no es posible compartir activos de conexión para la conexión al denominado punto de conexión. Las reglas para que plantas despachadas centralmente compartan activos de conexión se encuentran en las siguientes normativas: - Resolución CREG 200 de 2019 - Resolución CREG 101 098 de 2026 Las reglas de compartir activos de conexión en plantas despachadas centralmente son para que plantas operen técnicamente y comercialmente de forma independiente ante el mercado de energía mayorista. También contienen reglas técnicas y operativas que comparten el grupo de generadores en el punto de conexión y a través de todos sus activos de conexión. Ahora bien, sobre una de las plantas de su concepto, la cual entendemos es una planta como generador distribuido (GD), le informamos no le es posible participar en el despacho central

(regla explicita en la Resolución CREG 096 de 2019). Así mismo, la capacidad instalada por definición de un GD debe ser menor de 1 MW (Resolución CREG 174 de 2021), por lo tanto, cualquier aumento en capacidad que supere o iguale 1 MW implica que se pierde la constitución como GD. También es importante informarle que cuando no se es un GD, actualmente mientras finaliza el desarrollo de la Resolución CREG 101 099 de 2026 [5] la cual permite aplicar el procedimiento de conexión de la Resolución CREG 174 de 2021 para recursos con potencia máxima declarada menor a 1 MW, debe aplicarse la Resolución CREG 075 de 2021. Con lo comentado anteriormente le informamos que pueden surgir los siguientes casos, con lo cual entendemos cubrimos su consulta:- Resolución CREG 174 de 2021, teniendo en cuenta la Resolución CREG 101-099 de 2026 Mediante la Resolución CREG 174 de 2021 es posible combinar dos recursos de generación (en este caso se toma el agregado como referencia) y que se asocien al mismo punto de conexión, lo cual se declarada en el formulario de conexión simplificado de que trata la Circular CREG 021 de 2022. En este caso las reglas de liquidación se aplican en la frontera de generación[6] en la modalidad que se tenga de forma única. Lo anterior aplica para GD [7], AGPE[8] o AGGE con potencia máxima declarada menor a 5 MW. Como usted cita un GD, le informamos que sea un recurso o varios recursos de generación, el agregado en capacidad instalada o nominal es el que se considera como único GD y debe ser menor a 1MW para optar

a tal constitución. Por su parte, cuando finalice la implementación del artículo 49 de la Resolución CREG 101 099 de 2026, sería posible combinar más de una tecnología de generación para otros recursos de generación que tengan capacidad efectiva neta (que es similar a potencia máxima declarada) menor a 5 MW y aplicar las reglas de procedimiento similares a la Resolución CREG 174 de 2021[9] y que se expanden en el citado artículo 49, mientras tanto debe usarse la Resolución CREG 075 de 2021 la cual NO permite la combinación de dos o más recursos de generación como se explica en el siguiente apartado. En cualquier caso, si se supera o iguala la capacidad de 1MW, las reglas comerciales NO son las aplicables de la Resolución CREG 174 de 2021, las que aplican son las de la Resolución CREG 096 de 2019. Así mismo, si se trata de un Autogenerador Remoto o Productor Marginal Remoto le informamos que las reglas comerciales están contenidas en la misma citada Resolución CREG 101 099 de 2026. - Resolución CREG 075 de 2021 En este caso aclaramos primero que el artículo 2 de la Resolución CREG 075 de 2021, modificado por la Resolución CREG 101 099 de 2026, se definen Asignación de capacidad de transporte y Proyecto clase 1, como se muestra a continuación: Asignación de capacidad de transporte: autorización para que un interesado pueda conectar un proyecto al Sistema Interconectado Nacional, SIN, en un punto de conexión determinado, con una capacidad de transporte asignada. En el caso de un generador, en la autorización se precisa el recurso primario a utilizar, y se asigna la máxima potencia activa (kW o MW) a entregar al sistema y, en el caso de un usuario final, la máxima potencia activa (kW o MW) a

precisa el recurso primario a utilizar, y se asigna la máxima potencia activa (kW o MW) a entregar al sistema y, en el caso de un usuario final, la máxima potencia activa (kW o MW) a tomar del sistema. Esta autorización tendrá plenos efectos a partir del momento de puesta en operación del proyecto y hará parte inherente de él, mientras se encuentre en operación. Proyecto clase 1: Proyectos de conexión de usuarios finales al STN o STR, y proyectos de conexión de generadores, cogeneradores, autogeneradores remotos y productores marginales remotos, o autogeneración con entrega de excedentes al SIN diferentes a los proyectos que se encuentren bajo el alcance de la Resolución CREG 174 de 2021, o aquella que la modifique, adicione o sustituya. También se considerarán como proyectos clase 1 las modificaciones que se soliciten a las capacidades ya asignadas. Subrayado fuera de texto. Con base en las anteriores definiciones, se tiene que: i) cuando se asigna capacidad de transporte se hace para un recurso primario específico y ii) un generador o autogenerador queno se encuentre bajo el alcance de la Resolución CREG 174 de 2021 se clasifica como Proyecto clase 1. Con respecto al responsable de la asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 en el artículo 4 de la Resolución CREG 075 de 2021 se establece lo siguiente: Artículo 4. Responsable de la asignación de capacidad de transporte . La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, será la responsable de recibir y resolver las solicitudes de

asignación de capacidad de transporte en el SIN de los proyectos clase 1, con base en las disposiciones establecidas en la presente resolución . Con respecto a los proyectos clase 1, en el artículo 9 de la Resolución CREG 075 de 2021 se menciona lo siguiente: Artículo 9. Radicación de la solicitud. Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1, el interesado deberá cumplir los requisitos que se establecen en este artículo. (...) Cada año calendario, el responsable de la asignación de capacidad de transporte estudiará las solicitudes que sean radicadas, a través de la ventanilla única, hasta el 31 de marzo de ese año. Las solicitudes de proyectos radicadas con posterioridad a esta fecha serán estudiadas en los análisis del siguiente año calendario. Se exceptúan de cumplir el anterior plazo los proyectos de conexión de usuarios finales y de autogeneración sin entrega de excedentes que no requieran ser estudiados de manera conjunta con los demás proyectos. Para esto, el responsable de la asignación definirá y publicará las características o condiciones que deben cumplir los proyectos para que les sea aplicable esta excepción. Los proyectos a los que le aplica la excepción podrán radicarse en fechas diferentes, a partir de la publicación del procedimiento particular de que trata el parágrafo del artículo 11. La radicación de una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 deberá hacerse a través de la ventanilla única siguiendo el procedimiento que para tal fin defina el responsable de la asignación. Junto con la solicitud se deberá incluir el estudio de conexión y

el estudio de disponibilidad de espacio físico para la conexión del proyecto al SIN. (...) Ahora, considerando la definición de Proyecto clase 1, el responsable de la asignación y lo dispuesto en el artículo 9 de la Resolución CREG 075 de 2021, la asignación de la capacidad de transporte de un proyecto de generación o autogeneración que entregue excedentes de energía al SIN, independiente de la tecnología que utilice, debe tramitarse ante la UPME, dentro de los plazos definidos para ello. Es importante tener en cuenta que la asignación de capacidad se otorga para un recurso en específico, por lo que al utilizar un recurso diferente no se estaría haciendo una modificación a la capacidad de transporte asignada sino que se estaría solicitando la asignación de una nueva de capacidad de transporte a un generador o autogenerador, para el cual se deben cumplir todos los requisitos necesarios para solicitar dicha asignación y cumplir los requisitos técnicos que se exigen para su conexión, incluyendo su propia frontera.De otra parte, encontramos relevante mencionarle que por las razones que se exponen en la Resolución CREG 101 071 de 2025 el plazo anual de radicaciones de solicitudes de asignación de capacidad de transporte se suspendió hasta que se cumplieran las condiciones allí definidas. No obstante, mediante la Resolución CREG 101 094 de 2025 se establecieron reglas transitorias de asignación de capacidad de transporte a partir de la cuales los proyectos que allí se identifican pueden radicar nuevas solicitudes. En conclusión, actualmente, si se tiene una planta en operación que es de capacidad mayor o igual a 1MW (que por definición NO es un GD), se comprende como una planta de generación

que actualmente podría aumentar su capacidad con modificaciones en la misma planta existente, sin usar un recurso distinto. En caso de usar un recurso distinto, se comprende como una nueva planta que debe realizar su trámite de solicitud de conexión de forma independiente con las reglas citadas de la Resolución CREG 075 de 2021 y sus complementos. En el caso de que se deseen usar dos recursos de generación de forma agregada sin superar una potencia máxima declarada menor a 5 MW (entendiéndolos como una misma capacidad ante el sistema), se debe esperar a que se desarrollen por parte de los operadores de red las reglas de que trata el artículo 49 de la Resolución CREG 174 de 2021. En cuanto al GD, sea con un solo recurso o con la combinación de varios, se cumplir con una capacidad instalada menor a 1 MW. En los anteriores términos y de conformidad con lo previsto en el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015, damos por atendida su solicitud. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en el numeral 73.24 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994, y en el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. Cordialmente,

ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA

Director Ejecutivo <NOTA DE PIE DE PÁGINA> 1. “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”. 2. “Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética”.

3. Activos privados propios de la planta para su conexión al SDL, STR o STN

4. Las plantas que participan en el mercado mayorista de energía con oferta de precio diariamente. Las plantas que tienen capacidad efectiva neta mayor o igual a 20 MW tienen la obligación de participar en el despacho central. Las plantas mayores o iguales a 1 MW y menores a 20 MW tienen la opción pero al momento no es obligatorio. Resolución CREG 096 de 2019.

5. Existe un plazo a los operadores de red para ajustar los procedimientos de conexión para iniciar a aplicar a recursos de potencia máxima declarada menor a 5 MW el mismo procedimiento de la Resolución CREG 174 de 2021 con ajustes: ver artículo 49 Resolución CREG 101 099 de 2026.

6. Que es el punto de conexión que coincide con el punto de medición.

7. Capacidad instalada o nominal menor a 1 MW (Resolución CREG 174 de 2021)8. Capacidad instalada o nominal menor o igual a 1 MW (Resolución CREG 174 de 2021 y Resolución UPME 281 de 2015)

9. Mediante artículo 49 de la Resolución CREG 101 099 de 2026 se crea procedimiento transitorio de conexión como extensión a la resolución CREG 174 de

2021. El procedimiento de este artículo se extiende a los siguientes recursos de generación con conexión al SDL:

1. Las plantas de generación o generadores, todos con capacidad efectiva neta mayor o igual a 1 MW y menor a 5 MW. Aplicará también a los anteriores generadores en dicho rango de capacidad que pertenecen a un GDC o un AC. ii. El activo de generación del AGR y del PMR con capacidad efectiva neta menor a 5 MW. iii. Cogenerador de capacidad efectiva neta menor a 5 MW.

Disposiciones analizadas por Avance Jurídico Casa Editorial Ltda. Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG

1. Cogenerador de capacidad efectiva neta menor a 5 MW.

Disposiciones analizadas por Avance Jurídico Casa Editorial Ltda. Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG n.d.

Última actualización: 13 de agosto de 2026 - (Diario Oficial No. 53.576 - 4 de agosto de 2026)