La CREG aclaró el alcance de la Resolución 174 de 2021 frente a la obligación de los Generadores Distribuidos (GD) de entregar energía al sistema, resolviendo dudas sobre la posibilidad de controlar la inyección a la red. La entidad precisó que, cuando un GD incorpora sistemas de almacenamiento de energía (SAE), es viable implementar mecanismos de gestión energética y control de inyección, sin modificar el objetivo principal de aportar la energía generada al Sistema de Distribución Local (SDL). En estos casos, la energía podrá almacenarse para su posterior gestión, siempre que la Potencia Máxima Declarada (PMD) en el punto de conexión no supere 1 MW, límite que aplicará al sistema integrado por el GD y el SAE. Los Operadores de Red deberán verificar la existencia y funcionamiento de estos controles durante la puesta en servicio.

La CREG precisó el procedimiento aplicable para la conexión de los nuevos Autogeneradores Remotos (AGR), figura creada mediante la Resolución CREG 101 099 de 2026, ante las dudas surgidas sobre los requisitos técnicos y el papel de los Operadores de Red. La entidad aclaró que los AGR con potencia máxima declarada inferior a 5 MW y conexión a Sistemas de Distribución Local (SDL) deberán acogerse al trámite simplificado previsto en la Resolución CREG 174 de 2021, con los mismos requisitos documentales y plazos establecidos. Además, definió una transición de seis meses en la que las solicitudes continuarán siendo gestionadas por la UPME bajo la Resolución CREG 075 de 2021. Finalizado este periodo, los Operadores de Red aplicarán directamente el nuevo procedimiento, sin exigir requisitos adicionales. Para AGR de 5 MW o más, o conectados a redes STR o STN, seguirá aplicando la Resolución CREG 075 de 2021.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) presentó un Análisis de Impacto Normativo (AIN) sobre el futuro del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI). El documento aborda el diagnóstico del sector, la identificación de problemáticas, los objetivos regulatorios y las posibles alternativas de intervención para mejorar la prestación del servicio en estas áreas. La entidad invitó a los agentes de la cadena eléctrica, autoridades y demás interesados a presentar comentarios y aportes que contribuyan a fortalecer el análisis y la construcción de soluciones frente a los desafíos energéticos de las ZNI. Las observaciones podrán enviarse durante los treinta días hábiles siguientes a la publicación del documento.

La CREG sometió a consulta pública un proyecto de resolución para implementar medidas transitorias y salvaguardar a los usuarios regulados de la inminente alza y volatilidad de precios en el mercado de energía. Ante la confirmación de un Fenómeno de El Niño "fuerte a muy fuerte" proyectado hasta principios de 2027, y con una creciente exposición de los comercializadores a la bolsa de energía, la CREG propone habilitar la contratación directa de energía. Esta medida excepcional permitirá a los comercializadores suscribir contratos tipo "Pague lo Contratado", "Pague lo Contratado Condicionado a Excedentes" y "Pague lo Demandado" con precios fijos y cantidades determinadas. El objetivo es incrementar la cobertura de la demanda regulada y trasladar costos estables en el componente de generación de la tarifa, evitando incrementos abruptos. Los contratos deberán formalizarse antes del 1 de octubre de 2026 y tendrán una duración máxima hasta el 31 de diciembre de 2027.

La CREG publicó un proyecto de resolución que define las exigencias de calidad del servicio aplicables a los compensadores síncronos que se instalarán en los Sistemas de Transmisión Nacional y Regional. La iniciativa busca garantizar una prestación continua y eficiente del servicio eléctrico, en un contexto de mayor integración de energías renovables no convencionales, mediante el fortalecimiento de la estabilidad de tensión, la inercia del sistema y la confiabilidad de la red. El documento establece las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas según el tipo de compensador, así como las condiciones para la programación de mantenimientos mayores. Además, incorpora lineamientos sobre compensaciones por incumplimientos y estará en consulta pública durante diez días hábiles para recibir comentarios de agentes, usuarios y autoridades.