CREG crea proyectos temporales para reducir demanda no atendida en el Caribe

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) fijó mediante la Resolución 101 136 de 2026 las reglas para conectar activos eléctricos de manera temporal y así reducir la demanda no atendida que genera el agotamiento de las redes del Sistema Interconectado Nacional (SIN). La norma fue aprobada en la sesión 1509 del 6 de noviembre de 2026, firmada por la ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, y la directora ejecutiva de la entidad, Adriana Jiménez Delgado, y publicada en el Diario Oficial 53.689 del 13 de noviembre de 2026. El instrumento crea los Proyectos de Solución Temporal (PST) y concentra su atención en el área Caribe, donde el agotamiento de transformadores y circuitos estratégicos ha obligado a recurrir de forma reiterada a generación de seguridad.

La resolución se sustenta en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y desarrolla el texto que la CREG puso a comentarios de la ciudadanía el 30 de septiembre de 2026 bajo el número 701 149. La comisión concluyó que no era necesario agotar el trámite de abogacía de la competencia ante la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC). El ámbito de aplicación cubre a los agentes que desarrollan actividades de transmisión y distribución en el SIN, así como a las instancias de planeación, coordinación y operación.

El diagnóstico: redes agotadas en la costa

El expediente regulatorio recoge las advertencias del Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico Segundo trimestre 2026 de XM S.A. E.S.P., que detectó bajos niveles de tensión, agotamiento de capacidad y sobrecargas ante contingencias N-1, con dependencia de la generación local y menores márgenes de operación segura. Los datos citados en la resolución son estos:

• 26,2 GWh de demanda no atendida registrados en el SIN entre enero y mayo de 2026.
• 1,35 GWh de ese total correspondieron a 139 instrucciones operativas del Centro Nacional de Despacho (CND) por sobrecargas o baja tensión.
• 146 instrucciones impartidas por el CND a junio de 2026 por agotamiento generalizado de redes del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local en el área Caribe.

La CREG señala que ante esa situación se han celebrado reuniones periódicas de seguimiento coordinadas por el Consejo Nacional de Operación (CNO), en las que se exploraron proyectos temporales para aliviar la carga, pero faltaban reglas sobre responsables de ejecución, mecanismo de aprobación y remuneración.

Qué permite la norma y qué prohíbe

Los PST son proyectos dedicados exclusivamente a conectar de forma temporal activos que atiendan una Situación de Emergencia: aquella en la que, por agotamiento de la capacidad de los activos de uso en operación, ya se materializó demanda no atendida en una subárea operativa o existe alta probabilidad de que ocurra en los doce meses siguientes. Podrán emplearse activos existentes no vinculados al servicio, activos de reserva, activos obtenidos por alquiler, por cesión temporal o adquiridos específicamente para el proyecto.

La resolución es explícita en sus límites: los PST no podrán clasificarse como proyectos de expansión ni reemplazar o aplazar las obras que resuelven el problema de forma estructural. Para ser admitida, una alternativa debe prever su puesta en operación comercial al menos seis meses antes de la entrada en operación del proyecto de expansión correspondiente, y en ningún caso un PST podrá convertirse en la solución permanente de una Situación de Emergencia.

Plazos, conceptos y remuneración

El procedimiento queda encadenado a una serie de términos en días hábiles:

• 30 días para que el CNO, con apoyo del CND, remita a la CREG la propuesta metodológica que determine la probabilidad de materialización de demanda no atendida.
• 5 días para que el CNO conceptúe si la situación es una emergencia y 10 días para que los transportadores ofrezcan sus activos.
• 15 días para elaborar el Estudio de Alternativas y 10 días para que el CND, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el operador de red emitan sus conceptos.
• 5 días para que el CNO se pronuncie sobre afectaciones a la seguridad y confiabilidad del sistema.
• Relación beneficio-costo igual o superior a 1 como condición de viabilidad económica, calculada por la UPME o el operador de red.

La remuneración se paga solo si el activo no recibe ingresos por otro mecanismo y distingue activos Tipo 1 (nuevos, remunerados durante la vida útil reconocida) y Tipo 2 (reserva, existentes o alquilados, remunerados solo mientras operen en el proyecto). El ingreso mensual se asigna a todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda y se suma al costo total de restricciones de la Resolución CREG 119 de 2007. Si el transportador incumple la fecha de puesta en operación, el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) le facturará cada mes el 50% del ingreso mensual del proyecto.

La norma rige desde su publicación en el Diario Oficial. Adicionalmente, la UPME deberá mantener un inventario público de los activos de cada PST, y los operadores de red publicarán cada 30 de noviembre un balance de avance de las obras de solución estructural; el primer informe deberá presentarse a más tardar 180 días calendario después de la entrada en vigor.

El impacto recae directamente sobre los usuarios de la costa, que soportan cortes por redes agotadas mientras maduran las obras de expansión. Con estas reglas, la CREG habilita una respuesta rápida con equipos disponibles en el mercado y traslada su costo a la demanda nacional, al tiempo que habilita a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para investigar a los agentes que no ejecuten la expansión comprometida.

Fuente: Diario Oficial, 53.689, 13 de noviembre de 2026, págs. 38-45 (referencia oficial: Resolución CREG 101 136 de 2026).