RESOLUCIÓN CREG 174 DE 2021

Fecha de publicación - Diario Oficial: 23 NOV. 2021 / Fecha de expedición: 07 OCT. 2021 / Última actualización del editor: 30 DIC. 21.

 
Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional
 

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004, compilado en el Decreto 1078 de 2015 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado, y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

El artículo 370 de la Constitución Política asigna al Presidente de la República la función de señalar, con sujeción a la ley, las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios. Los servicios públicos hacen parte de la cláusula del Estado Social de Derecho.

Según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía, y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas, y entre éstas y los grandes usuarios.

El literal b) del artículo mencionado atribuye a la CREG la facultad de expedir regulaciones específicas para la autogeneración y cogeneración de electricidad, uso eficiente de energía, y de establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas, y entre éstas y los grandes usuarios.

Por principio de eficiencia económica, según la Ley 142 de 1994, se entiende así: “Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste”.

El artículo 23 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la CREG “Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia”.

El artículo 11 de la Ley 143 de 1994 define el concepto de autogenerador como aquel generador que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades.

La Ley 1715 de 2014 tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional. Así mismo, autoriza la entrega de excedentes de energía a la red por parte de los autogeneradores, y le otorga a la CREG la facultad de establecer los procedimientos para la conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de la autogeneración y de la generación distribuida.

En particular, para la autogeneración a pequeña escala, la Ley 1715 de 2014 determinó que los elementos para promover esta actividad deben tener en cuenta la definición de mecanismos simplificados de conexión y la entrega de excedentes, así como la aceptación de medidores bidireccionales de bajo costo para esta actividad.

La Ley 1715 de 2014 le confirió a la CREG la facultad de definir las normas para la remuneración de los excedentes que generen autogeneradores de pequeña escala, que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, FNCER, los cuales se reconocerán mediante un esquema bidireccional como créditos de energía.

El límite de potencia máximo para que un autogenerador sea considerado como de pequeña escala, definido en la Resolución UPME 281 de 2015, es igual a 1 MW, y corresponderá a la capacidad instalada del sistema de generación del autogenerador.

La Ley 2099 de 2021 dispuso que los autogeneradores de propiedad de productores de petróleo y/o gas natural pueden vender sus excedentes al mercado mayorista a través de empresas facultadas para ello.

Mediante la Resoluciones 084 de 1996 y 024 de 2015, la CREG reguló las actividades del autogenerador conectado al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante el Decreto 348 de 2017, estableció los lineamientos de política frente a las condiciones simplificadas para la autogeneración, en términos de la medición, la conexión, el contrato de respaldo, y la entrega de excedentes y su respectiva liquidación. Igualmente, la Ley 1715 de 2014 ordena establecer un proceso de conexión simplificado para los autogeneradores a gran escala con excedentes de energía menores a 5 MW.

El Decreto 348 de 2017 dispone que para la autogeneración a pequeña escala que utilice FNCER, los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía.

Para la regulación de la autogeneración a pequeña escala, la CREG debe aplicar los criterios definidos en la Ley 1715 de 2014 y Ley 2099 de 2021, así como los establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994.

Mediante la Resolución CREG 121 de 2017 se publicó el proyecto de resolución “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, aprobada en sesión CREG 798 del 28 de agosto de 2017.

Posteriormente, se publicó la Resolución CREG 030 de 2018, “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, aprobada en sesión CREG No. 842 del 26 de febrero de 2018.

Desde la expedición de la Resolución CREG 030 de 2018, la Comisión ha recibido múltiples solicitudes de concepto para aclarar temas de procedimientos de conexión, requisitos técnicos y de aplicación de reglas comerciales.

La Comisión realizó la contratación de dos estudios de consultoría: el primero en el año 2019 bajo el título “Estudio para el Diseño de Indicadores de Seguimiento y Evaluación de la Integración de la Autogeneración y la Generación Distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”, con el cual se realizó la evaluación de trayectorias e indicadores de seguimiento para la incorporación de la autogeneración y generación; y el segundo en el año 2020, “Revisión de los requisitos técnicos y el procedimiento de conexión para autogeneradores, cogeneradores y generadores hasta 5 MW”, en el que se hizo la evaluación de los procedimientos de conexión de generadores y autogeneradores en el SIN, y la propuesta de ajustes respectivos.

La Comisión expidió la Resolución CREG 130 de 2019, “Por la cual se definen los principios, comportamientos y procedimientos que deben cumplir los comercializadores en la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado”.

Con fundamento en los lineamientos de política pública establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40311 de 2020, la CREG debe definir las condiciones regulatorias para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el Sistema Interconectado Nacional, para lo cual la Comisión señaló los criterios y procedimientos a tener en cuenta por parte de los involucrados en esta actividad. Adicionalmente, la citada resolución estableció la destinación de una ventanilla única en la cual se tramitarán todas las solicitudes de conexión de generación y de los usuarios de las redes del SIN.

En cumplimiento de lo anterior, la Comisión expidió la Resolución CREG 075 de 2021Por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional”.

Mediante Resolución CREG 002 de 2021, la Comisión sometió a consulta del mercado y público en general el texto de este acto administrativo, cuyos comentarios y análisis se encuentran en el documento CREG D-142 de 2021 soporte de la presente resolución.

Del análisis de los comentarios recibidos se realizaron ajustes a la propuesta consultada que se contemplan en esta resolución.

La Comisión  recibió concepto de la Dirección de Impuesto y Aduanas Nacionales -DIAN- en mayo de 2021 en el que se establece lo siguiente:

“(…) en el caso de la comercialización y la venta de excedentes de energía, por parte de los autogeneradores, se indica de acuerdo con las normas previamente citadas, que en la medida en que la operación de venta sea efectuada por parte de sujetos obligados a facturar, los mismos deberán expedir las respectivas facturas de venta de conformidad con las normas vigentes.

Sin embargo, si el autogenerador es un sujeto no responsable de IVA, este se encuentra catalogado por el artículo 616-2 del Estatuto Tributario como no obligado a facturar y en consecuencia, no deberá cumplir con esta obligación formal. (…)”

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en sesión No. 1109 del 30 de julio de 2021, decidió aprobar la presente resolución y enviar a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para emisión de concepto de abogacía de la competencia.

Recibido el concepto de la SIC con radicado 21-64533-15-0 del 13 de septiembre de 2021, la Superintendencia Delegada para la Protección de la Competencia de la SIC recomendó:

  1. Ajustar la metodología de remuneración de las actividades de generación distribuida, de manera que se reconozca la totalidad de los beneficios por reducción de pérdidas técnicas percibidas por los OR, con independencia de la calidad de integrado o no del comercializador.
  2. Analizar la incidencia que puede tener el establecimiento de una garantía líquida en los términos del Proyecto sobre la concurrencia de los agentes al mercado de generación de energía eléctrica bajo la modalidad de GD y AGPE, a efectos de evitar que esta situación pueda convertirse en una barrera de entrada infranqueable para algunos agentes de mercado.
  3. Establecer una disposición tendiente a que se pueda materializar efectivamente la posibilidad de que los AGPE y los GD puedan ejercer el derecho a la libre elección del representante de la frontera, de suerte que no se generen condicionamientos desproporcionados u otros que disuadan a los AGPE y/o a los GD para el ejercicio de dicho derecho.
  4. Incluir en el Proyecto una disposición que señale que los operadores de red no pueden generar condiciones discriminatorias para con los usuarios solicitantes interesados en concurrir en el sector de autogeneración y autogeneración distribuida.

De conformidad con el concepto 11001030600020130000500 del 4 de julio de 2013 de la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado, con ponencia del Consejero Dr. Wiliam Zambrano Cetina, existe un carácter no vinculante del concepto emitido por la SIC con relación a la autonomía normativa de las autoridades de regulación. En este sentido, la Comisión se aparta de las recomendaciones 1 y 2 por los siguientes motivos:

1. El agente designado por el Decreto 387 de 2007, “por medio del cual se establecen las políticas generales del servicio de energía eléctrica y se dictan otras disposiciones”, para la administración, operación y mantenimiento de las pérdidas en un mercado de comercialización, es el Operador de Red quien, justamente, es el que está integrado con el comercializador incumbente, y es este último a través del cual se realizan las liquidaciones en un sistema. 

La liquidación de un mercado se efectúa restando las medidas de los comercializadores entrantes de la(s) frontera(s) del incumbente, quien responde por todas las diferencias entre las pérdidas reconocidas y las reales, es decir, el comercializador incumbente es el agente que se afecta o beneficia por las diferencias entre las pérdidas reales y las pérdidas reconocidas. Dado que este es el único agente encargado de gestionar las pérdidas y el único beneficiario por una disminución de las mismas, es el agente con el que se debe efectuar la transacción.

No se puede realizar la transacción recomendada con los comercializadores entrantes porque ellos no son los responsables de la gestión de pérdidas. Así mismo, las pérdidas que le son cobradas son las mismas que ellos reciben de los usuarios, sin que tengan ningún margen de diferencia al respecto. Asignarles alguna responsabilidad de reconocimiento de pérdidas a los GD por parte de un comercializador entrante causaría un desequilibrio respecto del reconocimiento de sus costos.

2.    Se aclara que no existe garantía para extender la vigencia de la aprobación de la conexión de los GD y AGPE; al contrario, se permitió que se extendiera sin costo.

La garantía de que trata la presente resolución aplica para los autogeneradores a gran escala (AGGE) con potencia máxima declarada entre 1 y 5 MW.

Con respecto a los otros comentarios, se aceptan y se realiza el ajuste correspondiente.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en sesión No.1127 del 07 de octubre de 2021, decidió aprobar la presente resolución. En consecuencia,

 

R E S U E L V E:

CAPITULO I

DISPOSICIONES GENERALES

ART. 1. Objeto. Regular aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación distribuida al Sistema Interconectado Nacional (SIN). También se regulan aspectos de procedimiento de conexión de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW.

ART. 2.— Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala conectados al SIN, a los agentes comercializadores o generadores que los atienden, les compren energía o los representan, a los generadores distribuidos, a los operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de los autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada menor a 5 MW, en lo concerniente a las condiciones de conexión que se establecen en el Capítulo III de esta resolución. Esta resolución no aplica para sistemas de suministro de energía de emergencia.

ART. 3. Definiciones. Para efectos de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Autogeneración. Actividad realizada por usuarios, sean estos personas naturales o jurídicas, que producen energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. Cuando se atienda la propia demanda o necesidad se realizará sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. Se podrán utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo de red.

Autogenerador. Usuario que realiza la actividad de autogeneración. El usuario puede ser o no ser propietario de los activos de generación para realizar la actividad de autogeneración.

Autogenerador a gran escala (AGGE). Autogenerador con capacidad instalada o nominal superior al límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015, o aquella que la modifique o sustituya.

Autogenerador a pequeña escala (AGPE). Autogenerador con capacidad instalada o nominal igual o inferior al límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya.

Capacidad instalada o nominal de un autogenerador y un generador distribuido. Es la capacidad continua a plena carga del sistema de generación del autogenerador o el generador que se conecta al SIN, bajo las condiciones especificadas según el diseño del fabricante.

Cuando la conexión al SIN sea a través de inversores, esta capacidad corresponde a la suma de las capacidades nominales de los inversores en el lado de corriente alterna o con conexión al SIN. La capacidad nominal de un inversor corresponde al valor nominal de salida de potencia activa indicado por el fabricante.

Si el valor de placa se encuentra en unidades de kVA o MVA, se deberá asumir un factor de potencia unitario.

CND. Centro Nacional de Despacho.

CNO. Consejo Nacional de Operación.

Crédito de energía. Cantidad de excedentes de energía entregados a la red por un AGPE con FNCER, que se permuta contra la importación de energía que éste realice durante un período de facturación.

Excedentes de energía. Toda entrega de energía eléctrica a la red realizada por un autogenerador, expresada en kWh.

Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Son las fuentes de energía, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar, los mares, hidrógeno verde y azul, de acuerdo con la definición establecida en las Leyes 1715 de 2014, Ley 2099 de 2021, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Generación distribuida: Es la actividad de generar energía eléctrica con una planta con capacidad instalada o nominal de generación menor a 1MW, y que se encuentra instalada cerca de los centros de consumo, conectada al Sistema de Distribución Local (SDL).

Generador distribuido (GD). Empresa de Servicios Públicos (ESP) que realiza la actividad de generación distribuida. Para todos los efectos, es un agente generador sujeto a la regulación vigente para esta actividad, con excepción de los procedimientos de conexión y comercialización aquí definidos.

Importación de energía. Cantidad de energía eléctrica consumida desde las redes del SIN por un autogenerador, expresada en kWh.

Operador de Red de STR y SDL, OR. Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional, STR, o de un Sistema de Distribución Local, SDL, incluidas sus conexiones al Sistema de Transmisión Nacional, STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos, son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios, ESP. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio.

Potencia máxima declarada para AGPE y AGGE. Corresponde a la potencia que es declarada por el AGPE o AGGE ante el OR, en el momento del registro de la frontera comercial para entrega de excedentes de energía, cuando aplica, y declarada durante el procedimiento de conexión.

Para el GD se entiende que es la capacidad efectiva neta aplicable a los agentes generadores de acuerdo con la regulación vigente, declarada ante el OR en el procedimiento de conexión y en el momento de registro de la frontera comercial.

La potencia máxima declarada será igual a la potencia establecida en el contrato de conexión, en caso de que este aplique. Así mismo, esta deberá ser menor o igual a la capacidad instalada o nominal, y será la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera comercial.

Servicio del Sistema. Conjunto de actividades necesarias que permiten la aplicación del crédito de energía.

Sistema de Distribución Local, SDL. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Sistemas de suministro de energía de emergencia. Son aquellas plantas, unidades de generación o sistemas de almacenamiento de energía que utilizan los usuarios para atender parcial o totalmente su consumo en casos de interrupción del servicio público de energía eléctrica, y tienen un sistema de transferencia manual o automático de energía, o algún sistema que garantiza la no inyección de energía eléctrica a la red.

Sistema de Transmisión Regional, STR. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más OR.

Sistema de Transmisión Nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja, y los correspondientes módulos de conexión.

Transmisor Nacional, TN. Persona jurídica que realiza la actividad de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN, o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Para todos los propósitos, son las empresas que tienen aprobado por la CREG un inventario de activos del STN o un Ingreso Esperado. El TN siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios, ESP.

 

CAPITULO II

INTEGRACIÓN A LA RED DE LA AUTOGENERACIÓN Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

ART. 4. Indicadores de integración de la AGPE al SIN. Cuando la cantidad de energía anual utilizada para crédito de energía en un mercado de comercialización supere el 4% de la demanda comercial regulada anual de ese mercado, la CREG podrá revisar y modificar las condiciones de remuneración que se establecen en esta resolución.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar a la Comisión, semestralmente, en los meses de enero y julio de cada año, el reporte de la energía inyectada a la red por AGPE y GD, durante el semestre anterior, con detalle diferenciado para AGPE y GD, de tal forma que se pueda identificar como mínimo la siguiente información de los AGPE:

a)    La cantidad total de AGPE para los cuales es el reporte,

b)    Conocer, de forma agregada, los excedentes discretizados por tipo (excedentes usados o no para el crédito de energía conforme el artículo 26 de la presente resolución), año, mes, día y hora.

c)    La información debe estar discriminada por mercado de comercialización y agente comercializador o agente generador que adquiere la energía.

d)    El tipo de mercado, regulado o no regulado, según aplique, al cual es destinada la energía excedente.

Adicionalmente, para aquellas fronteras AGPE con reporte al ASIC, el ASIC deberá solicitar la información que corresponda, al representante de la correspondiente frontera, con el fin de completar la información de los literales a) al d) del presente artículo. El mecanismo para solicitar la información adicional que se necesite puede ser el mismo adoptado para fronteras sin reporte al ASIC de los AGPE u otro que adopte el ASIC.

ART. 5.— Condición para conectarse como AGPE, AGGE o GD. Cualquier usuario que esté interesado en convertirse en AGPE o AGGE, o aquel prestador que esté interesado en convertirse en GD, lo podrá hacer una vez cumpla con los requisitos establecidos en la presente resolución.

En el caso de un usuario cuyo consumo de energía se encuentre registrado en una de las fronteras comerciales para agentes y usuarios de que trata el parágrafo del artículo 14 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, y requiera convertirse en AGPE que entrega excedentes, deberá realizar las adecuaciones en sus instalaciones para que sus consumos y entregas de excedentes no sean incluidos en la frontera que lo agregaba. No obstante, en el caso de que el usuario requiera convertirse en AGPE sin entrega de excedentes a la red, lo podrá realizar sin necesidad de modificar sus instalaciones para independizar sus consumos, pero de igual forma debe seguir el procedimiento establecido en esta resolución.

PAR. 1. Todos los AGPE, AGGE y GD existentes al momento de expedición de esta resolución tienen la obligación de entregar la información que corresponda al OR al que estén conectados, declarando su capacidad instalada o nominal y la potencia máxima declarada. Esta obligación deberá cumplirse dentro de los tres (3) meses siguientes a la actualización del formato definido por el OR. El OR debe actualizar y publicar el formato en su página web durante los quince (15) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, dando aviso de esta publicación. Además, los OR deben informar, mediante el correo electrónico registrado, de la necesidad y obligación de esta actualización a cada uno de los AGPE, AGGE y GD existentes conectados en sus redes.

PAR. 2. Para todos los efectos de esta resolución, el valor de capacidad instalada o nominal y la potencia máxima declarada de un autogenerador o generador distribuido se dará en unidades de kW, con una precisión de tres (3) cifras decimales, y se deberá declarar en el procedimiento de conexión.

PAR. 3. Una vez el AGPE, AGGE o GD haya realizado el proceso de conexión y esté en operación, el OR debe mantener la infraestructura disponible para recibir los excedentes del autogenerador o la energía del GD.

ART. 6. Estándares técnicos de disponibilidad del sistema en el nivel de tensión 1. Con anterioridad a efectuar una solicitud de conexión de un GD o un AGPE a un SDL en el nivel de tensión 1, el solicitante deberá verificar en la página web del OR que la red a la cual desea conectarse tenga disponibilidad para ello y cumpla con los siguientes parámetros:

a)    La sumatoria de la potencia máxima declarada de todos los GD y AGPE que entregan energía a la red, en un mismo circuito de nivel de tensión 1, debe ser igual o menor al 50% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador que la alimenta. Cuando la capacidad nominal esté en unidades de kVA o MVA, se asume un factor de potencia igual a 1.

b)    La cantidad total de energía en una hora que pueden entregar todos los GD y AGPE a la red, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al compuesto por un sistema fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, no debe superar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión.

La cantidad de energía que un GD o un AGPE puede entregar a la red en una hora se asume como el valor de la potencia máxima declarada durante el período de una hora.

c)    La cantidad total de energía en una hora que pueden entregar todos los GD y AGPE a la red, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, cuyo sistema de producción de energía sea el compuesto por un sistema fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, no debe superar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida entre 6 a.m. y 6 p.m.

La cantidad de energía que un GD o un AGPE puede entregar a la red en una hora se asume como el valor de la potencia máxima declarada durante el período de una hora.

En caso de que en el punto de conexión deseado no se cumpla alguno de los parámetros anteriores, se deberá seguir el proceso de conexión descrito en el artículo 17 de esta resolución.

PAR. 1. Los AGPE que no entregan excedentes de energía a la red no serán sujetos de la aplicación de los límites de que trata este artículo.

PAR.2.  Para el cumplimiento de lo dispuesto en los literales b) y c) del presente artículo se debe utilizar la información real más actualizada posible. En caso de no contar con información, el OR deberá aceptar las conexiones que se le soliciten, y no podrá trasladar ninguna responsabilidad ante contingencias presentadas por este hecho.

ART. 7.— Sistema de información de disponibilidad de red. Los OR deben disponer de información suficiente para que un potencial AGPE o GD pueda conocer el estado de la red según las características requeridas en el artículo 6 de la presente resolución.

Cada OR deberá disponer en su página web un enlace denominado: “Usuarios Autogeneradores y Generadores Distribuidos - Resolución CREG 174 de 2021” en la portada principal de la página web del OR, en un lugar visible y de fácil acceso. Este enlace deberá direccionar a un sitio web que deberá contar con un sistema de información georreferenciado de fácil acceso, que permita a un potencial AGPE o GD observar el estado de la red y las características técnicas básicas del punto de conexión deseado, sin generar ningún tipo de cobro para los interesados, y sin que el usuario o interesado requiera de software específico que le genere algún cobro por su utilización o licenciamiento.

En el caso en el que un OR ofrezca servicios de instalación de equipos de generación para ejercer la actividad de autogeneración, debe quedar claro y visible en el sitio web que dicho servicio también puede ser ofrecido por un tercero diferente al OR o agente comercializador.

Para el acceso a dicho sistema en el sitio web y para la consulta de la información (mapa de la red e información de todos los puntos de conexión), el OR solo podrá solicitar al usuario interesado una autenticación que corresponda a un correo electrónico y contraseña. El OR no deberá solicitar información como el número de cliente, código de circuito o transformador al que pertenece el usuario, para acceder a la consulta de la información o acceso al sistema. La consulta de información no implica el inicio del trámite de la solicitud de conexión.

El sistema de información georreferenciado deberá proporcionar una opción para que el usuario realice la búsqueda de una ubicación específica de forma ágil, para lo cual debe contar con una herramienta de búsqueda con base en la identificación de la cuenta, código de circuito o transformador al que pertenece el usuario. El sistema deberá contener la información de todos los transformadores instalados en la red del OR respectivo.

El sistema de información del OR debe mantener una velocidad de acceso a la información suficiente que garantice una consulta oportuna y completa para los usuarios interesados.

Dicho sistema en el sitio web deberá tener, como mínimo, la siguiente información:

a)    Cartillas de fácil entendimiento, con los principales aspectos regulatorios aplicables a la autogeneración y generación distribuida, el detalle de los procedimientos de conexión para que los potenciales AGPE y GD puedan consultar de manera rápida las condiciones de acceso a la red.

b)    Formato de actualización de información definido por el OR para aquellos AGPE o GD existentes, conforme a lo establecido en el artículo 5 de la presente resolución.

c)    Línea de atención al cliente y correo electrónico de contacto.

d)    Ubicación georreferenciada de los transformadores, de las subestaciones y de las redes de baja tensión, según lo descrito en la Resolución de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 20102400008055 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.

e)    Voltaje nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión del punto de conexión del usuario.

f)    Capacidad nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión al que pertenezca el punto de conexión del usuario, expresada en kW. Cuando la capacidad nominal esté en unidades de kVA o MVA, se asume un factor de potencia igual a 1.

g)    Valor de la sumatoria de la potencia máxima declarada de los GD y AGPE instalados en el mismo circuito o transformador, así como la clasificación en colores en función de la capacidad nominal del circuito o transformador respecto de la citada sumatoria, así:

  • Color verde, cuando la relación sea inferior o igual al 30%, indicando su respectivo valor en kW.
  • Color amarillo, cuando la relación se encuentre en el rango entre 30% y 40% incluido, indicando sus respectivos valores en kW.
  • Color naranja, cuando la relación se encuentre en el rango entre 40% y 50% incluido, indicando sus respectivos valores en kW.
  • Color rojo cuando la relación sea superior a 50%, indicando su respectivo valor en kW.

De igual forma, se deberá poder observar el valor de capacidad disponible para el AGPE o el GD que realice la búsqueda en el sistema, expresada en kW y con precisión de tres (3) cifras decimales.

h)    Valor de la sumatoria de la cantidad de energía que pueden entregar los AGPE y GD conectados al mismo circuito o transformador, así como la clasificación en colores en función de la cantidad mínima de energía horaria, acorde con lo establecido en los literales b) y c) del artículo 6 de esta resolución, así:

  •  Color verde, cuando la relación sea inferior o igual al 30% indicando su respectivo valor en kWh.
  • Color amarillo, cuando la relación se encuentre en el rango entre 30% y 40% incluido, indicando sus respectivos valores en kWh.
  • Color naranja, cuando la relación se encuentre en el rango entre 40% y 50% incluido, indicando sus respectivos valores en kWh.
  • Color rojo, cuando la relación sea superior a 50%, indicando su respectivo valor en kWh.

De igual forma, el potencial AGPE o el GD que realice la búsqueda, deberá poder observar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión o búsqueda en el sistema, en kWh, de acuerdo con lo establecido en los en los literales b) y c) del artículo 6 de esta resolución, y con una precisión de tres (3) cifras decimales.

El sistema de información, incluyendo todas las características descritas en esta resolución, debe estar disponible para el público en un tiempo de noventa (90) días hábiles, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. El sistema de información debe ser actualizado entre el día uno (1) y el día cinco (5) de cada mes, con la información recibida hasta el último día del mes anterior al de actualización. La fecha de esta actualización debe estar visible en el sitio web del sistema de información.

Durante el tiempo que dure la actualización mensual del sistema de información, de ser necesario, el OR dispondrá la información en formato de hoja de cálculo de uso común en su página web, que permita una búsqueda fácil para consulta de la ciudadanía. El OR debe publicar dicho formato en los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la presente resolución.

Este sistema de información deberá permanecer activo y funcionando aún después de la entrada en funcionamiento de la ventanilla única de que trata el artículo 9 de la presente resolución.

ART. 8.— Sistema de información para el trámite en línea. Cada OR debe disponer de un sistema de información computacional para que un potencial AGPE, AGGE o GD, pueda adelantar todo el trámite de conexión, pueda recibir notificaciones y requerimientos por medios electrónicos, y pueda conocer el estado de su trámite en todo momento.

El sistema de información para el trámite en línea debe contener, al menos, los pasos y procedimientos descritos en la presente resolución para la conexión de un potencial AGPE, AGGE o GD. Así mismo, el sistema para el trámite en línea debe disponer, para cada solicitud de conexión, un botón que permita visualizar toda la información cargada por el solicitante y cargada por el OR durante el proceso de la solicitud. También, se debe poder visualizar el paso en el que se encuentra el proceso, y las fechas de inicio y finalización de cada uno.

Este sistema de información deberá estar disponible en el sitio web del que trata el artículo 7 de la presente resolución, junto con el sistema de información de disponibilidad de la red georreferenciado, de tal forma que se pueda acceder a este de forma fácil y ágil.

Este sistema de información para el trámite en línea deberá tener las siguientes características:

1.    Este sistema también deberá proporcionar acceso al sistema de información georreferenciada o de disponibilidad de red, acorde con lo establecido en el artículo 7 de la presente resolución, de tal forma que el usuario pueda hacer las verificaciones respectivas para solicitar su punto de conexión en el marco del trámite, sin que el usuario o interesado requiera de software específico que le genere algún cobro por su utilización o licenciamiento.

2.    En el caso en el que un OR o agente comercializador ofrezca servicios de instalación de equipos de generación para ejercer la actividad de autogeneración, en el sistema de información se debe informar que dicho servicio también puede ser ofrecido por un tercero diferente al OR o agente comercializador.

3.    Antes de iniciar el trámite en línea, cualquier persona deberá poder ver, sin ninguna restricción, la siguiente información:

a)    Botón de trámite de conexión y estado del trámite.

b)    Formato de conexión simplificado.

c)    Lineamientos de los estudios de conexión simplificados.

d)    Acuerdos vigentes de pruebas y de protecciones, diseñados por el CNO.

e)    Contrato de conexión proforma de acuerdo con lo definido en el artículo 16 de esta resolución.

f)    Botón de peticiones, quejas y reclamos de los solicitantes, donde se pueda evidenciar la solicitud del usuario y la respuesta.

g)    Cartillas de fácil entendimiento, de que trata el literal a) del artículo 7 de la presente resolución.

h)    Valor del costo de conexión conforme lo establecido en el anexo 5 de esta resolución.

i)    Valor a cobrar por realizar el estudio de conexión simplificado, en caso de ofrecer el servicio. En todo caso, se debe aclarar que lo puede prestar un tercero, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos en el estudio de conexión simplificado.

j)    Línea de atención al cliente y correo electrónico de contacto.

4.    Cuando el usuario interesado inicie con el trámite ante el OR, el sistema solicitará la autenticación en el mismo por medio de un usuario y contraseña. Esta autenticación permitirá al usuario tener acceso a la información del estado del trámite y avance de su solicitud.

Una vez entre en funcionamiento la ventanilla única de que trata el artículo 9 de la presente Resolución, los literales b) al j) del numeral 3 anterior, deberán ser visualizados en el sitio web de que trata el artículo 7 de la presente Resolución.  El acceso a lo anterior también deberá estar disponible en la ventanilla única.

Este sistema de información, con sus respectivos ajustes, debe estar disponible para el público en un tiempo de sesenta (60) días hábiles contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

PAR. Una vez el AGPE, AGGE o el GD haya finalizado el procedimiento de conexión a través del sistema trámite en línea, el sistema de trámite en línea debe permitir que se almacene información de seguimiento de la operación, como por ejemplo de desconexión, reconexión o retiro del sistema por voluntad propia, o demás información que la CREG determine mediante circular.

ART. 9.— Ventanilla única. Los potenciales AGPE, AGGE y los GD deben gestionar su solicitud de conexión a través de la ventanilla única que implementará y gestionará la UPME, a partir del momento en que la misma esté disponible, conforme a lo establecido en la Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40311 de 2020, y en la Resolución CREG 075 de 2021 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Para el caso de los interesados a los que les aplica lo establecido en la presente resolución, la ventanilla tiene como objetivo ser una plataforma para que el interesado gestione su trámite de conexión ante el OR, de tal forma que sea posible facilitar el intercambio de información con los agentes y hacer transparentes y más eficientes los pasos y los tiempos del trámite de solicitud de conexión. Además, la ventanilla tiene por objetivo brindar información y acceso a las entidades de regulación, planeación, vigilancia y control del sector. En esa medida, en la ventanilla reposará toda la información que permitirá observar y analizar la evolución de la integración de la autogeneración y GD en el país. Por tanto, la ventanilla deberá recopilar, como mínimo, la información solicitada mediante el formato de reporte de que trata el artículo 28 de la presente resolución.

El diseño de esta ventanilla deberá contemplar todo lo establecido en la presente resolución, además de los otros requerimientos que determinen la CREG, la SSPD y la UPME por medio de mesas de trabajo para el diseño de detalle de esta ventanilla.

Los OR seguirán siendo los agentes responsables de atender y resolver las solicitudes de conexión que se presenten en la ventanilla para los proyectos de los que trata esta resolución. Estos agentes deberán gestionar con la UPME la articulación entre los servicios de sus sistemas de información de disponibilidad de red y trámite en línea, y dicha ventanilla, así como suministrar a la UPME la información que esta entidad requiera para el desarrollo del diseño de detalle de la ventanilla.

Todas las actividades que se establezcan en la presente resolución para ser ejecutadas en el sistema para el trámite en línea deberán poder gestionarse en la ventanilla única, una vez esta esté disponible.

PAR. 1.  El OR deberá gestionar con la UPME la migración de la información histórica de los proyectos que se han tramitado por medio del sistema para el trámite en línea a la ventanilla única, de tal forma que en la ventanilla repose la información de la totalidad de solicitudes de conexión que se hayan llevado a cabo por parte de los AGPE, AGGE y GD.

PAR. 2.  El OR es el agente responsable de atender y resolver las solicitudes de conexión que se presenten en la ventanilla para trámite en línea de los proyectos de la que trata la presente resolución. Por su parte, el usuario es el responsable de allegar la información solicitada, conforme a lo señalado en el procedimiento de conexión correspondiente, y a lo establecido en la presente resolución.

PAR. 3.  La Comisión, mediante Circular, podrá establecer parámetros mínimos adicionales a los que determine la UPME, para el desarrollo de la ventanilla única.

ART. 10. Transición del sistema para el trámite en línea y de los procedimientos de conexión. Una vez la ventanilla única esté disponible, las nuevas solicitudes de conexión se deberán tramitar a través de esta. El sistema para el trámite en línea deberá continuar funcionando conforme a lo establecido en el artículo 8 de la presente resolución hasta tanto se complete el trámite de las solicitudes de conexión que se iniciaron a través del mismo antes de la entrada en funcionamiento de la ventanilla.

Las solicitudes que estén en curso actualmente mediante el procedimiento de conexión establecido en la Resolución CREG 030 de 2018, continuarán con dicho procedimiento de conexión hasta su finalización.

Los procedimientos de conexión de la presente resolución se aplicarán a partir del momento en que el OR los haya implementado en el sistema para el trámite en línea actualizado conforme al plazo mencionado en el artículo 8 de esta resolución.

PAR. Una vez entre en funcionamiento la ventanilla única y culmine el período de transición de que trata el presente artículo, el micrositio o sitio web del sistema de trámite en línea deberá ser retirado del sitio web del OR. A cambio, para aquellos usuarios interesados en el trámite de conexión y que accedan a la página web del OR, deberán ser redireccionados a la ventanilla única.

ART. 11. Auditoria de sistemas de información y sistema de trámite en línea. El OR deberá contar con las auditorías del funcionamiento de los sistemas de información y de la aplicación de los procedimientos de conexión, conforme a lo que determine la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. 

 

CAPITULO III

CONDICIONES DE CONEXIÓN

ART. 12.  Requisitos para la conexión y operación. Los requisitos para la conexión y operación serán los siguientes:

a.    Para que los AGPE, AGGE o los GD realicen la solicitud de conexión, se deberá diligenciar un formato de conexión simplificado que será diseñado por el CNO y publicado mediante Circular CREG. Cuando este formato deba ser actualizado, el CNO deberá enviar a la Comisión la propuesta de actualización, con el documento que soporte la propuesta, para su análisis y publicación.

b.    Para que los AGPE y los GD con capacidad instalada o nominal mayor a 100 kW realicen la solicitud de conexión, o los AGGE con potencia máxima declarada menor a 5 MW, se deberá realizar un estudio de conexión simplificado.

El estudio de conexión simplificado no aplica para: i) los AGPE o AGGE sin entrega de excedentes, ii) los AGPE con entrega de excedentes de capacidad instalada menor o igual a 100 kW, iii) los GD con capacidad instalada menor o igual a 100 kW.

El contenido del estudio de conexión simplificado será diseñado por el CNO y publicado mediante Circular CREG. En el diseño del estudio se deben incluir las causales de rechazo debidamente enumeradas. Cuando este documento de estudio de conexión simplificado deba ser actualizado, el CNO deberá enviar a la Comisión la propuesta de actualización, junto con el documento que soporte la propuesta, para una nueva publicación.

Las pruebas y verificaciones en sitio en la etapa de entrada en operación se definirán conforme a la capacidad nominal o instalada, la potencia máxima declarada, y los acuerdos de pruebas y protecciones del CNO, así:

i.    Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas menores a 10 kW:

El OR sólo realizará: 1) inspección visual o de verificación de los parámetros declarados, 2) inspección visual o de verificación de la configuración del sistema de inversores (si los tiene), y 3) inspección visual o de verificación del esquema de protecciones.

ii.    Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas iguales o superiores a 10 kW y menores o iguales a 100 kW:

El OR realizará una inspección visual o de verificación de los parámetros declarados, y la inspección visual o de verificación de la configuración del sistema de inversores (si los tiene).

Para el esquema de protecciones y para la verificación del tiempo de reconexión, se realizarán las pruebas definidas en el Acuerdo CNO.

iii.    Para los AGPE o los GD con capacidades nominales o instaladas mayores a 100 kW e inferiores o iguales a 1 MW, y para los AGGE con potencia máxima declarada inferior a 5 MW o AGGE sin entrega de excedentes:

Deben cumplir con todas las pruebas que sean establecidas en el Acuerdo CNO.

c.    En todo caso, los AGPE, AGGE o los GD deberán cumplir con el Acuerdo de Protecciones. El cumplimiento del Acuerdo se verifica en un primer momento, para la aprobación de la conexión, con la documentación entregada en el procedimiento de conexión; luego, a partir de las inspecciones visuales en sitio al momento de energización y/o las pruebas a realizar en caso de que apliquen conforme el literal b anterior.

d.    Los AGGE y los GD deben declarar su programa de generación de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya. El AGPE no es sujeto de dicha declaración.

En el caso del GD, este deberá informar al CND la fecha de entrada en operación y su capacidad máxima declarada, mediante los medios que actualmente disponga el CND para tal fin.

e.    Los AGGE y los GD podrán contar con supervisión desde el centro de control del OR en los términos de la regulación vigente. El AGPE no será sujeto de supervisión.

PAR. 1. En un tiempo de treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CNO deberá actualizar o desarrollar el Acuerdo de protecciones, el documento con los lineamientos del estudio de conexión simplificado y el Acuerdo de pruebas, acorde con lo establecido en la presente resolución.

El Acuerdo del CNO de protecciones no podrá limitar de ninguna forma los porcentajes de penetración definidos en el artículo 6 de la presente resolución.

PAR. 2. El CNO determinará, mediante Acuerdo, los requisitos y pruebas a realizar a los sistemas de supervisión de los AGGE y los GD. El CNO tendrá un plazo de treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para la elaboración de dicho Acuerdo.

PAR. 3. Los Acuerdos de protecciones, pruebas y supervisión, o sus modificaciones, deben ser consultados con todos los interesados, GD y usuarios autogeneradores antes de su publicación final. En todo caso, de conformidad con el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, los Acuerdos del CNO podrán ser recurridos ante la CREG.

Cuando los Acuerdos se actualicen, y posterior a su publicación como Acuerdo en la página web del CNO, se deberá informar a la Comisión de los cambios realizados.

ART. 13.— Orden de asignación para las solicitudes de conexión. Los OR deben garantizar que el orden en que se llenan las redes producto de la asignación de capacidad de acuerdo con la aplicación de los procedimientos del anexo 5 de la presente resolución, es en el de llegada o registro de los proyectos.

ART. 14. Procedimientos de conexión simplificados. Los procedimientos de conexión se presentan en el anexo 5 de la presente resolución, sujetos a los requisitos de documentación que se establecen a continuación:

Tabla 1. Requisitos de documentación de los procedimientos de conexión.

Condición (1)

Tipo

Capacidad Instalada o nominal

Documentación tipo

(SÍ: es necesario, NO: no es necesario)

A

B

C

D

E

F (3)

G

Entregan energía a la red

AGPE

≤ 100 kW

NO

GD

≤ 100 kW

NO

NO

AGPE

> 100 kW

NO

GD

> 100 kW

NO

NO

AGGE

< 5 MW (2)

NO

No entregan energía a la red

AGPE

≤ 1 MW

NO

NO

AGGE

Cualquier capacidad

NO

NO

Notas:

(1) La condición de entrega o no de energía a la red aplica para autogeneradores. El GD siempre entrega energía a la red conforme a su actividad económica.

(2) Corresponde a la potencia máxima declarada para el AGGE.

(3) Solo en el caso de usar inversores para conexión a red. De lo contrario, NO aplica.

 

Tabla 2. Descripción documentación tipo de la Tabla 1.

Tipo

Descripción del documento tipo

A

Estudio de conexión simplificado de que trata el artículo 12 de la presente Resolución.

B

Formulario de conexión simplificado de que trata el artículo 12 de la presente Resolución.

C

Certificado de capacitación o experiencia en la instalación tipo.

La empresa encargada de la instalación, o el instalador, deben certificar al menos 1 año de experiencia específica acorde con el tipo de tecnología a instalar, o adjuntar un certificado de capacitación del personal en la instalación tipo que se llevará a cabo.

Mientras el Ministerio de Minas y Energía regla lo anterior, la certificación deberá ser clara sobre la experiencia a acreditar y el tiempo requerido, o el certificado de capacitación. Transitoriamente se entiende que son certificaciones de capacitación que pueden ser expedidas por una institución educativa acreditada o que son de índole de educación no formal ofrecida por alguna empresa o que son certificaciones de experiencia certificada por alguna empresa donde se demuestre la experiencia en las instalaciones tipo que se lleven a cabo. La certificación debe contener la información suficiente para que los aspectos anteriormente mencionados puedan ser verificados en caso de aclaraciones.

D

Manual del (de los) dispositivo(s) que controla(n) la no inyección a red o la inyección a red en algún nivel fijo de potencia o energía. Si el inversor cuenta con dicha función, se debe entregar el manual del inversor. Si se tiene entrega de energía a la red y no se tiene un control de inyección en algún nivel fijo de potencia o energía, el documento no es necesario. Si no se tiene entrega de energía a la red, el documento si es necesario. Para un GD no aplica, pues la potencia máxima declarada corresponde a la capacidad efectiva neta.

E

Archivo de la consulta de la disponibilidad de red en el punto de conexión en la página web del OR, esto para los casos de AGPE que inyectan energía a la red y los GD y que se conectan a nivel de tensión 1. El sistema de información de disponibilidad de red debe generar el archivo con el resultado de la búsqueda en formato PDF, JPG u otros, para que el usuario lo pueda descargar.

F

Documento donde se demuestre el cumplimiento de normas para inversores, definidas en el formulario de conexión simplificado.

La demostración del cumplimiento de las normas técnicas debe ser mediante certificado de producto emitido por un organismo de certificación acreditado, que haga parte de acuerdos de reconocimiento internacional. En todo caso, si el RETIE ya establece la demostración anterior, se realizará conforme este o su actualización lo determine.

G

Otra documentación: i) los diagramas unifilares (usar una norma nacional o internacional), ii) documento con la identificación esquemática de la conexión del sistema de puesta a tierra con su conductor correspondiente y que contenga el esquema de protecciones con sus características, iii) documento con las distancias de seguridad respecto a las redes existentes y el cuadro de cargas de la demanda total.

Se deberá aplicar lo que el RETIE especifique para la documentación anterior.

Respecto de los requisitos del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) se deberán entregar y cumplir conforme a lo que en él se establezca.

En el sistema de trámite en línea deberá existir un campo único donde se cargue toda la documentación que exija el RETIE.

En cualquier caso, en los procedimientos de conexión, la información que dispongan las reglas del RETIE deberá estar cargada en el momento que el solicitante la tenga lista, sin superar el momento en que se realiza la solicitud de entrada en operación en el sistema de trámite en línea.