La CREG crée des projets temporaires pour réduire la demande non satisfaite dans les Caraïbes

La Commission de Régulation de l’Énergie et du Gaz (CREG) a fixé, via la Résolution 101 136 de 2026, les règles pour connecter des actifs électriques de manière temporaire afin de réduire la demande non satisfaite générée par l’épuisement des réseaux du Système Interconnecté National (SIN). La norme a été approuvée lors de la session 1509 du 6 novembre 2026, signée par la ministre des Mines et de l’Énergie, María Nohemí Arboleda, et la directrice exécutive de l’entité, Adriana Jiménez Delgado, et publiée dans le Journal Officiel 53.689 du 13 novembre 2026. L’instrument crée les Projets de Solution Temporaire (PST) et concentre son attention sur la zone Caraïbes, où l’épuisement des transformateurs et des circuits stratégiques a obligé à recourir de manière répétée à la génération de sécurité.

La résolution s’appuie sur les Lois 142 et 143 de 1994 ainsi que sur les Décrets 1524 et 2253 de 1994 et 1260 de 2013, et développe le texte que la CREG a soumis aux commentaires des citoyens le 30 septembre 2026 sous le numéro 701 149. La commission a conclu qu’il n’était pas nécessaire d’épuiser la procédure de défense de la compétence devant la Surintendance de l’Industrie et du Commerce (SIC). Le champ d’application couvre les agents qui développent des activités de transmission et de distribution dans le SIN, ainsi que les instances de planification, de coordination et d’exploitation.

Le diagnostic : réseaux épuisés sur la côte

Le dossier réglementaire reprend les avertissements du Rapport de Planification Opérationnelle Électrique du deuxième trimestre 2026 de XM S.A. E.S.P., qui a détecté de faibles niveaux de tension, un épuisement de la capacité et des surcharges face aux contingences N-1, avec une dépendance à la génération locale et des marges d’exploitation sécurisée réduites. Les données citées dans la résolution sont les suivantes :

• 26,2 GWh de demande non satisfaite enregistrés dans le SIN entre janvier et mai 2026.
• 1,35 GWh de ce total correspondaient à 139 instructions opérationnelles du Centre National de Dispatching (CND) pour surcharges ou basse tension.
• 146 instructions données par le CND à juin 2026 en raison de l’épuisement généralisé des réseaux du Système de Transmission Régional et du Système de Distribution Local dans la zone Caraïbes.

La CREG indique que face à cette situation, des réunions de suivi périodiques coordonnées par le Conseil National d’Opération (CNO) ont été organisées, au cours desquelles des projets temporaires pour alléger la charge ont été explorés, mais il manquait des règles sur les responsables de l’exécution, le mécanisme d’approbation et la rémunération.

Ce que la norme permet et ce qu’elle interdit

Les PST sont des projets exclusivement dédiés à connecter temporairement des actifs répondant à une Situation d’Urgence : celle où, en raison de l’épuisement de la capacité des actifs d’exploitation en service, une demande non satisfaite s’est déjà matérialisée dans une sous-zone opérationnelle ou qu’il existe une forte probabilité qu’elle survienne dans les douze mois suivants. Des actifs existants non liés au service, des actifs de réserve, des actifs obtenus par location, par cession temporaire ou acquis spécifiquement pour le projet pourront être utilisés.

La résolution est explicite quant à ses limites : les PST ne pourront pas être classés comme projets d’expansion ni remplacer ou reporter les travaux qui résolvent le problème de manière structurelle. Pour être admise, une alternative doit prévoir sa mise en exploitation commerciale au moins six mois avant l’entrée en exploitation du projet d’expansion correspondant, et en aucun cas un PST ne pourra devenir la solution permanente d’une Situation d’Urgence.

Délais, concepts et rémunération

La procédure est liée à une série de délais en jours ouvrables :

• 30 jours pour que le CNO, avec l’appui du CND, transmette à la CREG la proposition méthodologique déterminant la probabilité de matérialisation d’une demande non satisfaite.
• 5 jours pour que le CNO statue sur le fait que la situation est une urgence et 10 jours pour que les transporteurs proposent leurs actifs.
• 15 jours pour élaborer l’Étude des Alternatives et 10 jours pour que le CND, l’Unité de Planification Minière et Énergétique (UPME) et l’opérateur de réseau émettent leurs avis.
• 5 jours pour que le CNO se prononce sur les incidences sur la sécurité et la fiabilité du système.
• Rapport bénéfice-coût égal ou supérieur à 1 comme condition de viabilité économique, calculé par l’UPME ou l’opérateur de réseau.

La rémunération est payée uniquement si l’actif ne reçoit pas de revenus par un autre mécanisme et distingue les actifs de Type 1 (nouveaux, rémunérés pendant la durée de vie utile reconnue) et de Type 2 (réserve, existants ou loués, rémunérés uniquement pendant leur exploitation dans le projet). Le revenu mensuel est affecté à tous les commercialisateurs du SIN au prorata de leur demande et s’ajoute au coût total des restrictions de la Résolution CREG 119 de 2007. Si le transporteur ne respecte pas la date de mise en exploitation, le Liquidateur et Administrateur de Comptes (LAC) lui facturera chaque mois 50 % du revenu mensuel du projet.

La norme entre en vigueur dès sa publication au Journal Officiel. De plus, l’UPME devra tenir un inventaire public des actifs de chaque PST, et les opérateurs de réseau publieront chaque 30 novembre un bilan d’avancement des travaux de solution structurelle ; le premier rapport devra être présenté au plus tard 180 jours calendaires après l’entrée en vigueur.

L’impact retombe directement sur les utilisateurs de la côte, qui subissent des coupures dues à des réseaux saturés en attendant que les travaux d’expansion aboutissent. Avec ces règles, la CREG permet une réponse rapide grâce aux équipements disponibles sur le marché et transfère leur coût à la demande nationale, tout en habilitant la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios à enquêter sur les agents qui n’exécuteraient pas l’expansion promise.

Source : Diario Oficial, 53.689, 13 novembre 2026, p. 38-45 (référence officielle : Résolution CREG 101 136 de 2026).