El Ministerio de Minas y Energía adoptó medidas para enfrentar el impacto del Fenómeno de El Niño en el sector eléctrico. Reconociendo que dicho fenómeno provoca disminución de lluvias, aumento de temperaturas y afectaciones en la disponibilidad hídrica, MinMinas impulsa campañas de ahorro y gestión responsable del consumo de energía eléctrica. Se promueven estrategias pedagógicas, difusión de recomendaciones para reducir consumos innecesarios, y el reemplazo de equipos de alto consumo por tecnologías eficientes. Además, se fomenta la sensibilización ciudadana y el uso racional de la energía para garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional y la sostenibilidad ambiental. Con esta acción, el ministerio busca fortalecer la cultura del ahorro energético y mitigar riesgos asociados a escenarios de variabilidad climática.

El Ministerio de Ambiente aclaró que los proyectos de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) están obligados al pago de la Tasa por Utilización del Agua (TUA) por el caudal usado en generación. Esta obligación recae en todas las personas, naturales o jurídicas, que utilicen el recurso hídrico, con o sin concesión de aguas. La necesidad de una licencia ambiental no exime del pago de la TUA; tanto las PCH sujetas a licenciamiento como aquellas exentas (por operar en Zonas No Interconectadas y con capacidad menor o igual a 10 MW) deben pagarla. Para proyectos con capacidad superior a 10 MW, la TUA se incluye dentro de la Transferencia del Sector Eléctrico. Estas tasas financian la protección y renovación de los recursos hídricos.

La CREG aclaró diversos aspectos relacionados con la Subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el período 2029-2030. La entidad precisó que una planta que no ha iniciado construcción al momento de la subasta conserva la condición de planta nueva, incluso si recibió asignaciones previas de OEF. Asimismo, señaló que las plantas con períodos de construcción superiores al horizonte de planeación (GPPS) que ya estén en operación comercial solo pueden participar como plantas existentes con su ENFICC no comprometida y por asignaciones de un año. La CREG también explicó que las plantas existentes que accedan al incentivo de transición energética por renovación tecnológica mantienen su condición de existentes, aunque para el seguimiento de las obras reciben tratamiento regulatorio de plantas nuevas y pueden obtener OEF hasta por 20 años. Además, indicó que las plantas no despachadas centralmente no pueden acogerse simultáneamente a ese incentivo y reiteró que los proyectos con OEF previas deben conservar los cronogramas y curvas de construcción originalmente comprometidos.

La CREG emitió un concepto sobre la autogeneración a pequeña escala (AGPE), particularmente aquella basada en fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), en el que aclaró aspectos relacionados con la comercialización de excedentes y el régimen aplicable. La Comisión precisó que un autogenerador no puede destinar directamente la energía producida a servicios como el alumbrado público; los excedentes deben ser entregados y vendidos al sistema, mientras que el alumbrado público, de optar por esta modalidad, deberá contar con su propio esquema de autogeneración. Asimismo, recordó que los comercializadores están obligados a comprar los excedentes entregados a la red y explicó los mecanismos de crédito de energía y valoración horaria según la capacidad instalada, cuyos pagos pueden compensarse en facturas futuras o desembolsarse periódicamente. También reiteró que los AGPE no están exentos de la contribución de solidaridad, la cual se liquida sobre el consumo facturable neto.

La CREG ha emitido un concepto clave ante la inquietud de un autogenerador sobre la valoración de sus excedentes de energía entregados a la red. Aunque la Resolución CREG 101072 de 2025 modificó la liquidación de los excedentes que superan el crédito de energía, pasando del Precio de Bolsa (Pb) al Precio Medio de Contratos (MC), la CREG aclara que dicha valorización con MC aún no es efectiva. Los autogeneradores con capacidad instalada menor a 100 kW deben continuar recibiendo el Precio de Bolsa por sus excedentes. Esta medida transitoria se mantendrá hasta que la Comisión defina el traslado a la tarifa de dichas compras, tal como se precisa en los parágrafos de los artículos 26 a 28 de la Resolución CREG 101072 de 2025 y en la Resolución CREG 101087 de 2025 que ajustó la situación.