El Ministerio de Minas sometió a consulta pública la reglamentación de la transferencia de infraestructura de generación a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), financiada con recursos públicos, a Comunidades Energéticas. Esta medida busca impulsar la Transición Energética Justa, empoderando a personas naturales, jurídicas, y comunidades indígenas o campesinas en la gestión autónoma de su energía, y garantizando la prestación eficiente de servicios públicos. Los activos, provenientes de fondos como el FENOGE e IPSE, podrán ser transferidos en propiedad o en derecho de uso y goce, bajo modalidades contractuales específicas. Para acceder a estos beneficios, las Comunidades Energéticas deberán estar registradas, contar con personería jurídica o asociación habilitada, y presentar un esquema básico de administración, operación y mantenimiento (AOM) que asegure la sostenibilidad de los proyectos.

 El MinCIT proyecta regular el acceso, evaluación y seguimiento del Instrumento para Nuevos Proyectos Industriales de Movilidad Híbrida Enchufable y Eléctrica (INPIMHEL), así como la asignación y administración de cupos de importación. Este marco busca facilitar la instalación o expansión de capacidades industriales vinculadas a la movilidad sostenible, promoviendo proyectos intensivos en tecnología, fortaleciendo cadenas de valor nacionales, generando empleo calificado y contribuyendo a la transición energética y reducción de emisiones. La normativa detalla los pasos para la solicitud, la presentación de planes de inversión y desarrollo industrial, y la verificación de criterios de elegibilidad, aplicable a personas jurídicas nacionales y extranjeras que deseen invertir en este sector estratégico.

El Ministerio de Ambiente explicó la aplicación de tasas y transferencias para empresas con múltiples Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH). Ante la duda de si sumar la potencia de varias PCH (individualmente menores a 10.000 kW) para determinar obligaciones con el sector eléctrico, el Ministerio aclara que, aunque Minas y Energía fija la potencia total de la empresa para ciertas transferencias, la capacidad nominal instalada se calcula por cada instalación. Esto significa que si una central no supera los 10.000 kW de forma individual, debe pagar la Tasa por Utilización del Agua. El criterio se centra en la capacidad de generación específica de cada planta, no en la suma total del generador.

Ante dudas sobre la exigencia de la Garantía de Fecha de Puesta en Operación (FPO) para proyectos híbridos en el Producto 4, la CREG precisa que los vendedores adjudicatarios con ofertas respaldadas por una planta ya en operación comercial que incorpore un SAEB nuevo no están obligados a constituir dicha garantía FPO. Consecuentemente, no procede su cálculo ni la aplicación de la verificación detallada del Artículo 12 de la Resolución CREG 101 109 de 2026. Bastará con cumplir los requisitos técnicos de la Resolución CREG 101 113 de 2006, siempre que la planta existente no necesite ampliar su capacidad de conexión al SIN.

La CREG explicó el contexto normativo de la vigencia de las aprobaciones de conexión para proyectos de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE). Ante la consulta sobre la posibilidad de prórrogas adicionales por situaciones excepcionales no imputables al desarrollador, la CREG fue enfática al señalar que la Resolución CREG 174 de 2021 establece un plazo inicial de seis meses con una única extensión adicional y automática de tres meses sin costo. La entidad subrayó que la normativa no prevé ampliaciones indefinidas o reiterativas de este plazo. Esta disposición busca evitar el acaparamiento de puntos de conexión, requiriendo que los promotores prevean todas las eventualidades. Si un proyecto no entra en operación en el tiempo establecido o su única prórroga, la capacidad asignada se libera, obligando a iniciar un nuevo trámite. Las reglas aplican por igual a todos los AGPE.