CREG - Concepto 3999 de 2026

CONCEPTO 3999 DE 2026

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

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C., Señora

XXXXXX

Asunto: Generadores Distribuidos y SAEB

Radicado CREG: S2026003999

Id de referencia: E2026005160 y E2026003897

Respetada señora XXXXXX: 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: - Radicado E2026005160 (...) Escrito radicado bajo No. No. E2026003897 del 10 de marzo 2026, relacionado con solicitud de reunión / asunto regulatorio sobre integración de almacenamiento - CREG 174 de 2021

I. Hechos Primero. Las comunicaciones anteriormente referidas fueron presentadas por los canales oficiales de la CREG y quedaron radicadas para su trámite.

Segundo. A la fecha de presentación del presente derecho de petición, no se ha recibido respuesta de fondo, clara, congruente y completa sobre los asuntos planteados, o, en sudefecto, no se ha informado de manera suficiente el estado del trámite correspondiente. Tercero. La oportunidad de la respuesta resulta especialmente relevante dada la necesidad de contar con claridad regulatoria para la estructuración técnica, contractual y financiera de proyectos de generación distribuida con almacenamiento.

II. Solicitudes

1. Que se emita respuesta de fondo, completa y congruente frente la solicitud realizada.

4. Que, de considerarlo procedente, se otorgue prioridad administrativa al análisis de los asuntos expuestos, atendiendo su impacto regulatorio y la necesidad de definición oportuna para la toma de decisiones del sector.

III. Fundamentos La presente petición se formula al amparo del artículo 23 de la Constitución Política y de la Ley 1755 de 2015. Se solicita a la entidad garantizar una respuesta de fondo dentro de los términos

legales aplicables, o informar de manera expresa y motivada el término correspondiente según la naturaleza de cada solicitud (...) Respuesta solicitud E2026005160: Al respecto le informamos que en el caso de las consultas que son presentadas ante la CREG, conforme lo establece el numeral 2 del artículo 14 de la Ley 1437 de 2011, sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015, las autoridades en relación con las consultas relacionadas con las materias a su cargo disponen de treinta (30) días para resolverla. Dicho plazo se cuenta desde al día siguiente de su recepción en la entidad respectiva. Conforme lo anterior encontramos que el plazo no se ha vencido. En la siguiente sección le daremos respuesta a sus consultas del radicado CREG E2026003897. - Radicado E2026003897 (...) nos permitimos elevar ante la Comisión una consulta de carácter general relacionada con la aplicación de la regulación vigente a configuraciones tecnológicas de Generación Distribuida (GD) con Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), particularmente bajo esquemas de acople en corriente alterna (AC coupling) La presente consulta se formula sin referencia a un caso particular, sino con el propósito de contar con criterios generales que permitan a los agentes del mercado y a los Operadores de Red evaluar, de manera consistente y verificable, la clasificación, medición y límites de exportación de soluciones GD+SAEB que buscan aportar beneficios técnicos al Sistema de Distribución Local (SDL)

1. Contexto general y motivación En el marco del crecimiento acelerado de proyectos de Generación Distribuida conectados al SDL, los Operadores de Red enfrentan desafíos operativos asociados a: - variaciones de tensión y rampas rápidas de potencia,  cambios en flujos (incluyendo flujo

En el marco del crecimiento acelerado de proyectos de Generación Distribuida conectados al SDL, los Operadores de Red enfrentan desafíos operativos asociados a: - variaciones de tensión y rampas rápidas de potencia,  cambios en flujos (incluyendo flujo reverso), impactos sobre coordinación de protecciones y niveles de cortocircuito, y aumento de incertidumbre en la operación de nodos con alta penetración de recursos distribuidos.En este contexto, las configuraciones GD + SAEB pueden contribuir a una operación más robusta del SDL, al permitir desplazar energía y gestionar la entrega controlada en horarios distintos a la disponibilidad solar. Adicionalmente, dependiendo de la tecnología de conversión y control, estas soluciones pueden aportar capacidades funcionales como soporte dinámico (P/Q), contribución al desempeño ante perturbaciones e incluso funcionalidades avanzadas (p. ej. modos de control tipo grid-forming), aun cuando no exista hoy un esquema explícito de remuneración para dichos servicios.

2. Razones técnicas para preferir Acople AC en GD+SAEB En términos tecnológicos, el acople AC (por ejemplo, en barras internas de baja tensión) suele

considerarse favorable para:

1. Flexibilidad de control y despacho interno: permite que el SAEB opere con independencia relativa del bloque fotovoltaico y soporte estrategias de control orientadas a robustez del nodo

(p. ej., suavización de rampas, control de potencia reactiva, limitación de exportación al punto de conexión). ii. Gestión operativa para exportación en horas sin sol: habilita que la energía almacenada se

exporte cuando el recurso solar no está disponible, mediante el PCS (Power Conversion System) del SAEB. iii. Eficiencia y aprovechamiento de excedentes (clipping): con este tipo de acople, se busca habilitar la captura de energía que de otro modo se perdería por “clipping” del bloque FV, almacenándola para entrega posterior. No obstante, en Acople AC es mandatorio instalar una capacidad mayor a 1MW de inversores solares DC/AC para generar el clipping que requieren las baterías para almacenar la energía, y así viabilizar la instalación del sistema de almacenamiento, sin que ello implique necesariamente una mayor potencia exportada al punto de conexión, dado que esta energía almacenada se exportaría de forma limitada en horarios de no sol, sin superar la capacidad de transporte aprobada por el operador de red (990 kW). 2.1 Disponibilidad tecnológica actual en el mercado colombiano (acople DC vs acople AC) En la práctica del mercado colombiano, las soluciones SAEB de escala típica para proyectos de GD (por ejemplo, del orden de algunos MWh, como 5 MWh) se ofertan predominantemente bajo esquemas de acople en corriente alterna (AC). En nuestra experiencia de relacionamiento con integradores EPCistas que ofrecen SAEB para Colombia y directamente con proveedores de tecnología (fabricantes), actualmente no se cuenta con una oferta comercial disponible y competitiva, a nivel local, para configuraciones de acople DC orientadas a GD en esas escalas. Históricamente, algunas soluciones integradas de baterías con acople DC (p. ej., plataformas tipo contenedor) podían encontrarse en el mercado; sin embargo, alternativas que en el pasado

estuvieron disponibles (como referencias comerciales asociadas a plataformas tipo “PowerTitan 1 de Sungrow”) no se encuentran hoy disponibles comercialmente para nuevas ofertas en Colombia para la capacidad acorde a proyectos de Generación Distribuida. Asimismo, aunque es posible que existan fabricantes internacionales con configuraciones de Acople DC, en la práctica resulta muy difícil (o no viable) obtener cotizaciones para proyectos de GD para Colombia, por bajas capacidades de almacenamiento como 5 MWh en esquemas de Acople DC, debido a restricciones de portafolio, canal, homologación local, plazos y/omínimos de suministro 2.2 Necesidad de habilitar el aprovechamiento de excedentes (clipping) mediante almacenamiento bajo AC coupling Como consecuencia de lo anterior, para habilitar soluciones GD+SAEB que aporten flexibilidad al SDL, como los son las soluciones de Acople AC (predominante en la oferta disponible para Colombia en GD) resulta necesario que el marco regulatorio permita diferenciar los inversores solares que exportan a la red (que definen la capacidad instalada del Generador Distribuido), de los inversores solares que se requieren adicionar para cargar el SAEB, ya que esta es la solución tecnológica para capturar excedentes de generación (clipping) y destinarlos a carga del SAEB, sin que ello implique aumentar la potencia máxima exportable en el punto de conexión En particular, en plantas FV es técnicamente usual sobredimensionar el campo DC respecto de la capacidad AC para aprovechar mejor el recurso solar. En soluciones con almacenamiento, ese aprovechamiento puede complementarse capturando energía que, de otro modo, se

“recortaría” por limitaciones de conversión/operación, almacenándola en el SAEB para su entrega posterior. Este enfoque permite sostener una entrega más plana y controlada (por ejemplo, extendida hacia la tarde/noche), contribuyendo a la eficiencia energética del activo y a una operación más predecible en el SDL. Asimismo, garantiza una soberanía energética reduciendo el costo marginal de la energía en horas pico y de mayor estrés eléctrico del sistema (17hrs - 21hrs), que en el caso de Colombia es suministrada desde las unidades de generación térmica

3. Dificultad interpretativa/práctica bajo la definición de capacidad instalada/nominal por inversores solares En comunicación reciente de la CREG (respuesta a consulta general sobre GD, capacidad instalada, GD y SAEB), entendemos que: (i) para un GD cuya conexión se realiza con inversores solares, la capacidad instalada o nominal corresponde a la suma de las capacidades nominales de los inversores solares en el lado AC o con conexión al SIN; (ii) la capacidad

instalada en DC puede sobredimensionarse para aprovechar al máximo la capacidad de los inversores solares; y (iii) un GD debe declarar, además de la capacidad nominal AC, la Potencia Máxima Declarada, la cual coincide con la Capacidad Efectiva Neta (CEN), entendida como la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera comercial.En tal sentido, manifestamos expresamente que comprendemos el alcance de la CEN como concepto asociado a la máxima entrega a red. No obstante, consideramos pertinente precisar que, en soluciones GD+SAEB bajo acople AC, la instalación incluye (a) inversores DC/AC

asociados al bloque FV, (b) un sistema de conversión de potencia del SAEB (PCS), y principalmente (c) inversores solares adicionales y dedicados a la solución de carga/gestión interna del SAEB. En estos casos, la lectura estricta de “suma de inversores en AC” restringe toda solución de integrar soluciones de SAEB en proyectos de Generación Distribuida con la oferta de soluciones de almacenamiento de energía que existe actualmente para el mercado Colombiano Por lo anterior, resulta necesario contar con criterios regulatorios que permitan: (i) diferenciar los inversores DC/AC cuya función es materializar la entrega del GD al SIN (capacidad nominal AC del GD), de los inversores solares DC/AC asociados al sistema de almacenamiento (PCS y/o convertidores dedicados a la carga/descarga del SAEB); y (ii) admitir que el aumento de inversores solares adicionales, no incrementa la potencia máxima exportable (PMD/CEN) en el punto de conexión, ya que éste es el habilitador técnico para capturar clipping y entregar dicha energía posteriormente (por ejemplo, en la misma ventana diaria de operación), preservando el carácter de planta de generación que entrega la energía producida con potencia limitada establecida en la CREG 174 de 2021. En la actualidad, para diseños de Acople AC (oferta disponible de solución de almacenamiento para el mercado eléctrico colombiano para GD), la norma regulatoria no diferencia los activos de generación de los activos de almacenamiento, dado que para considerar realizar un proyecto hibrido (Solar + SAEB), se requiere: - un conjunto de inversores solares cuyo único propósito es la exportación al punto de conexión

(exportación limitada a <1 MW), y - otro conjunto de inversores solares cuyo propósito exclusivo es producir energía adicional (clipping) para cargar el SAEB (energía destinada a almacenamiento), con exportación posterior a través del PCS del SAEB o del bloque exportador, conforme a límites definidos en la regulación Con base en lo anterior, solicitamos conceptuar, en términos generales, sobre las siguientes consultas:

1. Dada la habilitación por parte de la CREG de sistemas híbridos y/o integración de soluciones SAEB para Generación Distribuida, considera la CREG viable que para determinar la capacidad del Generador Distribuido solo se tenga en cuenta la suma de la capacidad nominal en placa de los inversores solares que están dedicados a exportar energía a la red? ¿Aun cuando existen más inversores solares en el mismo proyecto GD pero que están dedicados a cargar la solución SAEB? Lo anterior teniendo en

cuenta que en el mercado actualmente NO EXISTEN soluciones SAEB en Acople DC para GD en Colombia 2. ¿Qué condiciones mínimas deberían verificarse para concluir que un inversor solar no tiene conexión funcional al SIN (por ejemplo: seccionamiento eléctrico permanente, enclavamientos, aislamiento de barras, impedimento de paralelismo eléctrico, ¿etc.)?

3. En configuraciones GD+SAEB, ¿cómo deben interpretarse y coexistir los conceptos de: - capacidad instalada o nominal, y - potencia máxima declarada / potencia máxima exportable al punto de interconexión, particularmentecuando el diseño requiere inversores solares adicionales para la carga de la solución de almacenamiento, sin pretender exceder el umbral de exportación del punto de interconexión?

4. Dada la necesidad del SDL de contar con recursos flexibles, ¿la CREG contempla emitir lineamientos o ajustes normativos (p. ej. guía interpretativa, actualización de definiciones, pilotos regulatorios) que faciliten la integración de GD+SAEB con AC coupling, asegurando: - límites verificables de exportación, - transparencia para el OR, - y preservación de la calidad y confiabilidad del servicio?

Agradecemos a la Comisión su orientación sobre estos aspectos, en la medida en que contribuirán a habilitar soluciones de GD con almacenamiento que, además de aportar energía, pueden mejorar el desempeño operativo de los nodos del SDL, especialmente en zonas con alta penetración de recursos distribuidos. Es importante anotar, que la regulación vigente se encuentre alineada a la oferta comercial vigente en el mercado eléctrico Colombiano y/o soluciones viables económicamente.(...) Subrayado fuera de texto Respuesta Radicado E2026003897: En primer lugar, es importante precisar que, los GD declaran tanto la capacidad instalada o nominal y también la potencia máxima declarada conforme las definiciones de la Resolución CREG 174 de 2021. También es pertinente recordar que los GD son plantas de generación dedicadas exclusivamente a la venta de energía en el SDL [3], con lo cual se busca que no tengan un usuario inmerso internamente (o en redes internas) porque en ese caso sería un AGPE; por lo cual, la Resolución CREG 174 de 2021 fue diseñada con base en dicho hecho, en el cual no hace sentido que tengan una capacidad instalada o nominal fraccionada para entregar solo una

parte de la energía producida en el punto de conexión. Así las cosas, para dar respuesta a su consulta 1, aclaramos que sea que se use o no un sistema de almacenamiento de energía (SAE), la definición de capacidad instalada o nominal del GD [4] en el artículo 3 de la Resolución CREG 174 de 2021 recae sobre el sistema de generación y no sobre el SAE. De hecho, el SAE se declara de forma independiente indicando por separado la capacidad en potencia y energía (anexo de formulario de conexión simplificado en la Circular CREG 21 de 2022) y no existe una definición de su capacidad instalada en potencia y energía de forma específica, por lo cual se comprende que es la de fabricante. Así las cosas, puede existir un grupo de inversores distinto para el SAE y para el GD, pero los asociados al GD son los que determinan la capacidad instalada o nominal del mismo. Ahora bien, es importante mencionar sobre el SAE que podría tener sistemas de control de inyección a red, con lo cual se busca dar respuesta a las preguntas 2 y 3. Ampliamos esto a continuación. Para un GD el artículo 14 de la Resolución CREG 174 de 2021 incluye en la aclaración de la documentación tipo D que no les aplica tener un control de inyección a red pues el supuesto es que entreguen la totalidad de la energía producida. Así mismo esto se aclara en el documento soporte de la Res. CREG 174 de 2021 [5]. Nótese que el documento tipo D sobre control deinyección es para verificación de la potencia máxima declarada. Ahora bien, el análisis puede tomarse en dos vías: con o sin SAE. En ese sentido, si un GD no

tiene SAE, se entiende debe entregar el total de la energía producida en cada momento, caso contrario entendemos que una parte de la energía producida podría ser almacenada para ser entregada al SDL de forma posterior, para lo cual comprendemos se pueden usar sistemas de control de inyección y de gestión energética, pero en cualquier caso siempre el objetivo es entregar la energía producida al SDL. En ese sentido, a través de la presente respuesta ampliamos el alcance del concepto S202600 1997 brindado a ustedes [6] con anterioridad, aclarando que pueden existir sistemas de control de inyección cuando se usan SAE en el GD, para el debido control de la carga y entrega de energía del SAE, pero siempre el objetivo es entregar toda la energía al SDL. Así las cosas, si bien en el artículo 14 de la Resolución CREG 174 de 2021 se cita que a un GD no le aplica el documento tipo D sobre entregar documentación que pruebe que se tiene un control de inyección al SDL, al GD le aplica declarar la potencia máxima declarada (PMD) que, según el artículo 3 de la misma resolución, corresponde con la misma capacidad efectiva neta (CEN), la cual debe ser verificada en las visitas de puesta en servicio y que es la que se mide en el punto de conexión al SDL y que coincide con la frontera de generación. Es decir, esta potencia si es representativa de todo el sistema integrado GD + SAE (con sistemas de gestión u otros) en el punto de conexión. Por lo anterior, en la visita de puesta en servicio se verifica que el proyecto de GD tenga la

capacidad instalada o nominal declarada en el formulario de conexión y aprobada durante el procedimiento y asociada al activo de generación y que debe ser menor a 1 MW [7] y, de forma independiente, se verifica que el sistema de almacenamiento tenga también sus valores declarados, en los cuales no se definió un límite, por lo que la capacidad del SAE es a decisión del inversionista. No obstante, lo anterior, complementariamente se verifica que la CEN o PMD (sea sistema GD independiente o hibrido con SAE), que por defecto se mide en el punto conexión con el SDL, no supere el valor declarado y aprobado en el procedimiento de conexión mediante las verificaciones y/o pruebas a que haya lugar en el sitio y que debe ser inferior al límite de capacidad instalada para ser GD (1 MW). En este sentido encontramos pertinente dar alcance conceptuando que aun cuando el documento tipo D se indique que no aplica a un GD en aplicación del artículo 14 de la Resolución CREG 174 de 2021, si se tiene SAE con sistema de gestión y/o control de inyección deben declararse para ser verificados por el OR en las visitas de la entrada en operación, pues con estos se garantiza el funcionamiento del SAE y de no sobrepasar el límite de asignación de capacidad máxima permitida de un GD pero siempre observando en la verificación el valor aprobado de PMD durante el proceso de conexión. Esto debería ser realizado en la documentación tipo D. Es pertinente también mencionarle sobre los requerimientos técnicos de un sistema de almacenamiento. En la regulación no existen requerimientos técnicos sobre los mismos y esto

es a decisión del inversionista. No obstante, lo anterior, deben cumplirse los requerimientos de pruebas y protecciones que estén implementados para GD en Acuerdos CNO en aplicación del artículo 12 de la Resolución CREG 174 de 2021. Damos copia a ACOSOL, dado que estos citan su radicado S2026001997 en la petición con radicado E2026003864, esto para con el fin de que obtengan la presente respuesta como complemento. Para dar respuesta a su última consulta, la CREG estudiará si es necesario realizarmodificaciones sobre la norma, pero por el momento se considera suficiente el presente concepto. El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en el artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sustituido mediante el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015. Cordialmente,

ANTONIO JIMENEZ RIVERA

Director Ejecutivo <NOTAS DE PIE 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. Generación distribuida: Es la actividad de generar energía eléctrica con una planta con capacidad instalada o nominal de generación menor a 1MW , y que se encuentra instalada cerca de los centros de consumo, conectada al Sistema de Distribución Local (SDL).

Generador distribuido (GD). Empresa de Servicios Públicos (ESP) que realiza la actividad de generación distribuida. Para todos los efectos, es un agente generador sujeto a la regulación vigente para esta actividad, con excepción de los procedimientos de conexión y comercialización aquí definidos.

Generador distribuido (GD). Empresa de Servicios Públicos (ESP) que realiza la actividad de generación distribuida. Para todos los efectos, es un agente generador sujeto a la regulación vigente para esta actividad, con excepción de los procedimientos de conexión y comercialización aquí definidos.

4. Conforme la Resolución CREG 174 de 2021 debe ser menor a 1 MW. 5. (...) Para los GD, por ser una planta de generación dedicada exclusivamente a entregar energía, es sabido que siempre han declarado la Capacidad Efectiva Neta (CEN), que sería el equivalente en estas reglas a la definición de potencia máxima declarada y, durante el proceso de conexión, solo deben agregar la capacidad instalada o nominal. (.) (.) Por lo tanto, el GD declara su capacidad efectiva neta y se entiende que es lo máximo que puede entregar. Diferente al AGPE o AGGE que podría tener un dispositivo controlador para poder aprovechar la inyección a su propia demanda y lo que va a red (.) (.) Documentación solicitada (.) Manual del dispositivo para control de no inyección a red o que la controlan en alguna medida, o de los elementos que realizan dicha función. Solo aplica para autogeneradores. (.)

6. Juan David peña, grupoingeandessas@grupoingeandes.com

7. El GD por definición es de capacidad instalada menor a 1 MW. Lo cual para solares se verifica con el agregado de la capacidad de salida en AC de los inversores asociados con conexión a los paneles solares.

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)