Conexión a la red en Colombia: niveles, actores y trámites

Qué significa conectarse a la red

Toda carga nueva, ampliación de subestación, autogenerador o planta solar que quiera operar en paralelo con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) necesita una autorización formal de conexión. No basta con construir: hay que demostrar, con estudios y documentos, que la conexión no afecta la red, que la instalación cumple el reglamento técnico y que la energía se medirá correctamente.

El trámite cambia según dos variables: el nivel de tensión en el punto de conexión y el tipo de proyecto (demanda, autogeneración, generación distribuida o generación a gran escala). Por eso dos proyectos de la misma potencia pueden seguir caminos muy distintos.

Niveles de tensión y sistemas

La Resolución CREG 015 de 2018 define los niveles que se usan en todos los trámites:

El Sistema de Distribución Local (SDL) y el Sistema de Transmisión Regional (STR) los opera el operador de red (OR), la empresa de servicios públicos responsable de planear, operar y mantener esas redes en su zona. El STN está a cargo de los transmisores nacionales.

Quién interviene

• El cliente o promotor: presenta la solicitud, contrata estudios, diseño, obra, inspección y pruebas.
• El operador de red: revisa factibilidad, estudios y planos de las conexiones en su sistema, hace la visita de recibo y energiza.
• La UPME: administra la ventanilla única para asignar capacidad de transporte a los proyectos que la Resolución CREG 075 de 2021 llama clase 1: conexiones de usuarios al STR o STN, almacenamiento con baterías y generación que no se rige por la CREG 174 de 2021. Mientras rija el régimen transitorio de la CREG 101 094 de 2025, los proyectos de generación de menos de 10 MW en el SDL los resuelve el operador de red; la UPME, los del STR y el STN y los de 10 MW o más.
• XM: como administrador del mercado (ASIC) aprueba la garantía de reserva de capacidad de los proyectos clase 1 y registra las fronteras comerciales; como Centro Nacional de Despacho (CND), recibe los modelos de las plantas de generación y verifica sus pruebas de entrada en operación.
• El comercializador: representa la frontera comercial ante XM y, antes de pedir la visita de recibo técnico, verifica que el sistema de medida esté instalado y cumpla la regulación.
• El organismo de inspección acreditado por ONAC: emite el dictamen de inspección RETIE cuando la instalación requiere certificación plena, por ejemplo subestaciones, centrales de generación e instalaciones industriales de 20 kVA o más.
• La CREG fija las reglas, y el Ministerio de Minas y Energía expide el RETIE.

El ciclo de vida de una conexión

A alto nivel, todo proyecto recorre las mismas etapas, aunque los documentos y los revisores cambian:

1. Factibilidad o disponibilidad: se consulta si la red tiene capacidad y dónde conviene conectarse. Vea la guía de factibilidad y disponibilidad de conexión.
2. Solicitud y estudios: estudio de conexión, flujo de carga, cortocircuito, coordinación de protecciones y, en proyectos grandes, disponibilidad de espacio físico. Vea el procedimiento de conexión de la CREG 075.
3. Diseño y planos: unifilar, protecciones, puesta a tierra, distancias de seguridad, firmados por un profesional con matrícula. Vea los requisitos de planos para el operador de red.
4. Aprobación y contrato de conexión.
5. Construcción y certificación RETIE: declaraciones de cumplimiento y, cuando aplica, dictamen de inspección. Vea certificación RETIE y dictamen de inspección.
6. Sistema de medida y frontera comercial: verificación del Código de Medida y registro ante XM. Vea frontera comercial y sistema de medida.
7. Pruebas, visita de recibo y energización. Vea energización y puesta en servicio con el operador de red.
8. Para generación en STR/STN: modelos, pruebas y entrada en operación comercial ante XM. Vea registro y pruebas ante XM.

Qué guía le corresponde

• Si va a instalar paneles solares en su empresa o casa para autoconsumo, hasta 1 MW: autogeneración a pequeña escala (AGPE).
• Si es autogeneración mayor a 1 MW, generación distribuida o una planta de menos de 5 MW conectada al SDL: autogeneración a gran escala y generación distribuida.
• Si es un parque solar que vende energía al sistema: conexión de parques solares al STR y STN.
• Si es una carga industrial o una subestación nueva en el SDL: empiece por la factibilidad y siga con el procedimiento de la CREG 075.

Errores que más retrasan una conexión

• Empezar el diseño sin la factibilidad. El punto de conexión que asigna el operador puede cambiar el arreglo de la subestación, la longitud de la línea o el nivel de tensión.
• Estudios con datos de red desactualizados. El revisor los devuelve si no usan la información oficial del operador.
• Planos que no siguen la norma técnica del operador. Cada OR publica sus propios requisitos de presentación y de equipos.
• Dejar la medida para el final. Si el sistema de medida no cumple el Código de Medida, la frontera no se registra y no hay energización.
• Protecciones sin ajustes aprobados. El operador puede negar la energización si los ajustes del punto de conexión no coinciden con el estudio que revisó.

Plazos

La regulación fija plazos para cada respuesta. Para usuarios del SDL, la CREG 075 de 2021 da al operador siete días hábiles para responder la factibilidad, siete (nivel 1) o quince días hábiles (demás niveles) para revisar el estudio o diseño, y los mismos siete o quince días hábiles para terminar la visita de recibo técnico. Para clase 1, el ritmo lo marcan las ventanas de radicación. La CREG 101 071 de 2025 suspendió en marzo de 2025 el plazo anual de radicación de los proyectos clase 1. Hoy rige el régimen transitorio de la CREG 101 094 de 2025, que solo admite los proyectos con obligaciones (subastas del cargo por confiabilidad o de contratación de largo plazo) y los proyectos con trámites ambientales cumplidos. Con base en ella y en la Resolución UPME 358 de 2026, la UPME publicó la capacidad de transporte disponible por subestación y, según lo informado por el Ministerio de Minas y Energía, abrió el 11 de junio de 2026 la radicación de los proyectos con trámites ambientales cumplidos. Mientras rija ese régimen, los proyectos de menos de 10 MW que se conectan al SDL los resuelve el operador de red; la UPME, los del STR y el STN y los de 10 MW o más. Las conexiones de usuarios finales y la autogeneración sin entrega de excedentes siguen la excepción de los artículos 9 y 11 de la CREG 075. El tiempo total, sin embargo, lo define sobre todo la calidad del expediente: cada ronda de correcciones reinicia parte del reloj.

Cómo le ayudamos

Este proceso es largo y cada etapa tiene su revisor. En Tiza Group le acompañamos en la parte técnica de cada etapa: el soporte de la factibilidad de conexión, el estudio de conexión para el operador de red o la UPME, los estudios para la puesta en servicio y, en campo, la puesta en servicio de subestaciones, industria y plantas solares, con la configuración remota de relés con los ajustes aprobados. Escríbanos y revisamos en qué etapa está su proyecto.

Referencias

• Resolución CREG 015 de 2018 (niveles de tensión, definiciones de STN, STR, SDL y operador de red).
• Resolución CREG 075 de 2021, por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el SIN, y sus modificaciones.
• Resolución CREG 174 de 2021, autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, y sus modificaciones, entre ellas la CREG 101 099 de 2026.
• Resolución CREG 101 071 de 2025 (suspensión del plazo anual de radicación de proyectos clase 1) y Resolución CREG 101 094 de 2025 (régimen transitorio de asignación de capacidad).
• Resolución UPME 358 de 2026 y Ministerio de Minas y Energía, apertura del proceso para proyectos con trámites ambientales cumplidos (11 de junio de 2026).
• Resolución CREG 038 de 2014, Código de Medida.
• Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes.
• Resolución CREG 060 de 2019, conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas.
• Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, modificada por la Resolución 40284 de 2026.

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