La CREG señala que el cobro por uso del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) a los Autogeneradores a Pequeña Escala (AGPE) se sustenta en análisis técnicos y regulatorios incluidos en documentos soporte como la Resolución CREG 174 de 2021 y el Documento Soporte CREG 066 de 2017. Estos documentos evidencian que, aunque los AGPE inyectan energía en redes locales, el sistema eléctrico les presta respaldo integral mediante planificación, operación y mantenimiento de toda la infraestructura, incluido el SNT. Además, el mecanismo de Crédito de Energía, vigente desde la Res. CREG 030 de 2018, reconoce implícitamente los costos asociados a la red, reflejando un valor que incluye componentes de generación, transporte, distribución, pérdidas y restricciones.

La CREG definió que un autogenerador a pequeña escala (AGPE) es un generador con capacidad instalada igual o inferior a 1 MW, conforme a la Resolución UPME 281 de 2015 y la Resolución CREG 174 de 2021. Para operar como AGPE, el usuario debe seguir el procedimiento de conexión y puesta en operación ante el Operador de Red y cumplir con las reglas comerciales establecidas en la Resolución CREG 135 de 2021 para venta de excedentes. Usuarios con capacidad instalada hasta 100 kW están exentos del contrato de respaldo, pero quienes superen este límite deben suscribirlo según la Resolución CREG 015 de 2018 y el Decreto 348 de 2017. La CREG ofrece información, normatividad y talleres para facilitar el cumplimiento de estas reglas.

La CREG aclara que, según el artículo 34 de la Resolución CREG 075 de 2021, un generador puede solicitar conexión temporal antes de que su proyecto esté disponible para producir energía, siempre que la fecha de puesta en operación (FPO) de su planta sea anterior a la de la expansión necesaria del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esto permite adelantar trámites para iniciar suministro tan pronto el proyecto esté listo. La Comisión enfatiza que no es procedente exigir requisitos adicionales no previstos en la regulación, respetando principios de seguridad jurídica y confianza legítima. La UPME evalúa la factibilidad y define condiciones y plazos de las conexiones temporales, priorizando proyectos con obligaciones adquiridas.

La Entidad precisó que los indicadores de calidad para empresas de energía se basan en información histórica, especialmente del año 2016, según lo dispuesto en la Resolución CREG 015 de 2018. Estos indicadores incluyen medidas como DIUG y FIUG, que representan la calidad mínima garantizada. Para grupos de calidad sin información en 2016 o cambios en niveles de ruralidad, se aplican indicadores de referencia de grupos similares o anteriores, asegurando continuidad regulatoria. La regulación precisa que, tras el quinto año del periodo tarifario, la CREG define y publica metas anuales de calidad para los operadores de red, garantizando un seguimiento actualizado y adaptado a cambios en cobertura y usuarios nuevos. Esto permite realizar compensaciones justas y mantener estándares de calidad en todo el sistema interconectado nacional.

El Consejo de Estado estudió la demanda instaurada por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. bajo el medio de reparación directa en la que se reclamaron perjuicios derivados de la Resolución CREG 016 de 5 de febrero de 2016, confirmada por la Resolución CREG 131 del 16 de septiembre de 2016, las cuales eliminaron la remuneración por pérdidas no técnicas en el cargo de comercialización. La Sala concluyó que la vía procedente era la nulidad y el restablecimiento del derecho para controvertir la legalidad de esas resoluciones, no la reparación directa, debido a la naturaleza del daño. En consecuencia, se adecuó la demanda al medio correcto, pero, dadas las reglas de caducidad del término de cuatro meses para este control, y considerando la notificación y confirmación de las resoluciones, declaró oficiosamente la caducidad del medio para interponer la demanda. La demanda fue presentada por EBSA en defensa de sus derechos económicos afectados por las reformas regulatorias que afectaron su remuneración por costos asociados a pérdidas no técnicas.