La CREG analizó aspectos sobre la aplicación de cargos por pérdidas de energía a los Generadores Distribuidos (GD) bajo la Resolución CREG 174 de 2021. La entidad aclara que, si bien los GD se comportan como generadores que inyectan energía, sus consumos auxiliares se consideran demanda propia y se liquidan al precio de Bolsa, sin que se les facturen directamente cargos por pérdidas asociados a su inyección. Respecto al Parágrafo 2 del Artículo 22 de la Resolución CREG 174, que indica que a ciertos GD "no les será aplicable el reconocimiento de pérdidas", la CREG enfatiza que esto se refiere a la no aplicación de un beneficio o ingreso a favor del generador por reducción de pérdidas, y no habilita al Operador de Red (OR) para imponer un cargo en contra del GD. Para los generadores existentes con contratos previos bajo la derogada Resolución CREG 030 de 2018 que incluían acuerdos sobre pérdidas superiores a las reconocidas al OR, dichos pactos contractuales se mantienen vigentes. Sin embargo, para nuevas conexiones bajo la CREG 174, los acuerdos por pérdidas pueden incluirse en el contrato de conexión si el estudio simplificado revela pérdidas superiores a las reconocidas al OR, buscando asegurar que la conexión no afecte negativamente al operador de red.

La CREG explicó la definición de Generación Distribuida, aclarando una duda recurrente en el sector. Según la entidad, la Resolución CREG 174 de 2021, que define esta actividad, no establece un parámetro cuantitativo ni una distancia máxima para determinar cuándo una planta generadora se considera "cerca de los centros de consumo". Ante la inquietud sobre un posible criterio reglado de distancia, la CREG ha confirmado que no existe tal requisito en la normativa actual para la clasificación de proyectos. La caracterización de un proyecto como Generación Distribuida se soporta principalmente en que la planta cuente con una capacidad instalada o nominal menor a 1 MW y que se encuentre conectada al Sistema de Distribución Local (SDL), conforme a las condiciones técnicas aplicables. Esta precisión brinda certeza a los desarrolladores, enfocando la clasificación en la capacidad y la conexión técnica más que en la proximidad geográfica estricta.

La CREG precisó que la remuneración de proyectos energéticos categorizados como de "situación especial" por el Ministerio de Minas se basa estrictamente en las metodologías tarifarias vigentes, priorizando el principio de eficiencia económica. Esto significa que las tarifas procurarán reconocer costos eficientes, en lugar de simplemente los costos reales declarados por los ejecutores. La CREG explicó que las inversiones se valoran mediante la asimilación de activos a Unidades Constructivas (UC), cuyos precios reflejan costos eficientes históricamente determinados. Aunque la Resolución MME 40004 de 2026 exige el reconocimiento de costos reales, la CREG reitera que las metodologías no están diseñadas para tal fin. En caso de que los costos de ejecución superen los valores estándar de UC típicas, prevalecerá el valor ex-ante de la UC, aunque existe un mecanismo para Unidades Constructivas Especiales si se cumplen ciertas condiciones.

La CREG aclara la aplicación de la regulación para configuraciones de autogeneración a pequeña escala (AGPE) y comunidades energéticas con múltiples generadores en un mismo predio. La entidad confirma la viabilidad de que coexistan un generador totalmente aislado del Sistema Interconectado Nacional y otro interconectado bajo la figura de AGPE, siempre que operen en circuitos física y operativamente separados. En este escenario, solo el generador conectado a la red aplica las disposiciones de la Resolución CREG 174 de 2021 y sus créditos de energía. Para el caso de comunidades energéticas, la CREG permite que dos o más generadores del mismo usuario participen en una única comunidad, exigiendo que cada uno cuente con sus propios activos de conexión y frontera de generación. Los créditos de energía se aplicarán si la capacidad total de autogeneración del colectivo es menor o igual a 1 MW, la Capacidad Instalada por Usuario para fines comerciales (CINAC) no excede los 100 kW y el Porcentaje de Distribución de Excedentes (PDE) es inferior al 10% por usuario.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) aclaró que el proyecto Hidroituango no requiere un nuevo permiso para operar hasta la cota de 420 m.s.n.m., pues dicha autorización ya está incorporada en la licencia ambiental otorgada en 2009 y reafirmada mediante la Resolución 457 del 13 de marzo de 2025. La entidad precisó que corresponde exclusivamente al titular ejecutar los compromisos pendientes, entre ellos el aprovechamiento forestal previo al llenado del embalse, actividad necesaria para garantizar la capacidad hidráulica y mitigar impactos ambientales sobre fauna, calidad del agua y ecosistemas asociados al río Cauca. La ANLA insistió en que estas labores no requieren aval adicional y advirtió que incumplirlas podría generar graves afectaciones ambientales y sociales, especialmente ante escenarios de variabilidad climática y posibles sequías ligadas al Fenómeno de El Niño.