CREG - Resolución 101114 de 2026 - Documento CREG 901 381 2026

POR LA CUAL SE ESTABLECEN MEDIDAS PARA

AUTORIZAR LA ENTREGA DE ENERGÍA

EXCEDENTARIA DE FORMA TRANSITORIA AL

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)

APLICABLES EN CONDICIONES DE HIDROLOGÍA

QUE REDUZCAN SIGNIFICATIVAMENTE LA

DISPONIBILIDAD DE RECURSOS DE GENERACIÓN DOCUMENTO CREG901 381 19 de junio de 2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE

REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GASSesión n.° 1473

D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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CONTENIDO

1. ANTECEDENTES.......................................................................................................4

2. INFORMACIÓN GENERAL......................................................................................11 2.1. Participación de plantas menores y autogeneradores a gran escala en el Mercado de energía – Resoluciones CREG 086 de 1996 y 024 de 2015......................................11 2.2. Asignación de capacidad de transporte....................................................................11 2.3. Registro de frontera de generación..........................................................................12 2.4. Requisitos mínimos de pruebas, Resolución CREG 101 104 de 2026....................13 2.5. Resolución CREG 101 040 de 2024.........................................................................14

2.6. Resolución CREG 101 031 de 2024.........................................................................15 2.7. Resolución CREG 101 034 de 2024.........................................................................16 2.8. Resolución CREG 101 053 de 2024.........................................................................16 2.9. Resolución CREG 101 099 de 2026.........................................................................18

3. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA................................................................................18 3.1. Consecuencias..........................................................................................................18 3.2. Causas......................................................................................................................19 3.3. Problema...................................................................................................................19

4. OBJETIVO.................................................................................................................19 4.1. Objetivo general........................................................................................................19 4.2. Objetivo específico....................................................................................................20 4.3. Objetivos operativos..................................................................................................20

5. ALTERNATIVAS.......................................................................................................20 5.1. Alternativa 1 – Mantener las condiciones actuales...................................................20 5.2. Alternativa 2 – Retomar las acciones de la Resolución CREG 101 053 de 2024 incorporándolas de manera permanente en la regulación...............................................21

6. ANÁLISIS DE IMPACTOS........................................................................................23 6.1. Alternativa 1 – Mantener las condiciones actuales...................................................23Sesión n.° 1473

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6.2. Alternativa 2 – Retomar las acciones de la Resolución CREG 101 053 de 2024 incorporándolas de manera permanente en la regulación...............................................23

7. ANÁLISIS DE COMENTARIOS................................................................................27

8. PROPUESTA............................................................................................................41

9. ÍNDICE DE SEGUIMIENTO.....................................................................................42

10. ABOGACIA DE LA COMPETENCIA........................................................................42

11. Anexo 1. Formulario de abogacía de la competencia.............................................. 43Sesión n.° 1473

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1. ANTECEDENTES La prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica constituye un servicio esencial cuya continuidad, eficiencia y confiabilidad deben ser garantizadas por el Estado, conforme a lo dispuesto en los artículos 334, 365 y 370 de la Constitución Política. En desarrollo de este mandato, las Leyes 142 y 143 de 1994 establecieron el marco institucional y regulatorio del sector eléctrico colombiano, asignando a la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG) la función de regular las actividades del sector, promover la competencia y asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente

para atender la demanda. En ejercicio de estas competencias, y particularmente en desarrollo de lo previsto en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, la CREG ha expedido diversas disposiciones regulatorias orientadas a establecer condiciones técnicas, operativas y comerciales para la participación de agentes generadores, cogeneradores, autogeneradores y usuarios en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Dentro de estas se destacan la Resolución CREG 024 de 1995, que definió las reglas comerciales del Mercado de Energía Mayorista (MEM), y la Resolución CREG 086 de 1996, que incorporó disposiciones sobre modificación de parámetros técnicos de generación. Por otro lado, en diferentes oportunidades ante escenarios extraordinarios de estrechez energética o eventos de riesgo para la seguridad de entrega de energía del sistema, la Comisión ha debido adoptar medidas regulatorias extraordinarias de carácter transitorio para habilitar recursos adicionales de generación y flexibilizar ciertas obligaciones regulatorias. Dentro de estas medidas se pueden relacionar las siguientes:  Con ocasión del fenómeno de El Niño 2015–2016, la Comisión expidió la Resolución CREG 171 de 2015, permitiendo temporalmente la participación de plantas menores, cogeneradores y autogeneradores registrados con capacidad inferior a 20 MW para la entrega de energía excedentaria al SIN, con el propósito de aumentar la disponibilidad de energía en condiciones de estrechez.Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 5  Más recientemente, ante los efectos del fenómeno de El Niño 2023– 2024, la Comisión expidió la Resolución CREG 101 034 de 2024, mediante la cual se habilitó nuevamente la entrega temporal de excedentes de generación al SIN. Así mismo, mediante la Resolución CREG 101 031 de 2023 se suspendió temporalmente la obligación de consumo mínimo de energía para usuarios no regulados conectados al STN.  Posteriormente, debido a las condiciones de hidrología critica que se presentaron en los meses de septiembre a noviembre de 2024, mediante la Resolución CREG 101 053 de 2024, se adoptaron medidas adicionales orientadas a mitigar riesgos derivados de la disminución de niveles de embalse y contribuir a la recuperación de reservas hídricas.  De igual forma, la Resolución CREG 101 085 de 2025 adoptó medidas regulatorias transitorias orientadas a atender riesgos de suministro energético asociados al mantenimiento programado de infraestructura de regasificación en Cartagena, que incidía directamente en la disponibilidad de generación térmica respaldada con gas natural. La experiencia regulatoria derivada de estas medidas transitorias ha evidenciado que existe capacidad de generación disponible y recursos de flexibilidad de demanda que pueden contribuir de manera efectiva a fortalecer

la confiabilidad energética del sistema, pero cuya incorporación expedita se enfrenta a procedimientos ordinarios diseñados para condiciones normales de operación. En cuanto a la condición energética del sistema, en la siguiente gráfica se muestra el nivel agregado del embalse del SIN y su comparación con la senda de referencia del embalse definida en la Resolución CREG 026 de 2014.Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 6 01/05/26 11/05/26 21/05/26 31/05/26 10/06/26 20/06/26 30/06/26 10/07/26 20/07/26 30/07/26 09/08/26 19/08/26 29/08/26 08/09/26 18/09/26 28/09/26 08/10/26 18/10/26 28/10/26 07/11/26 17/11/26 27/11/26 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% -3.0% -2.0% -1.0% 0.0% 1.0% 2.0% 3.0% 14/08/26; 82.46% 30/11/26; 82.55% 14/06/26; 0.50% Senda Invierno 2026 y Embalse agregado real Senda Real S-X SR-Real (pts. porcent.)

3.0% 14/08/26; 82.46% 30/11/26; 82.55% 14/06/26; 0.50% Senda Invierno 2026 y Embalse agregado real Senda Real S-X SR-Real (pts. porcent.) Nivel de embalse

Fuente: Sinergox, cálculos CREG.

La variable del nivel agregado del embalse comparando su evolución histórica se presenta en la siguiente gráfica:Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 7 1-Jan 15-Jan 29-Jan 12-Feb 26-Feb 11-Mar 25-Mar 8-Apr 22-Apr 6-May 20-May 3-Jun 17-Jun 1-Jul 15-Jul 29-Jul 12-Aug 26-Aug 9-Sep 23-Sep 7-Oct 21-Oct 4-Nov 18-Nov 2-Dec 16-Dec 30-Dec 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% 14-Jun; 73.4% Rango Nivel Histórico Embalses 2023 - 2026 Rango 10% 90% 50% 2023 2024 2025 2026

Los aportes hídricos respecto a la media histórica se presentan en la siguiente gráfica:Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 8 01/12/25 08/12/25 15/12/25 22/12/25 29/12/25 05/01/26 12/01/26 19/01/26 26/01/26 02/02/26 09/02/26 16/02/26 23/02/26 02/03/26 09/03/26 16/03/26 23/03/26 30/03/26 06/04/26 13/04/26 20/04/26 27/04/26 04/05/26 11/05/26 18/05/26 25/05/26 01/06/26 08/06/26 15/06/26 22/06/26 29/06/26 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% 200% 220% 240% 260% 110.1% 95.0% 76.2%

85.7% Aportes Hídricos (%) Aportes Hídricos (%) AH Promedio 3 dias (%) AH Promedio mes (%) HSIN (%) El comportamiento de la generación térmica en el último año se muestra en la siguiente gráfica:Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 9 01/12/25 11/12/25 21/12/25 31/12/25 10/01/26 20/01/26 30/01/26 09/02/26 19/02/26 01/03/26 11/03/26 21/03/26 31/03/26 10/04/26 20/04/26 30/04/26 10/05/26 20/05/26 30/05/26 09/06/26 19/06/26 29/06/26 0 10 20 30 40 50 60 70 50 150 250 350 450 550 650 750 850 950 Generación Térmica & Precio de Bolsa Gen. Térmica (GWh/d) GT Promedio 7d. (GWh/d) Por otro lado, evolución de la demanda de energía en el SIN se presenta en la siguiente grafica.

1/1/2026 1/15/2026 1/29/2026 2/12/2026 2/26/2026 3/12/2026 3/26/2026 4/9/2026 4/23/2026 5/7/2026 5/21/2026 6/4/2026 6/18/2026 7/2/2026 7/16/2026 7/30/2026 8/13/2026 8/27/2026 9/10/2026 9/24/2026 10/8/2026 10/22/2026 11/5/2026 11/19/2026 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 225 230 235 240 245 250 255 260 245.4 239.3 242.3 Demanda (GWh/d) Promedio 7 días Promedio Mes Escenario Medio Día IC 68% Inferior IC 68% Superior Demanda (GWh/dia)Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Fuente: Sinergox, cálculos CREG.

Adicionalmente, mediante comunicación radicada bajo el número CREG E2026004116, el Centro Nacional de Despacho (CND) presentó a la Comisión recomendaciones orientadas a fortalecer la confiabilidad energética del SIN, señalando la conveniencia de establecer mecanismos regulatorios

E2026004116, el Centro Nacional de Despacho (CND) presentó a la Comisión recomendaciones orientadas a fortalecer la confiabilidad energética del SIN, señalando la conveniencia de establecer mecanismos regulatorios permanentes que permitan habilitar de forma anticipada y condicionada recursos de generación excedentaria y esquemas de flexibilidad de demanda, activables de manera oportuna ante señales de deterioro de las condiciones energéticas del sistema. En particular, el CND resaltó que la experiencia observada en eventos históricos de estrechez energética ha demostrado que la gestión anticipada de las reservas energéticas y la emisión oportuna de señales regulatorias son determinantes para preservar la confiabilidad del sistema y reducir riesgos de desabastecimiento. Por otro lado, y de acuerdo con la información técnica emitida por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, se evidencia una alta probabilidad de desarrollo del fenómeno El Niño–Oscilación del Sur durante el segundo semestre de 2026, con una probabilidad inicial del 61% entre mayo y julio y superior al 90% a partir de septiembre, así como una posible intensidad moderada o fuerte hacia finales del año. La evolución de este fenómeno puede generar reducciones significativas en las precipitaciones, incrementos en la temperatura ambiente y afectaciones sobre la disponibilidad del recurso hídrico, con impactos directos sobre la generación de energía eléctrica, especialmente aquella de origen hidráulico, y sobre las

condiciones de seguridad y suficiencia del sistema eléctrico nacional. En este contexto, la Comisión considera necesario evolucionar desde un esquema basado en medidas regulatorias transitorias y reactivas hacia un marco regulatorio permanente de activación condicionada, que permita disponer de herramientas regulatorias previamente definidas, con reglas claras y procedimientos preestablecidos, para fortalecer la seguridad en laSesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 11 atención de la oferta y la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.

2. INFORMACIÓN GENERAL 2.1. Participación de plantas menores y autogeneradores a gran escala en el Mercado de energía – Resoluciones CREG 086 de 1996 y 024 de 2015

Aquellos recursos de generación con una capacidad inferior a 20 MW son denominados "recursos no despachados centralmente" y de acuerdo con la regulación vigente, estos recursos tienen la opción de integrarse al despacho central, siempre y cuando cumplan con los requisitos normativos correspondientes. Para este tipo de recursos, el Centro Nacional de Despacho verifica si las entregas de potencia promedio en período horario a la red es superior a 20 MW

en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, en caso de superarla se modificará el valor de la capacidad efectiva o potencia máxima de la planta1. El nuevo valor corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario y con una vigencia de seis meses. Una regla similar también es aplicable a los autogeneradores a gran escala de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015. 2.2. Asignación de capacidad de transporte Con base en las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021 el proceso para la conexión de generación, cogeneración, autogeneración y usuarios al Sistema Interconectado Nacional, SIN, debe contar con la 1 Artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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asignación de la capacidad de transporte que será utilizada por el proyecto, ya sea para entregar energía al sistema o para consumirla. En la Resolución CREG 075 de 2021 se denominan proyectos clase 1 a los proyectos de conexión de usuarios finales al STN o STR, y proyectos de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN diferentes a los que se encuentren bajo el alcance de la Resolución CREG 174 de 2021, mientras que los proyectos clase 2 se refieren a los proyectos de conexión, o de modificación de condiciones de la conexión, de usuarios finales en los SDL. La responsabilidad de la asignación de capacidad de transporte de los proyectos clase 1 está a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética, (UPME), quien con base en las disposiciones regulatorias y el procedimiento elaborado por dicha entidad resuelve las solicitudes, asignando la capacidad de transporte cuando existe disponibilidad. En el caso de los proyectos de autogeneración menor a 5 MW, es el Operador de Red, OR, el que atiende las solicitudes de conexión de los interesados. Con respecto a las disposiciones establecidas en las Resolución CREG 174 de 2021, los interesados en modificar la potencia máxima declarada deben cumplir los requisitos y plazos de la regulación ante el OR, quien resuelve las solicitudes tras evaluarlas. 2.3. Registro de frontera de generación Para la entrega de energía al SIN, los agentes generadores deben contar con el registro de una frontera comercial de generación ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en cumplimiento de las disposiciones

previstas en la Resolución CREG 157 de 2011. Dicho proceso comprende el cumplimiento de requisitos técnicos, comerciales y operativos, así como etapas de validación y habilitación que garantizan la adecuada incorporación de nuevas fronteras al mercado de energía mayorista. No obstante, los tiempos asociados al cumplimiento integral de este procedimiento, así como las exigencias relacionadas con la infraestructura de medición y sus especificaciones técnicas, pueden constituir una limitación para la incorporación oportuna de recursos de generación que actualmente no realizan entregas al sistema, pero que cuentan con capacidad excedentariaSesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 13 disponible y podrían contribuir a fortalecer la suficiencia energética en escenarios de estrechez. 2.4. Requisitos mínimos de pruebas, Resolución CREG 101 104 de 2026 En la Resolución CREG 101 104 de 2026, se introdujo una actualización del marco técnico y operativo aplicable a plantas solares y eólicas conectadas al SIN, incluyendo conexiones al STN, STR y SDL. Su propósito principal es armonizar los requerimientos de conexión con la creciente participación de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y fortalecer la operación segura del sistema. A continuación, se presenta las principales actualizaciones de la presente resolución. a)Actualización de requisitos de conexión

Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y fortalecer la operación segura del sistema. A continuación, se presenta las principales actualizaciones de la presente resolución. a)Actualización de requisitos de conexión  Ajusta los criterios técnicos para la conexión de plantas solares y eólicas.  Fortalece estándares de desempeño eléctrico y respuesta operativa.  Armoniza requisitos entre niveles STN, STR y SDL. b)Mayor supervisión operativa  Exige capacidades de supervisión y monitoreo por parte de Operadores de Red.  Refuerza la coordinación con el CND.  Mejora la visibilidad operativa de los recursos renovables. c) Ajustes en requerimientos técnicos  Precisa obligaciones relacionadas con control de tensión, frecuencia y estabilidad.  Define criterios de desempeño ante perturbaciones del sistema.Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 14  Alinea la operación de plantas variables con estándares de confiabilidad. d)Integración eficiente de renovables  Facilita la incorporación ordenada de nueva generación solar y eólica.  Reduce incertidumbre técnica en procesos de conexión.  Promueve mayor estandarización regulatoria. e)Fortalecimiento de confiabilidad del SIN  Mejora la resiliencia operativa frente a una mayor penetración

 Reduce incertidumbre técnica en procesos de conexión.  Promueve mayor estandarización regulatoria. e)Fortalecimiento de confiabilidad del SIN  Mejora la resiliencia operativa frente a una mayor penetración renovable.  Mitiga riesgos de operación derivados de la variabilidad de estas tecnologías.  Incrementa la seguridad energética del sistema. 2.5. Resolución CREG 101 040 de 2024 En la Resolución CREG 101 040 de 2024, la Comisión acordó expedir otras medidas transitorias para aumentar la oferta de energía ante el Fenómeno del Niño 2023-2024, las cuales se pueden resumir en: a)Se permitieron desviaciones del programa de generación de plantas variables despachadas centralmente, aquellas de que trata la Resolución CREG 060 de 2019  En todo caso, no los exoneraba de enviar su disponibilidad. b)Se permitió una causal temporal y nueva de redespacho asociado a restricciones ambientales  Se debía sustentar la restricción ambiental  Debian continuar enviando datos del recurso para seguimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

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Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 15  El CND debía informar a la SSPD los datos.  Si no se podía cumplir el redespacho, se podía autorizar la desviación

Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 15  El CND debía informar a la SSPD los datos.  Si no se podía cumplir el redespacho, se podía autorizar la desviación c) Se permitió que las plantas pudieran iniciar pruebas solo cumpliendo reglas de protecciones y de frontera de generación  Aplicaba a cualquier tamaño de planta e indistintamente de que hayan entrado o no en operación comercial.  Se aclara que aplicaba a autogeneradores o cogeneradores sin excedentes para reducir su demanda del SIN. Debian cumplir al menos protecciones y frontera comercial.  Si eran de Capacidad efectiva Neta mayor a 19,9 MW debían cumplir requisitos adicionales a los de protecciones y frontera comercial, los cuales fueron determinados por el CND; este los debe identificar y notificar. Como resultado de aplicación de esta medida, se tuvo dos plantas que se acogieron al mecanismo, una de 4,9 MW y otra de 2 MW (Radicado CREG E2024013638). 2.6. Resolución CREG 101 031 de 2024 En la Resolución CREG 101 031 de 2024, la Comisión estableció otra medida acordando suspender, durante el Fenómeno de El Niño 2023-2024, la obligación de toma de energía del sistema por parte de los Usuarios No Regulados (UNR), que se conectan al Sistema Interconectado Nacional, establecida en el literal b) del numeral 4.3.1 del Anexo 1 de la Resolución CREG 022 de 2001. Con esta medida, los UNR del STN podrían consumir menos energía del SIN, sin incumplir las reglas antes citadas y la garantía asociada para la construcción de proyectos de expansión en el STN necesarios para la conexión

022 de 2001. Con esta medida, los UNR del STN podrían consumir menos energía del SIN, sin incumplir las reglas antes citadas y la garantía asociada para la construcción de proyectos de expansión en el STN necesarios para la conexión de un usuario.Sesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

Proceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 1

Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 16 2.7. Resolución CREG 101 034 de 2024 La aplicación de las medidas contenidas en la Resolución CREG 101 034 de 2024 resultó en un aumento de capacidad de 61,65 MW, según información recibida del CND, como lo podemos observar en la siguiente tabla, donde se evidencia que 25 plantas de generación ampliaron su capacidad adicionando al SIN 61,65 MW: 2.8. Resolución CREG 101 053 de 2024 La CREG, mediante la Resolución CREG 101 053 de 2024, adoptó medidas regulatorias transitorias orientadas a atender un escenario de reducción atípica de aportes hídricos y disminución en los niveles de embalse del Sistema Interconectado Nacional, evidenciado durante los meses de julio, agosto y septiembre de 2024, con el fin de preservar la suficiencia energética y

contribuir a la recuperación de las reservas hídricas del sistema. Dentro de dichas medidas se incluyó la habilitación temporal de excedentes de generación, la flexibilización de requisitos para la declaración de plantas enSesión n.° 1473 D 901 381 2026 Por la cual se establecen medidas para autorizar la entrega de energía excedentaria de forma transitoria al Sistema Interconectado Nacional (SIN) aplicables en condiciones de hidrología que reduzcan significativamente la disponibilidad de recursos de generación.

Proceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 1

Documento DOCUMENTO CREG Fecha última revisión: 14/11/2017 Página: 17 pruebas y la suspensión temporal de compromisos mínimos de consumo para usuarios no regulados conectados al Sistema de Transmisión Nacional.

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