CREG - Concepto 9885 de 2024

CONCEPTO 9885 DE 2024

(noviembre 28) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Señor XXXXXXXXX Asunto: CUESTIONARIO CITACIÓN SESIÓN DESCENTRALIZADA FORMAL           PRESENCIAL. ACUERDO CON LA PROPOSICION # 13 DEL                                                31/10/2024

Radicado CREG: S2024009885

Id de referencia: E2024018103

Respetado señor: Hemos recibido la comunicación del asunto, a través de la cual realiza un cuestionario que a continuación procedemos a responder, con fundamento en las funciones asignadas a la CREG establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, y en especial, las incluidas en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994.

Pregunta 1 (...) 1.¿Qué medidas regulatorias ha implementado la CREG para facilitar la transición energética en Colombia, y cómo se están midiendo sus impactos?

Respuesta: La Comisión ha implementado la regulación a continuación para facilitar la transición energética y que permite la conexión y operación

de plantas renovables: Resolución CREG Tema 024 de 2015 Autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) Esta aplica también a plantas solares, eólicas, hidráulicas, térmicas o cualquier tipo de generación. 167 de 2017, actualizada por la Res. CREG 101 006 de 2023 Metodología de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas eólicas.

201 de 2017, actualizada por la Res. CREG 101 007 de 2023 Metodología de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas solares. 038 de 2018 Autogeneracióngeneración distribuida en Zonas no Interconectadas (ZNI). Esta aplica también a plantas solares, eólicas y cualquier tipo de tecnología. La Comisión realizó un taller sobre este tema, el cual lo podrá encontrar en el siguiente enlace:https://youtu.be/Vve21iQ9KMY 060 de 2019 Requisitos de conexión de plantas solares y eólicas al Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Transmisión Nacional (STN)107 de 2019 Mediante esta resolución se define la garantía asociada a la puesta en operación comercial de los proyectos de generación, que deben entregar los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo definido en la Resolución 40590 de 2019, modificada por la Resolución número 40678 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.Esta aplica también a plantas solares y eólicas. Resolución CREG Tema 200 de 2019 Esta resolución permite que plantas puedan compartir activos de conexión para su conexión al SIN. Esta aplica también a plantas solares y eólicas. Actualmente está en análisis el proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, para el complemento de la Resolución CREG 200 de 2016, en cuanto a los requerimientos técnicos, operativos y se complementan los comerciales que aplican a la conexión de generadores que comparten activos.

075 de 2021 Procedimientos de conexión al SIN de cualquier recurso de generación (solar, eólico, hidráulico, biomasa, geotérmica, etc), siempre y cuando no apliquen la Resolución CREG 174 de 2021.También aplica a usuarios como cargas. La Comisión realizó un taller sobre este tema, el cual lo podrá encontrar en el siguiente enlace:https://www.youtube.com/watch?v=XrcIRsjTF7o 148 de 2021 Requisitos de conexión para plantas solares y eólicas al Sistema de Distribución Local (SDL) con potencia máxima declarada mayor o igual a 5 MW. 135 de 2021 Derechos y deberes de los usuarios autogeneradores a pequeña escala (AGPE). Esta aplica a FNCER y cualquier tipo de recurso. 174 de 2021 Desde el año 2018 existió la posibilidad de ser autogenerador a pequeña escala o generador distribuido con la Resolución CREG 030 de 2018. Dicha resolución se actualizó con la Resolución CREG 174 de 2021 que se complementa con la Res. CREG 135 de 2021 (citada anteriormente sobre derechos y deberes de los usuarios autogeneradores). En la Res. CREG 174 de 2021 se mejoran los requisitos de conexión y requisitos técnicos de autogeneradores a pequeña escala (AGPE) y generadores distribuidos (GD) al SDL (AGPE con capacidad instalada o nominal (1) menor o iguales a 1 MW, GD menor a 1 MW). También aplica a autogeneradores a gran escala (AGGE) con potencia máxima declarada(2) mayor a 1 MW y menor a 5 MW.

Aquí la Comisión ha dispuesto información relativa a la actividad de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, e información de autogeneración a gran escala que aplican los requisitos simplificados, en el enlace que se referenciará a continuación, en donde podrá encontrar: i) la normativa que aplica, ii) antecedentes sobre las reglas, iii) el procedimiento para convertirse en usuario autogenerador a pequeña escala, iv) reglas de medición y vi) las reglas comercialización de energía:https://creg.gov.co/publicaciones/15064/autogeneracion-a-pequena-escala-ygeneración-distribuida/ En adición, en el año 2022 se desarrollaron dos talleres explicando la actividad de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida (y también se explica la autogeneración a gran escala que aplican los requisitos simplificados) conforme a las ultimas resoluciones aplicables, Resoluciones CREG 135 de 2021 y 174 de 2021, los enlaces para esos talleres y sus presentaciones son los siguientes:- https://www.youtube.com/watch?v=BPkWMFBwwCchttps://www.youtube.com/watch? v=UYVOpOaeqmEhttps://www.creg.gov.co/comunicaciones/presentaciones/presentaciones-2022/talleresde-auto-generación-y-generación-distribuida Así, mismo, la CREG ha dispuesto otros videos informativos para explicar dicho tema, que puede encontrar en los siguientes enlaces:

Resolución CREG Tema - https: //youtu.be/3jKDHWEEzt4 - https://youtu.be/CYanIJVmw5g - http://youtu.be/r5OONGmRORY

• https://youtu.be/6onKxmu rRo101 011 de2022

Conexiones de plantas solares y eólicas al SDL, con capacidad nominal mayor o igual a 1 MW y menor a 5 MW. También aplica a autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada mayor a 1 MW y menor a 5 MW. 101 024 de2022 Por la cual se definen los procedimientos para las subastas del Cargo por Confiabilidad en el mercado mayorista de energía. Esta aplica también a plantas solares. Toda la regulación referida y la que se cite en este documento la podrán encontrar en el siguiente enlace por año: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/resoluciones_originales.html En cuanto al impacto, el mismo puede ser cuantificado en la capacidad incorporada en el sistema. - En la actualidad las plantas solares que son despachadas centralmente (aquellas que realizan oferta de precio en la bolsa de energía) suman un total de 708 MW. En cuanto a plantas solares no despachadas se tiene 737,84 MW. En la siguiente página puede observar los nombres de las plantas que están en operación comercial y sus capacidades. https://paratec.xm.com.co/paratec/SitePages/generacion.aspx?q=capacidad Existen otras plantas que están en estado de pruebas que son eólicas y otras solares y que no han entrado en operación. De estas no existe un registro formal; no obstante, XM SA ESP publicó una noticia donde podrá encontrar las que están en pruebas a corte del primer semestre de 2024:

https://www.xm.com.co/noticias/7028-en-el-primer-semestre-del-2024-con-el-ingreso-de-40-proyectos-nuevos-se-fortalece-la - En cuanto a recursos más pequeños, como son los autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos, existen dos sistemas de medición de integración, en la Unidad de Planeamiento Minero Energética UPME y en XM SA ESP, en los cuales podrá observar los niveles de integración al sistema: https://public.tableau.com/views/AutogeneracinyGeneracinDistribuida2/Historia1?:embed=y&:display_count=yes&:showVizHome=no https://sinergox.xm.com.co/oferta/Paginas/Informes/AGPE.aspx Otros impactos se han medido debido a la probable penetración de recursos renovables y que están contenidos en estudios que ha contratado la Comisión y que se citarán en la respuesta a las preguntas 6, 8 y 11 en este documento. Preguntas 2, 4 y 5 (...) 2. ¿Cómo está la CREG asegurando que el marco regulatorio apoye la incorporación de energías renovables en la matriz energética nacional? (...) (...) 4. ¿Cómo está la CREG incentivando la inversión privada en (infraestructura para energías renovables y tecnologías limpias? (...) (...) 5. ¿Qué estrategias está implementando la CREG para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro energético durante la transición? (.) Respuesta: En cuanto a regulación para que una planta renovable se conecte al sistema, ya citamos en la respuesta a la pregunta 1 que la CREG

tiene toda la implementación, con la cual todos los inversionistas conocen con exactitud los requerimientos técnicos y de procedimientos para su conexión y operación con antelación. Ahora bien, con base en las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021, en el primer calendario de asignaciones, se dio permiso de conexión y de uso de capacidad de transporte del Sistema Interconectado Nacional a 138 proyectos de generación solares y 3 eólicos que en total suman más de 6300 MW. Esto quiere decir que con base en la regulación expedida por la CREG más del 93% de los permisos de conexión de nuevos proyectos de generación fueron dados para proyectos que utilizan tecnologías renovables.Por otra parte, en cuanto al incentivo a entrar a competir en el sistema Colombiano y al tiempo para garantizar la estabilidad y seguridad del sistema, aplicando el mecanismo del cargo por confiabilidad, Resolución CREG 071 de 2006, se han adelantado 6 subastas de expansión mediante las cuales se han comprometido la construcción de 11.078 MW en 67 plantas nuevas de diferentes tecnologías: hidráulica, térmicas, solares, eólicas y biogás. Las resoluciones que convocaron dichas subastas son: Resolución CREG 031 de 2007, Resolución CREG 056 de 2011, Resolución CREG 104 de 2018 y la Resolución CREG 101 034A de 2022. Además, se acaba de publicar la Resolución CREG 101 062 de 2024 (3) que convoca a 3 subastas de obligaciones de energía firme cuyo propósito es garantizar la cobertura en energía para los periodos Diciembre de 2025 a Noviembre de 2026, Diciembre de 2026 a

Noviembre de 2027 y Diciembre de 2027 a Noviembre de 2028. Estas asignaciones varían entre 1, 5, 10 y hasta por 20 años, tiempo contado a partir del periodo en que queden asignados y dependiendo en la modalidad en que participen. Con esto los inversionistas tienen otro incentivo para entrar al mercado Colombiano que a su vez fortalece la matriz energética y por ende la seguridad del sistema. Así mismo se está adelantando en el equipo de trabajo interno una subasta de expansión para asignar obligaciones a partir del año 2028-2029. Pregunta 3 (...) 3. ¿Qué papel está desempeñando la CREG en la gestión y planificación de las reservas de gas natural en el país? (...) Respuesta: Dentro de las funcione asignadas a la CREG en virtud de la Ley 142 de 1994, del Decreto 1260 de 2013 y del Decreto 1073 de 2015, no se encuentra ninguna relacionada con la gestión y planificación de las reservas de gas natural en el país. Sin embargo, la CREG continuamente realiza reuniones de coordinación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para conocer el avance del desarrollo de los contratos de exploración y producción del recurso hidrocarburífero, administrados por dicha entidad. Lo anterior se hace con el fin de evidenciar la posibilidad de un aumento o reducción en la determinación de nuevas reservas de gas natural, de recursos contingentes y de recursos prospectivos, así como la posibilidad del aumento o de la reducción de la producción de las reservas existentes certificadas a la ANH, que lleven a la actualización y realización de ajustes a las reglas de funcionamiento del mercado de

gas natural establecidas por la CREG. Todo lo anterior, en resumen, con el fin de lograr el mayor uso posible a los precios más eficientes, del gas natural de producción nacional para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible en el país. Preguntas 6, 8, 11 y complemento de la pregunta 5 (...) 6. ¿Cómo está la CREG abordando los desafíos de conectividad e integración de sistemas de energía renovable a la red nacional? (...) (...) 8. ¿Cómo está colaborando la CREG con otras entidades gubernamentales y el sector privado para promover la eficiencia energética? (.) (.) 5.¿Qué estrategias está implementando la CREG para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro energético durante la transición? (.) (.) 11. ¿Qué mecanismos de supervisión y control ha establecido la CREG para asegurar que las empresas energéticas cumplan con los objetivos de descarbonización? (.) Respuesta: Como ya hemos citado anteriormente, a la fecha, la Comisión ha expedido el marco regulatorio completo para la entrada en operación de plantas renovables. Con respecto a las medidas implementadas desde la regulación para la integración de sistemas de energía renovable, debe destacarse que una de las principales razones consideradas por la CREG para la expedición de la Resolución CREG 075 de 2021 fue atender el aumento de las solicitudes de conexión de proyectos de generación renovables en el país. Esto se menciona en el numeral 3 del Documento CREG 187 de 2020 con el que se soporta la resolución de consulta 233 de 2020, que fue la que dio origen a la

Resolución CREG 075 de 2021.En los últimos años, la política energética ha dado un impulso al desarrollo de proyectos de generación con energías renovables no convencionales. Esto ha llevado a un aumento importante de proyectos de este tipo registrados en la UPME (ver Gráfico 1) y, por consiguiente, a un aumento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte. Varias de dichas solicitudes se han concentrado en zonas geográficas particulares que requieren la expansión de capacidad de transporte en el área, lo que junto con el menor tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos y las dificultades para la ejecución de obras de transmisión ha puesto en estrés el procedimiento para aprobar las conexiones de nuevos proyectos al SIN y ha originado efectos no deseables. Así mismo, dentro de los requisitos que deben cumplir los estudios de conexión de los proyectos de generación solares y eólicos, mediante al Circular CREG 047 de 2023 realizaron flexibilizaciones a los requisitos de información sobre el recurso primario de este tipo de proyectos. Ahora bien, los desafíos para la transición energética, y más si es integración de fuentes renovables que son el tipo variable (4), están asociados a tener una operación segura confiable y económica del sistema. esto principalmente se debe a la variabilidad de la generación de dichos recursos que hace que en todo momento se tenga que realizar un balance de energía para abastecer la demanda. Dicha fluctuación en generación crea la necesidad de tener plantas con reserva de generación disponible para usarse y que tengan la característica de que sea sostenible en el tiempo para poder mantener niveles de energía iguales a la demanda de energía que

consumen los usuarios en el sistema. Plantas que sirven para sostener este balance son las plantas hidráulicas con embalse y las plantas térmicas. Otros recursos que ayudan son los sistemas de almacenamiento o baterías. Se ha estudiado lo anterior por la Comisión y se ha determinado el impacto y desafíos que tiene la penetración de fuentes renovables en el sistema y cómo se podría abordar los requerimientos de plantas hidráulicas y térmicas grandes para servicios del sistema y como sería su aporte y rol en el tiempo. A continuación, hacemos referencia a todos los estudios que evalúan todo lo anterior: - Año 2016: Documento CREG 004B propuesta de implementación de un despacho vinculante. El documento con el análisis en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/2c69d65fac7d455205257fda007e3fc3.html - Año 2018: para avanzar en la definición de las transacciones vinculantes, sesiones intradiarias, servicios complementarios y despacho co-optimizado, la CREG adelantó estudios con la Universidad de Comillas para adelantar la propuesta para la introducción del despacho vinculante, mercados intradiarios y mecanismo de balance, y con el consorcio PSR-DiAvanti, se evaluaron las necesidades de servicios complementarios para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta la mayor participación de la generación variable en el mercado, y la formulación del despacho cooptimizado. Los estudios en los siguientes enlaces:

https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/0edaf699c80912270525838c0076bc35.html https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256e ee0072eba7Z083a13dae8b1eab30525839700788682.html - Año 2019: Para profundizar los análisis de los mercados de energía y servicios complementarios propuestos en los estudios del 2018, la CREG contrató al consorcio PSR-PHC para la integración y simulación de las reglas operativas y comerciales definidas en los estudios de despacho vinculante, mercados intradiarios y servicios complementarios. El estudio en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/a6cb6b7edbef8479052584ff00746c69.html - Año 2020: El Ministerio de Minas y Energía (MME) adelantó estudio sectorial con 20 expertos nacionales e internacionales, que dieron sus recomendaciones al gobierno nacional para la construcción de la hoja de ruta para la energía del futuro: eficiente, confiable y sostenible. En el foco 1 la misión abordo los temas de competencia, participación y estructura del mercado eléctrico. En dichas recomendaciones se mantiene que en el diseño del mercado de corto plazo se continúe con las iniciativas de: despacho vinculante, mercados intradiarios, mecanismo de balance y mercado de servicios auxiliares que viene estudiando la CREG y se evalúe la

conveniencia de migrar a mediano plazo hacia un esquema nodal. El documento en el siguiente enlace: https://minenergia.gov.co/documents/6715/Informes_segunda_fase_MTE.p df - Año 2022: Anteriormente se habían hecho evaluaciones de requerimientos a nivel de mercado y general de servicios necesarios para operar el sistema, pero no se habían realizado a nivel de detalle técnico necesario. Para tal fin, la Comisión contrato un estudiocon PHC servicios integrados donde se hizo la revisión, análisis y evaluación de los criterios técnicos y requisitos operativos para la prestación de servicios complementarios en el sistema interconectado nacional, esto para ayudar a la operación más flexible del sistema y ante la penetración de recursos renovables. En el enlace a continuación está el informe: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/circular_creg_01222022.htm A partir de los estudios desde el año 2016 hasta el año 2020, se ha creado una propuesta para modernizar el mercado eléctrico, esto mediante la Resolución CREG 143 de 2021 que incluyó las reglas nuevas que aplicarían y que se tiene planeado continuar avanzando en el año 2025. Así mismo, se tiene planeado incluir en esa propuesta el estudio citado anteriormente del año 2022. En cuanto a otros desafíos, adjuntamos una evaluación que presenta XM SA ESP a la Comisión, donde se evalúan los requerimientos necesarios para que el sistema pueda operarse de forma flexible con penetración de fuentes variables (Radicado CREG E2023003627).

En cuanto a trabajo colaborativo, actualmente estamos trabajando con el National Renewable Energy Laboratory (NREL), el Ministerio de Minas y Energía y XM SA ESP para la actualización de requerimientos técnicos y operativos que son necesarios a nivel regulatorio para brindar flexibilidad al Sistema ante la penetración de recursos renovables. Finalmente, en cuanto a objetivos de descarbonización, las subastas convocadas por medio de la Resolución CREG 101 062 de 2024 tienen una opción en que pueden participar plantas existentes que pretenden adelantar obras de infraestructura que impliquen la conversión de la planta para operar con un combustible que reduzca emisiones de CO2. Para poder participar lo deben demostrar y certificar y posteriormente se hace un seguimiento a la construcción y/o adaptación de la planta mediante auditorias. La resolución la pueden encontrar en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_062_2024/ Pregunta 7 (...) 7. ¿Qué medidas ha tomado la CREG para proteger a los consumidores durante el proceso de transición energética, especialmente en términos de tarifas y calidad del servicio? (...) Respuesta: Precisamos que la Comisión de Regulación CREG se encuentra trabajando sobre todas las medidas regulatorias que impactan directamente las tarifas, como son:

I. Componente de generación En este componente la CREG ha avanzado en las siguientes medidas: - Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 048 de 2024 se propuso un ajuste de la remuneración de los costos de arranque y parada de las plantas térmicas buscando mayor eficiencia en la asignación de costos .

• Mediante proyecto de Resolución CREG 701 049 de 2024 se publicó una propuesta para el control de precio de bolsa que considera los precios ofertados por las plantas hidráulicas y térmicas para establecer su valor máximo. - Con el proyecto de Resolución CREG 701 065 de 2024 se publicó a comentarios una propuesta para definir nuevos precios de escasez. - Para garantizar el abastecimiento de energía en el mediano y largo plazo se realizó la subasta de expansión el 15 de febrero de este año y se propuso la realización de una subasta de reconfiguración de compra, mediante el proyecto de Resolución CREG 701 060 de 2024. - Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 064 de 2024 se facilita la entrega de excedentes de energía por parte de los autogeneradores y aquellos otros generadores con disponibilidad de energía, con el objetivo de aumentar la oferta de energía en el mercado. - Mediante la Resolución 101 057 de 2024, la Comisión aprobó unas reglas de flexibilización transitoria de los mecanismos decontratación de energía a largo plazo con destino a la demanda regulada, cuyo objetivo es aumentar la contratación de largo plazo para reducir las compras en la bolsa de energía -corto plazoque realizan los comercializadores.

II. Componente de Transmisión La Comisión expedirá una nueva metodología de remuneración de la actividad de trasmisión para el siguiente periodo tarifario, cuya última consulta se publicó mediante la Resolución CREG 177 de 2016 . Esta nueva metodología tendrá en cuenta una mayor

información de la actividad y mejoras en los criterios de eficiencia. Actualmente se está desarrollando un estudio para la incorporación de nuevas tecnologías en las unidades constructivas utilizadas para la remuneración del componente de inversión.

III. Componente de Distribución - La Comisión viene trabajando en la expedición de una nueva metodología para la remuneración de la actividad de distribución, para el siguiente periodo quinquenal, en la cual se revisarán los criterios de eficiencia en los componentes de inversiones, reconocimiento de pérdidas, gastos de administración, operación y mantenimiento y mejoras en el esquema de calidad del servicio. - Cuando finalice el régimen especial transitorio vigente para la región Caribe, el objetivo es aplicar la nueva metodología para la remuneración de la actividad de distribución a todos los Operadores de Red del país incluyendo los que atienden el mercado de comercialización de la región Caribe. - Con la Resolución CREG 101 035 de 2024 se incrementó la tolerancia en el transporte de energía reactiva capacitiva que puede darse sin incurrir en cobros, de tal manera que para usuarios en nivel de tensión 1 puede darse un transporte de energía reactiva capacitiva equivalente a la mitad de la energía activa sin cobros adicionales. - Se viene adelantando el proceso de contratación para la verificación de la ejecución de inversiones de los operadores de red, OR, en cumplimiento de la Resolución CREG 101 022 de 2022, modificada por la Resolución CREG 101 039 de 2024, de las que pueden resultar ajustes en la remuneración de los OR y por tanto en las tarifas pagadas por los usuarios, de encontrarse que las inversiones

ejecutadas sean menores a lo reportado por las empresas. - Mediante la Resolución 101 050 del 5 de septiembre de 2024 se definieron las condiciones a las que hace referencia el Artículo 236 de la Ley 2294 de 2023. La normativa permite la flexibilización de inversiones de los operadores de red que hayan cumplido las metas de calidad del servicio, con el propósito de reducir los incrementos tarifarios a los usuarios. Con base en estas reglas, los operadores de red pueden solicitar la flexibilización de las inversiones planeadas.

IV. Componente de Comercialización - Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 038 de 2024 , se publicó la propuesta para expedir la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía, el cual surtió el proceso de consulta hasta el 20 de agosto del presente año. La Comisión se encuentra trabajando en la resolución definitiva, la cual tiene como objetivo capturar las eficiencias obtenidas por las empresas durante el último periodo tarifario y actualizar los costos para que reflejen la realidad actual de cada mercado. - De acuerdo con las reglas vigentes, los aspectos relacionados con la actividad de comercialización (5) del régimen transitorio especial para la región Caribe finalizarán tan pronto se aprueben los cargos con la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización una vez se expida la resolución definitiva.

V. Componente de Pérdidas - La Comisión se encuentra analizando el reconocimiento tanto de pérdidas técnicas como no técnicas de acuerdo con criterios de eficiencia, incentivos a la optimización de las inversiones y gestión realizada por las empresas en la disminución de los niveles de

pérdidas reales actuales. - En relación con las pérdidas reconocidas a Air-e S.A.S. E.S.P., la Comisión CREG solicitó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, la revisión del reporte de inversiones ejecutadas durante el año 2023 realizado por la citada empresa; como resultado, se encontró que las inversiones de la empresa Air-e S.A.S. E.S.P. para el año 2023, fueron del 3,13%. En consecuencia, el liquidador y administrador de cuentas LAC, recalculó los ingresos y cargos, lo que originó que a la empresa Air-eS.A.S E.S.P., actualmente no se le estén reconociendo las perdidas no técnicas, lo que significa para los usuarios de la empresa Aire, una disminución en la tarifa de cerca de 90 $/kwh.

VI. Otras medidas para la reducción de tarifas del servicio de energía eléctrica - Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 051 de 2024 se presentó una propuesta de armonización regulatoria de las comunidades energéticas que se pueden constituir para realizar las actividades de autogeneración colectiva o generación distribuida colectiva. Actualmente se está trabajando activamente para tener la propuesta definitiva con base en los comentarios recibidos durante la etapa de consulta. - Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 055 de 2024 se propuso el ajuste de los factores de indexación utilizados para el cálculo de tarifas en los componentes de transmisión, distribución, comercialización y que podrán ser acogidos también para actualizar los valores de los contratos de compra de energía. - En cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución CREG 101 028 de 2023, en la cual los meses de recuperación de los saldos de

la opción tarifaria son elegidos por el comercializador sujeto a que no se superen 120 meses, el prestador AIR-E S.A.S. E.S.P. en el marco de la intervención realizada por la SSPD, amplió el plazo de recuperación del saldo logrando una disminución por este concepto cercana al 20% del costo unitario de prestación del servicio. - En cumplimiento de la Resolución 40225 de 2024 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se adoptaron medidas para la reducción de tarifas a los usuarios regulados del servicio de energía eléctrica y se solicitó a la CREG la expedición de ajustes los regulatorios, la Comisión publicó para consulta el 30 de agosto de 2024 el proyecto regulatorio Resolución CREG 701 063 de 2024, en busca trasladar a los usuarios los beneficios de los créditos otorgados para el financiamiento del Costo de la Opción Tarifaria y la renegociación de contratos por parte de los prestadores del servicio. Pregunta 9 (...) 9. ¿ Qué políticas están en marcha para fomentar el uso de gas natural como un combustible de transición hacia una matriz energética más limpia? (...) Respuesta: El papel del gas natural en la ruta de una transición energética se puede analizar desde dos alcances regulatorios: i.) su uso como fuente de calor en el sector residencial y comercial para la cocción de alimentos y el calentamiento de espacios buscando desplazar energéticos locales de bajo costo pero con mayor impacto contaminante, mayor afectación a la salud humana y menor seguridad de

las instalaciones, tales como la leña o los combustibles líquidos o para desplazar energéticos más costosos como la energía eléctrica; y, ii) su uso para generación eléctrica en procesos de producción de vapor, o en uso directo en turbinas de gas, ya sea a nivel industrial o del sector termoeléctrico, como recurso de respaldo ante reducciones del recuro hidroeléctrico, o recursos complementario y de soporte ante la generación de fuentes renovables intermitentes o con bajo almacenamiento por baterías En ambos casos es necesario garantizar un abastecimiento continuo y de largo plazo, mediante esquemas comerciales que debe establecer o actualizar el regulador para lograr la mayor eficiencia entre el precio y la garantía de suministro sin interrupciones, que no solo requieren de fuentes de suministro suficientes sino también de la