Conexión de parques solares al STR y STN: requisitos y etapas

De qué se trata

Un parque solar de varios megavatios que vende su energía al mercado no se tramita como un autogenerador. Si se conecta al Sistema de Transmisión Regional (STR, nivel 4, desde 57,5 kV) o al Sistema de Transmisión Nacional (STN, 220 kV o más), recorre tres frentes en paralelo:

1. Capacidad de transporte ante la UPME (Resolución CREG 075 de 2021).
2. Requisitos técnicos de la planta (Resolución CREG 060 de 2019 y Código de Redes).
3. Entrada en operación ante XM: modelos, pruebas, frontera comercial y registro.

Cada frente tiene su revisor y sus plazos, y un retraso en cualquiera detiene la energización. Si el parque es de menos de 5 MW y se conecta al SDL, el camino cambia: la Resolución CREG 101 099 de 2026 lo lleva al procedimiento de la CREG 174 ante el operador de red, explicado en autogeneración a gran escala y generación distribuida. Vea el panorama en conexión a la red en Colombia.

Quién interviene

• El promotor y su equipo de ingeniería.
• La UPME, que asigna la capacidad y emite el concepto de conexión.
• El transportador (transmisor nacional u operador de red dueño del punto), que revisa los estudios, suscribe el contrato de conexión y, en el STN, verifica el Código de Conexión.
• XM, como CND (modelos, pruebas, supervisión) y como ASIC (frontera comercial).
• El CNO, cuyos acuerdos fijan procedimientos de pruebas y validación de modelos.
• El organismo de inspección RETIE, porque la generación conectada a la red requiere certificación plena.

Qué exige la asignación de capacidad

• Estudio de conexión con alternativas técnicas al SIN, basado en flujo de carga y cortocircuito y, según el caso, estabilidad.
• Estudio de disponibilidad de espacio físico en la subestación de conexión.
• Tras la asignación: aceptación en dos meses, garantía de reserva de capacidad de 10 dólares por kW aprobada por el ASIC, curva S, informes de seguimiento y contrato de conexión.
• Después, la planta solo puede registrar ante el mercado una capacidad efectiva igual o menor a la capacidad de transporte asignada.

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 detalle está en el procedimiento de conexión de la CREG 075.

Qué exige la CREG 060 de 2019 a la planta

La Resolución CREG 060 de 2019 adicionó al Reglamento de Operación los requisitos para plantas solares fotovoltaicas y eólicas. Entre ellos:

• Control de tensión continuo, con modos de control de tensión, de potencia reactiva y de factor de potencia.
• Soporte ante huecos y sobretensiones (curvas LVRT y HVRT) e inyección rápida de corriente reactiva.
• Control de potencia activa y frecuencia, con estatismo y banda muerta ajustables, y operación en un rango de frecuencia definido.
• Rampas de potencia ajustables por el CND.
• Protecciones con tiempos máximos de despeje según el nivel de tensión, respaldo y falla de interruptor ajustables.
• Supervisión por el CND mediante RTU o protocolos aprobados.

Para dar una idea del nivel de exigencia, el texto vigente de la resolución fija un estatismo configurable entre 2 % y 6 %, una banda muerta configurable de 0 a 120 mHz (inicialmente no mayor de 30 mHz), un tiempo de respuesta inicial de 2 s y de establecimiento de 15 s en el control de frecuencia, una rampa máxima inicial de arranque y parada del 14 % de la potencia nominal por minuto y una inyección rápida de corriente reactiva que alcance el 90 % del cambio esperado en menos de 50 ms, con 20 % de tolerancia. En protecciones, en el STN el despeje primario no debe superar 100 ms en 220 kV y 80 ms en 500 kV, con respaldo de máximo 300 ms y falla de interruptor ajustable entre 100 y 500 ms; en el STR, la bahía del generador lleva dos relés principales y debe despejar en menos de 150 ms, con falla de interruptor en relé independiente. El CND define los ajustes de sobre y baja tensión del punto de conexión. La CREG 101 104 de 2026 actualizó varios de estos requisitos: el rango de frecuencia (57,5 a 63 Hz, sin disparo instantáneo por ROCOF por debajo del umbral que fijen el CNO y el CND), la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa, las pruebas, los modelos RMS y EMT y la soportabilidad ante sobretensiones transitorias (IEEE 2800 de 2022). Las plantas que ya operan o que entren antes de 2028 tienen hasta el 31 de diciembre de 2027 para cumplir lo que remite a esa transición. La CREG 101 119 de 2026 sustituyó el artículo 34, sobre redespachos. El detalle está en requisitos técnicos de la CREG 060.

Estos requisitos se demuestran con modelos de simulación y pruebas, no con una declaración.

Qué exige la entrada en operación

• Modelos ante el CND (CREG 101 104 de 2026, para plantas que entren desde el 1 de octubre de 2026): información preliminar RMS y EMT al menos 180 días antes de la conexión, modelos detallados al menos dos meses antes de la entrada en operación con las pruebas FAT, y modelos validados dentro de los 30 días hábiles siguientes a la operación comercial.
• Pruebas de puesta en servicio y de desempeño antes de la operación comercial: curva de capacidad, respuesta potencia-frecuencia, rampas, respuesta de reactiva y tensión, soporte ante huecos e inyección rápida de reactiva, según los acuerdos del CNO. Para estas dos últimas, el CNO define cuándo acepta certificados de laboratorio o de fábrica.
• Sistema de medida de frontera de generación con medidor de respaldo y verificación por firma verificadora (Código de Medida). Vea frontera comercial y sistema de medida.
• Certificación RETIE plena de la planta y la subestación.

La resolución es clara: una planta que no cumple todos los términos no puede declararse en operación comercial. Vea registro y pruebas ante XM.

Etapas a alto nivel

Estudios → radicación en la ventanilla única → revisión del transportador y correcciones → asignación y concepto de conexión → garantía y curva S → contrato de conexión → ingeniería de detalle y construcción → certificación RETIE y medida → pruebas con el transportador y el CND → operación comercial.

Errores frecuentes

• Estudio de conexión sin la información oficial del transportador o con una red futura distinta a la del plan de expansión.
• Inversores o controlador de planta que no alcanzan los tiempos de respuesta de reactiva o de frecuencia exigidos.
• Modelos genéricos que no corresponden al equipo instalado y no se validan.
• Ajustes de protecciones del punto de conexión sin coordinar con el transportador.
• Supervisión incompleta: señales faltantes en la RTU o en el gateway.
• Incumplir hitos de la curva S, con efectos en la garantía.

Cómo le ayudamos

Un parque solar en STR o STN pasa por la UPME, el transportador y XM. En Tiza Group hacemos el estudio de conexión para la UPME, los estudios para la puesta en servicio con los modelos que pide el CND y la puesta en servicio de plantas solares, incluidas las pruebas de protecciones y la configuración remota de relés del punto de conexión. Escríbanos con la etapa en que va su parque.

Referencias

• Resolución CREG 075 de 2021, asignación de capacidad de transporte en el SIN, y sus modificaciones.
• Resolución CREG 060 de 2019, modificaciones y adiciones transitorias al Reglamento de Operación para la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN, y sus modificaciones.
• Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes.
• Resolución CREG 038 de 2014, Código de Medida.
• Acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO) sobre pruebas y validación de modelos.
• RETIE, Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, y sus modificaciones.

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