Creg expidió resoluciones con reglas para generadoras que comparten activos de conexión
sábado, 28 de febrero de 2026
También estableció los requisitos de funcionamiento que deben acatar los autogeneradores remotos y productores marginales dentro dentro del Mercado de Energía Mayorista
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, publicó dos resoluciones en las que fijó las nuevas reglas de conexión y operación para generadoras que comparten activos de conexión, así como los requisitos de funcionamiento que deben acatar los autogeneradores remotos y productores marginales dentro dentro del Mercado de Energía Mayorista.
La primera de ellas es la Resolución Creg 101 098 de 2026, la cual establece cuáles son los puntos que deben cumplir los agentes generadores para compartir activos de conexión al Sistema Interconectado Nacional, SIN, a partir del momento en que entren en operación. Así mismo, la norma es aplicable a plantas de generación solar y eólica en estado de prueba.
Antes de empezar a operar, las compañías deberán diagramar y unificar los parámetros técnicos de conformación de la Red de Activos de Conexión Compartida, Racc; los modelos estáticos y esquemas de validación; y determinar los detalles de los Puntos de Conexión Compartido, PCC y del STN. El encargado de entregar todos estos datos será el agente representante del Acuerdo de Conexión Compartida entre Generadoras, Accg.
El documento también advierte que toda esta información deberá ser suministrada por las plantas de generación que quieran operar comercialmente hasta el 31 de diciembre de este año.
Por otra parte, la nueva normativa dicta que las generadores convencionales y no convencionales deben declarar y garantizar sus curvas de capacidad de potencia (P-Q) en el PCC. Estas deben ajustarse según la curva de tensión (Q-V) estandarizada por el CND, asegurando que la potencia reactiva disponible sea el resultado del agregado de todas las plantas del grupo que estén en operación o pruebas.
Para tecnologías solares y eólicas, el cumplimiento se rige por las resoluciones Creg 060 de 2019 y 148 de 2021, permitiendo que el CND proponga ajustes técnicos según el nivel de tensión y la agrupación de activos compartidos. En complejos híbridos que mezclen fuentes convencionales y renovables, cada tecnología seguirá sus lineamientos específicos de forma individual, pero manteniendo una respuesta técnica conjunta y coordinada en el punto de conexión.
El control operativo se basará en el ajuste de la curva P-Q frente a los requisitos de la curva Q-V en función de la tensión real del sistema. Para efectos legales y técnicos, la variable de potencia nominal (P_n) se define estrictamente como la Capacidad Efectiva Neta, CEN, o la potencia máxima declarada por el generador ante la regulación vigente.
A su vez, estas plantas quedan excluidas de las transiciones de las Resoluciones Creg 229 de 2021 y 148 de 2021. Para iniciar operación comercial, solo requieren un cumplimiento parcial mediante la verificación de curvas de capacidad como plantas individuales, ya sea en el PCC para eólicas y solares, o en el lado de alta tensión para las demás tecnologías.
La obligatoriedad de los servicios de regulación de frecuencia recae exclusivamente en cada unidad de generación, prohibiendo taxativamente la formación de grupos o combinaciones de plantas para este fin. Tanto la regulación primaria como la secundaria (AGC) deben ser prestadas y verificadas de forma independiente, bajo la supervisión del CND y conforme a los acuerdos vigentes del CNO.
El CND queda autorizado para actualizar los protocolos de verificación de estos servicios dentro de los plazos legales, adaptándolos a las nuevas exigencias técnicas. En cuanto a las plantas eólicas, estas deben garantizar la respuesta rápida en frecuencia de manera individual en su propio punto de conexión, mientras que el control de tensión y potencia reactiva será coordinado bajo estrictos requisitos operativos entre el operador y cada generador.
Por su parte, la Resolución Creg 101 099 de 2026 indica cómo debe funcionar el proceso de interacción entre agentes que tienen relación con el autogenerador remoto y el productor marginal remoto, la forma en que debe efectuarse el tratamiento del Cere por la energía entregada al sistema que iguala su demanda en una hora en particular y los procedimientos de conexión, operación y asignación de capacidad para los activos de generación usados.
Bajo esta normativa, se establecen las reglas para la autogeneración remota, Agfr, y la actividad de productor marginal remoto, Pmrufr, permitiendo que estos esquemas, junto a la autogeneración a gran escala, Agge, participen en el cargo por confiabilidad. La resolución integra disposiciones del Decreto 1403 de 2024, blindando la operación del sistema mediante requisitos técnicos obligatorios para recursos que no entregan excedentes al SIN.
También extiende transitoriamente el procedimiento de conexión de la Resolución Creg 174 de 2021 a plantas menores a 5MW que antes estaban excluidas, con el fin de agilizar los trámites de entrada para nuevas tecnologías, manteniendo la seguridad en los niveles de transmisión y distribución bajo un esquema de conexión simplificado.
El alcance de estas reglas vincula a toda la cadena de valor del sector eléctrico, desde usuarios interesados en autogenerar a distancia hasta grandes transportadores, operadores de red y organismos como el CND, Asic y Upme. Con esto, se unifican las condiciones comerciales y técnicas para cualquier recurso de generación, sin importar si inyecta o no energía a la red nacional.
El director de la Creg, Antonio Jiménez Rivera, precisó que las resoluciones buscan que "el sistema eléctrico colombiano opere de forma más segura, confiable y económica ante este tipo de conexiones agrupadas". Además, detalló que eliminan "barreras de espacio físico, permitiendo que usuarios sin disponibilidad de área en sus viviendas puedan generar energía en otros puntos y aprovecharla de manera remota con un tratamiento en el Cere".