Nuevas reglas para generadoras con activos compartidos en Colombia
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ha emitido dos resoluciones fundamentales que establecen las normas de conexión y operación para plantas generadoras que comparten activos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Estas regulaciones también definen los requisitos obligatorios para autogeneradores remotos y productores marginales que participan en el Mercado de Energía Mayorista colombiano.
Resolución Creg 101 098 de 2026: Reglas para conexión compartida
La primera resolución, identificada como Creg 101 098 de 2026, establece los parámetros técnicos que deben cumplir los agentes generadores para compartir activos de conexión. Esta normativa es aplicable desde el momento en que las plantas entren en operación comercial, incluyendo específicamente plantas de generación solar y eólica que se encuentren en estado de prueba.
Antes de iniciar operaciones, las compañías generadoras deben cumplir con varios requisitos técnicos:
- Diagramar y unificar los parámetros técnicos para conformar la Red de Activos de Conexión Compartida (Racc)
- Desarrollar modelos estáticos y esquemas de validación apropiados
- Determinar con precisión los detalles de los Puntos de Conexión Compartido (PCC) y del Sistema de Transmisión Nacional (STN)
El agente representante del Acuerdo de Conexión Compartida entre Generadoras (Accg) será el responsable de entregar toda esta información técnica. Las plantas que deseen operar comercialmente deben suministrar estos datos antes del 31 de diciembre del presente año.
Requisitos técnicos específicos para diferentes tecnologías
La nueva normativa exige que tanto las generadoras convencionales como las no convencionales declaren y garanticen sus curvas de capacidad de potencia (P-Q) en el Punto de Conexión Compartido. Estas curvas deben ajustarse según la curva de tensión (Q-V) estandarizada por el Centro Nacional de Despacho (CND), asegurando que la potencia reactiva disponible represente el agregado de todas las plantas del grupo que estén operando o en 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 combinen fuentes convencionales y renovables, cada tecnología seguirá sus lineamientos específicos de forma individual, manteniendo una respuesta técnica conjunta y coordinada en el punto de conexión.
Control operativo y servicios de regulación
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. Legal y técnicamente, 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.
Estas plantas quedan excluidas de las transiciones establecidas en las Resoluciones Creg 229 de 2021 y 148 de 2021. Para iniciar operación comercial, solo requieren cumplimiento parcial mediante 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 otras 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 prestarse y verificarse de forma independiente, bajo supervisión del CND y conforme a los acuerdos vigentes del Comité Nacional de Operación (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. Las plantas eólicas 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.
Resolución Creg 101 099 de 2026: Autogeneración remota
La segunda resolución, Creg 101 099 de 2026, establece cómo debe funcionar el proceso de interacción entre agentes relacionados con autogeneradores remotos y productores marginales remotos. Esta normativa define la forma de efectuar el tratamiento del Cargo por Confiabilidad (Cere) por la energía entregada al sistema que iguala su demanda en horas específicas, así como los procedimientos de conexión, operación y asignación de capacidad para los activos de generación utilizados.
Bajo esta normativa, se establecen reglas claras para la autogeneración remota (Agfr) y la actividad de productor marginal remoto (Pmrufr), permitiendo que estos esquemas, junto con la autogeneración a gran escala (Agge), participen en el cargo por confiabilidad. La resolución integra disposiciones del Decreto 1403 de 2024, fortaleciendo la operación del sistema mediante requisitos técnicos obligatorios para recursos que no entregan excedentes al SIN.
Simplificación de trámites y alcance regulatorio
La resolución extiende transitoriamente el procedimiento de conexión de la Resolución Creg 174 de 2021 a plantas menores a 5MW que antes estaban excluidas, con el objetivo de agilizar los trámites de entrada para nuevas tecnologías. Este enfoque mantiene 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 colombiano, desde usuarios interesados en autogenerar a distancia hasta grandes transportadores, operadores de red y organismos como el CND, la Asociación Colombiana de Ingenieros (Asic) y la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme). Con estas medidas, se unifican las condiciones comerciales y técnicas para cualquier recurso de generación, sin importar si inyecta o no energía a la red nacional.
Declaraciones del director de la Creg
El director de la Creg, Antonio Jiménez Rivera, precisó que estas 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 adecuado en el Cere".
Estas regulaciones representan un avance significativo en la modernización del marco normativo del sector eléctrico colombiano, facilitando la integración de nuevas tecnologías mientras se mantienen estándares de seguridad y confiabilidad en la operación del sistema interconectado nacional.
