La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) puso en consulta el proyecto de resolución que definió el procedimiento aplicable para asignar capacidad de transporte a proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos. La iniciativa reglamentó la Resolución CREG 101 094 de 2025 y estableció ventanas de radicación, plazos estrictos y una evaluación eléctrica con horizonte de diez años.

El nuevo esquema impacta directamente a los proyectos adjudicados en las subastas de Cargo por Confiabilidad, particularmente de cara a 2029–2030, años en los que la demanda proyectada y la incertidumbre sobre el cumplimiento de FPO exigieron mayor coordinación entre generación y red.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY, el procedimiento “busca resolver la ineficiencia y lentitud en la asignación de capacidad de transporte para proyectos de generación de energía”.

Además, sostuvo que se pretendió “dar claridad y certeza sobre los criterios técnicos en la evaluación y que no sean evaluaciones subrepticias sino transparentes”.

Uno de los puntos centrales fue si el nuevo modelo garantizó que los proyectos adjudicados pudieran conectarse oportunamente y cumplir sus obligaciones de energía firme. Al respecto, el directivo afirmó que mejora las probabilidades. Explicó que el esquema “establece ventanas, plazos y criterios claros para la radicación, evaluación y asignación de capacidad, priorizando a los proyectos con obligaciones adquiridas”.

Sin embargo, introdujo una advertencia clave: “la asignación está condicionada a la viabilidad técnica y a la ejecución de obras necesarias para eliminar restricciones en la red”. En efecto, el borrador contempló un proceso iterativo que incluyó revisión de información básica y complementaria, emisión de comentarios técnicos y eventual aprobación o negación del concepto de conexión, con un plazo máximo de cinco meses desde la radicación formal .

El concepto de conexión solo fue aprobado si la obra propuesta eliminó las restricciones identificadas y no generó nuevas afectaciones en el Sistema Interconectado Nacional. Incluso, la FPO del proyecto quedó supeditada a la entrada en operación de la infraestructura asociada, exigiendo que la subestación de conexión operara al menos tres meses antes que la planta .

Este diseño reconoció explícitamente la posibilidad de negar la capacidad de transporte. Frente a ese escenario, Suárez Lozano afirmó que este escenario es posible, pero que es muy baja su probabilidad de ocurrencia. La negativa procedió si la evaluación técnica concluyó que la obra no eliminó las restricciones o generó nuevas limitaciones en la red .

Desde la perspectiva financiera, el nuevo marco introdujo un elemento de certidumbre regulatoria. Según el abogado de OGE ENERGY, “la existencia de procedimientos y criterios claros puede dar mayor certeza a los financiadores sobre los pasos y requisitos para obtener la capacidad de transporte, lo que es positivo para el cierre financiero”. Para banca estructuradora y fondos de infraestructura, la definición de hitos concretos redujo el riesgo regulatorio, aunque mantuvo el riesgo técnico vinculado a obras de expansión.

Coordinación con subastas y riesgos hacia 2029–2030

El contexto del borrador respondió a la necesidad de agilizar la asignación de capacidad en un escenario donde la UPME advirtió presiones de demanda hacia 2029 y 2030 . En ese marco, la coordinación entre subastas y red adquirió relevancia estratégica.

Suárez Lozano consideró que “sería recomendable una mayor coordinación” entre el calendario de subastas y la disponibilidad real de capacidad de transporte. Una articulación más estrecha permitió “reducir el riesgo de adjudicar obligaciones a proyectos que no podrán conectarse a tiempo”, así como “optimizar la planificación de obras de expansión y refuerzo de la red”.

Asimismo, advirtió que esta coordinación ayudó a “evitar riesgos sistémicos de incumplimiento en los años críticos (2029-2030)”. La señal fue clara: la expansión de generación debió avanzar en paralelo con la expansión de transmisión y distribución.

El borrador también introdujo validaciones individuales de restricciones, análisis sistémico conjunto de proyectos viables y posibilidad de unificar obras cuando compartieran limitaciones comunes . Con ello, el regulador buscó reforzar la transparencia técnica y evitar discrecionalidad en la asignación.

En síntesis, el nuevo procedimiento no eliminaría el riesgo de conexión, pero lo ordenaría bajo reglas explícitas. Prioriza proyectos con obligaciones, establece plazos definidos y condiciona la capacidad a soluciones técnicas verificables. De cara a la segunda mitad de la década, la discusión dejó de ser solo cuánta generación se adjudica y pasó a centrarse en cuánta de esa capacidad podrá conectarse oportunamente sin comprometer la seguridad del sistema.

Proyecto_Res_Procedimiento_RevSubEE_creg_101_094-2025_Cir_013_2026

La entrada Capacidad en juego en Colombia: la UPME condiciona la conexión de proyectos de la subasta de cargo por confiabilidad se publicó primero en Energía Estratégica.