La CREG explica la ambigüedad normativa sobre la experiencia requerida para instalar proyectos de autogeneración (AGPE) y generación distribuida (GD). En respuesta a inquietudes de ACOSOL, el regulador aclaró que la Resolución CREG 174 de 2021 exige experiencia específica, real y demostrable de al menos un año en la tecnología a instalar, o una capacitación certificada. Se enfatiza que las declaraciones de "buena fe" no son válidas; la información debe ser verificable. Los operadores de red (OR) deben validar esta competencia, solicitando aclaraciones si es necesario, para asegurar la calidad y seguridad de las instalaciones, sin requerir formatos uniformes.

La CREG hizo precisiones sobre la Liquidación de consumos auxiliares o propios en proyectos de Generación Distribuida. Ante los reportes de ACOSOL sobre Operadores de Red que exigían tratar los consumos auxiliares de proyectos GD como demanda de usuario final, aplicando cargos adicionales, surgió la duda jurídica sobre si estos consumos deben liquidarse como demanda del generador al precio de bolsa, o bajo el régimen de usuario final. ACOSOL pidió a la CREG/XM aclarar si el LAC liquida cargos por uso para estas fronteras o si se tratan como demanda de generador. La CREG confirmó que los consumos auxiliares de GD son demanda del generador, liquidándose al precio de la Bolsa conforme a las resoluciones CREG 024/1995 y 174/2021, y deben cumplir el Código de Medida, excluyendo el tratamiento de usuario final convencional.

La CREG aclara que la capacidad instalada en Generación Distribuida (GD) con acople AC se determina sumando las capacidades nominales de los inversores conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN), incluyendo las redes internas del usuario. Los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) declaran su capacidad de forma independiente, según el fabricante, sin un límite específico. Para verificar la exportación, la Potencia Máxima Declarada (PMD), que para GD debe ser inferior a 1 MW, se mide y comprueba en el punto de conexión al Sistema de Distribución Local (SDL) durante la puesta en servicio. Este proceso asegura que la PMD no supere la capacidad instalada declarada del activo de generación, incluso con inversores adicionales para almacenamiento, verificando que el flujo de energía exportable se mantenga dentro de los límites establecidos.

La CREG sometió a consulta pública un proyecto de resolución para asegurar el servicio eléctrico en las Zonas No Interconectadas (ZNI). Ante la inminente expiración de contratos el 30 de agosto de 2026 y las dificultades de los comercializadores para realizar nuevas convocatorias de compra de energía, la propuesta busca modificar la Resolución CREG 101 021 de 2022. La CREG, atendiendo a solicitudes como la del Ministerio de Minas y Energía y empresas como la de Bahía Solano, plantea extender la prórroga de contratos vigentes y permitir nuevos acuerdos hasta el 30 de agosto de 2028, con posibilidad de dos extensiones adicionales de 24 meses. Esta medida busca evitar riesgos de desabastecimiento en poblaciones vulnerables, reconociendo la falta de competencia y complejidades financieras en estos mercados. Se invita a interesados a presentar observaciones antes de su aprobación final.

La CREG convoca a jornadas técnicas para fabricantes y proveedores. El objetivo es presentar y evaluar avances tecnológicos y nuevos activos, como sistemas de almacenamiento, redes inteligentes y equipos para la transición energética, analizando sus costos, beneficios y eficiencias. Esta iniciativa busca identificar nuevas tipologías de Unidades Constructivas para la actualización de la metodología de remuneración de la distribución de energía eléctrica en el SIN. Los interesados deben inscribirse a más tardar el 8 de julio de 2026.