La Comisión de Regulación de Energía y Gas (“CREG”) expidió la Resolución CREG 101 099 del 19 de febrero de 2026, mediante la cual se establece el marco regulatorio para la autogeneración de energía de forma remota (“AGFR”) y para el productor marginal remoto con la atención de usuarios de forma remota (“PMRUFR”), incorporando reglas de conexión, operación y comercialización dentro del Sistema Interconectado Nacional (“SIN”).

La norma desarrolla los lineamientos del Decreto 1403 de 2024, que modificó el Decreto 1073 de 2015, y regula los casos en los que la generación de energía se realiza en un punto del sistema y el consumo ocurre en otro, utilizando las redes del SIN. Con esta regulación, estas actividades quedan formalmente incorporadas al funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista, bajo reglas de conexión, operación y comercialización.

Entre los principales elementos regulatorios se destacan:

• Autogeneración Remota (AGFR): permite que una persona natural o jurídica genere energía y la utilice para su propio consumo en puntos de conexión diferentes al lugar de generación, empleando las redes del SIN.
• Productor Marginal Remoto (PMR): habilita la atención remota de usuarios con vinculación económica con el productor marginal mediante activos de generación conectados al sistema.
• Integración al Mercado de Energía Mayorista (MEM): los proyectos deberán cumplir las reglas aplicables a generadores y usuarios no regulados, incluyendo representación por agentes generadores y comercializadores, registro de fronteras comerciales y cumplimiento del Código de Medida.
• Requisitos técnicos y operativos: los activos de generación deberán seguir los procedimientos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), así como obligaciones operativas frente al Centro Nacional de Despacho (CND) y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.
• Reglas de conexión y operación: los activos de generación deberán seguir los procedimientos aplicables para conectarse al Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL), así como cumplir obligaciones operativas frente al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

Adicionalmente, la resolución armoniza la regulación aplicable a los recursos de generación sin entrega de excedentes a la red, reiterando que incluso en estos casos deben cumplirse los requisitos técnicos, operativos y procedimentales necesarios para garantizar la seguridad, calidad y confiabilidad del sistema eléctrico, en línea con los principios establecidos en la Ley 143 de 1994.

En este contexto, la Resolución CREG 101 099 de 2026 establece el marco regulatorio para el desarrollo de esquemas de autogeneración remota y productor marginal remoto dentro del Sistema Interconectado Nacional, definiendo las condiciones de conexión, operación y participación en el mercado eléctrico aplicables a estas actividades. La implementación de estos modelos requerirá coordinación entre los distintos agentes del sector y el cumplimiento de las reglas técnicas, operativas y comerciales vigentes, en aspectos como conexión a la red, medición, registro de fronteras y participación en el MEM.

Consulte el texto completo de la Resolución 101 099 de 2026 y el Documento de Soporte CREG 901 342 de 2026.

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos publicó para comentarios, un proyecto de Resolución “Por la cual se modifica parcialmente la Resolución 164 de 2015, por la cual se establecen los procedimientos y plazos de liquidación, el precio base de liquidación de regalías generadas por la explotación de crudo y el manejo de anticipo de liquidación de regalías y se dictan otras disposiciones.”

La Agencia Nacional de Hidrocarburos propone:

• Modificar las definiciones de “Nafta Diluyente”, que en adelante se dominará “Diluyente”, y de “Nodo”.
• Ajustar la metodología para la determinación del precio base de liquidación de las regalías de un campo productor cuando: (i) no se comercialice hidrocarburos en el mes de liquidación; o (ii) no se entregue oportunamente el reporte de información, sea inconsistente, ilegible, incompleto o erróneo,
• Ajustar la metodología para la determinación del costo neto del diluyente requerido para el transporte del crudo por oleoducto, para efectos de la sumatoria de los valores operativos deducibles por transporte.

Las demás disposiciones de la Resolución 164 de 2015 permanecen vigentes.

Los interesados podrán presentar comentarios y observaciones hasta el 11 de marzo de 2026 a las 5:00 pm en el siguiente enlace. 

Consulte el Proyecto de Resolución en el siguiente enlace

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Antecedentes y contexto regulatorio.

El proyecto se enmarca en el régimen transitorio adoptado por la CREG tras la suspensión del procedimiento ordinario de asignación de capacidad de transporte previsto en la Resolución CREG 075 de 2021.

El crecimiento proyectado de la demanda para 2029–2030 y los riesgos en el cumplimiento de la FPO de proyectos con capacidad ya asignada motivaron la expedición de la Resolución CREG 101 094 de 2025, que estableció medidas transitorias para proyectos con Obligaciones con el Sistema (OCS) o con Trámite Ambiental Cumplido (TAC).

En este contexto, la UPME publica el proyecto que desarrolla el artículo 11 de dicha resolución y define el procedimiento aplicable por la UPME y los Operadores de Red según el nivel de conexión (STN, STR o SDL).

Principales medidas del Proyecto de Resolución.

• Se establece el procedimiento especial para los Proyectos Clase 1 con OCS y TAC, cuyo ciclo de asignación —en el caso de proyectos con obligaciones— inicia con la publicación de los resultados de adjudicación correspondientes y contempla plazos específicos para la radicación de información básica, revisión de completitud y evaluación técnica.
• Se delimitan expresamente las competencias de las autoridades intervinientes:
  • UPME: proyectos que soliciten conexión al STN y STR, y proyectos ≥ 10 MW al SDL.
  • OR: proyectos < 10 MW al SDL, bajo lineamientos definidos por la UPME.
• Se estructura un esquema de evaluación técnica iterativa cuando la UPME actúe como responsable de la asignación, que incluye la emisión de comentarios técnicos, la posibilidad de ajustes por parte del interesado y una revisión final previa a la expedición del concepto de conexión.
• La evaluación eléctrica deberá realizarse bajo escenarios de despacho, demanda y condiciones operativas actualizados, considerando tanto el impacto individual como el impacto conjunto de los proyectos en el SIN, y verificando el cumplimiento de los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio.
• Se prevé la posibilidad de exigir la ejecución de obras requeridas para eliminar restricciones eléctricas identificadas en la evaluación técnica, condicionando la asignación de capacidad de transporte a la entrada en operación de dichas obras.
• Se sustituye la exigencia del estudio completo de conexión en la etapa inicial por la radicación de información básica y complementaria definida por la UPME.

 La propuesta regulatoria está en consulta pública: los interesados podrán presentar observaciones y comentarios hasta el viernes 6 de marzo de 2026.

Consulte el texto completo de la Memoria Justificativa y el Proyecto de Resolución.

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La iniciativa se soporta en el marco introducido por la Resolución CREG 101 066 de 2024 y en la necesidad de reabrir una ventana de adhesión, luego de que la CREG indicara que ningún agente del grupo objetivo se acogió a los menús de corto o largo plazo previstos originalmente.

En la Resolución CREG 071 de 2006 se estableció que el precio de escasez es el valor definido por la CREG y actualizado mensualmente, que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.

Medidas principales del Proyecto de Resolución

1. Menú de transición de corto plazo

El proyecto permite que agentes generadores con Obligaciones de Energía Firme (“OEF”) en los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028, pertenecientes al grupo de plantas con precios variables inferiores, opten por un menú de transición para acogerse al PEI.

2. Condición aplicable a las OEF del corto plazo

Para las OEF asignadas en esos periodos, el Cargo por Confiabilidad sería el que resulte del procedimiento del Artículo 3 y el precio de escasez aplicable sería el PEI.

3. Procedimiento de aceptación (corto plazo)

El ASIC calcularía e informaría los cargos del menú de transición dentro de los cinco días hábiles siguientes a la entrada en vigencia; luego, el agente tendría hasta diez días hábiles para informar si acepta el cambio, mediante comunicación suscrita por su representante legal.

4. Inicio de aplicación del menú (corto plazo)

Para quienes acepten respecto del periodo 2025-2026, la aplicación iniciaría en el mes siguiente a la confirmación; para los periodos 2026-2027 y 2027-2028, iniciaría con el periodo de vigencia de la obligación. El silencio del agente se entiende como no aceptación.

5. Menú de transición de largo plazo

El proyecto también habilita un menú para agentes con OEF que inician a partir del periodo 2028-2029, del mismo grupo de plantas con precios variables inferiores.

6. Condición aplicable a las OEF del largo plazo

Para esas OEF, el Cargo por Confiabilidad sería igualmente el resultante del procedimiento del Artículo 3, y el precio de escasez aplicable sería el PEI.

7. Procedimiento de aceptación (largo plazo)

El ASIC calcularía e informaría los cargos del menú de largo plazo dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia; el agente tendría luego diez (10) días hábiles para aceptar el cambio a la pareja Cargo por Confiabilidad del menú de transición y PEI.

8. Metodología para determinar el cargo del menú de transición (Artículo 3)

El proyecto establece un procedimiento técnico aplicable a menús de corto y largo plazo con PEI, incluyendo:

• horizonte de 60 meses, con activación de OEF en los últimos 6 meses;
• supuesto de 15% de demanda doméstica comprando energía en bolsa;
• cálculo de VNAi y VNAn;
• determinación de CxCn como el valor que iguala ambos VNA (tolerancia +/- 0.001).

La propuesta regulatoria está en consulta pública: los interesados podrán presentar observaciones y comentarios hasta el martes 24 de febrero de 2026.

El texto completo del Proyecto de Resolución CREG 701 118 de 2026 puede consultarse en el siguiente enlace.

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Energías renovables: Instalación de soluciones fotovoltaicas individuales aisladas, interconexión, sistemas híbridos y microrredes con un límite máximo de potencia de 5MW de potencia

Infraestructura de transmisión y conectividad: Torres para antenas, instalaciones de transmisión y distribución de energía eléctrica con sus accesos temporales y el despliegue de redes de fibra óptica subfluvial (bajo el lecho de ríos) hasta nodos de servicio y repetición.

Vías: mantenimiento, rehabilitación y mejoramiento de vías existentes en condiciones específicas.

Pero ojo — esto no es carta blanca:

Los artículos 3 y 4 de la Resolución establecen una serie de consideraciones y medidas que deben ser tenidas en cuenta previo al desarrollo de las actividades listadas.

• Es obligatorio informar previamente a la autoridad ambiental competente;
• Se deben implementar medidas de manejo ambiental específicas;
• En reservas protectoras nacionales y regionales aplican restricciones adicionales;
• No exime de obtener los permisos de uso y aprovechamiento de recursos naturales que correspondan.

Esta resolución es una oportunidad, pero su correcta aplicación depende de una estructuración legal sólida desde el inicio del proyecto. Un error en la clasificación de la actividad, en la delimitación cartográfica del área o en la identificación del tipo de reserva puede traducirse en contingencias regulatorias, suspensión de obras o riesgos sancionatorios.

Consulte la Resolución 0083 de 05 de febrero de 2026.

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En los considerandos, el Ministerio resalta, entre otros aspectos:

• La alta dependencia del sistema eléctrico de la generación hidráulica y los riesgos asociados a eventos de hidrología crítica.

• La necesidad de diversificar la matriz energética y fortalecer la resiliencia del Sistema Interconectado Nacional frente a la variabilidad climática.

• La experiencia de los mecanismos de contratación de largo plazo realizados en 2019 y 2021, en los cuales se presentaron retrasos significativos en la entrada en operación de proyectos adjudicados.

• La importancia de contar con esquemas contractuales de largo plazo que permitan la estructuración financiera, bancabilidad y ejecución de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

• El reconocimiento del almacenamiento de energía como componente funcional del sistema energético, en los términos previstos en la Ley 2099 de 2021, para facilitar la integración de las FNCER y la atención de la demanda en condiciones de confiabilidad.

• El apoyo al cumplimiento de las obligaciones legales de compra de energía renovable por parte de los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista.

Con base en lo anterior, el Proyecto de Resolución establece, entre otras, las siguientes medidas:

• Convoca un mecanismo de contratación de energía eléctrica a largo plazo mediante la adjudicación de contratos con una duración de quince (15) años, bajo la modalidad “pague lo contratado” conforme a la regulación vigente.

• Define cuatro (4) productos contractuales, diferenciados por franjas horarias y perfiles de suministro:
  • suministro continuo durante las 24 horas del día;
  • suministro asociado a la energía solar reportada por el vendedor;
  • suministro mediante un esquema de dos bloques horarios (08:00–17:00 y 17:00–21:00); y
  • suministro concentrado en horas de alta demanda (hora punta).

• Establece como fecha general de inicio de las obligaciones contractuales el 1 de enero de 2030, con la alternativa del 1 de enero de 2035 para el producto de suministro continuo durante las 24 horas del día.

• Permite que las partes adjudicadas acuerden un inicio anticipado de las obligaciones contractuales, sin modificar las condiciones adjudicadas, extendiendo proporcionalmente la duración del contrato.

• Habilita la participación de proyectos nuevos de generación y, para determinados productos, de proyectos existentes que incorporen sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías (SAEB).

• Prevé la posibilidad de cesión de los contratos de largo plazo, bajo condiciones y procedimientos definidos, con el fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones contractuales.

• Dispone que el proceso de adjudicación del mecanismo deberá adelantarse a más tardar el 30 de junio de 2026.

El plazo para la recepción de comentarios al proyecto de resolución vence el 3 de febrero de 2026.

Consulte el texto completo del proyecto de resolución y su memoria justificativa.

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De acuerdo con los considerandos, la CREG tiene como objetivo incorporar, entre otros aspectos, ajustes regulatorios a través de instrumentos que permitan la negociación de gas tanto dentro de un Trimestre Estándar de Negociación (TEN) como en los mecanismos de negociación de corto plazo, con el propósito de promover un mayor grado de certidumbre sobre las cantidades que pueden comprometerse en firme. Estas medidas permiten actualizar la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF), sin afectar la transparencia del mercado ni los balances y asignaciones ya realizados.

Según la CREG, la propuesta regulatoria busca dotar al mercado de herramientas adicionales de flexibilidad para la gestión de la oferta y la contratación de gas natural, preservando los principios de transparencia, eficiencia y confiabilidad del suministro.

El proyecto de resolución establece, entre otras, las siguientes medidas:

• Habilita la declaración y negociación de gas en firme adicional durante el mismo trimestre de negociación, bajo condiciones específicas de asignación y precio.
• Permite la adición de cantidades de gas natural para atender necesidades de corto plazo correspondientes a los dos trimestres siguientes al trimestre de negociación, con obligaciones de información y publicación a cargo del Gestor del Mercado.
• Incorpora el contrato de suministro firme con pago mínimo del 100% (CF100), orientado a fortalecer la firmeza contractual y facilitar la comercialización de gas, en particular gas natural importado, en concordancia con la figura del contrato firme sujeto a condiciones.
• Amplía las modalidades de contratación con ejecución diaria y otras combinaciones temporales, con el fin de fortalecer la gestión operativa del mercado.
• Ajusta las reglas de actualización de precios, habilitando indexaciones con periodicidad mínima mensual, en línea con la evaluación anunciada por la CREG en el marco de la Circular CREG 195 de 2025 y los análisis contenidos en el Documento CREG 902 173 de 2025.

El plazo para la recepción de comentarios al proyecto de resolución se encuentra vigente hasta el 30 de enero de 2026.

Consulte el texto completo del proyecto de resolución y su documento soporte.

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1. Obligaciones corporativas:

1. Preparación y aprobación de estados financieros a 31 de diciembre de 2025. 
2. Elaboración del informe de gestión del año 2025.
3. Convocatoria y realización de la Asamblea Ordinaria.
4. Renovación de la matrícula mercantil. 
5. Inscripción de página web ante el registro mercantil (si aplica). 
6. Renovación de Registro Único de Proponentes – RUP (si aplica). 

2. Obligaciones de cumplimiento:  

1. Verificación de la condición de sujeto obligado a SAGRILAFT y/o PTEE.
2. Actualización anual del Registro Nacional de Bases de Datos – RNBD (Si aplica)
3. Actualización de la información del Beneficiario Final (Si aplica)
4. Reportes a la UIAF – verificación de cumplimiento (verificar que el Oficial de Cumplimiento y/o el Revisor Fiscal cuenten con acceso vigente a SIREL, y que los reportes de operaciones sospechosas (ROS) se hayan realizado oportunamente cuando se presentaron eventos reportables).
5. Preparación de reportes e información a la Superintendencia de Sociedades.
6. Evaluación de buenas prácticas en sostenibilidad y gobierno corporativo.

3. Obligaciones ambientales:

1. Diligenciamiento y actualización del Registro Único Ambiental (RUA). 
2. Presentación del informe de cumplimiento ambiental (ICA), en los términos señalados en el instrumento de control y manejo ambiental correspondiente.
3. Autodeclaración anual de la tasa retributiva por vertimientos puntuales al recurso hídrico, correspondiente al periodo de facturación y cobro.
4. Pago de la tasa por utilización del agua: los usuarios deberán presentar los reportes de volúmenes según la periodicidad establecida por la autoridad ambiental, y proceder al pago una vez emitida la factura.
5. Presentación del informe anual del sistema de recolección y gestión de baterías usadas de plomo.
6. Presentación del informe anual para la evaluación y seguimiento de los sistemas de recolección y gestión de residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE).

4. Obligaciones relacionadas con la actividad de exploración y producción de hidrocarburos:

1. Entrega a la Agencia Nacional de Hidrocarburos de datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación.
2. Suministro de informe de nómina al Ministerio de Minas y Energía.
3. Reporte inversión suplementaria del capital y movimientos ante el Banco de la República.
4. Presentación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos del Informe de Recursos y Reservas (IRR).

Quedamos a su disposición para cualquier información adicional o apoyo que requieran.

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La iniciativa plantea lineamientos que permiten aprovechar la capacidad de regasificación asociada a plantas térmicas cuando no sea requerida para el despacho eléctrico, habilitando la comercialización de gas natural importado en el mercado secundario bajo contratos que garanticen firmeza.

El proyecto de resolución establece, entre otras, las siguientes medidas:

• Habilita la utilización de la capacidad de regasificación asociada a plantas térmicas cuando no sea requerida para atender la demanda eléctrica conforme a los requerimientos del Centro Nacional de Despacho (CND), priorizando en todo caso el abastecimiento eléctrico.
• Autoriza a los generadores térmicos, en su calidad de comercializadores con respaldo físico, a comercializar gas natural importado mediante contratos de suministro de gas natural importado, bajo condiciones que garanticen firmeza.
• Establece obligaciones de coordinación operativa entre generadores térmicos, compradores de gas y el CND para la ejecución de los contratos de suministro, así como reglas de priorización del gas natural importado.
• Permite la sustitución de gas natural por gas licuado de petróleo (GLP) importado en plantas térmicas que cuenten con capacidad técnica y económica para ello, con el fin de liberar volúmenes de gas natural para su comercialización.
• Define el mecanismo transitorio para la comercialización de gas natural adicional en condiciones de firmeza, aplicable a volúmenes disponibles con posterioridad a la declaración de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV y PTDVF).
• Limita la vigencia de los contratos de gas natural adicional al trimestre de ejecución siguiente al de su negociación, en atención a su carácter transitorio.
• Dispone que la CREG expida la regulación necesaria para habilitar mecanismos de swaps contractuales y operativos orientados a la optimización del Sistema Nacional de Transporte (SNT).

El plazo para la recepción de comentarios al proyecto de resolución vence el 16 de diciembre de 2025.

Consulte el texto completo del proyecto de resolución y su memoria justificativa.

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos, mediante Acuerdo 07 de 2025, modifica el epígrafe del Acuerdo 06 de 2023 y adiciona el literal e) al artículo 7 del referido Acuerdo.

El epígrafe queda así “Por el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos en los contratos y convenios vigentes e impulsar el proceso de Transición Energética Justa”.

En el citado literal e), la ANH incluye requisitos adicionales para la extensión de plazo de las fases del Periodo de Exploración o del Programa Exploratorio Posterior, en los siguientes términos:

• Se debe presentar los estados financieros actualizados del contratista, con el propósito de identificar que se mantienen las capacidades bajo los términos, condiciones y criterios exigidos al momento de la suscripción del respectivo contrato.
• El representante legal debe manifestar, mediante declaración juramentada, el compromiso de mantener la capacidad jurídica, financiera, técnica, operacional, medioambiental y de responsabilidad social empresarial necesarias para ejecutar las actividades objeto del contrato.

Quedan exceptuados de esta exigencia aquellas personas jurídicas:

• Cuya Matriz o Controlante figure en la última publicación de “Pie Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” de la firma Energy Intelligence, como empresas del tipo integrado o “Upstream” o “The Platts Top 250 Global Energy Company Rankings” de S&P Global Platts, en las categorías Oil & Gas Exploration and Production o Integrated Oil & Gas.

En todo caso, la ANH podrá requerir los estados financieros actualizados cuando no tenga suficiente claridad en la verificación de este indicador.

• Que en el año inmediatamente anterior a la solicitud de aplicación del Acuerdo 06 de 2023, hayan sido cesionarias de un contrato y/o convenio de hidrocarburos debidamente aprobado por la ANH.

Las demás disposiciones del Acuerdo 06 de 2023, modificado por el Acuerdo 3 de 2025, permanecen vigentes.

Consulte el texto completo del Acuerdo y la Memoria Justificativa.

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