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La Resolución CREG 101 113 de 2026 marca un punto importante para el desarrollo de proyectos con Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB) en Colombia.
Su alcance va más allá de permitir la instalación de baterías en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La resolución define reglas para la instalación, operación y aspectos comerciales de los SAEB, y aplica a los agentes interesados en implementar este tipo de sistemas, así como a los actores del sector que interactúen con ellos.
En términos prácticos, esta norma obliga a promotores, desarrolladores, inversionistas e ingenieros a hacerse una pregunta antes de estructurar un proyecto con almacenamiento:
¿Qué papel va a cumplir el SAEB dentro del proyecto y bajo qué figura regulatoria debe implementarse?
Esa respuesta cambia el análisis de conexión, la estrategia operativa, la medición, los requisitos técnicos, la documentación y, en algunos casos, la viabilidad económica del proyecto.
¿Qué regula la Resolución CREG 101 113 de 2026?
La Resolución CREG 101 113 de 2026 define el marco aplicable para los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica cuando funcionan con baterías, conocidos como SAEB, conectados al SIN.
La norma no trata todos los proyectos con almacenamiento de la misma manera. En cambio, organiza la incorporación de SAEB en tres rutas principales:
| Figura regulatoria | ¿Cuándo aplica? | Punto crítico para el proyecto |
|---|---|---|
| SAEB como activo de red | Cuando el almacenamiento responde a necesidades del sistema eléctrico. | Planeación, beneficio-costo, eficiencia, remuneración y operación. |
| SAEB independiente | Cuando el almacenamiento opera como proyecto propio y no comparte activos de conexión con una planta de generación. | Representación en el MEM, fronteras comerciales, despacho y servicios comercializables. |
| Recurso de generación híbrido | Cuando el SAEB se integra a una planta o unidad de generación. | Control conjunto, potencia máxima declarada, pruebas, conexión y operación. |
Esta clasificación es fundamental porque cada ruta activa obligaciones distintas. No es lo mismo incorporar baterías para solucionar una necesidad de red, que desarrollar un BESS standalone o integrar almacenamiento a una planta solar o eólica.
¿Qué es un SAEB según la resolución?
La resolución define el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE) como un sistema que carga energía eléctrica, la almacena temporalmente y luego la entrega al sistema. Cuando ese almacenamiento se basa en baterías electroquímicas, se considera SAEB.
También introduce conceptos técnicos relevantes para la ingeniería de estos proyectos, como:
- Grid-Following (GFL)
- Grid-Forming (GFM)
- SCR
- X/R
- inercia sintética
- aporte de cortocircuito emulado
- simulación EMT
- simulación RMS
- recurso de generación híbrido
Esto demuestra que la incorporación de almacenamiento no debe leerse solo desde la capacidad energética de la batería. También debe analizarse desde su comportamiento eléctrico, su control, su interacción con la red y los requisitos técnicos que debe demostrar antes de entrar en operación.
Ruta 1: SAEB como activo de red
Un SAEB como activo de red es aquel que se conecta al SIN como activo de uso del STN, STR o SDL. Su función no parte de una decisión comercial individual, sino de una necesidad del sistema.
La resolución establece que un SAEB puede ser clasificado como activo de red cuando su necesidad haya sido identificada para cumplir uno o varios propósitos, entre ellos:
- postergar inversiones en infraestructura;
- mejorar condiciones de voltaje, frecuencia, forma de onda, control de voltaje, inercia o corriente de cortocircuito;
- soportar contingencias;
- gestionar congestiones;
- sostener frecuencia en islas o zonas aisladas;
- complementar el EDAC;
- atender otros propósitos identificados por la UPME.
En el caso del STN y STR, los SAEB como activos de red deben ser identificados y recomendados en el plan de expansión del SIN. Para el SDL, la necesidad debe ser identificada por el OR y presentada con soporte técnico-económico. Además, la UPME debe emitir concepto sobre la relación beneficio-costo, y el proyecto solo será ejecutado y remunerado si dicha relación es igual o superior a uno.
Implicación práctica
Cuando el SAEB es un activo de red, la pregunta central no es “¿quiero instalar baterías?”, sino:
¿Qué necesidad del sistema resuelve este almacenamiento y cómo se justifica técnica y económicamente?
Esto exige análisis de red, modelación, evaluación de beneficios, ubicación, eficiencia, degradación, operación esperada y condiciones de remuneración.
Ruta 2: SAEB independiente
La segunda ruta es el SAEB independiente. La resolución lo define como un sistema que no comparte activos de conexión con una planta o unidad de generación y que cuenta con fronteras comerciales diferenciadas para carga, descarga y consumo auxiliar o propio. Esta categoría aplica para SAEB con capacidad nominal mayor o igual a 5 MW.
Los SAEB independientes pueden comercializar servicios en el Mercado de Energía Mayorista (MEM), incluyendo:
- participación en bolsa de energía con oferta de precio y declaración de disponibilidad para descarga;
- oferta para regulación secundaria de frecuencia, AGC;
- programación por el CND para atender generación por seguridad cuando se estime pertinente.
Sin embargo, la resolución establece una condición relevante: los SAEB independientes deben ser representados por agentes generadores para participar en el MEM. Además, si el SAEB no es propiedad del generador que lo representa, debe existir un contrato de representación.
Implicación práctica
Para un BESS standalone, la implementación no depende únicamente del diseño eléctrico o de la tecnología seleccionada. También exige definir una arquitectura comercial y operativa:
- quién representa el SAEB en el MEM;
- cómo se registra su frontera de carga y descarga;
- cómo se liquida la energía cargada y descargada;
- cómo participa en bolsa;
- cómo se gestionan sus desviaciones;
- qué responsabilidades asume el agente generador representante.
En este tipo de proyectos, el análisis técnico y el análisis comercial deben avanzar de forma coordinada desde etapas tempranas.
Ruta 3: recurso de generación híbrido
La tercera ruta es una de las más relevantes para proyectos solares, eólicos y otras plantas de generación que evalúan incorporar baterías.
La resolución define el recurso de generación híbrido como una planta o unidad de generación que incorpora un SAEB en sus instalaciones y cuyo conjunto tiene asociada una única frontera de generación. Además, debe contar de forma independiente con una frontera de consumo auxiliar o propio.
En estos casos, la batería no se entiende como un componente aislado. Se analiza como parte del conjunto activo de generación + SAEB.
Para proyectos bajo la CREG 174 de 2021, la resolución establece reglas de transición hasta el 31 de diciembre de 2029 y reglas más exigentes para proyectos que entren en operación a partir del 1 de enero de 2030. En particular, para recursos híbridos bajo CREG 174, si el SAEB es menor a 1 MW aplican requisitos técnicos del literal a) del artículo 71; si el SAEB es mayor o igual a 1 MW, aplican los requisitos del literal b), asociados a exigencias más robustas para GFM.
Implicación práctica
Para promotores de proyectos solares o eólicos, incorporar baterías no debe ser una decisión tardía. El almacenamiento puede modificar:
- la lógica de operación del proyecto;
- la estrategia de control;
- la potencia máxima declarada;
- la documentación de conexión;
- las pruebas técnicas;
- la supervisión;
- la filosofía de protecciones;
- la estrategia económica del proyecto.
La pregunta no debería ser solo “¿cómo agrego una batería?”, sino:
¿Qué objetivo técnico, operativo o económico busca resolver el almacenamiento dentro del proyecto?
¿Qué cambia para proyectos bajo CREG 174?
La resolución trae un punto clave para proyectos de autogeneración, generación distribuida y AGGE menores a 5 MW que incorporen almacenamiento.
En el proceso de solicitud de conexión bajo CREG 174, la documentación tipo D deberá explicar y adjuntar el sistema de control e información del SAEB, así como el control utilizado como recurso de generación híbrido, demostrando que no se superará la potencia máxima declarada solicitada.
La resolución también señala que el OR deberá verificar que se tenga el control y que el valor a controlar corresponda a la potencia máxima declarada. En la visita de conexión se verificará que dicho control esté adecuado a la potencia máxima declarada aprobada. Además, aclara que la potencia máxima declarada se asocia al conjunto activo de generación + SAEB en el punto de conexión al SDL.
¿Por qué esto es importante?
Porque en proyectos bajo CREG 174, el almacenamiento no puede verse únicamente como un equipo adicional. Debe estar integrado dentro de la lógica técnica del proyecto y demostrar que el conjunto no excederá la capacidad declarada ante el OR.
Esto implica revisar desde el inicio:
- control de exportación;
- interacción entre generación y almacenamiento;
- documentación técnica;
- cumplimiento en el punto de conexión;
- requisitos de pruebas;
- coherencia entre diseño, simulaciones y operación real.
Asignación de capacidad y estudios de conexión para proyectos con SAEB
Uno de los puntos más relevantes de la Resolución CREG 101 113 de 2026 está en las reglas de asignación de capacidad de transporte.
La resolución establece que, para la conexión de SAEB independientes y de SAEB como activos de red del SDL, se deberá solicitar asignación de capacidad aplicando las reglas de proyectos clase 1 de la CREG 075 de 2021, utilizando las mismas disposiciones establecidas para proyectos de generación.
También aclara que, cuando se requiera instalar un SAEB para convertir en híbrido un recurso de generación en operación o con capacidad asignada, solo será necesario contar con concepto de no objeción del responsable de la asignación de capacidad si la capacidad de transporte asignada en el punto de conexión no cambia. Si se requiere mayor capacidad, esta debe solicitarse como aumento de capacidad del recurso de generación híbrido, no del SAEB.
Además, cuando un proyecto de generación sin asignación de capacidad prevea incluir un SAEB, la solicitud deberá realizarse bajo CREG 075, identificando la información del respectivo SAEB. La resolución incluso prevé que la UPME pueda remitir a la CREG una propuesta de ajuste sobre las características y contenido que deben tener los estudios de conexión y los estudios de disponibilidad de espacio físico para el caso de los SAEB.
¿Qué significa esto para los promotores?
Que los proyectos con almacenamiento deben evaluar desde etapas tempranas si la incorporación del SAEB:
- modifica o no la capacidad en el punto de conexión;
- requiere una nueva solicitud de asignación de capacidad;
- puede manejarse con concepto de no objeción;
- exige actualizar el estudio de conexión;
- requiere identificar información específica del SAEB;
- cambia los análisis de operación, control o restricciones.
En proyectos con baterías, el estudio de conexión deja de ser una formalidad documental. Se convierte en una herramienta para validar cómo el sistema se comportará frente a la red y bajo qué condiciones puede conectarse sin comprometer la operación del SIN.
Importancia del Estudio de Conexión en proyectos con baterías
La Resolución CREG 101 113 de 2026 incorpora varios elementos que hacen que los estudios eléctricos, el análisis de conexión y la revisión de protecciones sean especialmente relevantes para proyectos con SAEB.
Primero, la resolución establece que para la conexión y operación de un SAEB se deberán cumplir las exigencias de la regulación aplicable, el Código de Redes y los requisitos técnicos definidos en el artículo 71. También ordena que el CNO actualice o desarrolle acuerdos sobre condiciones complementarias en materia de conexión, operación, protecciones, supervisión, parametrización y pruebas de los SAEB.
Segundo, para recursos de generación híbridos bajo CREG 174, la resolución exige explicar el sistema de control e información del SAEB y demostrar que no se superará la potencia máxima declarada. También indica que el activo de generación seguirá sujeto a los requisitos de CREG 174 y a los Acuerdos CNO de pruebas y protecciones que se actualicen.
Tercero, los requisitos técnicos de los SAEB incluyen condiciones como soporte de tensión y frecuencia, FRT, respuesta rápida de corriente activa y reactiva, supervisión y, para SAEB mayores o iguales a 1 MW, exigencias como GFM, aporte de corriente, inercia sintética, regulación primaria, curvas P/Q y Q/V, modelos EMT y telecomando.
En este contexto, el Estudio de Conexión y el EACP cobran importancia porque permiten revisar aspectos críticos como:
- comportamiento del proyecto en el punto de conexión;
- impacto del SAEB sobre los flujos de potencia;
- niveles de cortocircuito;
- interacción entre inversores, red y protecciones;
- filosofía de control;
- coordinación de protecciones principales y de respaldo;
- selectividad;
- tiempos de despeje;
- cumplimiento de requisitos del OR y del CNO;
- consistencia entre la potencia máxima declarada, el control y la operación real.
Aunque la resolución no diga “todo proyecto con SAEB debe presentar un EACP” en esos términos, sí deja claro que la conexión, operación, protecciones, parametrización y pruebas son temas regulatorios centrales para los SAEB. Por eso, en la práctica, la revisión de protecciones y el soporte técnico asociado se vuelven parte clave de la estructuración del proyecto.
Requisitos técnicos: por qué el almacenamiento debe evaluarse desde ingeniería
El artículo 71 es uno de los puntos técnicos más exigentes de la resolución.
Para SAEB de capacidad menor a 1 MW, la resolución permite control tipo GFL, pero exige soporte de tensión, soporte de frecuencia, operación ante falla tipo FRT, respuesta rápida de corriente activa y reactiva, y supervisión según el caso.
Para SAEB de capacidad mayor o igual a 1 MW, el control debe ser GFM, con requisitos más robustos. Entre ellos:
- operación estable ante distintos valores de SCR y X/R;
- soporte ante variaciones instantáneas de tensión y ángulo;
- soporte ante ROCOF;
- respuesta de potencia activa y reactiva durante contingencias;
- aporte de corriente de cortocircuito;
- inercia sintética;
- capacidad de arranque autónomo;
- permanencia conectada ante eventos;
- regulación primaria;
- curvas P/Q y Q/V;
- modelos EMT;
- supervisión, control y comunicaciones.
Esto significa que un proyecto con almacenamiento no se evalúa únicamente por capacidad en MW o MWh. También debe evaluarse por su desempeño dinámico, su capacidad de respuesta, su interacción con la red y su compatibilidad con los requisitos técnicos aplicables.
Pruebas, simulaciones y verificación técnica
La resolución también establece que el CNO deberá definir los procedimientos de pruebas para verificar los requisitos técnicos y operativos de los SAEB. Estas pruebas podrán ser de laboratorio, fábrica, campo o simuladas mediante métodos EMT o RMS, según corresponda.
Además, las pruebas deberán estar soportadas por informes técnicos y, en ciertos casos, por declaración juramentada del agente representante. Esto refuerza una idea clave:
la implementación de almacenamiento no se valida únicamente con fichas técnicas de equipos. Requiere evidencia técnica, simulaciones, pruebas y trazabilidad.
Para promotores de proyectos, esto implica prever desde etapas tempranas:
- qué pruebas aplican;
- quién las realizará;
- qué modelos serán necesarios;
- qué certificados deben solicitarse al fabricante;
- qué información debe estar disponible antes de la entrada en operación;
- cómo se demostrará el cumplimiento ante el OR, CND o CNO, según corresponda.
Tratamiento comercial y medición del almacenamiento
La resolución también define reglas de medición y tratamiento comercial.
En SAEB independientes, la energía descargada se trata como energía adicional de generación a favor del agente generador representante. Por su parte, la energía usada para carga del SAEB se liquida y factura al agente generador representante a precio de bolsa nacional de cada hora.
En recursos de generación híbridos, la regla es distinta: el SAEB debe cargarse con el propio recurso de generación y no tomando energía desde el STN, STR o SDL. Por lo tanto, no tendrá frontera de carga asociada.
Esto es especialmente relevante para el modelo económico del proyecto. La viabilidad de un SAEB no depende solo del CAPEX, de la capacidad instalada o de los ciclos de carga y descarga. También depende de cómo se mide, cómo se liquida, cómo se representa y cómo participa en el mercado.
¿Qué regulaciones modifica o impacta la CREG 101 113 de 2026?
La resolución no llega aislada. También modifica, adiciona o se articula con varias normas existentes del sector eléctrico.
| Regulación | Cambio relevante |
|---|---|
| CREG 098 de 2019 | Queda derogada y reemplazada por un marco más amplio para SAEB. |
| CREG 075 de 2021 | Se articula con la asignación de capacidad de SAEB independientes y activos de red del SDL. |
| CREG 055 de 1994 | Se ajusta la lógica de ofertas de precio para SAEB independientes. |
| CREG 024 de 1995 | Se incorporan reglas de operación, bolsa, disponibilidad comercial, reconciliación y despacho. |
| CREG 025 de 1995 | Se actualizan aspectos del Código de Redes y requisitos técnicos de conexión y operación. |
| CREG 023 de 2001 | Se extiende la regulación primaria de frecuencia a SAEB independientes y recursos híbridos. |
| CREG 038 de 2014 | Se incorporan reglas de fronteras comerciales para carga, descarga y consumos auxiliares. |
| CREG 174 de 2021 | Se ajusta documentación, control, pruebas y verificación para proyectos con almacenamiento. |
| CREG 070 de 1998 | Se articula con reglas de conexión de generación en STR y SDL. |
Esta relación normativa confirma que la CREG 101 113 de 2026 no solo regula una tecnología. También reordena la forma en que el almacenamiento se integra a la conexión, operación, medición, frecuencia y mercado.
Checklist para promotores: qué revisar antes de incorporar SAEB
Antes de incorporar almacenamiento a un proyecto, conviene responder estas preguntas:
- ¿Qué problema técnico o de negocio busca resolver el SAEB?
No es lo mismo instalar almacenamiento para arbitraje, soporte de red, respaldo, control de potencia o hibridación. - ¿Qué figura regulatoria aplica?
Activo de red, SAEB independiente o recurso de generación híbrido. - ¿El SAEB cambia la capacidad en el punto de conexión?
Si cambia, puede activar una solicitud de aumento de capacidad. - ¿Se requiere asignación de capacidad o basta concepto de no objeción?
Esto depende de si el proyecto ya tiene capacidad asignada y si la capacidad en el punto cambia. - ¿Qué requisitos técnicos aplican según la capacidad del SAEB?
La diferencia entre SAEB menor a 1 MW y SAEB mayor o igual a 1 MW es crítica. - ¿El proyecto debe cumplir GFL o GFM?
Esta decisión afecta el diseño, las pruebas, el control y la selección tecnológica. - ¿Qué documentación debe presentarse bajo CREG 174?
En recursos híbridos, debe explicarse el control del SAEB y demostrar que no se supera la potencia máxima declarada. - ¿Qué estudios eléctricos deben ajustarse?
Conexión, flujos, cortocircuito, protecciones, coordinación, estabilidad, curvas P/Q y comportamiento dinámico. - ¿Qué pruebas o simulaciones serán necesarias?
La resolución prevé pruebas de laboratorio, fábrica, campo o simulaciones EMT/RMS según lo defina el CNO. - ¿Cómo se medirá y liquidará la energía?
Las fronteras comerciales cambian según se trate de SAEB independiente o recurso híbrido.
Conclusión
La Resolución CREG 101 113 de 2026 abre una ruta más clara para la incorporación de almacenamiento con baterías en Colombia. Pero también eleva el nivel de análisis técnico requerido para implementar estos sistemas correctamente.
Incorporar un SAEB no es simplemente agregar una batería a un proyecto. Implica definir la figura regulatoria, validar la conexión, revisar la potencia máxima declarada, estructurar la medición, evaluar la operación, preparar pruebas y asegurar que el conjunto cumpla los requisitos técnicos aplicables.
Para promotores, desarrolladores e inversionistas, la decisión debe tomarse desde etapas tempranas. La viabilidad del almacenamiento no depende solo de la tecnología, sino de cómo se estructura técnica, regulatoria y operativamente dentro del proyecto.
En Flux Energy acompañamos la viabilidad técnica de proyectos eléctricos mediante estudios de conexión, modelación eléctrica, análisis de red, EACP y soporte técnico para procesos de conexión. Si tu proyecto está evaluando incorporar almacenamiento, el primer paso es revisar qué figura regulatoria le aplica y qué exigencias activa desde el inicio.
