La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para consulta pública los proyectos de resolución 701 098 y 701 099. Ambos buscan responder al crecimiento acelerado de la generación renovable en Colombia.

El proyecto 701 098 actualiza resoluciones previas para elevar los estándares de conexión y operación de plantas solares y eólicas. Incluye la exigencia de modelos de simulación certificados (RMS y EMT), pruebas de fábrica y de sitio antes de la operación comercial, nuevos requisitos de inyección rápida de corriente activa y reactiva, así como soportabilidad ante sobretensiones transitorias. Varias de estas obligaciones comenzarán a aplicarse a partir de 2028, lo que otorga un margen de adaptación.

El proyecto 701 099, por su parte, introduce cambios en el Código de Redes con el objetivo de reforzar la fortaleza del Sistema Interconectado Nacional. Entre las medidas se destacan la prohibición de conexiones en “T”, salvo casos excepcionales, la incorporación de nuevos parámetros de tensión y cortocircuito, y la activación progresiva de la regulación primaria de frecuencia en plantas renovables. Ambos textos se complementan: uno regula a las plantas y el otro al sistema que las recibe.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía y socio de OGE Energy, estas resoluciones representan un salto importante en materia de seguridad eléctrica, aunque también plantean retos para los desarrolladores.

A nivel económico, los cambios supondrán incrementos en CAPEX y OPEX vinculados a la compra de equipos y software especializado, la contratación de consultores y la realización de pruebas periódicas. “Son costos adicionales, pero necesarios para garantizar una menor incidencia eléctrica en el sistema”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.

El especialista diferencia entre medidas de implementación inmediata, como el ajuste de relés de frecuencia en plantas en operación comercial, y otras de mayor complejidad como la inyección rápida de corriente o la soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, que demandarán más tiempo y adaptación tecnológica.

Respecto a la fecha de entrada en vigor, considera que los agentes valorarán la ventana hasta 2028, pero advierte que jurídicamente se insistirá en la irretroactividad y en la protección de derechos adquiridos, para evitar litigios sobre proyectos ya en marcha.

La prohibición de conexiones en “T” aparece como uno de los puntos más sensibles. Suárez Lozano advierte que podría aumentar los costos de conexión, al obligar a construir nuevas infraestructuras, aunque plantea que un periodo de transición para proyectos en trámite avanzado podría suavizar la medida.

Sobre los nuevos criterios de tensión y cortocircuito, aclara que están en línea con estándares internacionales recientes y que, si bien no son más exigentes que en otros países líderes, sí suponen un cambio profundo para Colombia.

En paralelo, la activación de la regulación primaria de frecuencia para renovables introduce un debate económico y técnico: aunque podría representar un ingreso adicional si se habilitan esquemas de compensación con almacenamiento, también exige inversiones en baterías y una coordinación estrecha con los operadores del sistema.

El impacto contractual tampoco es menor: cambios regulatorios de este calibre pueden obligar a revisar los términos de los PPAs y contratos de conexión, especialmente en lo relacionado con precios y obligaciones técnicas, lo que abre la puerta a renegociaciones complejas.

Con todo, el abogado subraya que la clave está en el presente. “Participar en la consulta pública es la vía más efectiva para solicitar compensaciones o plazos adicionales y reducir riesgos futuros”.

Los interesados tendrán hasta el 11 y el 18 de septiembre para enviar sus observaciones, en un proceso que definirá cómo Colombia afianza la integración de renovables en su matriz eléctrica.

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