CREG PROY 701 051

La CREG sometió a consulta pública, por quince (15) días hábiles contados desde la publicación en el portal web, un proyecto de resolución que propuso la regulación operativa y comercial para integrar las Comunidades Energéticas al Sistema de Distribución Local, tanto en el SIN como en las ZNI, en desarrollo del Decreto 2236 de 2023 y del artículo 235 de la Ley 2294 de 2023. Definía figuras como el autogenerador colectivo y el generador distribuido colectivo, y reglas de conexión, operación, protección de usuarios, remuneración de excedentes y armonización normativa en ZNI. El proyecto fue adoptado por la Resolución CREG 101 072 de 2025, que lo declara como origen, y modificado después por la Resolución CREG 101 087 de 2025.

La propuesta creaba categorías regulatorias para las comunidades energéticas: autogenerador colectivo, autogeneración colectiva, generador y generación distribuida colectiva, representante y acuerdo de la comunidad energética, con el Porcentaje de Distribución de los Excedentes y Consumos como llave para repartir energía entre miembros. En el SIN, la conexión se canalizaría por la ventanilla y aplicaría resoluciones distintas según capacidad: reglas de autogenerador a pequeña escala hasta el límite de 1 MW de la Resolución UPME 281 de 2015, y trámites de mayor cuantía por encima de ese umbral y hasta 5 MW o más. Reconocía créditos de energía y valoración horaria de excedentes al MCm, modificaba los artículos 22, 23, 25 y 26 de la Resolución CREG 174 de 2021, imponía cargo por respaldo salvo conexiones menores a 100 kW, factor M igual a uno en energía reactiva durante veinticuatro meses y un umbral de revisión cuando la energía entregada supere el 4% de la demanda comercial regulada del mercado. En ZNI clasificaba fronteras, exigía contratos de conexión para fronteras mayores a 100 kW, modificaba el artículo 20 de la Resolución CREG 038 de 2018 con la liquidación de excedentes LEA y obligaba a incluir compensaciones por indisponibilidad de red. Otorgaba además derechos especiales a usuarios de las comunidades CEEP.

• Comunidades energéticas y sus representantes: constituir el acuerdo ACE, registrarse en el RUCE, declarar el PDEC y cumplir la Resolución CREG 156 de 2011 cuando comercialicen energía.
• Operadores de red y comercializadores: atender las solicitudes por la ventanilla, instalar medidores bidireccionales o de medición avanzada en quince (15) días hábiles e informar importaciones y excedentes en factura.
• Distribuidores en ZNI: suscribir contratos de conexión para fronteras mayores a 100 kW e incluir la cláusula de compensación por indisponibilidad de red para entrega de excedentes.
• ASIC: reportar semestralmente a la CREG, en enero y julio, la energía inyectada por autogeneradores colectivos y generadores distribuidos colectivos.

• 2024-06-13: aprobación del proyecto para consulta en la sesión No. 1322.
• 2024-07-11: cierre de comentarios, con plazo de quince (15) días hábiles contados desde el día siguiente a la

• El texto definitivo debe contrastarse con la Resolución CREG 101 072 de 2025 y con la Resolución CREG 101 087 de 2025, que modificó el procedimiento de conexión, amplió casos de reconocimiento de excedentes del AC y sustituyó la transición fija del Mcm por una regla condicionada a la expedición de la metodología de traslado de compras.
• Varias condiciones quedaban pendientes de terceros: los límites de potencia y dispersión los definiría la UPME, la ventanilla dependería de la entidad que designe el Ministerio de Minas y Energía y el registro en el RUCE es un requisito previo creado por resolución ministerial.
• La propia propuesta preveía revisión tarifaria si la energía entregada por estas figuras supera el 4% de la demanda comercial regulada anual del mercado, lo que introduce condicionalidad temporal.
• La ficha describe un proyecto cerrado y adoptado; la regla vigente debe contrastarse con la Resolución CREG 101 072 de 2025 y la Resolución CREG 101 087 de 2025. Varias condiciones quedaron pendientes de terceros: los límites de potencia y dispersión los definiría la UPME, la ventanilla dependería de la entidad que designe el Ministerio de Minas y Energía y el registro en el RUCE es un requisito previo creado por resolución ministerial. La propuesta previó revisión tarifaria si la energía entregada supera el 4% de la demanda comercial regulada del mercado.