CREG - Resolución 101 98 de 2026

RESOLUCIÓN 101 98 DE 2026

(febrero 19) <Fuente: Archivo interno entidad emisora> Diario Oficial No. 53.415 de 2 de marzo de 2025 Diario Oficial disponible en la web de la Imprenta Nacional de Colombia el 3 de marzo de 2026 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG 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 LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE: El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El artículo 370 de la Constitución Política asigna al Presidente de la República la función de señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios. Atendiendo lo dispuesto en el artículo 2o de la Ley 142 de 1994 dentro de los fines que persigue la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encuentran: la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia y la no utilización abusiva de la

posición dominante. Así mismo, dentro de los instrumentos que permiten dar cumplimiento a dichos fines se encuentra la regulación, incluyendo la fijación de metas de eficiencia y la definición del régimen tarifario. Según el artículo 4o de la Ley 143 de 1994, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos. El artículo 11 de la Ley 143 de 1994 define el Sistema Interconectado Nacional (SIN), como el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.El artículo 20 de la citada Ley, estableció como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Así mismo, el artículo 23 de la mencionada Ley, faculta a la Comisión de Regulación de energía y Gas, CREG, a establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del SIN, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación (CNO). Por su parte, el artículo 24 del Capítulo V de la Ley 143 de 1994 sobre la actividad de generación

coordinación de la operación del SIN, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación (CNO). Por su parte, el artículo 24 del Capítulo V de la Ley 143 de 1994 sobre la actividad de generación expresa que, todos los agentes económicos pueden construir plantas generadoras con sus respectivas líneas de conexión a las redes de interconexión y transmisión. Además, en el artículo 25 dispone que (subrayado añadido): (…) Los agentes económicos privados o públicos que hagan parte del sistema interconectado nacional deberán cumplir con el Reglamento de Operación y con los acuerdos adoptados para la operación del mismo (…) El artículo 34 la Ley 143 de 1994 establece como algunas de las funciones del Centro Nacional de Despacho (CND) las siguientes: "a). Planear la operación conjunta de los recursos de generación , interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional , teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica; "b) Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación , interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales; "c) Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación conjunta de los recursos energéticos del sistema interconectado nacional ; "d) Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional; (…)" Por tanto, es función del CND la planeación, coordinación, supervisión, control y análisis de la

operación de los recursos de generación del SIN, lo cual incluye sus conexiones a "la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios" , y deber de los agentes, cumplir con el Reglamento de Operación y los Acuerdos adoptados para la operación del mismo. Por su parte, el artículo 85 de la Ley 143 de 1994 señala que "Las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica, constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos". Las Resoluciones CREG 025 de 1995 (Código de Redes), 080 y 083 de 1999 regulan en detalle los roles de planeación, coordinación, supervisión y control entre el CND y los agentes del SIN.En particular, la Resolución CREG 080 de 1999 en su artículo 2o y en los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 3o establece, en lo que respecta a la supervisión, coordinación y control de la operación y con relación a activos de conexión, por parte del CND, lo siguiente (subrayado añadido): (…) Centro Nacional de Despacho (CND). Es responsable de la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos del SIN, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos

del C.N.O . (…) (…) Generadores. En el caso de generación con despacho centralizado, son responsables de la coordinación, supervisión y control de la operación de sus plantas y/o unidades de generación, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del CNO y las instrucciones impartidas por el CND . (…) (…) Efectuar el planeamiento operativo energético y eléctrico de los recursos del SIN . El planeamiento energético tendrá carácter indicativo, en tanto que el planeamiento eléctrico tendrá carácter obligatorio (…) (…) Supervisar directamente las variables de operación de los generadores despachados centralmente (…) (…) Supervisar directamente las variables de operación de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN (…) (…) Supervisar directamente las variables de operación de los activos de los STR's y/o SDL's que a su criterio se requiera (…) (…) Supervisar directamente la operación de los activos que prestan el servicio de Control Automático de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente (…) (…) Coordinar la programación de la operación integrada de los recursos del SIN (…) (…) Coordinar la operación de los Activos de Uso del STN y Activos de Conexión al STN , respetando los límites operativos declarados por los agentes, los cuales deberán estar sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en

que se solicite la modificación de estos límites (…) (…) Coordinar el Control Automático de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente. Para esto, el CND requiere telecomando directo sobre los equipos que prestan este servicio (…) (…) Coordinar a través de los Transportadores que a su criterio requiera, la regulación de voltaje de otros activos del SIN (…) (…) Coordinar, de acuerdo con la reglamentación vigente, la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, de las Unidades Constructivas del STN, de los Activos de Conexión al STN , de las InterconexionesInternacionales de nivel IV o superior y de los demás activos que a su criterio se consideren Consignación Nacional (…) (…) Controlar directamente los equipos que presten el servicio de Regulación Automática de Voltaje (CAV) en el STN, en Activos de Conexión al STN y a nivel de generadores despachados centralmente, mediante telecomando, en los términos establecidos en la reglamentación vigente (…) (…) Controlar indirectamente las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente y aquellas no despachadas centralmente que a su criterio se requiera . Así mismo, controlar indirectamente la operación de los Activos de Uso del STN y de los Activos de Conexión al STN, de las Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y de los demás activos del SIN que a su criterio se requiera , para asegurar una operación segura y confiable del Sistema (…) Por su parte, la Resolución CREG 083 de 1999 establece para el CND lo siguiente (subrayado añadido):

criterio se requiera , para asegurar una operación segura y confiable del Sistema (…) Por su parte, la Resolución CREG 083 de 1999 establece para el CND lo siguiente (subrayado añadido): (…) El CND supervisa en tiempo real las tensiones en barras del STN y de los STR a nivel IV de tensión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas del STN y de los Activos de Conexión a dicho Sistema (…) (…) Previo acuerdo escrito entre el agente que represente el equipo ante el CND y el CND, se podrán enviar señales de telecomando a interruptores. El CND podrá enviar señales de telecomando a los cambiadores de toma de transformadores y demás equipos que participan en el Control Automático de Voltaje (CAV) (…) Así mismo, el artículo 4o de la Resolución CREG 080 de 1999 establece entre las funciones del CND las siguientes (subrayado añadido): (…) 2. Soporte a la CREG. El CND deberá, por solicitud de la CREG, brindar apoyo a la misma en lo relacionado con la información operativa y demás análisis que requiera (…) (…) 3. Elaboración de Estudios e Informes (…) (…) el CND debe realizar los siguientes: (…) (…) a) Estudios de coordinación de protecciones (…) (…) b) Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN, Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares (…) (…) c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica supervisada directamente por el CND (…)

Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares (…) (…) c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica supervisada directamente por el CND (…) De todo lo anterior, se desprende que el CND es el encargado de coordinar la operación las plantas de generación y sus activos de conexión y de coordinar el control de tensión y reactivos a nivel de generadores y activos de conexión. Además, el CND podrá enviar señales de telecomando a interruptores previo acuerdo, y podrá adicionalmente enviar señales de telecomando a los cambiadores de toma de transformadores y demás equipos que participan en el Control Automático de Voltaje. Así mismo, deberá adelantar los análisis que le indique la CREG para su soporte y en este caso, en desarrollo de la regulación. Sobre la regulación de los sistemas de medición en el SIN, según lo establecido en las Resoluciones CREG 156 y 157 de 2011 y 038 de 2014, los generadores deben tener una frontera comercial degeneración en su punto de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), con el fin de obtener en forma individual la medida de las transferencias de energía. Por esta razón, si hay varios generadores que van a conectarse a un mismo punto del sistema deben construir sus activos de conexión en forma separada para cada planta de generación.

Al respecto, se recibieron en la CREG varias solicitudes para que, en caso de ser posible compartir activos de conexión, se permitiera a los generadores utilizar los mismos activos de conexión para varias plantas. Las solicitudes se recibieron mediante radicados CREG: E-2018-006148 (junio de 2018), E-2018-006149 (junio de 2018), E-2019-003155 (marzo de 2019), E-2019-005510 (mayo de 2019) y E-2019-007485 (julio de 2019). Mediante la Resolución CREG 099 de 2019 se publicó para comentarios un proyecto de resolución con una propuesta para permitir compartir activos de conexión por más de una planta de generación. En el plazo establecido para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre la propuesta publicada. Un resumen de los comentarios recibidos, las propuestas sobre la inclusión de estos comentarios, el cuestionario de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) y otros análisis realizados por la Comisión se encuentran en el Documento CREG 130 de 2019, que hace parte integrante de la Resolución CREG 200 de 2019, mediante la cual se definieron las reglas para permitir compartir activos de conexión por más de una planta de generación, incluyendo: la suscripción de un acuerdo de conexión compartida, requisitos para hacer parte de una conexión compartida y reglas para referir las medidas para poder diferenciar aspectos comerciales, así como mecanismos de liquidación diferenciados. No obstante, dicha Resolución no cuenta con requisitos específicos de aspectos

técnicos y operativos para plantas que comparten activos de conexión. Posteriormente, XM S.A. E.S.P. mediante comunicados XM 007522-1 del 14 de abril de 2020 (Radicado CREG E-2020-003249), XM 016854-1 del 28 de agosto de 2020 (Radicado CREG E2020-010383) y XM 022327-1 del 6 de noviembre de 2020 (Radicado CREG E-2020-013635), remitió a la Comisión información sobre algunos aspectos particulares que se derivan de la aplicación de la Resolución CREG 200 de 2019, la cual brinda una opción para permitir la conexión de proyectos de generación compartiendo activos de conexión. En las citadas comunicaciones XM S.A. E.S.P. manifestó a la Comisión, entre otros aspectos, la necesidad de que la CREG regulara aspectos técnicos y de coordinación de la operación asociados a la integración de generadores que van a hacer uso de la alternativa de conectarse a través de activos compartidos establecida en la Resolución CREG 200 de 2019 de tal forma que se mantenga una operación segura, confiable y económica del SIN. También se incluyó el ajuste a la disponibilidad comercial para los casos en que la máxima capacidad en el punto de conexión, sea inferior a la disponibilidad agregada de las plantas que conforman los generadores que conforman la red compartida. En el documento con radicado CREG E2022008493, XM S.A. E.S.P. realizó un resumen de las

comunicaciones y aspectos enviados a la Comisión, entre los cuales se tienen: curva de carga en el punto de conexión compartida, control de tensión, seguimiento al desempeño del control de tensión, requerimientos de curvas ante sobretensiones y caídas de tensión, modelos de los elementos,confiabilidad y seguridad de los elementos de la conexión compartida, reporte de disponibilidad de activos, coordinación de mantenimientos, cálculo de ajuste a la disponibilidad comercial, supervisión de activos, responsabilidades del representante del acuerdo de la conexión compartida, entre otros. En atención a lo anterior, la Comisión contrató la realización de un estudio de consultoría en el año 2020 con la empresa PHC Servicios Integrados, para determinar los requerimientos técnicos y operativos que se deben cumplir para la aplicación de la Resolución CREG 200 de 2019. Dentro del alcance del estudio se tiene el análisis de los documentos enviados por XM S.A. E.S.P. Con base en todos los análisis anteriores, la CREG en su sesión 1217 del 02 de diciembre de 2022, acordó expedir a consulta el Proyecto de Resolución 701 026 de 2022. En el documento soporte publicado, se presentaron los análisis de las propuestas realizadas por el CND, Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y PHC Servicios Integrados, y a partir de las mismas, la propuesta del proyecto de resolución en mención. Durante el periodo de consulta del Proyecto de Resolución CREG 701 026 de 2022, realizado del 14 al 27 de febrero de 2023, se recibieron comentarios de los siguientes remitentes:

Radicado Empresa que hace el comentario E2023002949

ISAGEN SA ESP

E2023003023

ISA INTERCOLOMBIA

E2023003048 CNO E2023003051 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD E2023003077

XM SA ESP

E2023003086

ACOLGEN

E2023003088

AES CHIVOR

E2023003094

ENEL COLOMBIA

E2023003103

SER COLOMBIA

E2023015644 EDP Posteriormente, ISAGEN S.A. E.S.P. mediante radicados CREG E2024005833 y E2024005834 (ambos de 26 de abril de 2024) envió nuevos comentarios sobre el control de tensión y su cumplimiento durante esquemas de transición en conexiones de generadores embebidos y cómo este esquema podría incluirse en la presente resolución. En el sentido anterior, se incluyen modificaciones a la propuesta inicialmente desarrollada y que antes no se consultaron, para analizar la viabilidad de los cambios propuestos. Así mismo, el CNO solicitó la expedición de la Resolución definitiva mediante radicado CREG E2024005629 y ratificó algunos comentarios enviados con anterioridad. La CREG en su Sesión 1316 del 16 de mayo de 2024, acordó expedir el Proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, en consecuencia, los comentarios al citado proyecto y las modificaciones propuestas, se analizaron en el Documento soporte CREG 901 094 de 2024.Durante el periodo de consulta del Proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, realizado del 24

de mayo de 2024 al 24 de junio de 2024, se recibieron comentarios de los siguientes remitentes: Radicado Empresa que hace el comentario E2024008550

CELSIA

E2024008723E2025002438

ISAGEN

E2024008734

INTERCOLOMBIA

E2024008736 CNO E2024008740

ANDESCO

E2024008742 XM E2024008745E2025002438

AES COLOMBIA

E2024008751

ACOLGEN

E2024008752

ISA INTERCOLOMBIA

E2024008757

SER COLOMBIA

E2024008761E2024009439 ENEL E2024008764

GECELCA

E2024008102 OGE ENERGY Los comentarios se analizan y se responden en el documento soporte que acompaña esta resolución. Adicionalmente, mediante radicado S2026001317 del 5 de febrero de 2026 se solicitó al CNO aclarar si las observaciones realizadas en el radicado E2024008736 de la tabla anterior, corresponden al concepto que establece el literal i del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 (subrayado añadido): "i) Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, después de haber oído los conceptos del Consejo Nacional de Operación." Mediante el radicado CREG E2026002347 del 6 de febrero de 2026, el CNO menciona que: "el Consejo emite su concepto positivo al proyecto normativo 701 046 de 2024, sujeto a que la

CREG acoja las observaciones presentadas en el documento con radicado E-2024-008736, cuya copia se adjunta a la presente comunicación." Una vez revisado el citado concepto, la CREG encuentra que la Ley 143 de 1994 no dispone que el mismo debe ser adoptado sin objeción alguna por parte de esta Comisión, y, en consecuencia, se entendió como agotada la obligación de escuchar el concepto del CNO. En todo caso, se precisa que varias de las observaciones recibidas del CNO derivaron en ajustes a la presente resolución, cuyo análisis puede observarse en el documento soporte que acompaña la presente normativa. Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, de conformidad con lo establecido en los artículos 2.2.2.30.4 y 2.2.2.30.5 del Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta normativa no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), sobre la presente resolución.Conforme lo anterior, la CREG en su Sesión 1441 del 19 de febrero de 2026, acordó expedir esta resolución. En consecuencia, RESUELVE: ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto determinar los requisitos técnicos y operativos, y se complementan aspectos comerciales, que deben cumplir los agentes generadores que aplican la Resolución CREG 200 de 2019, para compartir activos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), desde su entrada en operación. ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes generadores, a sus plantas de generación o las que representen y los respectivos activos de conexión que hagan

Interconectado Nacional (SIN), desde su entrada en operación. ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los agentes generadores, a sus plantas de generación o las que representen y los respectivos activos de conexión que hagan parte del Acuerdo de Conexión Compartido entre Generadores, ACCG, de que trata la Resolución CREG 200 de 2019. PARÁGRAFO. De forma adicional, el alcance incluye las plantas de generación solar y eólica en estado de pruebas y que cumplen con la definición de Generador Embebido de que trata la Resolución CREG 101 070 de 2025. ARTÍCULO 3o. REQUISITOS REGULATORIOS. Los agentes generadores con sus plantas de generación o las que representen y los respectivos activos de conexión deben aplicar la regulación vigente sobre conexión y operación de instalaciones de generación en el SIN. Las reglas específicas y complementarias para las plantas de generación, activos de conexión, puntos de conexión individuales y puntos de conexión compartidos operando en el marco de la Resolución CREG 200 de 2019 se especifican en esta resolución. ARTÍCULO 4o. DEFINICIONES. Además de las definiciones contenidas en la Resolución CREG 200 de 2019, y las establecidas en la regulación vigente, se tendrán en cuenta para la aplicación de la presente resolución, las siguientes: Activos de Conexión Compartidos, ACC . Son todos los elementos que son considerados activos de conexión y que son compartidos por agentes generadores para poder transportar la energía desde dos o más plantas de generación individuales a un mismo punto de conexión del Sistema de Transmisión

Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL). Acuerdo de Conexión Compartida entre Generadores, ACCG . Es el acuerdo de conexión compartida de que trata el artículo 4o de la Resolución CREG 200 de 2019. Fuente no convencional de energía y fuente convencional de energía . Son las fuentes de energía definidas en la Ley 1715 de 2014, conforme su caracterización del tipo no convencional o convencional. Máxima Capacidad del Punto de Conexión Compartida, MCPCC . Es la máxima capacidad de transporte por el Punto de Conexión Compartido (PCC) ante limitaciones en la capacidad de transporte en la Red de Activos de Conexión Compartida (RACC).Punto de conexión compartido, PCC . Es el "punto de conexión" de que trata la Resolución CREG 038 de 2014 y que representa el punto de conexión eléctrico en el cual los ACC del grupo de generadores se conectan al STN, a un STR o a un SDL. Punto de conexión individual, PCI . Es el punto de conexión eléctrico que coincide con el punto donde se encuentra la frontera individual de que trata la Resolución CREG 200 de 2019. Red de Activos de Conexión Compartida, RACC . Es la red que conforma el conjunto de ACC para la conexión al STN, STR o SDL de dos o más plantas de generación.

CAPÍTULO 1.

REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN.

ARTÍCULO 5o. INFORMACIÓN PARA EL PLANEAMIENTO OPERATIVO DE QUE TRATA EL CÓDIGO DE OPERACIÓN, RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El Centro Nacional de

Despacho (CND) y el Consejo Nacional de Operación (CNO) actualizarán el Acuerdo CNO por el cual se establecen y actualizan las definiciones y los formatos de reporte de los parámetros técnicos de las unidades y plantas hidráulicas, térmicas, eólicas y solares, u otro tipo de tecnología o recurso, y de los activos del STN y del STR para el planeamiento operativo y la operación del SIN conforme la regulación vigente. La actualización del Acuerdo debe considerar la información requerida de los ACC, incluyendo como mínimo lo siguiente:

1. Diagrama unifilar y parámetros técnicos de la RACC.

2. Modelos estáticos y dinámicos de los elementos que conforman la RACC, con un esquema de validación. En caso de que exista un esquema de control de algún tipo, también debe incluirse.

3. Parámetros técnicos del PCC al STN, STR o SDL.

4. Fecha de puesta en operación, FPO, conforme la Resolución CREG 075 de 2021, de la conexión compartida y de cada uno de los proyectos de generación de forma individual.

5. Otra información que consideren necesaria.

En el Acuerdo CNO se debe considerar las fechas de entrada en operación comercial de cada planta que hace parte del ACCG, así como la actualización de información cuando aplique. PARÁGRAFO 1o. En la actualización del Acuerdo de este artículo, se deberá considerar el reporte de información asociada al SDL para el cumplimiento de la presente resolución. PARÁGRAFO 2o. El agente representante del ACCG será el responsable de entregar la información de que trata el presente artículo en los términos indicados en el Acuerdo de que trata este artículo. PARÁGRAFO 3o. Regla de transición : las plantas de generación que entren a operar comercialmente hasta el día 31 de diciembre de 2026, para su entrada en operación comercial

de que trata el presente artículo en los términos indicados en el Acuerdo de que trata este artículo. PARÁGRAFO 3o. Regla de transición : las plantas de generación que entren a operar comercialmente hasta el día 31 de diciembre de 2026, para su entrada en operación comercial deberán suministrar al menos la información de los numerales, y de este artículo y la otra que ya haya sido establecida en el Acuerdo CNO vigente. Se deberá entregar la información complementaria que se defina en el citado Acuerdo, en el plazo que defina el CND.Complementariamente, para plantas de generación que hagan parte del ACCG y se encuentren operando comercialmente al momento de expedición de esta resolución, en el mismo Acuerdo CNO anterior se definirá el plazo para entregar la información de que trata este artículo, igualmente el tiempo será el definido por el CND.

CAPÍTULO 2.

REQUERIMIENTOS DE CONEXIÓN.

ARTÍCULO 6o. CURVAS DE CAPACIDAD P-Q Y Q-V O EQUIVALENTE. El CNO, el CND y los agentes generadores y sus plantas de generación deberán garantizar lo siguiente:

1. Si los generadores que hacen parte del ACCG son plantas de generación hidráulicas, térmicas u otro tipo de generación que use fuentes convencionales de energía, deberán cumplir desde su entrada en operación comercial con los siguientes requerimientos:

a. Cada planta de generación que haga parte del ACCG debe declarar la curva de capacidad de potencia activa en función de la potencia reactiva (P-Q), conforme a las especificaciones del fabricante del generador, referida a los terminales de alto voltaje del transformador elevador

asociado al generador. En Acuerdo CNO se deberá especificar cómo se realiza la prueba para verificar la curva P-Q referida a los terminales de alto voltaje del transformador elevador asociado al generador. b. La curva P-Q de cada planta de generación individual que haga parte del ACCG, sin afectación por pérdidas de energía reactiva, debe cumplirse en el PCC ajustada por la curva Q-V o equivalente de que trata el siguiente literal. En todo caso, en el PCC se contará con una disponibilidad de curva P-Q correspondiente al agregado del grupo de las plantas que estén en operación y/o en pruebas teniendo en cuenta el parágrafo 3 de este artículo. c. Para la aplicación de las curvas P-Q del literal anterior, el CND deberá analizar y proponer una curva de potencia reactiva en función de la tensión (Q-V) o equivalente en el PCC, que conjuntamente con las curvas P-Q individuales permita determinar los requisitos que deben cumplir las plantas de generación convencionales en el PCC. Lo anterior debe cumplir lo siguiente:

1. Tener una curva Q-V o equivalente estandarizada del sistema en el PCC que aplica para el conjunto de plantas convencionales que hacen parte del ACCG. De identificarse necesario se podrán diferenciar curvas estandarizadas por nivel de tensión. ii. La exigencia del cumplimiento de la curva P-Q complementada con la curva Q-V o su equivalente en el PCC debe tener en cuenta el número de plantas efectivamente operando y/o en

pruebas, teniendo en cuenta el parágrafo 3 de este artículo.

2. Si los generadores que hacen parte del ACCG son plantas de generación solares, eólicas, u otro tipo de generación que use fuentes no convencionales de energía, deberán cumplir desde su entrada en operación con los siguientes requerimientos:a. En el caso de plantas de generación solares o eólicas con conexión al STN y STR que hacen parte del ACCG, se debe cumplir con la curva de capacidad P-Q de que trata el literal b) del numeral 5.7 del Código de Operación, Resolución CREG 025 de 1995, adicionado por el artículo 14 de la Resolución CREG 060 de 2019.

En el caso de plantas de generación solares o eólicas con conexión al SDL que les aplique la Resolución CREG 148 de 2021, les aplicará la curva P-Q definida en Acuerdo CNO en cumplimiento de la anterior resolución. En caso de tecnologías diferente a la solar y eólica que se conecten al STN, STR o SDL, el CND