Diario Oficial 53533 de 2026

República de Colombia Fundado el 30 de abril de 1864 DIARIO OFICIAL DIARIO OFICIAL Año CLXI No. 53.533 Edición de 284 páginas • Bogotá, D. C., jueves, 25 de junio de 2026 • I S S N 0122-2112 Ministerio de Defensa Nacional

5. Proyectos sobre obras públicas de protección e interés público Nacional

Dirección General Marítima (infraestructura y protección costera) […]”.

Resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO (0300-2026) MD-DIMAR-

Que teniendo en cuenta que la solicitud recae sobre un área total ciento noventa mil trescientos sesenta y ocho coma setecientos ochenta y cuatro metros cuadrados (190.368,784 m²) y su connotación es de interés público, la facultad para conocer de fondo el presente trámite de concesión marítima es del Director General Marítimo.

CP05-ALITMA DE 2026

(junio 4) por la cual se otorga a la Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1, autorización para la ejecución de una obra en jurisdicción de la Dirección General Marítima - Capitanía de Puerto de Cartagena, para el desarrollo del proyecto denominado Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar Fase 1.

Que mediante Oficio número GOBOL-25-056168 del 18 de septiembre de 2025, con Radicado Interno SGDEA número 292025117552 del 10 de noviembre de 2025, la Gobernación de Bolívar presentó a través de la señora Juliana Isabel Solano Char, identificada con número 1018413675, en calidad de Secretaria General, solicitud de concesión marítima para el desarrollo del proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar”.

Que con la solicitud fueron aportados los siguientes documentos:

El Director General Marítimo (e), en uso de sus facultades legales conferidas en el numeral 21 del artículo 5° del Decreto Ley 2324 de 1984, en concordancia con lo dispuesto por el numeral 2 del artículo 2° del Decreto número 5057 de 2009,

CONSIDERANDO:

- Estudio batimétrico y diseño hidráulico pluvial, emitido por el ingeniero civil especialista en hidráulica Bladimir Salcedo Castilla TP número 08202-097726 ATL.

- Planos georreferenciados y tablas de coordenadas.

- Copia del Registro Único Tributario de la Gobernación de Bolívar.

- Memoria descriptiva del proyecto.

Que la Dirección General Marítima (Dimar) es la Autoridad Marítima Nacional, encargada de la ejecución de la política del gobierno en materia marítima, y quien tiene por objeto la dirección, coordinación y control de las actividades marítimas en los términos establecidos en el Decreto Ley 2324 de 1984, en concordancia con el Decreto número 5057 de 2009.

- Copia de Cédula de ciudadanía de la señora Juliana Isabel Solano Char, identifi- cada con número 1018413675.

Que así mismo, la jurisdicción y competencia de la Dimar se encuentra establecida en el artículo 2º del Decreto Ley 2324 de 1984, la cual incluye los bienes de uso público, definidos en el artículo 166 ibidem, así:

- Decreto número 001 del 2024 “por el cual se dispone a hacer unos nombramien- tos ordinarios”, suscrito por Yamil Arana Padaui en calidad de Gobernador de Bolívar.

- Acta de Posesión Secretaria General de la Gobernación de Bolívar.

- Decreto número 444 de 2024 “por medio del cual se otorgan unas delegaciones contractuales y se dictan otras disposiciones”, suscrito por Yamil Arana Padaui en calidad de Gobernador de Bolívar.

“Bienes de uso público: Las playas, los terrenos de bajamar y las aguas marítimas, son bienes de uso público, por tanto, intransferibles a cualquier título a los particulares, quienes sólo podrán obtener concesiones, permisos o licencias para su uso y goce de acuerdo a la ley y a las disposiciones del presente decreto. En consecuencia, tales permisos o licencias no confieren título alguno sobre el suelo ni el subsuelo”. (Cursiva y negrilla por fuera de texto).

- Copia de Credencial del señor Yamil Arana Padaui identificado con cédula de ciudadanía número 1052970218, elegido Gobernador por el departamento de Bolívar, emitida por la Registraduría Nacional del Estado Civil.

Que adicionalmente, son atribuciones y funciones de esta Autoridad Marítima, según lo señalado en el numeral 21 del artículo 5º ibidem, entre otras:

“21. Autorizar y controlar las concesiones y permisos en las aguas, terrenos de

- Copia de Cédula de ciudadanía del señor Yamil Hernando Arana Padaui, identi- ficado con cédula de ciudadanía número 1052970218.

bajamar, playas y demás bienes de uso público de las áreas de su jurisdicción”.

Que mediante oficio Radicado DIMAR SGDEA número 152025107339 del 28 de no- viembre de 2025, dieron alcance a la solicitud inicial, aportando documentación adicional así:

- Planos de la ubicación y linderos del terreno o zona en que se solicita concesión.

- Actualización de memoria descriptiva.

Que así las cosas, se expresa que es función de la Dirección General Marítima (Dimar) otorgar las concesiones y permisos para el uso y goce de los bienes de uso público bajo su jurisdicción, previo el cumplimiento del marco normativo legal vigente previsto en el artículo 169 del Decreto Ley 2324 de 1984 (modificado por el artículo 65 del Decreto Ley 2106 de 2019, “por el cual se dictan normas para simplificar, suprimir y reformar trámites, procesos y procedimientos innecesarios existentes en la administración pública”).

Que mediante correo electrónico de fecha 9 de diciembre de 2025 con Radicado Interno número 152025107597 del 9 de diciembre de 2025, se da alcance a la solicitud inicial aportando los siguientes documentos:

- Información batimétrica.

- Coordenadas actualizadas y finales del área de solicitud y obras en Excel y sha- pefile.

Que la Resolución número 0846-2023 MD-DIMAR-GLEMAR del 7 de noviembre 2023, “por medio del cual se modifica parcialmente la Parte 4, Títulos 4 y 5 del Reglamento Marítimo Colombiano REMAC número 2: “Generalidades”, (…) en lo concerniente a reglas de delegación y procedimientos para el trámite de concesiones marítimas en aguas, playas, terrenos de bajamar en bienes de uso público” estableciendo en el artículo 2.4.4.8 lo siguiente:

- Plano final del área y obras solicitadas.

- Memoria descriptiva final.

“El Director General Marítimo mantendrá la competencia para resolver los siguientes asuntos:

1. Proyectos con áreas superiores a 20.000 m2.

Que conforme a lo establecido en el artículo 169 del Decreto Ley 2324 de 1984, modificado por el artículo 65 del Decreto Ley 2106 de 2019, fueron aportados al trámite en estudio los pronunciamientos de las siguientes entidades:

2. Proyectos de marinas con áreas mayores a 10.000 m2. Sin sujeción al área soli- citada:

A)

ALCALDÍA DE CARTAGENA

3. Proyectos de granjas acuícolas.

La Alcaldía de Cartagena a través de la secretaria de Planeación, el 20 de octubre de 2025 conceptuó que:

4. Proyectos de maricultura.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 2 DIARIO OFICIAL DIARIO OFICIAL Fundado el 30 de abril de 1864 Por el Presidente Manuel Murillo Toro Es importante advertir que desarrollar actividades en un predio sin aprobación previa de licencia urbanística, autorización y/o permiso, implica la configuración de un comportamiento contrario a la integridad urbanística, el cual puede ser objeto de la aplicación de las medidas correctivas de que se trata el artículo 135 de la Ley 1801 de 2016 modificado por el artículo 10 del Decreto número 555 de 2017.

Tarifa postal reducida No. 56 Directora: Alba Viviana León Herrera Asimismo, mediante Oficio AMC-OFI-0171518-2025 del 23 de octubre de 2025, el Alcalde Distrital de Cartagena de Indias manifiesta lo siguiente:

MINISTERIO DEL INTERIOR

Imprenta Nacional de Colombia

Alba Viviana León Herrera Gerente General Carrera 66 No 24-09 (Av. Esperanza-Av. 68) Bogotá, D. C. Colombia Conmutador: PBX 4578000. e-mail: correspondencia@imprenta.gov.co […] Conforme a lo anteriormente expuesto, en virtud de la información aportada en Oficio GOBOL-25-061544 9 de octubre de 2025, radicado EXT-AMC-25-0138279 del 16 de octubre de 2025, y el análisis realizado por esta secretaría de Planeación Distrital, se puede certificar de manera favorable que el terreno sobre el cual se va a construir el proyecto se ajusta a las normas sobre uso del suelo definidos en el Plan de Ordenamiento Territorial adoptado mediante el Decreto número 0977 de 2001, del 20 de noviembre de 2001.

[…] En el marco del desarrollo urbano de la ciudad de Cartagena, la Gobernación de Bolívar tiene a su cargo el proyecto de inversión denominado “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias”, ubicado en la Calle 1ª - Diagonal 1, próximo al Hotel Hilton. El propósito de este proyecto es intervenir integralmente el entorno de la laguna de El Laguito, con el fin de generar espacios seguros, funcionales, estéticamente agradables y que promuevan la interacción social, el esparcimiento y el bienestar de los cartageneros. La iniciativa prioriza el desarrollo urbano y recreativo, mediante la creación de espacios públicos, senderos, instalaciones deportivas y equipamientos turísticos que fortalezcan la cohesión social y potencien el atractivo turístico de la ciudad. Así las cosas, a partir de la solicitud realizada por el departamento en el marco del proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar”, de acuerdo a la información entregada, se debe precisar que existe una superposición del perímetro urbano con el área de intervención del proyecto y en la Figura 2 que resalta el área del proyecto que se encuentra sobre el perímetro urbano de Cartagena. Cabe resaltar que de las 23,65 hectáreas del proyecto solo 8,78 hectáreas del proyecto se encuentran en el área urbana de Cartagena definida en el POT 2001.

La presente certificación será aplicable al proyecto “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO Y PAISAJÍSTICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO”, para el área configurada en la Tabla No. 1.

Por lo anterior, en calidad de Alcalde Distrital de Cartagena de Indias, se viabiliza la ejecución en el distrito de Cartagena del proyecto de inversión denominado “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO Y PAISAJÍSTICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS DEL DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR”. Para la ejecución de dicho proyecto, es necesario obtener la concesión en playas marítimas, terrenos de bajamar y/o aguas marítimas, por parte de la Dirección General Marítima (Dimar), conforme a lo dispuesto en el artículo 65 del Decreto número 2106 de 2019. En todo caso se aclara que la presente viabilidad no constituye ni exime al departamento de obtener las autorizaciones licencias, concesiones y o permiso a que haya lugar.

B) MINISTERIO DEL INTERIOR El Ministerio del Interior a través de la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa y la Subdirectora Técnica de esta, mediante Resolución número ST-0661 del 13 de mayo 2025, resuelve:

Deberá tenerse en cuenta por parte de la Dirección General Marítima, al analizar la autorización del proyecto, como entidad competente, que no se generen afectaciones por obras o actividades sobre el medio marino y las condiciones ambientales circundantes, considerando las disposiciones de la sentencia con Radicación número 13-001-23-33-000 2017-00987-01 del 21 de agosto de 2020 que trata sobre la Acción Popular con la cual se protegieron los derechos al goce de un ambiente sano y a la existencia del equilibrio ecológico en materia de protección del ecosistema marítimo, y, en consecuencia, ordenó medidas para evitar, mitigar y prevenir las afectaciones ambientales en la Bahía de Cartagena, dentro de las que se destaca el “Plan Maestro de Restauración Ecológica para la bahía de Cartagena”. Esto último debe ser coordinado con las respectivas autoridades ambientales. También, deberá considerarse los terrenos involucrados o adyacentes, al momento de analizar el proyecto, para garantizar la sana convivencia en el territorio, ya que dentro de la información aportada no se indicó la titularidad o participación de los terrenos.

[…] PRIMERO. Que no procede la consulta previa con Comunidades Indígenas, para el proyecto: “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO, PAISAJÍSTICO, AMBIENTAL E HIDRÁULICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS DEL DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR”, localizado en jurisdicción de Cartagena de Indias, Distrito Turístico, Histórico y Cultural en el departamento de Bolívar, identificado con las coordenadas referidas en la parte considerativa del presente acto administrativo.

Como recomendación especial, dada la connotación patrimonial, histórica, cultural y el uso étnico y ancestral que se desarrolla en el área objeto del presente concepto y el suelo adyacente, el proyecto debe garantizar la conservación del patrimonio del Distrito de Cartagena y la continuidad de actividades ancestrales y étnicas que se desarrollan en el área, las cuales no podrán ser restringidas o prohibidas sin que se surtan los debidos procesos y requisitos de norma para tales fines.

SEGUNDO. Que no procede la consulta previa con Comunidades Negras, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueras, para el proyecto: “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO, PAISAJÍSTICO, AMBIENTAL E HIDRÁULICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS DEL DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR”, localizado en jurisdicción de Cartagena de Indias, Distrito Turístico, Histórico y Cultural en el departamento de Bolívar, identificado con las coordenadas referidas en la parte considerativa del presente acto administrativo.

Dado que las playas hacen parte de las áreas de protección y conservación de los recursos naturales y paisajísticos del Distrito de Cartagena, se debe contar con el respectivo concepto y viabilidad ambiental otorgado por la Corporación Autónoma Regional del Canal del Dique (Cardique). Así mismo, conforme al Plan de Ordenamiento Territorial vigente, adoptado por el Decreto número 0977 de 2001, dado lo establecido en el artículo 26 del decreto ibidem, el proyecto deberá garantizar la restricción de actividades de tipo productivas que sean incompatibles con el objetivo de conservación del área de protección, de igual manera, no podrá ejecutase ninguna actividad u obra sin el previo aval de las autoridades competentes como la Corporación Autónoma Regional del Canal del Dique (Cardique)”.

La Capitanía de Puerto de Cartagena – Dirección General Marítima (Dimar), deberá evaluar de manera integral el proyecto, con una respectiva zonificación de playa conforme a los lineamientos del Decreto número 1811 de 2015 y las demás normas pertinentes.

TERCERO. Que no procede la consulta previa con Comunidades Rom, para el proyecto: “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO, PAISAJÍSTICO, AMBIENTAL E HIDRÁULICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS DEL DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR”, localizado en jurisdicción de Cartagena de Indias, Distrito Turístico, Histórico y Cultural en el departamento de Bolívar, identificado con las coordenadas referidas en la parte considerativa del presente acto administrativo […].

C)

INSTITUTO COLOMBIANO DE ANTROPOLOGÍA E HISTORIA

(ICANH)

El coordinador del Grupo de Arqueología de la Subdirección de gestión del Patrimonio del Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH), mediante Resolución número 1677 de 2024 resuelve:

El presente concepto se expide en la ciudad de Cartagena de Indias D. T. y C, según numeral 3 del artículo 2.2.6.1.3.1 del Decreto número 1077 de 2015, no otorga derechos ni obligaciones a su peticionario y no modifica los derechos conferidos mediante licencias que estén vigentes o hayan sido ejecutadas, ni autoriza ningún tipo de intervención diferente a lo conceptuado en el presente documento, tampoco consolida situaciones particulares o concretas, ni libera a las personas naturales o jurídicas del cumplimiento de las normas legales vigentes.

[…] Artículo 1°. Aprobar a la GOBERNACIÓN DE BOLÍVAR, identificada con NIT 890.480.059-1, representada por Juliana Isabel Solano Char, identificada con cédula de ciudadanía número 1018413675 en calidad de Secretaría General, el Registro del Programa de Arqueología Preventiva para el proyecto “Programa de Arqueología Preventiva para el proyecto de recuperación integral de la laguna El Laguito en la ciudad de Cartagena, departamento de Bolívar”.

De igual forma, de acuerdo con el artículo 2.2.6.1.1.1. del Decreto Nacional número 1077 de 2015, sólo el otorgamiento de licencia urbanística implica la adquisición de derechos de desarrollo y construcción en los términos y condiciones contenidos en el respectivo acto administrativo, así como la autorización específica sobre el uso y aprovechamiento del suelo en tanto este vigente o cuando se haya ejecutado la obra, siempre y cuando se haya cumplido con todas las obligaciones establecidas en la misma.

3 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL El Registro se realiza sobre los polígonos cuya información se aportó en el “Formulario de registro del Programa de Arqueología Preventiva” presentado al ICANH con Radicados Internos 2024184200077482 del 22 de agosto de 2024, 2024184200092092 del 1° de octubre de 2024 y 2024184200101782 del 28 de octubre de 2024.

Artículo 2°.

El presente acto administrativo que aprueba el Registro del Programa de Arqueología Preventiva es el único documento que da cumplimiento al numeral 8 del artículo 2.2.2.3.6.2. del Decreto número 1076 del 2015.

fluviales de la Vicepresidencia de Estructuración (VE) donde se indica que: “(…) En respuesta a la solicitud presentada ante la Vicepresidencia de Estructuración (VE) de la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI), se presenta constancia que en la actualidad NO se tiene en trámite ninguna solicitud de concesión portuaria ni solicitud de concesión para Embarcadero en la zona indicada. Es relevante mencionar que esta certificación corresponde exclusivamente a la verificación de nuevas solicitudes de concesión portuaria o Embarcadero en el área requerida; no obstante, es necesario verificar la NO existencia de permisos portuarios actualmente en concesión en dicha zona, verificación que realiza la Gerencia de Proyectos Portuarios de la Vicepresidencia de Gestión Contractual (VGCON)”.

Artículo 3°.

Aprobar a la GOBERNACIÓN DE BOLÍVAR, como titular del Programa de Arqueología Preventiva es responsable de adelantar todas las fases del Programa, de acuerdo con lo establecido en el Título V de la Parte VI del Libro II del Decreto número 1080 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector Cultura, modificado por el Decreto número 138 de 2019 y la Resolución número 1337 del 4 de octubre de 2021, so pena del inicio de las acciones establecidas en el artículo 90 de la Ley 1437 de 2011.

La mencionada verificación de la Vicepresidencia de Gestión Contractual (VGCON) fue atendida mediante el Oficio ANI número 20253030414991 del 11 de noviembre de 2025 de la Gerencia de Proyectos Portuarios y Fluviales de la Vicepresidencia de Gestión Contractual, donde se indica que: “(…) En respuesta a la solicitud presentada ante la Vicepresidencia de Gestión Contractual de la Agencia Nacional de Infraestructura, se emite constancia de que en la actualidad no existe concesión portuaria vigente a cargo de la Agencia, en la zona indicada anteriormente. (…)” Negrita fuera de texto.

1. Considerando que el componente subacuático no se limita a zonas costeras y abarca áreas ribereñas, orillas de cuerpos de agua, zonas intermareales y lacus- tres, entre otras, las actividades propuestas en el apartado “7. Metodología pre- vista para la siguiente fase del programa” para el polígono 0001 son adecuadas y cumplen con los parámetros establecidos para zonas de ribera. No obstante, es preciso aclarar que será indispensable que el proyecto implemente lo estableci- do en los Términos de Referencia adicionales y específicos para el componente subacuático.

2. Se recuerda que el Modelo de Datos es de carácter acumulativo y ha de actuali- zarse en cada fase del Programa de Arqueología Preventiva.

5. Concepto: Conforme a lo dispuesto en el artículo 12, numeral 12.6, del Decreto número 087 de 2011, y en la Resolución número 1862 del 29 de mayo de 2013, modificada por la Resolución número 2644 del 31 de julio de 2015, la suscrita Directora de Infraestructura hace constar que, a la fecha, respecto del área de la zona a intervenir objeto de su solicitud identificada con el Radicado MT número 20253031616852 de 17 de septiembre de 2025 y de acuerdo con el concepto emitido por la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI), se certifica que la zona de uso público solicitada no se encuentra concesionada ni se tiene en trámite solicitud alguna de concesión portuaria en la zona indicada, bajo la administración de la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI).

3. Con respecto al Cronograma, la fecha de inicio del cronograma no debe ser infe- rior a 15 días posteriores a la radicación de la solicitud de registro (Términos de referencia, página 15). El cronograma deberá ser ajustado y presentado dentro de los 15 días calendario a partir de la notificación del presente acto adminis- trativo.

Adicionalmente, se realizó consulta a la Unidad de Planeación de Infraestructura de Transporte (UPIT), al Instituto Nacional de Vías (Invías) y a la Aeronáutica Civil (Aerocivil), en su calidad de entidades adscritas al sector transporte, con el fin de obtener sus observaciones respecto del área solicitada. No obstante, no se recibió respuesta por parte de Invías ni de Aerocivil; en cuanto a la UPIT, se pronunció mediante Radicado 2025-E-300-001438 Id: 15893 del 6 de noviembre de 2025, manifestando que se encuentra próximo a un área de fondeo […].

F)

MINISTERIO DE CULTURA, LAS ARTES Y LOS SABERES

Artículo 4°.

El presente acto administrativo por el cual se otorga el Registro del Programa de Arqueología Preventiva no faculta en ningún sentido el inicio de obras, las cuales deberán ser desarrolladas previa aprobación del Plan de Manejo Arqueológico por parte del ICANH, de conformidad con el parágrafo del artículo 2.6.5.6 y el artículo 2.6.6.3 del Decreto número 1080 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector Cultura, modificado por el Decreto número 138 de 2019 […].

Es importante mencionar que el beneficiario de la autorización de la obra, previo al inicio de estas deberán contar con la aprobación del plan de manejo arqueológico.

El Ministerio de Cultura a través de la Dirección de Patrimonio y Memoria, por medio de Oficio número 1111 del 29 de octubre de 2025, con Radicado MC46735S2025 y Radicado de Entrada MC43446E2025-MC48212E2025, manifiesta que:

D) MINISTERIO DE COMERCIO, INDUSTRIA Y TURISMO El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo a través de la dirección del grupo de calidad y desarrollo sostenible del turismo, Mediante Constancia DM-53-2025 del 3 de octubre de 2025, certifica que:

[…] La Dirección de Patrimonio y Memoria del Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes atentamente le informa que el pasado 10 de septiembre de 2025, recibió su oficio con los Radicados número MC43446E2025-MC48212E2025, por medio del cual solicita indicar si los predios incluidos en el área del proyecto denominado Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito contenidos dentro de las coordenadas geográficas remitidas junto a la comunicación en el municipio de Cartagena de Indias - Bolívar, cuentan con declaratoria como Bien de Interés Cultural del Ámbito Nacional (BICN), o se encuentran ubicados en zona de influencia de alguno.

[…] Que la Nación a través de Ministerio de Comercio, Industria y Turismo NO adelanta en la actualidad proyecto turístico que pudiera requerir uso y goce de las playas y terrenos de baja mar, con el proyecto “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO Y PAISAJÍSTICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS, DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR – FASE 1”, que se encuentra ubicado en la ciudad de Cartagena de Indias, en el departamento de Bolívar.

Adicionalmente la Secretaría de Turismo de la Alcaldía Mayor de Cartagena de Indias a través de comunicado de fecha 1° de octubre de 2025, emite Concepto de viabilidad turística artículo 65 Ley 2106 de 2019 / Solicitud de concepto técnico proyecto de intervención el Laguito, indicando que:

Al respecto, se indica que revisado el listado de consulta Bienes de Interés Cultural del Ámbito Nacional (BICN), competencia del Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes, se evidencia que el predios incluidos en el área del proyecto denominado Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en el municipio de Cartagena de Indias - Bolívar, se encuentra en zona de influencia del BICN denominado Hotel Caribe declarado mediante la Resolución número 1519 del 8 de noviembre de 1999, razón por la cual, todo proyecto de intervención que se pretenda adelantar en el área afectada o en su zona de influencia debe contar con la previa aprobación de la Dirección de Patrimonio y Memoria […].

Finalmente, por medio de Resolución número 1979 del 4 de diciembre de 2025, la Dirección de Patrimonio y Memoria del Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes,

RESUELVE:

[…] El proyecto “CONSTRUCCIÓN Y MEJORAMIENTO URBANÍSTICO Y PAISAJÍSTICO PARA LA RECUPERACIÓN INTEGRAL DE LA LAGUNA DE EL LAGUITO EN CARTAGENA DE INDIAS DEL DEPARTAMENTO DE BOLÍVAR”; ha sido evaluado conforme a los lineamientos de desarrollo turístico del Distrito de Cartagena, plan sectorial de turismo y plan distrital de desarrollo, y se identifica que el mismo no interfiere con proyecto turístico alguno, razón por la cual, se da viabilidad al mismo desde las competencias de esta secretaría […].

E) MINISTERIO DE TRANSPORTE […] Artículo 1°. Autorizar la intervención en los tipos de obra “construcción y rehabilitación de andenes, parques, plazas, alamedas, separadores, ciclorrutas, intercambiadores, enlaces viales, vías peatonales, escaleras y rampas” en el espacio público, correspondiente a un tramo de la calle, Diagonal 1 con carrera 3 que bordea “El Laguito” en la zona de influencia del Hotel Caribe, declarado Bien de Interés Cultural del Ámbito Nacional, en Cartagena de Indias, Bolívar.

El Ministerio de Transporte a través de la Dirección de Infraestructura, mediante Oficio Radicado MT número 20255201536491 del 24 de noviembre de 2025, evaluó el proyecto y encontró que cumple con los requisitos establecidos en la Resolución número 1862 del 29 de mayo de 2013 “por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de certificaciones de inexistencia de proyectos de instalaciones portuarias con destino a la Dimar”, modificada por la Resolución número 002644 del 31 de julio de 2015; en tal sentido la Dirección de Infraestructura emitió certificación sobre consulta a los Planes de Expansión Portuaria número 57-GII-DIRINFRA-2025 así:

Artículo 2°.

La autorización de intervención otorgada por medio de la presente resolución, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.4.2.4.8 del Decreto número 1080 de 2015, tendrá una vigencia de treinta y seis (36) meses, y se podrá prorrogar, por una sola vez, por un plazo de doce (12) meses, cuando la solicitud de prorroga se presente hasta treinta (30) días calendario antes del vencimiento de la autorización inicial.

[…] 4. Consulta a la ANI: Consultada la Agencia Nacional de Infraestructura, mediante correo electrónico del 15 de octubre de 2025, sobre la zona de uso público solicitada, esta entidad dio respuesta mediante Radicado MT número 20253031991092 de 13 de noviembre de 2025 a través del cual remitió el Memorando ANI número 20252000191253 del 24 de octubre de 2025 de la Gerencia de Proyectos Portuarios y La vigencia de la autorización para aquellos tipos de obra en SIC inmuebles descritos en el artículo 2.4.1.4.4 del presente decreto que requieran licencia de urbanística para su ejecución, se extenderá hasta la vigencia otorgada en el respectivo acto administrativo de licenciamiento urbanístico.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 4 DIARIO OFICIAL La no radicación en legal y debida forma de la solicitud de licencia urbanística que involucra la intervención autorizada en el BIC, en un término mayor a 12 meses dará lugar a presentar nuevamente la solicitud de autorización con el cumplimiento de requisitos legales establecidos por el Ministerio de Cultura […]. número 001/CON/2026 el día (9) de enero de 2026 y desfijada el (28) de enero de 2026, y en la página web de la Dirección General Marítima (Dimar), de igual forma, el interesado realizó la publicidad de la solicitud en el sitio donde se pretende desarrollar el proyecto mediante la instalación de una valla visible, información confirmada a través del Formato de Inspección número CP05220120260947CMO de fecha 22 de enero de 2026, Asimismo, el aviso fue publicado en el periódico El Universal el miércoles 28 de enero de 2026 en la página 5.

Es importante mencionar que el beneficiario de la autorización de la obra deberá cumplir con lo dispuesto en la Resolución número 1979 del 4 de diciembre de 2025, dando cumplimiento a las directrices emitidas por el Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes.

G)

INSTITUTO DE PATRIMONIO Y CULTURA DE CARTAGENA DE IN-

DIAS (IPCC)

El Instituto de Patrimonio y Cultura de Cartagena de Indias (IPCC) a través de la División de Patrimonio Histórico y Cultural, mediante Oficio IPCC-OFI-002363-2025 del 17 de octubre de 2025, certificó que:

Que en la etapa de publicidad del trámite se recibió oposición con radicado interno número 152026100537 del 29 de enero de 2026 por la señora Wendy Pérez González, representante legal del Consejo Comunitario de Caño del Oro y mediante correo electrónico de fecha 28 de enero de la misma anualidad se recibió oposición de la señora Mirla Aaron Freite, representante legal de Consejo Comunitario de Tierra Bomba, las cuales fueron resueltas por parte de la Capitanía de Puerto de Cartagena conforme lo establecido en el artículo 38 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo mediante Resolución número 0240-2026 MD-DIMAR-CP05-JURÍDICA del 24 de abril de 2026, en el siguiente sentido:

[…]El Instituto de Patrimonio y Cultura de Cartagena (IPCC), como ente distrital encargado de la salvaguarda del patrimonio cultural material e inmaterial de Cartagena, precisa que su competencia se circunscribe al ámbito territorial del Distrito de Cartagena y a los bienes declarados de interés cultural del ámbito distrital o incluidos en el catálogo de inmuebles de conservación.

[…] ARTÍCULO PRIMERO: RECHAZAR la oposición presentada por las señoras Wendy Viviana Pérez González, en calidad de representante legal de la Junta del Consejo Comunitario de Caño del Oro y Mirla Brigith Aaron Freite, en calidad de representante legal de la Junta del Consejo Comunitario de Tierra Bomba, de conformidad con las razones expuestas en el presente proveído. […]., decisión contra la cual no procedía recurso.

Por tanto, este Instituto no es la autoridad competente para emitir concepto favorable o de aprobación de proyectos que involucren bienes declarados del ámbito nacional, como es el caso del Hotel Caribe, declarado Bien de Interés Cultural del Ámbito Nacional (BICN) mediante Resolución número 1519 de 1999. La expedición del concepto favorable sobre el proyecto corresponde al Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes, autoridad competente para los BIC de dicha categoría.

En cuanto al patrimonio arqueológico, la competencia exclusiva para su identificación, intervención o manejo recae en el Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH), conforme a lo dispuesto en el artículo 5° del Decreto número 1080 de 2015.

Del mismo modo me permito manifestarle:

Que por otra parte, la Capitanía de Puerto de Cartagena después de georreferenciar las coordenadas suministradas en los conceptos, certificaciones, y/o viabilidades, documentos e información emitidos por las diferentes entidades y una vez realizado el análisis técnico y jurídico, expidió Concepto Técnico Anexo A número CONCPT- 15 202600195MD-DIMAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026, FAVORABLE a la solicitud de autorización de obras para la ejecución del proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar”, presentado por la Gobernación del departamento de Bolívar con NIT 890480059-1 de Radicado DIMAR número 292025117552 del 10 de noviembre de 2025, sobre un área total ciento noventa mil trescientos sesenta y ocho coma setecientos ochenta y cuatro metros cuadrados (190.368,784 m²), correspondientes técnicamente a playa marítima, terrenos de bajamar y aguas marítimas, ubicada dentro de bienes de uso público, bajo jurisdicción de la Capitanía de Puerto de Cartagena de esta Dirección.

- El IPCC carece de competencia para emitir dictamen escrito sobre uso de suelo permitido en un predio o edificación, de conformidad con las normas urbanísticas del plan de ordenamiento territorial y los instrumentos que lo desarrollen. - El IPCC carece de competencia para autorizar cualquier tipo de intervención en inmuebles del centro y las periferias históricas del Distrito de Cartagena de Indias; estas deben tramitarse de acuerdo con lo reglamentado en el Decreto Distrital 0404/2024 y la Resolución Distrital número 0304/2025 […].

Que al respecto se resalta, como resultado del análisis técnico efectuado, se estableció que:

H)

MINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE –

ESTABLECIMIENTO PUBLICO AMBIENTAL -

Se da favorabilidad para el proyecto en su fase 1; Desarrollo Urbano y Recreativo, lo anterior de acuerdo con el literal número 13 aspectos relevantes a Considerar del Concepto Técnico número CONCPT- 15 202600195MD-DIMAR-CP05- ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026.

El Establecimiento Publico Ambiental a través del Director General, mediante Oficio EPA-OFI-008215-2025 del 14 de octubre de 2025, emite Concepto de viabilidad ambiental
- Fase 1 del Proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, Departamento de Bolívar”; indicando que:

- Asimismo, teniendo en cuenta la Tabla número 14 “Listado de concesiones y autorizaciones que se traslapan con el área de la solicitud de concesión”, del literal número 8 del Concepto Técnico número CONCPT- 15 202600195MD- DIMAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026, en referencia a los traslapes de siete (7) concesiones marítimas y/o autorizaciones de obra otorgadas por la Dirección General Marítima, será necesario que, previo al inicio de las obras, se adelanten todas las coordinaciones y acuerdos pertinentes con los titulares de dichas concesiones. Lo anterior, con el fin de evitar posibles afectaciones a las obras ya ejecutadas en el área, es importante mencionar que la Capitanía de Puerto de Cartagena deberá hacer seguimiento y verificación de los acuerdos.

[…] Teniendo en cuenta los antecedentes, mesas técnicas y la documentación e información cartográfica proporcionada, se realizó el análisis correspondiente donde se superpuso el área de intervención del proyecto con las determinantes ambientales. Este análisis arrojo que no hay restricciones de tipo ambiental para la realización de la obra, por lo que desde el EPA Cartagena se considera viable ambientalmente la ejecución de la Fase 1 del Proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar”. esto sin perjuicio de solicitar los respectivos permisos y/o tramites ambientales a la autoridad ambiental competente, siendo así se debe solicitar lo siguiente:

- De otra parte, luego de realizar un análisis de las obras solicitadas, se consideró que la solicitud se ajusta más a una autorización de obras, razón por la cual se establece que el polígono donde se enmarca el proyecto se limitará exclusivamente al área que ocuparán las intervenciones urbanísticas, ajustando a un área de cuarenta y siete mil trescientos cuarenta coma sesenta y cuatro metros cuadrados (47.340,64 m²), la cual está contenida dentro del área inicial solicitada.

- En relación con la publicidad de la solicitud, es necesario precisar que, en caso de que en el futuro se pretenda solicitar la fase 2 del proyecto, el solicitante deberá adelantar nuevamente la etapa de publicidad.

- Solicitar a Cardique (Autoridad ambiental competente) concepto sobre la necesidad de solicitud de permiso de ocupación de playas, cauces y lechos para los boxculvert 3 y 8, que hacen parte de las obras de drenajes pluviales presentadas para la ejecución del urbanismo de la fase 1 del proyecto. - Solicitar ante el EPA Cartagena el Aprovechamiento de árboles aislados, para la tala o reubicación de las especies identificadas como objeto de aprovechamiento. - Presentar ante el EPA Cartagena el Programa de Manejo Ambiental de RCD (para el caso de gran generador) y solicitar el PIN generador de residuos de construcción y demolición (En caso de requerir permiso de ocupación para los boxculvert 3 y 8, el PIN generador para estas obras especificas estará sujeto a el otorgamiento de dicho permiso).

- Referente a las obras descritas en el numeral 4.1.1 Fase 1: Desarrollo Urbano y Recreativo, deberán realizarse conforme a la metodología establecida; en cuanto a las obras de los Box Culvert 3 y 8, que hacen parte de las obras de drenajes pluviales deberán contar con los permisos exigidos por la Autoridad Ambiental competente.

Finalmente, y de acuerdo con los resultados obtenidos de riesgo de inundación, aunque una clasificación de riesgo moderado no impide la intervención urbanística, desde el EPA Cartagena de recomienda implementar Sistemas Urbanos de Drenaje Sostenible (SUDS) para un óptimo manejo de las aguas lluvias y por ende mitigar el riesgo a inundaciones en el área del proyecto”.

- Por otro lado, se indica que la Gobernación de Bolívar deberá cumplir con lo dispuesto en la Resolución número 1979 del 4 de diciembre de 2025, suscrita por la Dirección de Patrimonio y Memoria del Ministerio de las Culturas, las Artes y los Saberes.

Que de conformidad con el artículo 171 del Decreto Ley 2324 de 1984 modificado por el artículo 66 del Decreto Ley 2106 de 2019, se realizó por parte de la Capitanía de Puerto de Cartagena la respectiva publicidad de la presente solicitud, en un lugar público de la Capitanía de Puerto por un término de veinte (20) días calendario, fijando Aviso - Por último, se indica que previo al inicio de las obras deberá presentar la aprobación del Plan de Manejo Arqueológico por parte del Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH) y cumplir con lo establecido en la Resolución 5 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL número 1677 de 2024 suscrita por el Subdirector de Gestión del Patrimonio del ICANH.

Artículo 8º.

La presente resolución no exime a la Gobernación de Bolívar identificada con NIT No. 890480059-1 del cumplimiento de las normas legales y/o trámites necesarios ante las demás entidades para las autorizaciones que correspondan.

Que en mérito de lo anterior, el Director General Marítimo Encargado,

RESUELVE:

Artículo 9º.

La presente resolución deberá ser publicada por parte de la Gobernación de Bolivar identificada con NIT 890480059-1 en el Diario Oficial, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la ejecutoria de esta, de conformidad con lo establecido en el literal d) del artículo 95 del Decreto número 2150 de 1995, debiendo presentar el recibo de pago correspondiente a su publicación en la Capitanía de Puerto de Cartagena.

Artículo 10.

La Gobernación de Bolívar, deberá elevar a Escritura Pública el compromiso que adquieren para con la Nación-Ministerio de Defensa Nacional-Dirección General Marítima, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de entrada en vigor de la presente resolución, tal como lo dispone el artículo 175 del Decreto ley número 2324 de 1984, en donde manifestarán expresamente lo siguiente:

Artículo 1º.

Otorgar a la Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059- 1, autorización para la ejecución las obras contempladas en el proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar Fase 1” sobre un área de cuarenta y siete mil trescientos cuarenta coma sesenta y cuatro metros cuadrados (47.340,64 m²), correspondiente a un bien de uso público ubicado en jurisdicción de la Dirección General Marítima - Capitanía de Puerto de Cartagena, delimitados por las coordenadas relacionadas la Tabla número 15 del literal 14 del Concepto Técnico Anexo A número CONCPT- 15 202600195 MD-DIMAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026, emitido por la Capitanía de Puerto de Cartagena, el cual forma parte integral del presente acto administrativo.

“Que reconocen que la autorización que se otorga no afecta el derecho de dominio de la Nación sobre las áreas y las construcciones que allí se encuentran”.

Parágrafo 1º. La presente autorización recae exclusivamente sobre las obras
correspondientes a la Fase 1: Desarrollo Urbano y Recreativo, descritas en el numeral 4.1.1 del Concepto Técnico número CONCPT- 15 202600195 MD-DIMAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026.

Artículo 11.

El incumplimiento por parte de la Gobernación de Bolívar de cualquiera de las obligaciones aquí mencionadas dará lugar a la aplicación de la pérdida de ejecutoria del presente acto administrativo, de acuerdo con el contenido del artículo 91 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y en concordancia con las causales de invalidez establecidas el artículo 176 del Decreto Ley 2324 de 1984, así:

“[…] Las concesiones para construir quedarán sin ningún valor, en los siguientes casos:

Parágrafo 2º. La Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1 y el
ejecutor de la obra darán estricto cumplimiento al literal número 15 Recomendaciones del Concepto Técnico Anexo A número CONCPT- 15 202600195 MD-DIMAR-CP05- ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026.

Artículo 2º.

Las obras descritas a través del Concepto Técnico Anexo A número CONCPT- 15 202600195 MD-DIMAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026, se ejecutarán en el término de 12 meses de acuerdo con el cronograma aportado, contados a partir de la entrega formal del área.

1. Cuando no se otorgue Escritura dentro del plazo estipulado en el artículo ante- rior.
2. Cuando no se hubieren levantado las construcciones dentro del término que fije la respectiva resolución.
3. Cuando la construcción no esté de acuerdo con los planos que se hayan aproba- do.
4. Cuando se le dé a la construcción destinación diferente a la determinada en la autorización y/o concesión.
5. Cuando las razones o circunstancias que originaron la autorización y/o concesión se han modificado considerablemente.

Artículo 3º.

La Capitanía de Puerto de Cartagena designará un inspector para el control de las obras aquí autorizadas correspondiente al proyecto “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar Fase 1”, los costos por concepto de las inspecciones de control de obras que se realicen al citado proyecto serán asumidos por la Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1.

6. Cuando no se establezcan oportunamente las pólizas ordenadas […]”.

Artículo 12.

La autorización que por este acto administrativo se otorga, es intuito personae y por ningún motivo puede ser objeto de negocio jurídico alguno.

Artículo 4º.

La autorización que se otorga mediante el presente acto administrativo no afecta el derecho de dominio de la Nación sobre las áreas y las construcciones que allí se encuentren, en virtud de la naturaleza técnica y jurídica de las mismas, entendiéndose como Bienes de Uso Público de la Nación, bajo jurisdicción de la Dirección General Marítima - Capitanía de Puerto de Cartagena.

Artículo 5º.

La Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1, en virtud de lo ordenado por el artículo 175 del Decreto Ley 2324 de 1984, se compromete a:

Artículo 13.

Comisionar a la Capitanía de Puerto de Cartagena para entregar mediante acta el área otorgada para la ejecución de una obra para el desarrollo del “Construcción y Mejoramiento Urbanístico y Paisajístico para la Recuperación Integral de la laguna de El Laguito en Cartagena de Indias, departamento de Bolívar fase 1”, lo cual no podrá efectuarse hasta tanto el beneficiario haya entregado la póliza o garantía, el recibo de pago de publicación en el Diario Oficial, y escritura pública del compromiso que adquieren con la Nación–Ministerio de Defensa Nacional–Dirección General Marítima de que trata la presente resolución.

Artículo 14.

Notificar por conducto de la Capitanía de Puerto de Cartagena, de la presente resolución a la Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1, a su apoderado o quien haga sus veces, de conformidad con los artículos 67 y siguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Artículo 15.

Comunicar la presente decisión a la Alcaldía de Cartagena al Ministerio del Interior a través de la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa y la Subdirectora Técnica de esta, a la coordinación del Grupo de Arqueología de la Subdirección de gestión del Patrimonio del Instituto Colombiano de Antropología e Historia (ICANH), al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo a través de la coordinación del grupo de Planificación y Desarrollo Sostenible del Turismo, al Ministerio de Transporte a través de la Dirección de Infraestructura Grupo de Infraestructura Intermodal, al Ministerio de Cultura, las Artes y los Saberes a través de la Dirección de Patrimonio y Memoria, al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible a través de la Corporación Autónoma Regional del Dique y al Establecimiento Publico Ambiental de Cartagena.

Artículo 16.

Una vez notificada y en firme la presente resolución, la Capitanía de Puerto de Cartagena deberá remitir copia a la Subdirección de Desarrollo Marítimo de la Dirección General Marítima (Dimar), con copia de los requisitos exigidos al autorizar el permiso de que trata el artículo 175 del Decreto Ley 2324 de 1984, además del Acta de Entrega de la concesión marítima.

Artículo 17.

Contra la presente resolución procede el recurso de reposición ante el Director General Marítimo, el cual deberá presentarse dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a su notificación.

1. Dar estricto cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 166 y subsiguientes del Decreto Ley 2324 de 1984, y demás normas concordantes.
2. Informar a la Capitanía de Puerto de Cartagena el inicio de la construcción de las obras autorizadas.
3. No efectuar ninguna construcción adicional o complementaria a lo autorizado, y en caso de requerirla presentar la solicitud respectiva a la Dirección General Marítima por intermedio de la Capitanía de Puerto de Cartagena, previo el lleno de los requisitos exigidos para tal fin.
4. Tomar y mantener todas las medidas preventivas necesarias a fin de evitar que, en la zona de playas, terrenos de bajamar y terrenos aledaños al área autorizada se depositen basuras, desechos, escombros, hidrocarburos, productos contami- nantes o potencialmente contaminantes, así como cualquier otro tipo de residuos sólidos o líquidos, ni tampoco podrá hacer ningún tipo de vertimiento a la zona de playa o al mar.
5. Dada su naturaleza de bienes de uso público de la Nación, y en calidad de espacio público de las playas, aguas marítimas y terrenos de bajamar, deberá preservarse todo uso tradicional que se efectúen sobre el sector y asegurarse el derecho al tránsito de las personas y embarcaciones.
6. A reconocer que el permiso que se otorga no afecta el derecho de dominio de la Nación sobre las áreas y las construcciones que allí se encuentran.
7. A cumplir de forma estricta con todas las recomendaciones establecidas en el conoce Concepto Técnico Anexo A número CONCPT-15 202600195 MD-DI- MAR-CP05-ALITMA de fecha 21 de mayo de 2026, emitido por la Capitanía de Puerto de Cartagena, el cual ya se ha indicado hace parte integral del presente acto administrativo.

Artículo 18.

La presente resolución quedará en firme de conformidad con lo dispuesto en el artículo 87 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

Artículo 6º.

La Gobernación de Bolívar identificada con NIT 890480059-1, deberá aceptar la visita de los inspectores de la Dirección General Marítima (Dimar) o de la Capitanía de Puerto de Cartagena, con el fin de verificar el cumplimiento de lo contraído en el presente acto administrativo.

Notifíquese, comuníquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 4 de junio de 2026.

El Director General Marítimo, Contralmirante Hermann Aicardo León Rincón.

Artículo 7º.

Que la Gobernación de Bolívar o el contratista encargado de la ejecución de la obra, constituirá póliza en los términos de la Ley 80 de 1993 y sus decretos reglamentarios, la cual deberá ser presentada a la Capitanía de Puerto de Cartagena, previo al inicio de los trabajos.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 6 DIARIO OFICIAL DODXELFDFLyQGHODVREUDV1RREVWDQWHHOSULQFLSDOREMHWLYRGHVHJXULGDGVHFHQWUD HQODLQIRUPDFLyQ\SUHYHQFLyQ &21&(372 1R&21&370'',0$5&3$/,70$ $ WUDYpV GH PHPRUDQGR 0(0 ± 0'',0$5&3$/,70$ GHO GH QRYLHPEUHGHVHVROLFLWDFRQFHSWRGH*HVWLyQGHOD6HJXULGDG0DUtWLPD1iXWLFD \ 7UiILFR 0DUtWLPR HQ UHVSXHVWD OD 6HFFLyQ GH 0DULQD 0HUFDQWH \ 6HJXULGDG 2SHUDFLRQDO SRU PHGLR 0(0 ± 0'',0$5&3$0(5& GHO GH GLFLHPEUHGHOXHJRGHUHDOL]DUODYHULILFDFLyQGHODVFRQGLFLRQHVGHVHJXULGDG LQWHJUDOPDUtWLPDQiXWLFD\GHWUiILFRPDUtWLPRFRQFHSW~DIDYRUDEOHHQUHODFLyQDOD VROLFLWXGGHFRQFHVLyQSUHVHQWDGRSRUOD*REHUQDFLyQGH%ROtYDU &DSLWiQGH1DYLR -$9,(5(15,48(*Ï0(=7255(6 6XEGLUHFFLyQGH'HVDUUROOR0DUtWLPR $68172 &RQFHSWR 7pFQLFR GH OD VROLFLWXG GH DXWRUL]DFLyQ GH REUDV SUHVHQWDGD SRU OD *REHUQDFLyQGH%ROtYDU $WUDYpVGHUDGLFDGR1RGHOGHQRYLHPEUHGHUDGLFDGR1R GHOGHGLFLHPEUHGH\UDGLFDGR1RGHOGH GLFLHPEUH GH OD *REHUQDFLyQ GH %ROtYDU GD DOFDQFH D OD VROLFLWXG LQLFLDO 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Recibo Banco Davivienda 3269887. 24-VI-2026. Valor $4.951.600.

23 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL En un mundo digital, la seguridad en la impresión es fundamental. Nuestros por parte de los países miembros, de los Certificados de Conformidad de producto con Reglamento Técnico o con Norma Técnica de Observancia Obligatoria del país de destino, emitidos por los Organismos de Certificación acreditados o reconocidos incluidos en un registro de dichas entidades que para tal efecto llevará la Secretaria General. Este registro será actualizado automáticamente por las notificaciones que realice alguno de los Países Miembros a través de la Secretaría General. servicios abarcan la producción de cédulas, permisos, placas vehiculares, papeles de seguridad como sellos y estampillas, pruebas de estado y formularios públicos. Del mismo modo garantizamos la autenticidad de los productos y servicios que se proporcionan, así como la creación de estrategias para mitigar los riesgos de falsificación.

Que la Decisión número 827 de la Comisión de la Comunidad Andina, la cual derogó la Decisión número 562, estableció los lineamientos para la elaboración, adopción y aplicación de reglamentos técnicos y los procedimientos de evaluación de la conformidad al interior de los Países Miembros y a nivel comunitario, a fin de evitar que estos se constituyan en obstáculos técnicos innecesarios al comercio. Los Países Miembros, a través de sus entidades competentes de los gobiernos centrales, regionales/departamentales, locales y municipales, deben aplicar los lineamientos establecidos para la elaboración, adopción y aplicación de reglamentos técnicos y procedimientos de evaluación de la conformidad, sin perjuicio de lo que al efecto dispone el Acuerdo de Cartagena.

Los documentos incluyen características avanzadas y modernas como tintas especiales, microtextos, hologramas de seguridad e impresión de códigos de barras, diseñados para cumplir con los más altos estándares de seguridad, que aseguran a los clientes Que, el marco normativo previsto en el artículo 2° de la Ley 697 de 2001, indica que el Estado debe establecer las normas e infraestructura necesarias para el cabal cumplimiento del Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE), creando la estructura legal, técnica, económica y financiera necesaria para lograr el desarrollo de los proyectos concretos, a corto, mediano y largo plazo. Siendo estos, económica y ambientalmente viables, asegurando el desarrollo sostenible, al tiempo que generen la conciencia URE y el conocimiento y utilización de formas alternativas de energía. la tranquilidad de que sus documentos son confiables y seguros.

Que, la Ley 697 de 2001, en su artículo 4° establece que el Ministerio de Minas y Energía es la entidad responsable de promover, organizar y asegurar el desarrollo y el seguimiento de los programas de uso racional y eficiente de la energía.

Impresión en Seguridad Que, en este sentido, los Reglamentos Técnicos se establecen para garantizar la seguridad nacional, la protección de la salud o seguridad humana, de la vida o la salud animal o vegetal, o del medio ambiente y la prevención de prácticas que puedan inducir a error a los consumidores. Con base en lo anterior, mediante la Resolución número 41012 del 18 de septiembre de 2015, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Reglamento Técnico de Etiquetado (RETIQ). y Servicios Digitales @imprentacolombia @ImprentaNaCol www.imprenta.gov.co Este año, la Imprenta Nacional de Colombia marcará un nuevo hito en la historia del país, reafirmando Interior correspondencia@imprenta.gov.co su compromiso con Colombia. PBX: (601) 4578000 / FAX: 4578037 diario.oficial.co@imprenta.gov.co Carrera 66 no. 24-09, Ciudad Salitre Que, de conformidad con el artículo 2.2.1.7.6.7. del Decreto número 1074 de 2015 modificado por el Decreto número 1468 de 2020, los reglamentos técnicos deben ser sometidos a una evaluación ex post por parte de la entidad reguladora cada cinco (5) años, con el propósito de determinar su permanencia, modificación o derogatoria; por lo cual, en observancia del parágrafo transitorio del citado artículo, el proceso de evaluación para el RETIQ debió iniciarse, a más tardar, durante el año 2024.

Ministerio de Minas y Energía

Resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 40285 DE 2026

Que, en el marco de la evaluación ex post del RETIQ, el Ministerio de Minas y Energía adelantó una revisión exhaustiva de comunicaciones, derechos de petición, actas de mesas de trabajo y demás información relevante sobre el impacto del reglamento. Asimismo, se analizaron los lineamientos de política de eficiencia energética, tales como el CONPES 4075 de 2022, y se procedió con la elaboración de los requerimientos técnicos necesarios para la contratación de los estudios especializados que servirán de base para la citada evaluación.

(junio 23) por la cual se modifica el Reglamento Técnico de Etiquetado (RETIQ), con fines de uso racional de energía aplicable a algunos equipos de uso final de energía eléctrica y gas combustible, para su comercialización y uso en Colombia.

El Ministro de Minas y Energía, en ejercicio de sus facultades legales, en especial las que le confieren el numeral 9 del artículo 2° y el numeral 7 del artículo 5° del Decreto número 381 de 2012 modificado por el Decreto número 030 de 2022, y el literal c) del numeral 1 del artículo 6° de la Ley 1715 de 2014, y

CONSIDERANDO:

Que, con el propósito de analizar alternativas de mitigación a las problemáticas identificadas en la implementación del RETIQ, específicamente en lo relacionado con la complejidad de la demostración de la conformidad para equipos de acondicionamiento de aire, el Ministerio de Minas y Energía lideró una mesa de trabajo técnica con la participación de gremios, productores, laboratorios, organismos de certificación, academia y entidades gubernamentales. Dicha instancia se desarrolló de manera virtual a lo largo de cincuenta (50) sesiones, iniciadas el 5 de abril de 2021 y concluidas el 14 de julio de 2022, cuyos resultados determinaron como mejor alternativa la adopción de una única norma técnica como método de ensayo para la evaluación de la eficiencia energética de los equipos de acondicionamiento de aire objeto del Reglamento.

Que, el equipo ejecutor del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), contrató los servicios para realizar la “Asistencia Técnica integral para asistir al Ministerio de Minas y Energía en la elaboración y desarrollo de los estudios, evaluaciones y análisis necesarios como insumo para la revisión, evaluación y estructuración de las propuestas que sirvan para actualización del Reglamento Técnico de Etiquetado (RETIQ)”, integrando los lineamientos, mediante contrato de prestación de servicios número 80905-056-2021, entre Fiduciaria la Previsora S. A. como vocera y CONSULTORÍA REGULATORIA S. A. S.

Que el numeral 2.2. del Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC) de la Organización Mundial del Comercio (OMC), al cual adhirió Colombia a través de la Ley 170 de 1994, señaló que “Los Miembros se asegurarán de que no se elaboren, adopten o apliquen reglamentos técnicos que tengan por objeto o efecto crear obstáculos innecesarios al comercio internacional. A tal fin, los reglamentos técnicos no restringirán el comercio más de lo necesario para alcanzar un objetivo legítimo, teniendo en cuenta los riesgos que crearía no alcanzarlo. Tales objetivos legítimos son, entre otros: los imperativos de la seguridad nacional; la prevención de prácticas que puedan inducir a error; la protección de la salud o seguridad humanas, de la vida o la salud animal o vegetal, o del medio ambiente”.

Que, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) durante los años 2021 y 2022, desarrolló un estudio técnico con el objeto de determinar “Estándares mínimos de desempeño energético, MEPS y de etiquetado para los equipos de uso final de energía con mayores consumos en el país. Línea temática 3 convocatoria energía sostenible y su aporte a la planeación minero-energética - 2020 Minciencias”.

Que el artículo 28 de la Decisión número 850 de la Comisión de la Comunidad Andina, la cual derogó la Decisión número 376 modificada por la Decisión número 419, estableció que los países miembros podrán mantener, elaborar o aplicar reglamentos técnicos en materia de seguridad, protección a la vida, salud humana, animal, vegetal y protección del medio ambiente. Estos serán definidos en función de las propiedades de uso y empleo de los productos a los que hacen referencia.

Que, con los resultados de la asistencia técnica desarrollada por el FENOGE, allegados a la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía mediante radicado número 1-2023-003153 del 24 de enero de 2023, y los resultados de consultoría técnica desarrollada por la UPME y allegados a la misma Dirección mediante radicado número Que el artículo 20 de la Decisión número 506 de la Comisión de la Comunidad Andina, determinó que dicha Decisión se aplicará al reconocimiento y aceptación automática, Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 24 DIARIO OFICIAL 1-2023-026925 del 24 de mayo del 2023, el Ministerio de Minas y Energía consolidó la base informativa para la realización de la evaluación Ex post del RETIQ. y AIR-E S. A. S. E.S.P., las agremiaciones CÁMARA DE ELECTRODOMÉSTICOS (ANDI) y FENALCO NACIONAL, y el laboratorio de ensayos EnergINN S. A. S.

Que, de acuerdo con los resultados presentados en la evaluación Ex post del RETIQ, publicada en la página web del Ministerio de Minas y Energía, se concluye que “(…) se podrían actualizar los requisitos del reglamento con el objetivo de mejorar las metas esperadas. (…)”, por lo tanto, se establece la necesidad de realizar una actualización del RETIQ.

Que, de la revisión y definición del AIN completo para el RETIQ, se determinó como mejor alternativa de intervención a la problemática identificada, expedir un reglamento que, entre otras disposiciones: i) recoja las propuestas de actualización que permitan a los usuarios utilizar tecnologías más eficientes en términos energéticos, y ii) permita compilar y depurar en un solo instrumento normativo las disposiciones establecidas en la Resolución número 41012 de 2015 y sus resoluciones modificatorias.

Que, como resultado de las mesas de trabajo en las que se discutieron las propuestas de actualización del RETIQ, se estructuró el documento final del anteproyecto para ser publicado a consulta ciudadana, con el cual se pretende implementar las MEPS - Minimum Energy Performance Standards, incluir y eliminar algunos productos en el alcance del Reglamento. Adoptando también, el reescalado de los rangos de eficiencia energética de referencia, la actualización de las versiones de las normas de evaluación de eficiencia, los criterios de muestreo, y algunos requisitos particulares para los procesos de demostración de la conformidad del Reglamento.

Que, como resultado de las problemáticas identificadas en la evaluación ex post del RETIQ, se definieron como ejes centrales para su actualización: la revisión de las normas técnicas de referencia, la optimización de los requisitos de demostración de la conformidad, la actualización de los rangos de eficiencia energética, el ajuste de los criterios de muestreo para ensayos y la revisión del alcance del Reglamento, con el fin de determinar la inclusión o exclusión de productos. Este último eje, en cumplimiento del compromiso establecido en el Documento CONPES 4075 de 2022, ‘Política de Transición Energética’, numeral 4.3.1., línea de acción 1. y en el que se relaciona que “El Ministerio de Minas y Energía realizará una actualización del RETIQ para incluir nuevos equipos y electrodomésticos (televisores, hornos microondas, iluminación, y ventiladores, entre otros) que permita a los usuarios utilizar tecnologías más eficientes energéticamente”.

Que de conformidad con el numeral 3.2.3.1 del artículo 2.2.1.7.5.4 del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1460 de 2020, el presente acto administrativo se publicó para comentarios en la página web del Ministerio de Minas y Energía durante los días 4 al 30 de abril de 2025, y los comentarios fueron recibidos y resueltos de conformidad con lo establecido por la normatividad vigente.

Que, atendiendo lo dispuesto por el artículo 2.2.1.7.6.2. del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1595 de 2015, la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, analizó el tipo de Análisis de Impacto Normativo (AIN) que se debe realizar para la actualización del RETIQ, determinando la necesidad de efectuar un AIN completo para la actualización de la regulación.

Que, como resultado de los comentarios allegados durante el periodo de consulta pública del presente acto administrativo, se llevó a cabo una mesa de trabajo el día 11 de junio de 2025 en la ciudad de Bogotá, con participación de múltiples grupos de valor interesados en el RETIQ, y donde se discutieron temas particulares relacionados con los comentarios presentados por los empresarios y entidades.

Que, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.1.7.5.5. del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1595 de 2015, se publicó a consulta ciudadana la identificación del problema del AIN completo para el RETIQ, durante el periodo comprendido entre el 26 y 31 de mayo de 2023. Sin la recepción de comentarios por parte de los interesados.

Que, en cumplimiento de la Circular número 40005 de 2024, el Grupo de Reglamentos Técnicos de la Dirección de Energía Eléctrica emitió el concepto de sustentación para el proyecto de actualización del RETIQ, el cual fue remitido a la Oficina Asesora de Jurídica mediante el memorando con radicado 3-2025-023875 del 24 de junio de 2025.

Que, el Grupo de Reglamentos Técnicos (GRT) de la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, con base en los estudios técnicos de referencia desarrollados por el FENOGE y por la UPME, socializó el AIN completo en evento desarrollado el 21 de septiembre de 2023 en la ciudad de Bogotá, en donde se contó con la participación de los diferentes actores interesados en la regulación, como lo son agremiaciones, productores, entidades públicas, universidades, laboratorios y organismos de certificación.

Que, en cumplimiento de las disposiciones definidas en la Resolución MME 40033 del 24 de enero de 2020, el 29 de septiembre de 2025, se presentó a la Comisión Asesora de Reglamentos Técnicos (CART) la actualización del RETIQ, con el objetivo de analizar su viabilidad y obtener la recomendación para la solicitud de concepto previo ante el Ministerio de Comercio Industria y Turismo y abogacía de la competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Que, el documento AIN para el RETIQ fue puesto a consulta ciudadana entre el 29 de diciembre de 2023 y el 28 de enero de 2024. Como resultado de la consulta pública, se recibieron 21 comentarios al documento procedentes de la empresa SODIMAC COLOMBIA S. A. y la agremiación CÁMARA DEL SECTOR DE ELECTRODOMÉSTICOS (ANDI).

Que, de conformidad con los artículos 2.2.2.30.5 y 2.2.2.30.6. del Decreto número 1074 de 2015, y en el marco de las buenas prácticas regulatorias, mediante oficio con radicado MME número 2-2025-043912 del 4 de octubre de 2025, el Ministerio de Minas y Energía solicitó concepto sobre abogacía de la competencia a la Delegatura para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Que, una vez ajustado el documento AIN de acuerdo con los comentarios resultantes de la consulta pública, se realizó la solicitud de concepto técnico sobre la aplicación de la metodología del AIN, de que trata el artículo 2.2.1.7.6.5. del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1595 de 2015, al Departamento Nacional de Planeación (DNP), mediante radicado número 2-2024-012336 del 29 de abril del 2024, y de cual se obtuvo respuesta mediante radicado número 1-2024-019734 del 10 de mayo de 2024 donde se señaló que el documento requería ajustes en su estructura metodológica.

Que la Superintendencia de Industria y Comercio emitió el concepto de abogacía de la competencia mediante comunicación con radicado SIC número 25-491770 del 21 de octubre de 2025 (Rad. MME número 1-2025-052856) en la cual se indicó que:

Que, como implementación de buenas prácticas reglamentarias, el Grupo de Reglamentos Técnicos de la Dirección de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, realizó mesas de trabajo en conjunto con expertos técnicos del sector interesado en la regulación, en donde se discutieron las propuestas puntuales de actualización del RETIQ que se desarrollaron con base en los resultados del AIN. Las mesas se llevaron a cabo de manera presencial los días 23 y 24 de abril de 2024 en la ciudad de Bogotá, el 15 de mayo de 2024 en la ciudad de Medellín, el 19 de junio de 2024 en la ciudad de Bogotá, los días 25 y 26 de julio de 2024 en la ciudad de Cartagena, y el 24 de septiembre de 2024 en la ciudad de Bogotá.

“(…) En consecuencia, la Superintendencia considera que los beneficios energéticos, económicos, ambientales y sociales derivados del proyecto, acompañados de los mecanismos de transición y equivalencia técnica propuestos, podrían superar los riesgos potenciales sobre la libre competencia económica, en la medida en que su implementación se realice bajo principios de proporcionalidad, gradualidad y desarrollo tecnológico. La claridad de los requisitos técnicos y el fortalecimiento de los procesos de evaluación de la conformidad contribuyen, además, a la seguridad jurídica de los agentes del mercado y a la consolidación de condiciones de competencia equitativas entre fabricantes nacionales e importadores. (…)”.

Que, una vez ajustado el documento AIN de acuerdo con las recomendaciones realizadas por el Departamento Nacional de Planeación (DNP) respecto a la metodología de evaluación implementada, nuevamente se llevó a cabo la solicitud de concepto técnico sobre la aplicación de la metodología del AIN, mediante correo electrónico del 14 de enero del 2025 dirigido al grupo de Mejora Regulatoria de la Subdirección de Gobierno y Asuntos Internacionales del DNP, y de cual se obtuvo concepto de aprobación mediante correo electrónico del 7 de febrero de 2025.

Que, en cumplimiento del artículo 2.2.1.7.5.6 del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1468 de 2020, la Dirección de Energía Eléctrica solicitó concepto previo a la Dirección de Regulación del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo mediante radicado MME número 2-2025-043913 del 4 de octubre de 2025; proceso durante el cual se surtieron los siguientes intercambios: i) mediante radicado MINCIT número 2-2025-034888 del 22 de octubre de 2025 (Rad. MME 1-2025-053077), se recibieron consideraciones atendidas por este Ministerio el 17 de noviembre de 2025 bajo el radicado MME 2-2025-053277, y ii) mediante comunicación MINCIT número 2-2025-037945 del 21 de noviembre de 2025 (Rad. MME 1-2025-058456), se recibieron observaciones adicionales las cuales fueron solventadas mediante radicado MME número 2-2025-057345 del 5 de diciembre de 2025.

Que, mediante radicado MINCIT 2-2025-039889 del 9 de diciembre de 2025 (Rad. MME número 1-2025-061131), se obtuvo concepto previo favorable de MINCIT, en el cual se indicó que:

Que, según lo establecido en el artículo 2.2.1.7.6.5. del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1595 de 2015 simultáneamente a la solicitud de concepto al Departamento Nacional de Planeación, fue nuevamente puesto a consulta pública el documento AIN para el RETIQ desde el 13 hasta el 23 de enero de 2025 a través del portal web del Ministerio de Minas y Energía, sección de Atención al Ciudadano/ Foros en Consulta Ciudadana en el siguiente vínculo: https://www.minenergia.gov.co/es/ servicio-al-ciudadano/foros/análisis-de-impacto-normativo-del-reglamento-técnico-deetiquetado-retiq-2025/.

“(…) En virtud de lo anterior, se considera procedente la publicación del proyecto para consulta pública internacional, con el fin de recibir observaciones de terceros países Que, como resultado de la segunda consulta pública del AIN para el RETIQ, se recibieron 31 comentarios provenientes de las empresas SODIMAC COLOMBIA S. A 25 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL y demás interesados, las cuales deberán ser analizadas antes de la adopción definitiva del reglamento. (…)”.

Artículo 4°.

Vigencia y derogatorias. La presente resolución entra en vigencia seis (6) meses después de su publicación en el Diario Oficial, de conformidad con el numeral 12 del artículo 10 de la Decisión 827 de 2018 de la Comisión de la Comunidad Andina, sobre Lineamientos para la elaboración, adopción y aplicación de reglamentos técnicos y procedimientos de evaluación de la conformidad en los Países Miembros de la Comunidad Andina y a nivel comunitario.

Que mediante oficio con número de radicado 2-2025-061303 del 19 de 12 de 2025, el Ministerio de Minas y Energía realizó la solicitud oficial de notificación internacional del proyecto de modificación del RETIQ al Ministerio de Comercio Industria y Turismo, entidad que remitió el formulario de notificación internacional mediante la Plataforma de Notificaciones E-Ping bajo signatura G/TBT/N/COL/212/Add.11 con fecha del 22 de 12 de 2025.

Una vez cumplidos todos los periodos transitorios establecidos en el artículo 3° de la presente Resolución, queda derogada la Resolución número 41012 de 2015 y su Anexo General del RETIQ, las Resoluciones números 40656 del 7 de julio 2016, 40947 del 3 de octubre de 2016, 40234 del 24 de marzo de 2017, 40590 del 23 de junio de 2017, 40951 del 15 de septiembre de 2017, 40298 del 28 de marzo de 2018, 40993 del 28 de septiembre de 2018, 40094 del 11 de marzo de 2020, 40207 del 21 de julio de 2020, 40245 y 40247 del 31 de agosto del 2020, 40099 del 26 de marzo de 2021, 40420 del 29 de diciembre de 2021 y 40772 del 29 de diciembre de 2023; y demás disposiciones que le sean contrarias.

Que de conformidad con el numeral 3.1.3.4 del artículo 2.2.1.7.5.4 del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1460 de 2020, el presente acto administrativo se publicó para comentarios de actores e interesados del orden internacional durante un periodo de 60 días calendario, finalizando el día 20 de 2 de 2026. Los comentarios fueron recibidos y resueltos mediante comunicación dirigida al Ministerio de Comercio Industria y Turismo con numero de radicado 2-2026-009061 del 17 de 3 de 2026.

Publíquese y cúmplase.

Que, en mérito de lo expuesto, Dada en Bogotá, D. C., a 23 de junio de 2026.

RESUELVE:

El Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea.

Artículo 1°.

Objeto. Modificar el Reglamento Técnico de Etiquetado (RETIQ) el cual se encuentra contenido en el Anexo General, que forma parte integral de este acto administrativo.

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Artículo 2°.

Ámbito de aplicación. El presente Reglamento será aplicable a los productos de uso final de la energía eléctrica y gas combustible que se fabriquen, importen o comercialicen en el territorio colombiano, así como a los fabricantes, importadores, proveedores o expendedores de dichos productos, de conformidad con lo previsto en el Anexo General que conforma el Reglamento técnico adoptado en el presente acto administrativo.

ANEXO GENERAL

Artículo 3°.

Transitoriedad. La presente resolución estará sujeta a las condiciones de transitoriedad establecidas en los siguientes numerales:

1. Inclusión de nuevos equipos al RETIQ

REGLAMENTO TÉCNICO DE ETIQUETADO.

RETIQ Tabla de contenido

Capítulo I. 7

OBJETO Y ALCANCE DEL REGLAMENTO............................................................................. 7 Título 1. OBJETO.......................................................................................................... 7 Los productos incluidos por primera vez en el alcance del presente Reglamento, es decir, los Hornos Eléctricos y los Televisores, deberán dar cumplimiento obligatorio a los requisitos establecidos en el Anexo General de la presente resolución, después de los seis (6) meses contados a partir de su entrada en vigencia. De manera transitoria, el cumplimiento de estos requisitos podrá demostrarse mediante Declaración de Conformidad del Productor, conforme a lo establecido en el Numeral 8.1. del Anexo General. Esta declaración será válida por un periodo de hasta seis (6) meses después de la acreditación del segundo organismo evaluador de la conformidad con alcance al presente Reglamento y al tipo de producto correspondiente.

Título 2. ALCANCE GENERAL......................................................................................... 7 Título 3. CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................. 7 3.1. PRODUCTOS OBJETO DEL REGLAMENTO....................................................................... 7 3.2. EXCEPCIONES............................................................................................................. 13 3.3. EXCLUSIONES............................................................................................................. 14 Los ensayos que soportan la Declaración de Conformidad del Productor transitoria antes citada, podrán ser realizados en laboratorios propios, laboratorios acreditados por organismos de acreditación que hagan parte de los acuerdos de reconocimiento multilateral suscritos por el ONAC, o en laboratorios previamente evaluados por quienes emitan la declaración.

Título 4. DEFINICIONES.............................................................................................. 14 4.1. GENERALES................................................................................................................ 14 4.2. ACONDICIONADORES DE AIRE.................................................................................... 16 4.3.

REFRIGERADORES - CONGELADORES Y CONGELADORES PARA USO DOMÉSTICO Y

COMERCIAL........................................................................................................................... 17 La “Declaración de Conformidad del Productor” deberá emitirse de acuerdo con los requisitos establecidos en la Norma Técnica NTC/ISO/IEC 17050 (partes 1 y 2), así como los requisitos que se establecen en los Numerales 8.1.2. y 8.1.3. del Anexo General de la presente resolución.

4.4. BALASTOS ELECTRÓNICOS.......................................................................................... 20

2. Cambio en requisitos del etiquetado de equipos previamente certificados

4.5. MOTORES ELÉCTRICOS MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS DE INDUCCIÓN.......................... 20 4.6. LAVADORAS DE ROPA ELÉCTRICAS............................................................................. 22 4.7. CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS....................................................................... 23 4.8. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR................................................ 24 4.9. GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS............................................... 26 4.10. CALENTADOR A GAS TIPO PASO............................................................................. 27 4.11. HORNOS ELÉCTRICOS............................................................................................. 28 4.12. TELEVISORES.......................................................................................................... 29 Título 5. ABREVIATURAS, SÍMBOLOS Y SIGLAS............................................................ 31

Capítulo II. 32

REQUISITOS GENERALES DEL ETIQUETADO..................................................................... 32 Durante los doce (12) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, los organismos de certificación podrán continuar realizando los procesos de otorgamiento, seguimiento, ampliación de alcance y renovación de certificados de conformidad de producto, de acuerdo con los requisitos establecidos en la Resolución número 41012 de 2015 y sus modificaciones. Una vez finalice este periodo, los certificados emitidos bajo la Resolución número 41012 de 2015 y sus modificaciones, seguirán siendo válidos únicamente para demostrar la conformidad de productos fabricados o importados al mercado colombiano antes del vencimiento del mencionado periodo transitorio. No obstante, dichos certificados dejarán de ser válidos para demostrar la conformidad en nuevos procesos de importación o fabricación nacional y, en su lugar, deberán ser evaluados conforme a los requisitos establecidos en el Anexo General de la presente resolución.

Título 6.

REQUISITOS APLICABLES AL ETIQUETADO DE PRODUCTOS DE USO FINAL DE

ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE....................................................................... 32 6.1. REQUISITOS GENERALES DE ETIQUETADO................................................................... 32 Este plazo también aplica a la emisión de la Declaración de Conformidad de Productor, siempre que esta sea permitida de manera permanente y no transitoria, según lo establecido en el presente Reglamento.

6.2. REQUISITOS DE PORTE Y EXHIBICIÓN DE LA ETIQUETA................................................ 33 6.3. REQUISITOS DE LA ETIQUETA..................................................................................... 34 6.3.1. Idioma...................................................................................................................................... 34 6.3.2. Dimensiones y formas.............................................................................................................. 34 6.3.3. Marcaciones............................................................................................................................. 36 6.3.3.1. Contenidos del espacio destinado a información comparable................................................ 37 Parágrafo. Si los ensayos para la evaluación de los productos se realizan en laboratorios acreditados por el ONAC, o laboratorios acreditados por organismos de acreditación que formen parte de los acuerdos de reconocimiento multilateral suscritos por el ONAC, o en laboratorios evaluados, cualquiera de ellos en propiedad de un tercero, que a su vez, sea productor del mismo tipo de productos bajo evaluación, el interesado podrá presenciar la realización de dichos ensayos.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 26 DIARIO OFICIAL 6.3.4. Colores y materiales de la etiqueta.......................................................................................... 38 6.3.5. Aproximación de datos y cifras significativas........................................................................... 38 6.4. RANGOS PARA ETIQUETADO...................................................................................... 39 6.5. OTRAS ETIQUETAS Y ROTULADOS............................................................................... 40

Capítulo III. 40

7.5.2.3. Eficiencias mínimas para comercialización.............................................................................. 58 7.5.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 59 7.5.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 59 7.5.4.1. Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias............. 60 7.5.5. MÉTODOS DE ENSAYO............................................................................................................. 60 7.5.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 60 7.5.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 61 7.5.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA MOTORES MONOFÁSICOS....................................................... 61 Título 7. REQUISITOS ESPECÍFICOS DE ETIQUETADO DE PRODUCTOS.......................... 40 7.1.

ACONDICIONADORES DE AIRE CON CAPACIDADES DE ENFRIAMIENTO HASTA 17.580

VATIOS 40 7.1.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 40 7.1.2. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 41 7.1.3. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 41 7.1.4. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 42 7.1.4.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 42 7.1.4.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 42 7.1.5.

EJEMPLO DE ETIQUETA PARA ACONDICIONADORES DE AIRE PARA RECINTOS Y UNIDADES

TERMINALES COMPACTAS CON CONDENSADOR ENFRIADO POR AIRE...................................................... 43 7.6. MOTORES TRIFÁSICOS DE INDUCCIÓN TIPO JAULA DE ARDILLA PARA 60 Hz................ 62 7.6.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 62 7.6.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 63 7.6.2.1. Por su tipo de encerramiento.................................................................................................. 63 7.6.2.2. Eficiencia nominal de motores trifásicos de inducción............................................................ 63 7.6.2.3. Eficiencias mínimas para comercialización.............................................................................. 63 7.6.2.4. Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias............. 65 7.6.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 65 7.6.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 66 7.6.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 67 7.6.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 67 7.6.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 67 7.6.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA MOTORES TRIFÁSICOS............................................................. 68 7.7. LAVADORAS DE ROPA ELÉCTRICAS DE USO DOMÉSTICO............................................. 68 7.7.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 68 7.7.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 69 7.7.2.1. De acuerdo con su operación.................................................................................................. 69 7.7.2.2. Valores límite........................................................................................................................... 69 7.7.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 70 7.7.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 70 7.7.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 71 7.7.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 71 7.7.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 71 7.7.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA LAVADORAS DE ROPA.............................................................. 72 7.2. REFRIGERADORES Y CONGELADORES DE USO DOMÉSTICO.......................................... 44 7.2.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 44 7.2.2. CLASIFICACIÓN DE EQUIPOS.................................................................................................... 45 7.2.2.1. De acuerdo con su tipo............................................................................................................ 45 7.2.2.2. De acuerdo con su sistema de descongelación........................................................................ 46 7.2.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 46 7.2.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 46 7.2.4.1. Consumo anual normalizado de referencia............................................................................. 47 7.2.4.2. Volumen equivalente o ajustado............................................................................................. 48 7.2.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 49 7.2.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 49 7.2.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 49 7.2.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA REFRIGERADORES Y/O CONGELADORES DE USO DOMESTICO.50 7.8. CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS, TIPO ACUMULADOR....................................... 74 7.8.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 74 7.8.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 74 7.8.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 74 7.8.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 74 7.8.5. MÉTODOS DE ENSAYO............................................................................................................. 75 7.8.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 76 7.8.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 76 7.8.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS.................................... 76 7.3. REFRIGERADORES Y CONGELADORES DE USO COMERCIAL.......................................... 50 7.3.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 50 7.3.2. CLASIFICACIÓN DE EQUIPOS.................................................................................................... 51 7.3.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 52 7.3.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 52 7.3.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 53 7.3.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 53 7.3.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 53 7.3.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA REFRIGERADORES Y/O CONGELADORES DE USO COMERCIAL. 54 7.4. BALASTOS DE TIPO ELECTRÓNICO PARA ILUMINACIÓN............................................... 54 7.4.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 54 7.4.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 55 7.4.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 55 7.4.4. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 56 7.4.4.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 56 7.4.4.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 56 7.4.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA BALASTOS................................................................................. 56 7.9. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR................................................ 77 7.9.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 77 7.9.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 78 7.9.2.1. Clasificación según tipo............................................................................................................ 78 7.9.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 78 7.9.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 78 7.9.4.1. Mínimo Valor de Eficiencia y Consumo Máximo de Mantenimiento...................................... 79 7.9.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 79 7.9.5.1. Normas de ensayo equivalentes.............................................................................................. 79 7.9.5.2. Criterios de Aceptación............................................................................................................ 80 7.9.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR............ 80 7.10. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO PASO........................................................... 81 7.10.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 81 7.5.

MOTORES ELÉCTRICOS MONOFÁSICOS DE CORRIENTE ALTERNA ................................. 57

7.5.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 57 7.5.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 58 7.5.2.1. Eficiencia nominal de motores monofásicos de inducción...................................................... 58 7.5.2.2. Eficiencia mínima asociada...................................................................................................... 58 7.10.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 81 7.10.2.1. Clasificación de calentadores de paso................................................................................. 81 7.10.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 82 7.10.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 82 7.10.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 83 7.10.5.1. Normas de ensayo equivalentes......................................................................................... 83 7.10.5.2. Criterios de Aceptación....................................................................................................... 83 7.10.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO PASO........................... 83 8.3.

CONFORMIDAD DE LA CAPACITACIÓN DE LOS VENDEDORES E IMPULSADORES DE

VENTAS............................................................................................................................... 106 8.4. REGULACIONES PARA EL TRÁMITE DE LA CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO................... 106 Título 9. ESQUEMAS DE CERTIFICACIÓN PARA DEMOSTRAR LA CONFORMIDAD....... 107 9.1. CERTIFICACIÓN DE LOTES - ESQUEMA 1B RETIQ........................................................ 107 9.2. ESQUEMA 4 RETIQ................................................................................................... 107 7.11.

GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS ........................................... 84

7.11.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 84 7.11.2. CLASIFICACIÓN......................................................................................................................... 85 7.11.3. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 86 7.11.4. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 86 7.11.4.1. Mínimo Valor de Rendimiento y Consumo Máximo de Mantenimiento............................ 87 7.11.4.2. Quemadores descubiertos.................................................................................................. 87 7.11.4.3. Quemadores cubiertos........................................................................................................ 87 7.11.4.4. Consumo de mantenimiento del horno.............................................................................. 87 7.11.5. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 87 7.11.5.1. Normas de ensayo equivalentes......................................................................................... 87 7.11.5.2. Criterios de Aceptación....................................................................................................... 88 7.11.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA GASODOMÉSTICOS PARA COCCIÓN DE ALIMENTOS............... 88 9.3. SELLO DE CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO – ESQUEMA 5 RETIQ.................................. 109 9.4. SEGUIMIENTO DE LA CERTIFICACIÓN........................................................................ 111 9.5.

TOMA Y DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO DE LA MUESTRA PARA EXPEDICIÓN Y

VIGILANCIA.......................................................................................................................... 111 7.12. HORNOS ELÉCTRICOS............................................................................................. 90 7.12.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 90 7.12.2. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 91 7.12.3. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 91 7.12.4. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 92 7.12.4.1. Criterios de Aceptación....................................................................................................... 92 7.12.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA HORNOS ELÉCTRICOS............................................................... 92 Título 10. INFORMACIÓN DE ORGANISMOS DE CERTIFICACIÓN Y LABORATORIOS... 112 10.1.

ACREDITACIÓN DE ORGANISMOS DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD ............. 112

Capítulo V. 112

VIGILANCIA, CONTROL Y VIGENCIA............................................................................... 112 Título 11. ENTIDADES DE VIGILANCIA Y CONTROL.................................................. 112 7.13. TELEVISORES.......................................................................................................... 93 7.13.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR................................................................................... 93 7.13.2. INFORMACIÓN COMPARABLE.................................................................................................. 94 7.13.3. RANGOS DE EFICIENCIA........................................................................................................... 94 7.13.3.1. Tolerancias y ajustes para el cálculo del IEE........................................................................ 95 7.13.4. MÉTODO DE ENSAYO............................................................................................................... 95 7.13.4.1. Normas de ensayo equivalentes......................................................................................... 95 7.13.4.2. Criterios de Aceptación....................................................................................................... 95 7.13.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA TELEVISORES............................................................................ 96 Título 12.

REGISTRO DE FABRICANTES E IMPORTADORES. ...................................... 113

Capítulo IV. 97

Título 13. RÉGIMEN SANCIONATORIO.................................................................... 113 EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD............................................................................... 97 Título 8. PROCEDIMIENTO PARA EVALUAR LA CONFORMIDAD................................... 97 Título 14. INTERPRETACIÓN, REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO......... 114 Título 15.

EQUIPOS INEFICIENTES- PROHIBICIÓN DE IMPORTACIÓN O FABRICACIÓN

PARA USO EN COLOMBIA............................................................................................. 114 8.1.

CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO PARA ETIQUETADO ENERGÉTICO ................................. 97

8.1.1. Alternativas válidas para la expedición de certificación o declaración de conformidad......... 97 8.1.2. Contenido mínimo del Certificado de producto o la Declaración de Conformidad del Productor 98 8.1.3. Soportes del Certificado o la Declaración................................................................................ 99 8.1.4. Realización de ensayos.......................................................................................................... 102 8.1.5. Responsabilidad y oportunidad de Organismos de Certificación y Laboratorios.................. 103 8.1.6. Utilización de información previamente evaluada................................................................ 104 8.1.7. Equivalencia de ensayos........................................................................................................ 104 8.1.8. Tolerancias para control en el mercado y seguimiento de certificaciones............................ 105 8.2. CONFORMIDAD DE LOS SITIOS DE EXHIBICIÓN.......................................................... 105 27 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL

Capítulo I.

El RETIQ aplica a los equipos de uso final de energía alimentados por energía eléctrica, así como por gas combustible, listados en la Tabla 3.1.a., incluyéndose la exhibición de los mismos con fines de venta al usuario final, así:

Productos Objeto del RETIQ OBJETO Y ALCANCE DEL REGLAMENTO SERVICIO DE VENTA DE EQUIPOS DE USO FINAL DE ENERGÍA x Exhibiciones en almacenes especializados x Secciones especializadas en almacenes de cadena x Sitios de exhibición de equipos en tiendas misceláneas. x Tiendas virtuales o sitios web. x Catálogos e impresos similares ACONDICIONAMIENTO DE AIRE Acondicionadores de aire de instalación fija con capacidad de enfriamiento inferior igual a 17.580 W Acondicionadores de aire del tipo precisión con capacidad de enfriamiento inferior igual a 17.580 W Título 1. OBJETO El presente Reglamento Técnico tiene por objeto establecer medidas tendientes a fomentar el Uso Racional y Eficiente de la Energía – URE, en productos que usan Energía Eléctrica y Gas Combustible, mediante el establecimiento y uso obligatorio de etiquetas que informen sobre el desempeño de los equipos en términos de consumo energético e indicadores de eficiencia.

La etiqueta para el fomento del URE y su porte obligatorio establecidos con el presente reglamento técnico dan cumplimiento a los siguientes objetivos legítimos del país: x Prevenir prácticas que puedan inducir a error a los consumidores, brindándoles oportunamente información útil relacionada con el desempeño energético de los equipos de uso final de energía que pretendan adquirir.

REFRIGERACIÓN x Refrigeradores y Refrigeradores - Congeladores de uso doméstico, con motocompresor de hasta 1.104 litros. x Congeladores de uso doméstico con motocompresor de hasta 850 litros. Refrigeradores Congeladores y Refrigeradores - Congeladores (Enfriadores), de uso en actividades comerciales, de tipo cerrado con puertas: x Verticales con capacidad de 50 litros o más. x Horizontales con capacidad de 110 litros o más. x Vitrinas con capacidad de 200 litros o más x La seguridad nacional en términos de garantizar el abastecimiento energético mediante uso de sistemas y productos que apliquen el Uso Racional de Energía.

De forma complementaria: x Impulsar la utilización de tecnología eficiente en el país. x Orientar la preferencia de los usuarios hacia equipos de mejor desempeño energético.

BALASTOS PARA

ILUMINACIÓN

Balastos electrónicos para lámparas fluorescentes con potencia nominal igual o superior a 15 vatios. x Incrementar en el mercado la oferta y la demanda de equipos eficientes en uso final de energía.

FUERZA MOTRIZ

Motores eléctricos monofásicos de inducción tipo jaula de ardilla para 60 Hz, con tensión nominal hasta 240V y potencia nominal desde 0,18 kW hasta 11,19 kW, de 2, 4 y 6 polos, de fase dividida y con condensador, abiertos y cerrados. Motores eléctricos trifásicos de inducción tipo jaula de ardilla para 60 Hz, con tensión nominal hasta 600 V, y potencia nominal de 0,18 kW hasta 373 kW, abiertos y cerrados, con posición de montaje horizontal o vertical LAVADO DE ROPA Lavadoras de ropa eléctricas de hasta 25 kg de capacidad nominal, para aseo doméstico, de uso individual o en disposiciones para uso comunitario o público.

CALENTADORES Calentadores de agua, eléctricos, tipo acumulador con capacidad igual o inferior a 110 litros. Calentadores de agua, a gas, tipo acumulador, de consumo calorífico nominal inferior o igual a 150 kW (sobre poder calorífico inferior) Calentadores de agua a gas, tipo paso, de consumo calorífico inferior a 45 kW GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS Título 2. ALCANCE GENERAL El presente Reglamento Técnico de Etiquetado - RETIQ con fines de Uso Racional de Energía, debe ser atendido en el proceso fabricación, importación y comercialización en Colombia de equipos de consumo final de la energía eléctrica y gas combustible, determinados en su campo de aplicación.

El Ministerio de Minas y Energía (MINENERGIA), siguiendo los procedimientos legalmente establecidos, podrá incluir o excluir productos del alcance del RETIQ, de acuerdo con criterios de representatividad en el consumo energético nacional, participación en el mercado o mejoramiento tecnológico, y conforme al procedimiento formal previsto en el Decreto Único Reglamentario 1074 de 2015 y sus modificatorios, y la Decisión 827.

Parágrafo. Con el objeto de facilitar el control, los productos importados sujetos al cumplimiento del
presente reglamento técnico deberán disponer, para su nacionalización, de los certificados de conformidad y las etiquetas con las cuales serán comercializados o instalados. De igual forma, los productos fabricados nacionalmente deberán cumplir con dichos requisitos antes de su comercialización o instalación en las condiciones establecidas en el Literal “c.” del Numeral 6.2, del presente reglamento técnico. x Mesa de trabajo autosoportable o empotrable. x Cocinas de sobremesa x Cocinas autosoportables o empotrables x Mesa de trabajo y gratinador x Hornos autosoportables o empotrables HORNOS ELÉCTRICOS Título 3. CAMPO DE APLICACIÓN Hornos eléctricos cuyas dimensiones de cavidad útil sean de ancho y profundidad mayores o iguales a 250 mm, o cuya altura sea mayor o igual a 120 mm, con volumen utilizable de la cavidad menor o igual a 120 litros.

3.1. PRODUCTOS OBJETO DEL REGLAMENTO Refrigeradores, congeladores y demás material, máquinas y aparatos para producción de frío, aunque no sean eléctricos; bombas de calor, excepto las máquinas y aparatos para acondicionamiento de aire de la partida 84.15 x Acondicionadores de aire del tipo paquetes condensados por agua y evaporadores de Agua helada.

8418.10.10.00 8418.10.20.00 8418.10.30.00 8418.10.90.00 8418.21.10.00 8418.21.20.00 8418.21.30.00 8418.21.90.00 8418.29.10.00 8418.29.90.00 8418.30.00.00 8418.40.00.00 8418.50.00.00 8418.69.91.00 8418.69.92.00 TELEVISORES Televisores con pantallas de diagonal visible mayor o igual a 17,8 cm (siete pulgadas) con tecnologías TRC, LCD, Plasma, mini LED, LED, AMOLED, OLED, QLED y NanoCell.

Tabla 3.1.a. Productos objeto del reglamento (Servicios y equipos).

El Reglamento aplica a los productos que por sus características funcionales y de prestación puedan clasificarse en las categorías y descripciones de la Tabla 3.1.a., indistintamente del nombre comercial usado. La declaración de un producto en una determinada partida arancelaria no define la aplicabilidad del reglamento, puesto que en la misma partida pueden clasificarse productos que no son objeto del RETIQ. Por lo anterior, independientemente de la clasificación arancelaria que le asigne o declare el productor, si el producto puede ser clasificado en la Tabla 3.1.a. anterior, debe demostrar su conformidad o en su defecto las condiciones de excepción del cumplimiento del presente reglamento, es decir, tienen carácter indicativo y no constituyen criterio técnico de aplicación.

Para efectos del control y vigilancia de los productos objeto del RETIQ, la Tabla 3.1.b presenta algunas partidas arancelarias y notas marginales que precisan las condiciones bajo las cuales un producto, debido a sus características técnicas como de diseño, capacidad o funcionalidad, puede ser excluido del campo de aplicación del Reglamento y, por tanto, no está sujeto a la obligación de demostrar la conformidad con el RETIQ.

Así mismo, los productos que sí se encuentren dentro del campo de aplicación del RETIQ pero que, debido a su uso o destino final específico, podrán estar sujetos a las excepciones previstas en el Numeral 3.2 de este reglamento técnico.

En todo caso, las excepciones deberán ser probadas ante las autoridades de control competentes, conforme a los mecanismos establecidos en la normativa vigente Código de Nota marginal para aplicar, o excluir un Designación de la Mercancía / Texto producto del cumplimiento del RETIQ partida / Subpartida Subpartida Aplica a equipos alimentados con energía eléctrica y con volumen total nominal de almacenamiento inferior o igual a: x 1.104 litros en el caso de refrigeradores, refrigeradores-congeladores domésticos x 850 litros en caso de congeladores domésticos No aplica cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves, o equipos de uso médico, o equipos diseñados para uso en laboratorio, o correspondan con fuentes de agua, bombas de calor o evaporadoras de placas.

No aplica a cavas de vino, cajones refrigerados, dispensadores de bebidas.

No aplica a cerveceras iguales o menores a 100 litros.

No aplica a centros de bebida, dispensadores de agua fría/al clima y máquinas para fabricación de hielo. 8418.30.00.00 8418.40.00.00 8418.50.00.00 Aplica a equipos Refrigeradores, congeladores y refrigeradores-congeladores domésticos, cerrados con puertas de uso en actividades comerciales. alimentados con energía eléctrica, y con las siguientes características técnicas:

8415.10.10.00 8415.10.90.00 8415.82.20.00 8415.82.30.00 8415.82.40.00 Máquinas y aparatos para acondicionamiento de aire que comprendan un ventilador con motor y los dispositivos adecuados para modificar la temperatura y la humedad, aunque no regulen separadamente el grado higrométrico Refrigeradores, congeladores y demás material, máquinas y aparatos para producción de frío, aunque no sean eléctricos; bombas de calor, excepto las máquinas y aparatos para acondicionamiento de aire de la partida 84.15 - Los demás muebles (armarios, arcones (cofres), vitrinas, mostradores y similares) para la conservación y exposición de los productos, que incorporen un equipo para refrigerar o congelar Aplica a: x Acondicionadores de aire con capacidades de enfriamiento de hasta 17.580 W, alimentados con energía eléctrica. x Unidades Evaporadoras (interiores) y Condensadoras (exteriores) de los Acondicionadores de aire con capacidades de enfriamiento de hasta 17.580 W, alimentados con energía eléctrica. x Acondicionadores de aire tipo precisión hasta 17.580 W de capacidad de enfriamiento, incluidos o no en gabinetes o tableros.

No aplica: x Cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves u otros aparatos, máquinas y herramientas. x No aplica cuando estén diseñados exclusivamente para recintos en donde se alojen equipos especializados de electromedicina para prestación de servicios médicos o de cirugía. x Acondicionadores de aire portátiles. x Acondicionadores de aire de múltiples salidas (multisplit y VRF), incluyendo unidades condensadoras de uso exclusivo para dichos sistemas. x Verticales con capacidad de 50 litros o más. x Horizontales con capacidad de 110 litros o más. x Vitrinas con capacidad de 200 litros o más:

No aplica cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de líneas industriales de producción, automotores, navíos, aeronaves, o equipos de uso médico, o equipos diseñados para uso en laboratorio, o correspondan con fuentes de agua, bombas de calor o evaporadoras de placas.

No aplica a cavas de vino, cajones refrigerados, dispensadores de bebidas.

No aplica a cerveceras iguales o menores a 100 litros.

No aplica a centros de bebida, dispensadores de agua fría/al clima y máquinas para fabricación de hielo.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 28 DIARIO OFICIAL No aplica:

8419.19.10.00 8419.19.90.00 8419.11.00.00 calientaplatos y aparatos no eléctricos similares, de uso doméstico, y sus partes, de fundición, hierro o acero Aplica a calentadores de agua a gas de tipo acumulación con consumo calorífico nominal inferior o igual a 150 kW (sobre poder calorífico inferior). Aplica a calentadores de agua a gas tipo paso continuo de consumo calorífico inferior a 45 kW.

No aplica cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves, equipos de electromedicina, y demás aparatos, máquinas y herramientas.

Motores y generadores, eléctricos, excepto los grupos electrógenos Aparatos y dispositivos, aunque se calienten eléctricamente (excepto los hornos y demás aparatos de la partida 85.14), para el tratamiento de materias mediante operaciones que impliquen un cambio de temperatura, calentamiento, torrefacción, rectificación, pasteurización, vapor de agua, secado, evaporación, vaporización, condensación o enfriamiento, excepto los aparatos domésticos; calentadores de agua de calentamiento instantáneo o de acumulación, excepto los eléctricos Aplica a todos los motores monofásicos y trifásicos de inducción tipo jaula de ardilla para 60 Hz, incluidos los de doble bobinado tipo “Dahlander”, así́ como los acoplados a electrobombas, motorreductores, motoventiladores y compresores, con las siguientes exclusiones:

No aplica a los motores eléctricos que cumplan una o más de las siguientes condiciones: x Motores con tensión nominal superior a:

85.04.10.00.00 Transformadores eléctricos, convertidores eléctricos estáticos (por ejemplo: rectificadores) y bobinas de reactancia (autoinducción). - Balastos (reactancias) para lámparas o tubos de descarga. x A equipos de cocción a gas diseñados, promocionados y comercializados para uso esporádico en exteriores. x A cocinas de alta potencia. x Cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves, equipos de electromedicina, y demás aparatos, máquinas y herramientas.

8501.40.11.10 8501.40.11.90 8501.40.19.00 8501.40.21.10 8501.40.21.90 8501.40.29.00 8501.40.31.10 8501.40.31.90 8501.40.39.00 8501.40.41.00 8501.40.49.00 8501.51.10.10 8501.51.10.90 8501.51.90.00 8501.52.10.10 8501.52.10.90 8501.52.20.00 8501.52.30.00 8501.52.40.00 8501.53.00.00 Máquinas para lavar ropa, incluso con dispositivo de secado Aplica a calentadores de agua eléctricos de acumulación con una potencia de hasta 12 kW. No aplica x Cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves, equipos de electromedicina, y demás aparatos, máquinas y herramientas x A Calentadores instantáneos, tales como duchas eléctricas x A dispensadores de agua fría/caliente.

Monofásico 240 voltios.

Trifásicos 600 voltios x Monofásicos y trifásicos con potencia nominal menor a 180 W. x En general los motores eléctricos que se importen o fabriquen por productor nacional para incorporarlos exclusivamente como parte integral de electrodomésticos, automotores, navíos, aeronaves, equipos de electromedicina. x Motores diseñados, fabricados y comercializados exclusivamente para operación con convertidores eléctricos. x Motores para ambientes clasificados como peligrosos (áreas clasificadas) x Motores para ser integrados en carcasas de bombas sumergibles. 8450.11.00.00 8450.12.00.00 8450.19.00.00 8450.20.00.00 8450.90.00.00 Aplica a balastos electrónicos para uso en conjuntos eléctricos de luminarias con fuentes luminosas fluorescentes.

No aplica x Cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de luminarias destinadas exclusivamente a automotores, navíos, aeronaves, electrodomésticos, equipos de electromedicina y demás aparatos, máquinas y herramientas distintos de luminarias para uso en alumbrado interior, exterior y público. x A balastos electromagnéticos.

8516.10.00.00- Calentadores eléctricos de agua de calentamiento instantáneo o acumulación y calentadores eléctricos de inmersión; aparatos eléctricos para calefacción de espacios o suelos; aparatos electrotérmicos para el cuidado del cabello (por ejemplo: secadores, rizadores, calientatenacillas) o para secar las manos; planchas eléctricas; los demás aparatos electrotérmicos de uso doméstico; resistencias calentadoras, excepto las de la partida 85.45 Aplica para lavadoras o lavadoras-secadoras de tipo automático, semiautomático y manual de hasta 25 kg de capacidad para aseo doméstico, de uso individual o en disposiciones para uso comunitario o público.

No aplica: x Para secadoras. x No aplica a partes para fabricación de equipos. x No aplica cuando se fabriquen o importen para incorporarlos como parte integral de automotores, navíos, aeronaves. 8516.60.10.00 8516.60.20.00 8516.60.30.00 7321.11.11.00 7321.11.12.00 7321.11.19.00 7321.11.90.00 Aplica a cocinas, estufas, hornos, parrillas, freidores y similares equipos de cocción de alimentos incluidos dentro del objeto del presente reglamento que funcionen con gas combustible y sus quemadores.

Los demás hornos; cocinas, hornillos (incluidas las mesas de cocción), parrillas y asadores:
- Hornos
- Cocinas -Hornillos, parrillas y asadores Aplica a los hornos con o sin gratinadores, alimentados con energía eléctrica, incluidos aquellos con cavidad múltiple de volumen útil menor o igual a 120 litros.

No aplica para los siguientes equipos:

Estufas, calderas con hogar, cocinas (incluidas las que puedan utilizarse accesoriamente para calefacción central), barbacoas (parrillas), braseros, hornillos de gas, e) Unidades evaporadoras o unidades interiores de uso exclusivo en equipos de acondicionamiento de aire, cuyos modelos y/o referencias hagan parte de un anexo del certificado de producto o declaración de conformidad con RETIQ, expedido con alcance unidad condensadora o unidad exterior para el mismo productor.

Parágrafo 1. Se aclara que, para los trámites de importación o comercialización de productos objeto
del Reglamento, el MINENERGIA no otorga conceptos de excepción. Dichas condiciones de excepción están sujetas a la evaluación propia que haga el responsable de la mercancía, y deben ser debidamente justificadas ante los entes de control y vigilancia correspondientes. x Hornos microondas o hornos eléctricos con función de combinación con microondas. x Hornos sin control de temperatura ajustable x Hornos con funciones de calentamiento diferentes a la convencional, circulación forzada, o vapor caliente. x Hornos con solo función de vapor. x Hornos Portátiles.

8528.72.00.10 8528.72.00.20 8528.72.00.30 8528.72.00.40 8528.72.00.90 8528.73.00.00 3.3. EXCLUSIONES Los productos excluidos son aquellos que están por fuera del objeto y alcance del presente Reglamento técnico y/o de los cuales el Reglamento técnico ha establecido expresamente su no aplicación, por tanto, se excluyen del RETIQ los productos que por sus especificaciones técnicas no se clasifican en la Tabla 3.1.a., así como tampoco a los productos de la Tabla 3.1.b donde se precisa su exclusión por ser destinados a aplicaciones distintas al alcance del Reglamento.

Los productores para Colombia que importen dichos productos no están obligados a presentar registro de importación ni solicitar concepto previo ante la VUCE en lo concerniente al cumplimiento de RETIQ.

Adicionalmente se excluyen los objetos personales o equipaje de viajeros, de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo 14 del Decreto 1165 de 2019 “por el cual se dictan disposiciones relativas al Régimen de Aduanas en desarrollo de la Ley 1609 de 2013”, o sus modificaciones, adiciones o sustituciones.

Aplica a Televisores con pantallas de diagonal visible mayor o igual a 17,8 cm (siete pulgadas) con tecnologías TRC, LCD, Plasma, mini LED, LED, AMOLED, OLED, QLED y NanoCell.

No aplica a pantallas electrónicas con las siguientes características o calificación: x Proyectores x Monitores para computadores x Sistemas de videoconferencia “todo en uno”. x Pantallas para uso médico x Cascos o gafas de realidad virtual. x Pantallas para producciones audiovisuales. x Pantallas electrónicas de uso exclusivo en máquinas o herramientas. x Pantallas para aplicaciones de seguridad. x Pizarras digitales interactivas x Marcos digitales para fotografías x Pantallas digitales de señalización x Pantallas de visualización de estado Paneles de control.

Máquinas, aparatos y material eléctrico, y sus partes; aparatos de grabación o reproducción de sonido, aparatos de grabación o reproducción de imagen y sonido en televisión, y las partes y accesorios de estos aparatos Monitores y proyectores, que no incorporen aparato receptor de televisión; aparatos receptores de televisión, incluso con aparato receptor de radiodifusión o grabación o reproducción de sonido o imagen incorporado.
- Aparatos receptores de televisión, incluso con aparato receptor de radiodifusión o grabación o reproducción de sonido o imagen incorporado:
- - Los demás, en colores Tabla 3.1.b. Partidas arancelarias asociadas a equipos objeto del RETIQ.

Título 4. DEFINICIONES.

Para la correcta aplicación e interpretación del presente Reglamento Técnico se deben tener en cuenta las definiciones que se relacionan a continuación, así como aquellas establecidas en las normas técnicas establecidas como métodos de ensayo para los equipos objeto del mismo reglamento.

Algunas definiciones han sido tomadas y/o adaptadas de la Ley 1480 de 2011 (Estatuto del Consumidor), Normas IEC, Normas ISO, Normas Técnicas Colombianas y Normas Oficiales Mexicanas, entre otras, aplicables a cada tipo de equipo o artefacto como se indica.

3.2. EXCEPCIONES El presente Reglamento Técnico podrá exceptuar a los equipos que tengan usos o destinaciones tales como: a) Las muestras sin valor comercial que se importen para ensayos de laboratorio con fines de 4.1. GENERALES CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO: Procedimiento de evaluación y testificación por una tercera parte imparcial (Organismo de certificación acreditado para certificar RETIQ) donde se ha demostrado el cumplimiento de requisitos especificados en este Reglamento Técnico. certificación. b) Material publicitario para pruebas o estudios de mercado o que ingresen al país de manera CONSUMIDOR O USUARIO: Toda persona natural o jurídica que, como destinatario final, adquiera, disfrute o utilice un determinado producto, cualquiera que sea su naturaleza para la satisfacción de una necesidad propia, privada, familiar o doméstica y empresarial cuando no esté ligada intrínsecamente a su actividad económica. Se entenderá incluido en el concepto de consumidor el de usuario.

DECLARACIÓN DE CONFORMIDAD DEL PRODUCTOR: Certificación emitida por la persona o la organización que suministra el objeto, respecto a la conformidad de este con el reglamento técnico. Corresponde con una Declaración de conformidad de Primera Parte y para efectos del presente Reglamento Técnico se denominará como Declaración de Conformidad del Productor. ocasional para participar en ferias exposiciones, o que tengan por objeto promocionar mercancías, siempre que su cantidad no refleje intención alguna de carácter comercial o su presentación lo descalifique para su venta. Incluye equipos de uso personal autorizados por la SIC y que cumplan condiciones de valor establecidas por la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales – DIAN, de acuerdo con lo establecido en el artículo 83 de la Resolución 39 de 2021, el cual modifica el artículo 217 de la Resolución 046 de 2019 de la DIAN, o sus modificaciones, adiciones o sustituciones.

EFICIENCIA ENERGÉTICA: Relación entre la energía aprovechada y la total utilizada en cualquier proceso de la cadena energética. c) Los motores eléctricos para ser instalados como repuestos en electrodomésticos, EMPAQUE: Conjunto de materiales que forman la envoltura y armazón de los paquetes, como papeles, telas, cuerdas, cintas, etc. gasodomésticos, máquinas, o herramientas, siempre y cuando se justifiquen las cantidades a importar. d) Los motores que se importen o fabriquen para incorporarse como parte integral en la producción ENSAYO TIPO: También llamada de verificación, es un ensayo/prueba que se realiza sobre uno o más prototipos para demostrar la conformidad del diseño del producto y de los materiales contra los requisitos de una norma técnica. Estos ensayos pueden ser destructivos o no destructivos. de máquinas y herramientas, siempre y cuando no sean los productores principales de fuerza motriz generada o, no representen el mayor consumo de energía eléctrica en las mismas.

29 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL LUGAR O SITIO VISIBLE: Sitio exterior destacado del equipo de uso final de energía eléctrica o gas combustible de fácil visualización e inmediata observación por parte de un potencial consumidor. Para efectos del presente reglamento se deberán cumplir los requisitos del numeral 6.2.

ENSAYO DE RUTINA: También llamado individual, es un ensayo/prueba efectuada a los productos durante o después de la fabricación sin que se afecte negativamente el producto y que confirme que el desarrollo de la producción cumple con los requerimientos del diseño y de la norma técnica con la cual se desarrolla el producto.

MAQUINA: Conjunto de componentes o elementos ensamblados, al menos uno de los cuales se mueve, unidos para una aplicación específica, en particular para la transformación, transporte, tratamiento procesamiento de materia, energía o información.

EQUIPO: Para efectos del presente reglamento corresponderá a la denominación genérica dada a cualquiera de los productos incluidos en la Tabla 3.1.a.

ETIQUETA URE: Marcación, rótulo o marbete impreso, que contiene la información específica sobre un equipo y su consumo y/o desempeño energético, tal y como se establece en el presente reglamento técnico.

MODELO: Denominación dada a un equipo en consideración al cumplimiento de un conjunto de características funcionales y técnicas, las cuales definen una condición específica de prestación de servicio y desempeño. Tal denominación no incluye diferenciación por características estéticas del equipo.

MUESTRA: Uno o más elementos extraídos de un lote para proporcionar información sobre éste. El tamaño de la muestra es el número de elementos que la forman.

FABRICANTE: Para efectos del presente reglamento se asimila a la definición de productor que bajo un nombre comercial o razón social fabrica equipos de uso final de energía eléctrica o gas combustible objeto del presente reglamento.

PAÍS DE ORIGEN: País de manufactura, fabricación o elaboración del equipo.

FABRICACIÓN ÚNICA: Se entiende como la fabricación unitaria, no continua, de un producto o un conjunto de productos necesarios para una máquina o equipo especial, o para uso de una instalación en particular. Corresponde con realizaciones bajo pedido para atender necesidades constructivas, mecánicas y/o de prestación exclusivas, requiriendo diseños detallados específicos con base en modelos genéricos.

PRODUCTO: Todo bien o servicio. Para efectos del presente reglamento se debe entender como aquel equipo de uso final de la energía eléctrica o gas combustible objeto del mismo, producido y listo para ser comercializado y entregado al consumidor final para su uso. Es decir, se trata de un equipo de uso final de la energía que ya tiene la etiqueta URE establecida en el presente reglamento y, si es del caso, otras características o signos distintivos, de presentación hacia el consumidor. Igualmente incluye el servicio de venta de los equipos objeto del presente reglamento bien directamente, a distancia o por métodos no tradicionales.

FAMILIA: Para efectos del presente reglamento se define como familia, el conjunto de productos de un mismo tipo, cuyas características se ajustan simultáneamente a los parámetros y valores de agrupación técnicos y/o funcionales para un determinado rango de capacidad o potencia, establecidos como sigue:

PRODUCTOR: Quien de manera habitual, directa o indirectamente, diseñe, produzca, fabrique, ensamble o importe productos. También se reputa productor, quien diseñe, produzca, fabrique, ensamble, o importe productos sujetos a reglamento técnico o medida sanitaria o fitosanitaria. x Motores eléctricos: Tipo de alimentación eléctrica (Monofásico o Trifásico), Clase de eficiencia (Según la Tabla 7.5.4.a o la Tabla 7.6.4.a), Número de polos (2, 4, 6 o 8) y rango de potencia en kW según tablas siguientes.

PROVEEDOR O EXPENDEDOR: Quien de manera habitual, directa o indirectamente, ofrezca, suministre, distribuya o comercialice productos con o sin ánimo de lucro.

Monofásicos Límite superior PUBLICIDAD: Toda forma y contenido de comunicación que tenga como finalidad influir en las decisiones de consumo.

Rangos potencia Límite inferior no incluido (kW)

Incluido (kW) 1 0.180 0.746 2 0.746 2.0 3 2.0 Mayor a 2.0 Trifásicos Límite superior Rangos potencia Límite inferior no incluido (kW)

VENTAS CON UTILIZACIÓN DE MÉTODOS NO TRADICIONALES: Son aquellas que se celebran sin que el consumidor las haya buscado, tales como las que se hacen en el lugar de residencia del consumidor o por fuera del establecimiento de comercio. Se entenderá por tales, entre otras, las ofertas realizadas y aceptadas personalmente en el lugar de residencia del consumidor, en las que el consumidor es abordado por quien le ofrece los productos de forma intempestiva por fuera del establecimiento de comercio o es llevado a escenarios dispuestos especialmente para aminorar su capacidad de discernimiento.

VENTAS A DISTANCIA: Son las realizadas sin que el consumidor tenga contacto directo con el producto que adquiere, que se dan por medios, tales como correo, teléfono, catálogo o vía comercio electrónico.

Incluido (kW) 1 0.18 1.50 2 1.50 15.00 3 15.00 55.00 4 55.00 Mayor a 55.00 IMPORTADOR: Para efectos del presente reglamento se asimila a la definición de productor. Entendido como aquel que actuando en nombre propio o bajo un nombre comercial o razón social realiza en el país la operación de importación de equipos de uso final de energía eléctrica o gas combustible objeto del presente reglamento.

LABORATORIO DE PRIMERA PARTE: Es aquel que tiene la competencia para realizar los ensayos requeridos para la evaluación de la conformidad, el cual tiene una relación legal o de propiedad con las partes involucradas en el producto a ensayar, o con los demás proveedores del mismo producto.

4.2. ACONDICIONADORES DE AIRE DEFINICIONES ADAPTADAS DE LAS NORMAS NTC 4366 “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ACONDICIONADORES DE AIRE PARA RECINTOS. RANGOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ETIQUETADO. Segunda actualización Editada 2003-10-30” Y NTC 5104 “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ACONDICIONADORES DE AIRE TIPO UNITARIO. RANGOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ETIQUETADO. 2002-10-30”

ACONDICIONADOR DE AIRE: Para efectos del presente reglamento se deberá entender como todo equipo que presta el servicio de acondicionamiento de aire que alimentado por electricidad dispone de un sistema condensador enfriado por aire o por agua. Se diseña principalmente para disponer de un caudal libre de aire frío a través de una o más salidas de manera controlada. Incluye medios para LABORATORIO DE TERCERA PARTE: Es aquel que tiene la competencia para realizar los ensayos soporte de la actividad de evaluación de la conformidad, el cual es independiente tanto de las partes involucradas en el producto a ensayar, como de los demás proveedores del mismo producto. Puede tener condición de acreditado.

REFERENCIA: Conjunto de especificaciones técnicas bajo el cual se pueden clasificar equipos de similares prestaciones. deshumectación, circulación y purificación, así como opcionalmente para ventilación, humectación y calefacción.

ACONDICIONADOR DE AIRE de PRECISIÓN: Para efectos del presente reglamento se deberá entender como todo equipo diseñado y promocionado comercialmente exclusivamente para prestar el servicio de acondicionamiento de aire con flujo y control preciso de temperatura y/o humedad, para aplicaciones que generan calor, tales como laboratorios, salas de servidores informáticos, centros de datos, salas de telecomunicación, cuartos de máquinas y equipos eléctricos, etc. También son conocidos como Close Control Unit (CCU) o Close Control Air Conditioner or Computer Room Air Conditioner (CRAC).

ACONDICIONADOR DE AIRE PARA RECINTOS: Para efectos del presente reglamento se deberá entender como todo ensamble o ensambles cerrados, designados como unidad, para instalar sobre una ventana, a través de una pared o como consola que presta el servicio de acondicionamiento de aire, el cual se alimenta de electricidad y dispone de un sistema condensador enfriado por aire. Se diseña principalmente para disponer de un caudal libre de aire acondicionado a través de una o más salidas a un espacio, habitación o zona cerrada (espacio acondicionado) de manera controlada. Incluye medios para des-humectación, circulación y purificación, así como opcionalmente para ventilación, humectación y calefacción. Cuando el equipo se suministra en más de un ensamble (sistemas separados), los mismos están diseñados para usarse en conjunto.

CAPACIDAD DE ENFRIAMIENTO: Medida de la cantidad de calor extraído por un acondicionador de aire de un espacio, una zona o un cuarto cerrado.

EQUIPO TIPO PAQUETE: Es un equipo de aire acondicionado tipo central, en el cual todos los componentes principales son acoplados en un solo gabinete.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA ISO 16358-1 “AIR-COOLED AIR CONDITIONERS AND

AIR-TO-AIR HEAT PUMPS - TESTING AND CALCULATING METHODS FOR SEASONAL

PERFORMANCE FACTORS PART 1: COOLING SEASONAL PERFORMANCE FACTOR”. Primera edición 2013-04-15

FACTOR DE RENDIMIENTO ESTACIONAL DE REFRIGERACIÓN (CSPF): Relación entre la cantidad total anual de calor que el equipo puede extraer del aire interior cuando funciona en de modo activo de enfriamiento, y la cantidad total anual de energía consumida por el equipo durante el mismo período.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA FAMILIA DE NORMAS NTC-IEC 62552:2019-08-27.

“ARTEFACTOS DE REFRIGERACIÓN DOMÉSTICOS. CARACTERÍSTICAS Y MÉTODOS DE

ENSAYO. PARTE 1: REQUISITOS GENERALES, PARTE 2: REQUISITOS DE DESEMPEÑO, Y

PARTE 3: CONSUMO DE ENERGÍA Y VOLUMEN.”

REFRIGERADOR. Artefacto de refrigeración destinado a la preservación de alimentos, uno de cuyos compartimientos es adecuado para el almacenamiento de alimentos frescos.

REFRIGERADOR SIN ESCARCHA. Refrigerador en el cual todos los compartimentos se descongelan automáticamente con eliminación automática del agua de deshielo y en el cual por lo menos un compartimiento está enfriado mediante un sistema sin escarcha y por lo menos uno es un compartimiento para “almacenamiento de alimentos congelados”.

REFRIGERADOR CONGELADOR. Artefacto de refrigeración que tiene por lo menos un compartimiento adecuado para el almacenamiento de alimentos frescos, denominado el compartimiento para almacenar alimentos frescos, y por lo menos otro, denominado compartimiento congelador de alimentos, adecuado para congelar alimentos frescos y almacenar alimentos congelados en condiciones de almacenamiento de tres estrellas.

CONGELADOR DE ALIMENTOS. Artefacto de refrigeración que tiene uno o más compartimientos adecuados para congelar alimentos por disminución de temperatura ambiental a menos de -18 °C y que también es adecuado para almacenar los alimentos congelados en condiciones de almacenamiento de tres estrellas.

SISTEMA SIN ESCARCHA. Sistema que funciona automáticamente para evitar la formación permanente de escarcha, en el cual el enfriamiento es suministrado por circulación de aire forzado, el evaporador o los evaporadores son descongelados mediante un sistema de descongelación automático y el agua de deshielo se elimina automáticamente.

COMPARTIMIENTO PARA ALMACENAR ALIMENTOS FRESCOS. Compartimiento destinado para almacenar alimentos sin congelar, que puede estar dividido en subcompartimientos. Las temperaturas de almacenamiento en condiciones de diseño se deben mantener en valores menores o iguales a 4°C.

COMPARTIMIENTO DE BODEGA. Compartimiento destinado a almacenar alimentos o bebidas particulares a una temperatura más cálida que aquella del compartimiento para almacenar alimentos frescos. Las temperaturas de almacenamiento se pueden mantener en un rango comprendido entre los 8 y 14 °C.

COMPARTIMIENTO FRIGORÍFICO. Compartimiento destinado específicamente para almacenar productos alimenticios altamente perecederos, cuyo volumen puede contener por lo menos 2 paquetes M. Las temperaturas de almacenamiento se pueden mantener en un rango comprendido entre los -2 y +3 °C.

COMPARTIMIENTO PARA LA FABRICACIÓN DE HIELO. Compartimiento a baja temperatura destinado específicamente para congelar y almacenar hielo.

COMPARTIMIENTO PARA ALMACENAR ALIMENTOS CONGELADOS. Compartimiento a baja temperatura destinado específicamente para almacenar alimentos congelados, su temperatura corresponderá con el número de estrellas asignadas, como se indica en las siguientes definiciones.

COMPARTIMIENTO DE UNA ESTRELLA. Compartimiento para almacenar alimentos congelados en el cual la temperatura no excede -6 °C.

COMPARTIMIENTO DE DOS ESTRELLAS. Compartimiento para almacenar alimentos congelados en el cual la temperatura no excede -12 °C.

COMPARTIMIENTO DE TRES ESTRELLAS. Compartimiento para almacenar alimentos congelados 4.3.

REFRIGERADORES - CONGELADORES Y CONGELADORES PARA USO

DOMÉSTICO Y COMERCIAL DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NTC 5020:2014-09-17. EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ARTEFACTOS REFRIGERADORES, REFRIGERADORES -CONGELADORES Y CONGELADORES PARA USO DOMÉSTICO.

CICLO DE CONSUMO DE ENERGÍA (período de prueba): período mínimo de 24 h para el cual el consumo de energía eléctrica es medido.

CONSUMO DE ENERGÍA: Consumo de un artefacto medido durante un periodo de 24 h, trabajando bajo condiciones estables de operación a una temperatura ambiente controlada. Para efectos de la evaluación del consumo de energía, la temperatura ambiente será de 32°C para todas las clases climáticas (SN, N, ST y T)..

EQUIPO DE REFRIGERACIÓN PARA USO COMERCIAL: Para efectos del presente reglamento técnico, se entenderá como todo gabinete o vitrina que a través de un sistema propio de refrigeración tiene la capacidad de prestar servicios de enfriamiento, congelación o mixtos dentro de los límites de temperatura prescritos. Tales equipos se diseñan para exhibir o mantener en una exhibición, alimentos refrigerados y/o congelados, a los cuales se puede acceder abriendo o moviendo sus puertas o paneles.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 30 DIARIO OFICIAL - Horizontal, cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior.

- Vertical, cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales.

ENFRIADOR: Artefacto diseñado para operar a temperatura media y se clasifican en:

- Horizontal, cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior.

- Vertical, cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales.

PLACA FRÍA: Componente de un enfriador y/o congelador que sirve como superficie enfriante.

TEMPERATURA BAJA: Temperatura que se encuentra por debajo de 0 °C.

TEMPERATURA MEDIA: Temperatura comprendida entre 0 °C y 10 °С.

VITRINA: Artefacto exhibidor diseñado para conservar una temperatura media o baja, cuyo acceso se hace a través de una o más puerta en la parte posterior.

4.4. BALASTOS ELECTRÓNICOS DEFINICIONES ADAPTADAS DE LAS NORMAS NTC 5107:30-10-2002 “EFICIENCIA ENERGÉTICA. BALASTOS ELECTROMAGNÉTICOS. RANGOS DE DESEMPEÑO ENERGÉTICO Y ETIQUETADO”;

Y NTC 5108:30-10-2002 “EFICIENCIA ENERGÉTICA. BALASTOS ELECTRÓNICOS. RANGOS DE

DESEMPEÑO ENERGÉTICO Y ETIQUETADO BALASTO: elemento destinado a proveer las condiciones de circuito necesarias de tensión, corriente y forma de onda para encender y operar un tubo fluorescente. Existen diferentes tipos de balastos de acuerdo con su composición interna: electromagnéticos, híbridos y electrónicos.

BALASTO ELECTROMAGNÉTICO: Está constituido internamente de bobina, núcleo y puede llevar condensador, para proveer las características necesarias de la bombilla. Este balasto opera el tubo fluorescente a la frecuencia de 60 Hz.

BALASTO ELECTRÓNICO: Está constituido de componentes electrónicos que operan el tubo fluorescente a frecuencias en el rango de kilo Hertz. en el cual la temperatura no excede -18 °C.

COMPARTIMIENTO DE CUATRO ESTRELLAS. Compartimiento adecuado para congelar productos alimenticios a partir de una temperatura ambiental inferior a -18 °C, y el cual también es adecuado para almacenar alimentos congelados en condiciones de almacenamiento de tres estrellas. Las secciones o los compartimientos de dos estrellas, o ambos, están permitidos dentro del compartimiento o el gabinete.

SECCIÓN DE DOS ESTRELLAS. Parte de un compartimiento o gabinete congelador de alimentos, o de un compartimiento o gabinete de tres estrellas, que no es independiente (es decir, no tiene su propia puerta o tapa de acceso individual) y en el cual la temperatura no es mayor que -12 °C.

TIPO DE APERTURA SUPERIOR. Artefacto de refrigeración en el cual el compartimiento o los compartimientos son accesibles desde la parte superior.

TIPO VERTICAL. Artefacto de refrigeración en el cual el compartimiento o los compartimientos son accesibles desde el frente.

VOLUMEN DE ALMACENAMIENTO: Es el volumen especificado en el numeral 3.4.6 “Volumen” de la NTC-IEC 62552-1:2019. Espacio dentro del revestimiento interno del artefacto de refrigeración o un compartimento o subcompartimiento como se determina en la NTC IEC 62552-3-2019.

TEMPERATURA AMBIENTE. Temperatura medida en el espacio alrededor del artefacto de refrigeración sometido a ensayo.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA FAMILIA DE NORMAS NTC 5310:2021. “EFICIENCIA

ENERGÉTICA EN EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN COMERCIAL. RANGOS DE EFICIENCIA Y

ETIQUETADO”

ÍNDICE DE EFICIENCIA ENERGÉTICA DE REFERENCIA IER: Es la recta que relaciona el índice de eficiencia energética en kWh/L en 24 h con el volumen en litros, y determina el límite superior e inferior de cada rango de eficiencia.

ÍNDICE DE EFICIENCIA ENERGÉTICA DE REFERENCIA NACIONAL IERn: Recta que relaciona el índice de eficiencia energética en kWh/L en 24 h con el volumen en litros, la cual es la base referencial para determinar los IERn que definen los rangos de índice de eficiencia energética. Este índice de eficiencia energética fue determinado, con base en el consumo de energía promedio en 24 h dividido por los litros de los artefactos existentes en el mercado nacional. La ecuación que define dicha recta es la siguiente:

FACTOR DE BALASTO: Se define como la relación entre la salida de luz (en luxes) del tubo fluorescente operado con un balasto específico y la salida de luz del mismo tubo fluorescente operado con un balasto de referencia.

En cualquier caso, el factor de balasto puede ser utilizado para calcular la salida real de luz de un conjunto balasto – bombilla cuando se diseñan sistemas de iluminación con bombillas fluorescentes.

FACTOR DE EFICACIA DE BALASTO: Algunas ocasiones llamado factor de eficiencia de balasto, es la relación entre el factor de balasto, como porcentaje, y la potencia de línea dada en vatios.

POTENCIA DE LÍNEA: Potencia total consumida por el conjunto balasto en prueba –bombilla de referencia, cuando el balasto opera a tensión nominal, medida en vatios.

4.5. MOTORES ELÉCTRICOS MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS DE INDUCCIÓN DEFINICIONES ADAPTADAS DE LAS NORMAS: IEC 60034-30 “ROTATING ELECTRICAL MACHINES – PART 30: EFFICIENCY CLASSES OF SINGLE-SPEED, THREE-PHASE, CAGE- INDUCTION MOTORS (IE-CODE”). IEC 60034-30-1: 2014-03 “ROTATING ELECTRICAL MACHINES – PART 30: EFFICIENCY CLASSES OF LINE OPERATED AC MOTORS (IE-CODE”).

ܫܧܴ ௡ൌ݉ ௡ܸܣ൅ܫܧ௢௡ En donde:

IERn es el índice de eficiencia energética de referencia nacional, expresado en kWh/L en 24 h mn es la pendiente de la recta del IERn VA es el volumen en litros IEon es el índice expresado en kWh/L en 24 h. para un volumen ajustado IERo.

CIRCULACIÓN FORZADA DE AIRE: Sistema de enfriamiento que requiere el paso forzado del aire interior del artefacto a través del evaporador, mediante un ventilador.

CONGELADOR: Artefacto diseñado para mantener una temperatura menor o igual a -18 °C y se clasifica en:

MOTO REDUCTOR: motor directamente conectado a un reductor sin acoplamiento (por ejemplo el primer piñón esta fijado al eje del motor)

MOTO BOMBA: Motor directamente conectado a una bomba sin acoplamiento EFICIENCIA NOMINAL: Valor de eficiencia exigido para una determinada clase de eficiencia de acuerdo con las tablas de eficiencia presentadas en este Reglamento.

MOTOR TRIFÁSICO: Es un motor que utiliza para su operación energía eléctrica de corriente alterna trifásica.

MOTOR TIPO JAULA DE ARDILLA: Es un motor de inducción, en el cual los conductores del rotor son barras colocadas en las ranuras del núcleo secundario, que se conectan en cortocircuito por medio de anillos en sus extremos semejando una jaula de ardilla.

PÉRDIDAS TOTALES: Son la diferencia de la potencia de entrada y la potencia de salida del motor.

POTENCIA DE ENTRADA: Es la potencia eléctrica que el motor toma de la línea.

POTENCIA DE SALIDA: Es la potencia mecánica disponible en el eje del motor.

POTENCIA NOMINAL: Es la potencia mecánica de salida indicada en la placa o etiqueta de datos del motor.

NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-014-ENER-2025, EFICIENCIA ENERGÉTICA DE MOTORES DE

CORRIENTE ALTERNA, MONOFÁSICOS, DE INDUCCIÓN, TIPO JAULA DE ARDILLA, DE USO

GENERAL EN POTENCIA NOMINAL DE 0,180 A 1,500 KW. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y MARCADO.

EFICIENCIA: Razón entre la potencia de salida y la potencia de entrada del motor eléctrico. Se expresa en por ciento y se calcula con alguna de las siguientes relaciones: a) [Potencia de salida / potencia de entrada] × 100; b) [(Potencia de entrada - pérdidas) / potencia de entrada] × 100; o c) [Potencia de salida / (potencia de salida + pérdidas)] × 100.

MOTOR ABIERTO: Es un motor que tiene aberturas para ventilación que permiten el paso del aire exterior de enfriamiento, sobre y a través del embobinado del motor.

MOTOR CERRADO: Es un motor cuya carcasa impide el intercambio libre de aire entre el interior y el exterior de éste, sin llegar a ser hermético. Dentro de esta clasificación se incluyen los motores a prueba de explosión.

MOTOR CON CONDENSADOR: Es un motor monofásico cuyo embobinado principal se conecta directamente a la fuente de energía y su embobinado auxiliar, desplazado 90° eléctricos respecto al embobinado principal, se conecta en serie con un condensador. Se clasifican en: x Motor con condensador de arranque: El condensador permanece conectado al circuito únicamente durante el arranque. x Motor con condensador permanente conectado: El condensador siempre está conectado a su embobinado, durante el arranque y la operación. x Motor con dos condensadores: Tiene dos condensadores conectados a sus embobinados durante el arranque y uno de ellos permanece conectado durante la operación.

Nota: se debe entender por condensador un valor de capacitancia que no es proporcionado necesariamente por un solo condensador, sino que pueden ser arreglos de varios condensadores.

4.6. LAVADORAS DE ROPA ELÉCTRICAS DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-005-ENER-2016, EFICIENCIA ENERGÉTICA DE LAVADORAS DE ROPA ELECTRODOMÉSTICAS. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

ELEMENTO CALEFACTOR: Dispositivo eléctrico para incrementar la temperatura del agua en la lavadora.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5913:2021-11-17

“APARATOS ELECTRODOMÉSTICOS Y SIMILARES. LAVADORAS ELÉCTRICAS DE ROPA. MÉTODOS DE PRUEBA PARA EL CONSUMO DE ENERGÍA, EL CONSUMO DE AGUA Y LA CAPACIDAD VOLUMÉTRICA”.

CAPACIDAD DEL CONTENEDOR DE ROPA: Volumen total que puede ocupar la carga de ropa seca dentro de la tina de lavado, cuando dicha carga se mide de acuerdo con el procedimiento de prueba que se señala en el Numeral 7.7.5., del presente Reglamento Técnico.

CICLO NORMAL: Ciclo recomendado por el fabricante para el lavado de prendas blancas de algodón. Las opciones de pre-lavado, remojo o enjuague extra, que pueden seleccionarse por el usuario manualmente no se consideran como parte del ciclo normal.

CICLO NO-NORMAL: Ciclo distinto al ciclo normal (cualquier tipo de prenda diferente a las prendas de algodón), que no incluye alguna opción de selección manual por parte del usuario para las operaciones de pre-lavado, remojo o enjuague extra.

CONTENERDOR DE ROPA: Compartimiento en el interior de la lavadora de ropa que guarda las prendas durante el funcionamiento del aparato.

ENERGÍA DE EXTRACCIÓN DE LA HUMEDAD: Energía nominal que requiere una secadora de ropa para extraer la humedad de las prendas, multiplicada por la diferencia entre la carga de prueba que se pesa después de un ciclo normal y el peso de referencia de la carga de prueba (en condición totalmente seca).

MOTOR DE FASE DIVIDIDA: Es un motor monofásico cuyo embobinado principal se conecta directamente a la fuente de energía y su embobinado auxiliar, desplazado 90° eléctricos con respecto al embobinado principal, se conecta a la fuente de energía únicamente durante el arranque.

MOTOR DE INDUCCIÓN: Es un motor eléctrico en el cual solamente una parte, el rotor o el estator, se conecta a la fuente de energía y la otra trabaja por inducción electromagnética.

MOTOR DE USO GENERAL: Es un motor enfriado por aire, abierto o cerrado, con eje horizontal, cuya construcción no tiene efecto en su aplicación y es capaz de trabajar a régimen continuo.

MOTOR ELÉCTRICO: Es una máquina rotatoria para convertir energía eléctrica en mecánica.

MOTOR MONOFÁSICO: Es un motor que utiliza para su operación energía eléctrica de corriente alterna monofásica.

FACTOR DE ENERGÍA (FE): Indicador del consumo total de energía de una lavadora de ropa, que se expresa como la razón obtenida entre el volumen del contenedor de ropa (litros) y la suma de los consumos totales de energía eléctrica de la lavadora de ropa, el consumo de energía total para el calentamiento del agua y la energía de extracción de la humedad (kWh). Para efectos del presente Reglamento Técnico se usará el ciclo de lavado especificado en el ensayo indicado en el Numeral 7.7.5.

31 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL LAVADORA DE ROPA: Aparato para la limpieza y enjuague de textiles que utiliza agua y que también puede tener un medio para extraer el exceso de dicha agua en los textiles.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5307: 28-08-2013

(primera Actualización) EFICIENCIA ENERGÉTICA DE LAVADORAS DE ROPA ELECTRODOMÉSTICAS. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

CONSUMO DE ENERGÍA TOTAL ANUAL: Es el consumo de energía total anual (kWh/año) para las lavadoras de ropa, tal como se determina en el método de ensayo indicado en el Numeral 7.7.5 LAVADORA DE ROPA AUTOMÁTICA: Lavadora de ropa que tiene un sistema de control capaz de regular la temperatura del agua y otras operaciones, tales como el nivel de llenado de agua y el desempeño del lavado, enjuague, drenado y funciones de giro, sin la necesidad subsiguiente de intervención por el usuario para el inicio de operación de la lavadora de ropa. Estas se pueden clasificar en: a) Lavadora de ropa sin calentador de agua; y b) Lavadora de ropa con calentador de agua.

CALENTADORES DE AGUA RESIDENCIALES: artefacto diseñado para producir agua caliente para aplicaciones domésticas que requieran agua caliente a menos de 82,2 ºC.

CALENTADOR DE AGUA TIPO ALMACENAMIENTO: artefacto destinado para calentar agua en un contenedor térmicamente bien aislado, para almacenamiento a largo plazo del agua calentada, y provisto de un dispositivo para controlar la temperatura del agua.

CAPACIDAD NOMINAL: capacidad de agua del calentador especificada por el fabricante.

EFICIENCIA ENERGÉTICA (FACTOR DE ENERGÍA): eficiencia total en términos de la energía de entregada comparada con el consumo durante un ciclo de 24 horas de uso.

POTENCIA NOMINAL: potencia eléctrica especificada por el fabricante.

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 4720:2018-12-12

“MÉTODOS PARA MEDIR EL DESEMPEÑO DE LOS CALENTADORES ELÉCTRICOS PARA

ALMACENAMIENTO DE AGUA PARA PROPÓSITOS DOMÉSTICOS” (MOD. IEC 60379 “Methods for measuring the performance of electric storage water-heaters for household purposes”

4.8. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5042: 2021-06-16.

GASODOMÉSTICOS. CALENTADORES TIPO ACUMULADOR QUE EMPLEAN GAS PARA LA

PRODUCCIÓN DE AGUA CALIENTE. CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS, FUNCIONALES Y DE

SEGURIDAD ARTEFACTO DE PRODUCCIÓN DE AGUA CALIENTE POR ACUMULACIÓN: artefacto destinado a calentar y almacenar el agua contenida en un recipiente hasta alcanzar una temperatura determinada, estando el elemento de calentamiento incorporado en el artefacto.

CAPACIDAD NOMINAL: Volumen de agua, declarada por el fabricante, que puede contenerse en el depósito. Unidad. litro (l).

CONSUMO DE MANTENIMIENTO: Consumo calorífico necesario para mantener una diferencia determinada entre la temperatura del agua y la temperatura ambiente Símbolo. q. Unidad: vatio (W).

TIEMPO DE CALENTAMIENTO: Tiempo necesario para conseguir una elevación de la temperatura del agua, en las condiciones indicadas en los procedimientos de ensayo.

QUEMADOR: Dispositivo que permite realizar la mezcla aire gas-, y asegurar la combustión del gas.

QUEMADOR PRINCIPAL: Quemador destinado a asegurar la función térmica del artefacto y generalmente denominado "quemador".

QUEMADOR DE ENCENDIDO: Quemador de pequeño consumo cuya llama está destinada a encender un quemador principal. Puede ser: a) Quemador de encendido permanente: quemador de encendido cuyo funcionamiento es continúo LAVADORA DE ROPA CON CALENTADOR DE AGUA: Lavadora de ropa automática que tiene un dispositivo interno de calentamiento de agua. Una lavadora de ropa con calentador de agua puede utilizar agua fría o bien agua calentada externamente o ambas.

LAVADORA DE ROPA DE EJE HORIZONTAL: Lavadora de ropa en la que los textiles se colocan en un tambor horizontal y se sumergen en el agua de lavado parcialmente, la acción mecánica se produce por la rotación de tambor sobre su eje, el movimiento puede ser continuo o periódicamente invertido y se clasifica como automática.

LAVADORA DE ROPA DE EJE VERTICAL: Lavadora de ropa que mueve y oscila la carga sumergida en el agua por medio de agitación mecánica u otro movimiento. El eje principal del contenedor de ropa es vertical y el acceso a dicho contenedor es a través de la parte superior de la lavadora de ropa y se clasifican de acuerdo a lo siguiente: a) automática con capacidad volumétrica del contenedor de ropa menor de 45,3 litros b) automática con capacidad volumétrica del contenedor de ropa igual o mayor de 45,3 litros c) semiautomática d) manual LAVADORA DE ROPA ELECTRODOMÉSTICA: Es la máquina para lavar por medio de trabajo mecánico, que utiliza la energía eléctrica para su operación y permite el lavado de prendas y ropa en el hogar, de acuerdo con lo especificado por el fabricante, pueden estar construidas de una o dos tinas y con o sin rodillos.

LAVADORA DE ROPA MANUAL: Lavadora de ropa que arranca y se detiene manualmente y que no cuenta con un dispositivo de control.

LAVADORA DE ROPA SEMI-AUTOMÁTICA: Lavadora de ropa que requiere de la intervención subsiguiente del usuario para iniciar o continuar las distintas etapas del ciclo.

LAVADORA DE ROPA SIN CALENTADOR DE AGUA: Lavadora de ropa que no tiene un dispositivo interno de calentamiento de agua. durante los períodos de disponibilidad y de funcionamiento del artefacto. b) Quemador de encendido no permanente simultáneo: quemador de encendido que se enciende antes y se apaga al mismo tiempo que el quemador principal. c) Quemador de encendido no permanente alterno: quemador de encendido que se apaga una vez 4.7. CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NTC 5106:17-03-2010. EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS TIPO ALMACENAMIENTO PARA PROPÓSITOS DOMÉSTICOS. RANGOS DE EFICIENCIA Y ROTULADO encendido el quemador principal. Se reenciende con la llama del quemador principal justo antes de la extinción de este último. x Tipo C31 Artefacto del tipo C3 por tiro natural. d) Quemador de encendido no permanente limitado al tiempo de encendido: quemador de encendido que funciona únicamente durante la secuencia de encendido. x Tipo C32 Artefacto del tipo C3 con ventilador a la salida de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo C33 Artefacto del tipo C3 con ventilador en la entrada de la cámara de combustión/del intercambiador de calor.

QUEMADOR CON PREMEZCLADO TOTAL: Quemador en el que el gas y una cantidad de aire, correspondiente al menos al valor teórico necesario para una combustión completa, se mezclan antes de los orificios de formación de llamas.

CONSUMO VOLUMÉTRICO: Volumen de gas consumido por el artefacto en funcionamiento continuo durante la unidad de tiempo. Símbolo: V, expresado en las condiciones de ensayo, o Vr expresado en las condiciones de referencia. Unidad: metro cúbico por hora (m³/h). x Tipo C4 Artefactos del tipo C diseñados para conectarse mediante conductos a un sistema de evacuación colectivo, utilizado para más de un artefacto. Este sistema de evacuación está compuesto por dos conductos conectados a un terminal, que permite simultáneamente la entrada de aire comburente al quemador y la evacuación de los productos de la combustión hacia el exterior, mediante orificios concéntricos, o suficientemente próximos, para estar expuestos a condiciones de viento sensiblemente idénticas. x Tipo C41 Artefacto del tipo C4 por tiro natural. Estos artefactos no son objeto de esta norma. x Tipo C42 Artefacto del tipo C4 con ventilador a la salida de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo C43 Artefacto del tipo C4 con ventilador en la entrada de la cámara de combustión/del intercambiador de calor.

Tipo C5 Artefacto del tipo C con conductos de entrada de aire comburente y de evacuación de los productos de la combustión independientes conectados a dos terminales que pueden desembocar en zonas con diferente presión. x Tipo C51 Artefacto del tipo C5 por tiro natural. Estos artefactos no son objeto de esta norma. x Tipo C52 Artefacto del tipo C5 con ventilador a la salida de la cámara de combustión/del intercambiador de calor.

CONSUMO CALORÍFICO: Producto del consumo volumétrico o másico por el poder calorífico inferior del gas conducido en las mismas condiciones de referencia. Símbolo: Q. Unidad: kilovatios (kW).

CONSUMO CALORÍFICO NOMINAL: Valor del consumo calorífico declarado por el fabricante. Símbolo: Qn. Unidad: kilovatios (kW).

CALENTADORES TIPO A: Artefactos que no requieren ser conectados a un sistema de evacuación de los productos de la combustión del gas, teniendo en cuenta que el consumo calorífico nominal sea inferior o igual a 4,2 kW.

CALENTADORES TIPO B: Artefactos destinados a conectarse a un conducto de evacuación de los productos de la combustión hacia el exterior del local donde están instalados, estando el aire comburente tomado directamente en este local. Así se tienen: x Tipo B1 Artefactos del tipo B provistos de un cortatiros antirretorno, en el circuito de los productos de combustión. x Tipo C53 Artefacto del tipo C5 con ventilador en la entrada de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo B11 Artefactos del tipo B1 sin ventilador en el circuito de los productos de combustión o de entrada de aire. x Tipo B11BS Artefactos del tipo B11 provistos en origen de un dispositivo de control de la evacuación de los productos de combustión.

Tipo C6 Artefactos del tipo C destinados a conectarse a un sistema de conductos de entrada de aire comburente y evacuación de los productos de la combustión certificados y comercializados independientemente. x Tipo C61 Artefacto del tipo C6 por tiro natural. Estos artefactos no son objeto de esta norma. x Tipo C62 Artefacto del tipo C6 con ventilador a la salida de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo C63 Artefacto del tipo C6 con ventilador en la entrada de la cámara de combustión/del intercambiador de calor.

CALENTADORES TIPO C: Artefacto en el que el circuito de combustión es estanco frente al local en el que está instalado. Así se tienen:

Tipo C1 Artefactos del tipo C diseñados para conectarse mediante conductos a un terminal horizontal que permite, simultáneamente, la entrada de aire comburente al quemador, y la evacuación de los productos de combustión hacia el exterior, mediante orificios concéntricos, o suficientemente próximos, para estar expuestos a condiciones de viento sensiblemente idénticas. x Tipo C11 Artefacto del tipo C1 por tiro natural. x Tipo C12 Artefacto del tipo C1 con ventilador a la salida de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo C13 Artefacto del tipo C1 con ventilador en la entrada de la cámara de combustión/del intercambiador de calor. x Tipo C2 Artefactos del tipo C diseñados para conectarse mediante conductos, eventualmente mediante una pieza de conexión, a un sistema de evacuación colectivo, utilizado para más de un artefacto. Este sistema de evacuación comprende un conducto único de entrada de aire comburente y de evacuación de los productos de combustión. x Tipo C21 Artefacto del tipo C2 por tiro natural.

4.9. GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2832-2: 2019-11-20 GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS. PARTE 2. USO RACIONAL DE ENERGÍA CONSUMO DE MANTENIMIENTO DEL HORNO: cantidad de calor desprendido en la unidad de tiempo por la combustión del gas, de forma que se mantenga estable la temperatura del horno. Símbolo: Ce. Unidad: kilovatios (kW).

DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 2832-1: 2020-03-18

GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS. PARTE 1. REQUISITOS DE

SEGURIDAD

CONVERSIÓN: Operación efectuada en un artefacto, en el momento de un cambio, para funcionamiento con gas de otra familia. x Tipo C3 Artefactos del tipo C diseñados para conectarse mediante conductos a un terminal vertical que permite, simultáneamente, la entrada de aire comburente al quemador, y la evacuación de los productos de la combustión hacia el exterior, mediante orificios concéntricos, o suficientemente próximos, para estar expuestos a condiciones de viento sensiblemente idénticas.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 32 DIARIO OFICIAL Se distinguen dos tipos de poder calorífico:

ARTEFACTO AUTOSOPORTABLE: Artefacto que normalmente no tiene contacto directo con muebles o paredes adyacentes. x El poder calorífico superior: el agua producida por la combustión está condensada (símbolo Hs). x El poder calorífico inferior: el agua producida por la combustión permanece en estado de vapor (Símbolo Hi)

ARTEFACTO PARA EMPOTRAR ENTRE DOS UNIDADES DE MUEBLES: Artefacto que puede tener sus paneles laterales en contacto con unidades de muebles adyacentes. Una vez instalado, sólo puede estar en contacto con un mueble.

ARTEFACTO PARA EMPOTRAR DENTRO DE UNA UNIDAD DE MUEBLES: Artefacto diseñado para ser instalado en un gabinete o unidad de muebles de cocina o en un alojamiento ubicado en una pared o bajo condiciones similares.

DISPOSITIVO ELÉCTRICO DE ENCENDIDO: Dispositivo eléctrico que inflama la mezcla de aire y de gas en la zona de combustión del quemador.

Por esta razón, el artefacto no debe tener necesariamente una cubierta en todos sus lados.

QUEMADOR: Dispositivo que permite realizar la mezcla de aire y gas, y asegurar la combustión del gas.

ARTEFACTO DOMÉSTICO PARA COCCIÓN: Artefacto de uso privado en viviendas. Esto se indica en las instrucciones de uso y mantenimiento, así como en las especificaciones técnicas.

CONSUMO VOLUMÉTRICO: Volumen de gas consumido por el artefacto en funcionamiento contínuo durante la unidad de tiempo.

COCINA: artefacto para cocción que comprende: x Una mesa de trabajo CONSUMO CALORÍFICO: Producto del consumo volumétrico, o másico, por el poder calorífico inferior del gas conducido a las mismas, condiciones de referencia. x Uno o más hornos con o sin termostato, posiblemente con gratinador CONSUMO CALORÍFICO NOMINAL: Valor máximo del consumo calorífico declarado por el fabricante. x Posiblemente con gratinador.

POTENCIA ÚTIL: Cantidad de calor transmitida al agua por unidad de tiempo.

RENDIMIENTO: Cociente de la potencia útil por el consumo calorífico, expresado en tanto por ciento (%).

COCINA DE ALTA POTENCIA: Equipo gasodomésticos para cocción de alimentos que, como cocina o mesa de trabajo, dispone de 4 o mas quemadores de uso directo o cubierto, siendo por lo menos uno de ellos de potencia igual o superior a 4,2 KW y donde la sumatoria de la potencia de todos sus quemadores, distintos de los dispuestos para el horno, es igual o superior a 15 kW. Incluye a aquellos equipos que se ensamblan con horno.

DEFINICIÓN ADAPTADAS DE LA RESOLUCIÓN 0864 DEL 22 DE JUNIO DE 2022 EXPEDIDA POR EL MINISTERIO DE COMERCIO, INDUSTRIA Y TURISMO.

COCINAS DE SOBREMESA: Artefacto para cocción diseñado para apoyarse en un soporte levantado o plataforma. Consta de: x Una mesa de trabajo x Un horno x Posiblemente con gratinador.

MESA DE TRABAJO Y GRATINADOR: Artefacto para cocción que consiste en una mesa de trabajo y un gratinador.

CAPACIDAD NOMINAL (LITROS/MINUTO): Es el caudal de agua continuo y estable que circula a través del calentador de paso continuo, declarado por el fabricante. La capacidad nominal se obtiene con el calentador funcionando a su consumo calorífico nominal, condición en la cual se alcanza un incremento de temperatura del agua en °C (temperatura de salida, menos temperatura de entrada). El incremento de temperatura obtenido debe ser mínimo 20°C para cualquier altura sobre el nivel del mar (a.s.n.m). donde se verifique. Dicho incremento de temperatura depende de la a.s.n.m. del lugar donde se instala el artefacto; por lo tanto, es normal observar una disminución en el incremento de temperatura del agua a medida que se aumenta la a.s.n.m en la instalación del calentador.

MESA DE TRABAJO INDEPENDIENTE: Artefacto para cocción que consiste solo en una mesa, con uno o varios quemadores, puede ser autosoportable o empotrable.

4.11. HORNOS ELÉCTRICOS DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 4855-1 “ARTEFACTOS ELÉCTRICOS DE COCCIÓN PARA USO DOMÉSTICO. PARTE 1. MÉTODOS PARA LA MEDICIÓN DEL DESEMPEÑO DE ESTUFAS, HORNOS, HORNOS DE VAPOR Y GRATINADORES.”. Primera edición 2020-07-15.

HORNO: Artefacto o compartimiento de una estufa en la cual el alimento es cocinado por radiación, por convección natural, por circulación de aire forzado o por una combinación de estos métodos de calentamiento.

4.10. CALENTADOR A GAS TIPO PASO DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 3531:2021-05- 19”ARTEFACTOS DOMÉSTICOS QUE EMPLEAN GASES COMBUSTIBLES PARA LA PRODUCCIÓN INSTANTÁNEA DE AGUA CALIENTE PARA USOS A NIVEL DOMÉSTICO. CALENTADORES DE PASO CONTÍNUO” (Adopción, modificada por redacción, de la norma EN 26:2015).

ARTEFACTO DE PRODUCCIÓN INSTANTÁNEA DE AGUA CALIENTE: Artefacto en el que el calentamiento del agua está directamente relacionado con el caudal de paso.

HORNO DE VAPOR: Artefacto o compartimiento de una estufa en el cual se cocinan los alimentos principalmente mediante la condensación de vapor a presión ambiente.

CONDICIONES DE REFERENCIA: Gas seco, a la temperatura de 15°C, y a la presión absoluta de 1 013,25 mbar.

HORNO PORTÁTIL: Horno cuya masa total es inferior a 18 kilogramos, siempre y cuando no esté concebido para instalaciones integradas.

GRATINADOR: Artefacto o parte de un artefacto en el cual el alimento se cocina mediante calor radiante.

PODER CALORÍFICO: Cantidad de calor producido por la combustión completa, a una presión constante e igual a 1 013,25 mbar, de la unidad de volumen o de masa de gas, estando tomados los componentes de la mezcla combustible en las condiciones de referencia, y siendo conducidos los productos de la combustión en las mismas condiciones.

CAVIDAD: Compartimento cerrado en el que puede controlarse la temperatura para preparar alimentos.

ARTEFACTO CON CAVIDAD MÚLTIPLE: Artefacto que tiene más de una cavidad separada en la que se cocinan los alimentos y que se puede controlar en forma independiente, pero no se puede instalar en forma independiente.

FUNCIÓN CONVENCIONAL: Modo de funcionamiento de un horno que utiliza únicamente la radiación o la convección natural para la circulación del aire caliente dentro de la cavidad del horno.

FUNCIÓN DE CIRCULACIÓN FORZADA: Modo en el que un ventilador integrado hace circular el aire caliente dentro de la cavidad del horno.

- Soporte del protocolo específico de videoconferencia H.323 de la UIT-T o del protocolo SIP del IETF suministrado por el fabricante. - Cámara o cámaras, pantallas y capacidad de procesamiento de vídeo bidireccional en tiempo real, incluida la resiliencia a la pérdida de paquetes. - Altavoces y capacidad de procesamiento de audio bidireccional de manos libres en tiempo real, incluida la supresión del eco. - Una función de cifrado. - HiNA1.

PANTALLA PARA PRODUCCIONES AUDIOVISUALES: Pantalla electrónica diseñada y comercializada para su uso profesional por las entidades de radiodifusión y las productoras de vídeo para la creación de contenidos de vídeo, cuyas especificaciones incluyen todas las características siguientes:

FUNCIÓN DE VAPOR CALIENTE: Transmisión de calor a los alimentos mediante vapor en combinación con radiación y/o convección a presión ambiente (aproximadamente 1 bar) y con temperatura > 100 °C CICLO: Período de calentamiento de una carga normalizada en la cavidad de un horno en unas condiciones dadas.

4.12. TELEVISORES DEFINICIONES ADAPTADAS DE LA NORMA NTC-IEC 62087-3 “Equipos de audio, video y relacionados. Determinación del consumo de energía. Parte 3: Televisores”. Segunda edición 2025-05-21, Y EL REGLAMENTO DELEGADO (UE) 2019/2013 DE LA COMISIÓN EUROPEA.

- Función de calibrado del color; - Función de análisis de la señal de entrada para seguimiento de la señal de entrada y detección de errores, en particular monitor de forma de onda/vectorescopio, ajuste de corte de RGB, mecanismo de comprobación del estado de la señal de vídeo y resolución real en píxeles, modo entrelazado y marcador de pantalla. - SDI (interfaz digital en serie) o VoIP (vídeo sobre protocolo de internet) integrados en el producto. - No está destinada a ser utilizada en espacios públicos PIZARRA DIGITAL INTERACTIVA: Pantalla electrónica que permite una interacción directa del usuario con la imagen proyectada; la pizarra digital interactiva está diseñada principalmente para realizar presentaciones, impartir clase o colaborar a distancia, e incluye la transmisión de señales de audio y de vídeo; sus especificaciones incluyen todas las características siguientes:

- Está diseñada principalmente para su instalación suspendida, montada en un soporte de pie, colocada sobre un estante o una mesa, o fijada a una estructura física para su visualización por muchas personas; - Se utiliza necesariamente con software dotado de funcionalidades específicas para gestionar los contenidos y la interacción; - Está integrada en un ordenador para ejecutar el software a que se refiere la letra b), o diseñada para ser utilizada específicamente con un ordenador a tal fin; - Tiene una superficie de visualización superior a 40 dm2; - Permite la interacción del usuario mediante el tacto con el dedo o con un bolígrafo u otros medios como gestos de las manos o de los brazos, o la voz.

PANTALLA PARA APLICACIONES DE SEGURIDAD: Pantalla electrónica cuyas especificaciones incluyen todas las características siguientes: a. Función de autocontrol capaz de comunicar al menos la siguiente información a un servidor remoto: - Estado de alimentación eléctrica. - Temperatura interna indicada por un sensor térmico de protección de sobrecarga. - Fuente de vídeo. - Entrada de audio y estado del audio (volumen/silenciado). - Modelo y versión del firmware. b. Factor de forma especial especificado por el usuario para facilitar la instalación de la pantalla en consolas o carcasas profesionales.

PANTALLA DIGITAL DE SEÑALIZACIÓN: Pantalla electrónica diseñada principalmente para ser vista por muchas personas en entornos que no son de mesa y en entornos no domésticos, cuyas especificaciones incluyen todas las características siguientes:

- Identificador único, para poder dirigirse a una pantalla de visualización específica; - Función de inhabilitación del acceso no autorizado a la configuración de la pantalla y a las imágenes visualizadas.

PANTALLA ELECTRÓNICA: Pantalla de visualización y los componentes electrónicos asociados cuya función principal es mostrar información visual procedente de fuentes a las que está conectada con o sin cable;

TELEVISIÓN: Pantalla electrónica diseñada principalmente para la visualización y recepción de señales audiovisuales y que consiste en una pantalla electrónica y uno o más sintonizadores/receptores.

SINTONIZADOR/RECEPTOR: Circuito electrónico que detecta una señal de difusión de televisión, como una señal digital terrestre o por satélite, pero no la unidifusión por internet, y facilita la selección de un canal de televisión de entre un grupo de canales de difusión.

MONITOR, MONITOR DE ORDENADOR O PANTALLA DE ORDENADOR: Pantalla electrónica destinada a su visualización a corta distancia por una sola persona, por ejemplo, ante una mesa, en la que se muestra información procesada por un computador. No cuenta con Sintonizador/receptor.

PROYECTOR: Dispositivo óptico para el tratamiento de la información de imágenes de vídeo analógicas o digitales en cualquier formato, a fin de modular una fuente luminosa y proyectar la imagen resultante en una superficie externa.

PANTALLA DE VISUALIZACIÓN DEL ESTADO: Pantalla electrónica utilizada para mostrar información sencilla pero dinámica, como el canal seleccionado, la hora o el consumo eléctrico; un simple indicador luminoso no se considera una pantalla de visualización del estado;

PANEL DE CONTROL: Pantalla electrónica cuya función principal es visualizar imágenes asociadas con el estado de funcionamiento de un producto; puede permitir la interacción del usuario mediante el tacto u otros medios para controlar el funcionamiento del producto; puede estar integrado en un producto o ser diseñado y comercializado específicamente para su utilización exclusiva con el producto.

SISTEMA DE VIDEOCONFERENCIA “TODO EN UNO”: Sistema específico diseñado para videoconferencias y actividades de colaboración por vídeo, integrado en una única carcasa, cuyas especificaciones incluyen todas las características siguientes:

1 HiNA: alta disponibilidad a la red (HiNA), según la definición que figura en el artículo 1 del Reglamento (CE) N.o 1275/2008 de la Comisión Europea.

33 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL SIC Superintendencia de Industria y Comercio URE Uso Racional y Eficiente de energía Símbolos Ce Consumo de mantenimiento, W (Hornos)

Iac índice de Consumo, (%) (Gasodomésticos cocción de alimentos) ηn eficiencia nominal, % fN frecuencia nominal, Hz nN velocidad nominal, min-1 - Conexión a la red (incluyendo una interfaz cableada y/o inalámbrica) para controlar, supervisar o recibir la información que se deba visualizar desde fuentes remotas de unidifusión o multidifusión, pero excluida la difusión general. - Está diseñada para su instalación suspendida, montada o fijada a una estructura física para su visualización por muchas personas, y no se introduce en el mercado con un soporte de pie; - No integra un sintonizador para mostrar señales difundidas.

MODO ENCENDIDO: Condición en que el televisor está conectado a la fuente de energía eléctrica y cuya función principal se encuentra activada, es decir, el televisor produce sonido e imagen.

MODO DE ESPERA, STANDBY, O PREPARADO: Modo donde el producto se encuentra conectado a la red de alimentación y ofrece una o más de las siguientes funciones orientadas al usuario o funciones de protección las cuales persisten: a. Para facilitar la activación de otros modos (incluyendo la activación y desactivación de modo PN potencia nominal, kW TN torque nominal, Nm activo) por interruptor remoto (incluyendo control remoto), sensores internos, temporizadores. b. Funciones continuas: displays de información o estados incluyendo relojes. c. Funciones continuas; Funciones basadas en sensores.

UN tensión nominal, V q Consumo de mantenimiento, W (Calentadores de agua tipo acumulación)

Capítulo II.

REQUISITOS GENERALES DEL ETIQUETADO

Guía y ejemplos de modos y funciones puede ser encontrado en anexo A de la IEC62301:2011.

MODO APAGADO O DESACTIVADO: Modo en que el equipo se halla conectado a la red de alimentación eléctrica, pero no ofrece función alguna en modo activo, standby o modo de red.

MODO PREPARADO EN RED: Condición en que una pantalla electrónica es capaz de reanudar una función mediante una activación iniciada a distancia desde una interfaz de red.

ALTO RANGO DINÁMICO (HDR): Un método para aumentar la razón de contraste de la imagen de una pantalla electrónica utilizando metadatos generados en la creación del material de vídeo y que el circuito de gestión de la visualización interpreta para producir una razón de contraste y una renderización del color percibida por el ojo humano más realista que la percibida por pantallas no compatibles con el HDR.

CONTROL AUTOMÁTICO DE BRILLO (ABC): Mecanismo automático que, cuando está activado, controla el brillo de una pantalla electrónica en función del nivel de luz ambiente que ilumina la parte frontal de la pantalla.

Título 5. ABREVIATURAS, SÍMBOLOS Y SIGLAS Título 6.

REQUISITOS APLICABLES AL ETIQUETADO DE PRODUCTOS DE

USO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS COMBUSTIBLE.

Los productos de uso final de energía eléctrica y gas combustible que tengan por destino la comercialización y uso en el territorio de la República de Colombia, y estén incluidos en el alcance del presente reglamento, deberán cumplir como mínimo con los siguientes requisitos técnicos sobre evaluación, disponibilidad, presentación, porte e información de la etiqueta de consumo y desempeño energético que se les asigne y con la cual se exhiban en procesos de comercialización.

Para efectos y propósitos del presente reglamento y una mayor información, se presenta un listado de las abreviaturas y símbolos utilizados en el sector eléctrico con sus respectivos significados:

Abreviaturas CAN Comunidad Andina de Naciones FB Factor de Balasto FE Factor de Energía IEC International Electrotechnical Commission 6.1. REQUISITOS GENERALES DE ETIQUETADO Todos los productos que, incluidos dentro del alcance del presente reglamento técnico, sean puestos a disposición de los consumidores, deberán como mínimo: a. Incorporar, llevar consigo o presentar visualmente, de forma cierta y objetiva, la información eficaz, comprobable, veraz y suficiente, sobre sus características esenciales de consumo y desempeño energético, así como de las condiciones de operación y servicios prestados.

ILAC International Laboratory Accreditation Cooperation b. Mostrar la información sin dejar lugar a dudas respecto de la verdadera naturaleza del equipo.

ISO International Standard Organization c. No inducir a error o engaño por medio de inscripciones, signos, gráficas o dibujos.

MINENERGIA Ministerio de Minas y Energía NTC Norma Técnica Colombiana d. No omitir o falsear datos de modo que con ello pueda inducirse a error o engaño al consumidor o propiciar una falsa imagen del equipo.

OMC Organización Mundial del Comercio ONAC Organismo Nacional de Acreditación de Colombia e. No contener indicaciones, sugerencias o formas de presentación que puedan suponer confusión con otros equipos.

RETIQ Reglamento Técnico de Etiquetado f. Portar o tener claramente asociada, en el sitio de exhibición o venta, la etiqueta exigida en el presente reglamento técnico.

6.2. REQUISITOS DE PORTE Y EXHIBICIÓN DE LA ETIQUETA a. La etiqueta URE será exigible en el territorio nacional para todo equipo objeto del presente situación al consumidor en el rótulo del equipo con un texto en letra tipo Arial de mínimo 8 puntos como el siguiente: “Etiqueta energética en: (…).”, seguido de la dirección web o vínculo de la página donde se encuentre disponible y accesible la etiqueta correspondiente en formato virtual. La etiqueta virtual se entenderá como opción válida para los equipos que se les permita el porte físico individual, siempre y cuando cumplan con el rotulado anterior sobre información de disponibilidad y acceso. h. El porte de la etiqueta URE no exime al productor, proveedor o expendedor de atender otros etiquetados o rotulados permanentes exigidos por normas expedidas por otras autoridades colombianas, lo anterior sin perjuicio de duplicar información comparable establecida para cada tipo de equipo en el presente Reglamento Técnico. reglamento técnico que se disponga en exhibición con fines comerciales, indistintamente del medio por el cual se exhiba. Por lo tanto, el productor, proveedor o expendedor deberá garantizar para los potenciales compradores la disponibilidad de la etiqueta y su correcta visualización, física, virtual o en medio magnético, con cada tipo de equipo, según corresponda. El productor, proveedor o expendedor deberá garantizar, según su relación de responsabilidad con la exhibición, que las etiquetas se encuentren visibles y vigentes durante la exhibición. Se entenderán como no exhibidos los equipos que estén dispuestos dentro de su empaque en el local del punto de venta, si esa no es la forma usual de realizar su exposición al público, evidenciada por la exhibición, en el local, de otros del mismo tipo o modelo con su etiqueta y demás información comercial. b. Para su exhibición en Colombia por medio físico, los equipos deberán llevar adherida o impresa i. En las exhibiciones, los equipos no podrán presentar información, palabras, ilustraciones u otras representaciones gráficas que hagan alusión falsa, equívoca o engañosa, o susceptible de una expectativa errónea respecto de sus características comparables o de su desempeño energético del equipo etiquetado, bien como parte de otras etiquetas, rótulos del empaque o anexos publicitarios. j. En la exhibición, se podrán usar etiquetas permanentes en el interior o exterior de los equipos, siempre y cuando se disponga de copia de la misma en lugar visible. Durante cualquier otra etapa del proceso de comercialización, distinta de la exhibición, podrá demostrarse la disponibilidad de la etiqueta mediante copia física, o en formato magnético o formato virtual dispuesto y accesible en sitio web.

Para la producción de etiquetas permanentes, podrá utilizarse cualquier material que no genere riesgos para la salud al consumidor, evaluados por el productor. En este caso, el material de la etiqueta no debe afectarse en su calidad con los procesos sugeridos por el productor para la limpieza del equipo. la etiqueta URE establecida en el presente Reglamento en tamaño A6, con excepción de las situaciones descritas en los literales d, e, f y g siguientes. Para los productos en exhibición, no podrán exhibirse otras etiquetas que informen sobre el desempeño o eficiencia energética, así correspondan con normas técnicas voluntarias o programas de etiquetado reglamentarios de otros países. En los puntos de exhibición y venta, la etiqueta deberá ser visible a simple vista para cada uno de los equipos exhibidos, estando siempre dispuesta bien en la parte frontal o superior de los mismos. La altura para la disposición de las etiquetas, medida al punto medio de la etiqueta y con referencia al nivel del piso de los corredores o zonas de circulación del público, no podrá ser inferior a 0,4 m. Para equipos exhibidos a una altura superior a 2,0 m, el comercializador deberá disponer de los mecanismos que considere pertinentes para garantizar la visibilidad de los datos las etiquetas de dichos equipos. k. La información de la etiqueta en la exhibición debe ser legible para el consumidor y la etiqueta En el caso de lavadoras de carga frontal con puerta curva, así como en cocinas de piso, de empotrar y de sobremesa, exhibidas por fuera de su empaque y en disposición apilada y/o en exhibidor móvil, se podrá usar uno de los tamaños reducidos de etiqueta, siempre y cuando se sitúe en la parte que mejor garantice su visibilidad, y se evidencie la imposibilidad de utilizar la etiqueta de tamaño A6.

URE debe estar adherida, unida o colocada en el equipo sin ser removida antes de formalizarse su venta. El consumidor final que adquiera el equipo podrá solicitar y conservar la etiqueta URE. Al efecto, y para toda forma de exhibición, se deberá suministrar o facilitar las condiciones para que el consumidor acceda a la copia de la etiqueta, bien en su versión exhibida al momento de la decisión de compra o en versión actualizada.

En el caso de Televisores podrá ubicarse la etiqueta mediante un sistema colgante o removible que no implique adhesión directa sobre el panel, en todo caso debe ser visible a simple vista. c. Los equipos fabricados en el exterior deberán contar con la etiqueta al momento de su l. Las etiquetas que se publiquen en medios virtuales deberán tener la suficiente resolución para poder ser leídas y entendidos los caracteres alfanuméricos con total claridad. En el mismo sentido, los catálogos, insertos o similares que en formato impreso se usen como instrumento para la promoción de venta de los equipos objeto del presente reglamento, deberán como mínimo indicar de manera clara y legible el consumo energético en kWh y la clase (rango) en la cual se encuentra certificado el producto. nacionalización y disponer del certificado de conformidad con el presente reglamento respecto de la etiqueta. Al efecto deberán anexar, por cada tipo o modelo de equipo, copia física o en medio magnético las etiquetas correspondientes, como parte de la documentación suministrada en los procesos adelantados ante las entidades de control y vigilancia, establecidas en el Título 11 del presente Reglamento. d. En los casos donde la etiqueta URE, por su tamaño, comprometa la exhibición del equipo podrá ir en su empaque, y debe ser fácilmente visible en el momento de la comercialización del mismo. e. La etiqueta URE podrá ir en el empaque, siempre y cuando el producto se mantenga dentro del 6.3. REQUISITOS DE LA ETIQUETA La etiqueta URE debe contener la información sobre los parámetros e indicadores energéticos, así como las características comparables que particularmente para cada tipo de equipo se establecen en el CAPÍTULO III. del presente Reglamento Técnico. mismo durante toda la fase de comercialización, tal etiqueta deberá ser fácilmente visible.

El diseño de la etiqueta URE y la presentación de la información en ella contenida, deberán cumplir con los siguientes requisitos:

6.3.1. Idioma La información de la Etiqueta URE debe estar en idioma español, sin perjuicio que en el empaque u otros rotulados se presente información en otros idiomas. f. Cuando la etiqueta sea impresa en el empaque debe ir encuadrada en un contorno en color blanco de al menos 2 milímetros de ancho para el tamaño normalizado (A6) y proporcional para los demás tamaños considerados en la Tabla 6.3.2.a. Cuando ninguna de las caras del empaque tenga las dimensiones suficientes para poder albergar la etiqueta y su contorno, o cuando ambos supongan el uso de más del 50% de la superficie de la mayor cara del empaque, la etiqueta podrá ser reducida, pero sólo lo necesario para cumplir estos dos requisitos. No obstante, en ningún caso podrá reducirse la etiqueta en más del 50%, de sus dimensiones, respecto de su tamaño normalizado (A6). g. Cuando el empaque, por sus dimensiones, no permita albergar la etiqueta reducida, esta podrá ir 6.3.2. Dimensiones y formas El tamaño exterior de la etiqueta URE corresponderá con las dimensiones del formato A6 de la norma ISO 216. Las dimensiones de la etiqueta podrán reducirse si se cumplen las condiciones de porte adherida o unida al equipo. Para este caso, podrá omitirse el porte individual de la etiqueta, siempre y cuando se exponga una etiqueta de tamaño normalizado (A6) junto con el equipo, por ejemplo, pegada a la estantería en que esté expuesto, y se disponga la etiqueta en la página web de los productores (fabricantes nacionales o importadores). Al efecto se deberá informar de tal Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 34 DIARIO OFICIAL 6.3.3. Marcaciones establecidas en el Numeral 6.2, para el efecto podrá usarse uno de los formatos establecidos en la Tabla 6.3.2.a, siguiente.

La etiqueta debe marcarse de forma legible y contener mínimo la siguiente información, como se ilustra en la Figura 6.3.3.a: a. Una leyenda centrada que diga “Energía” seguida de la bandera de Colombia en tamaño de 15 Formato Ancho (mm) Alto (mm) A 6 105 148 A 7 74 105 A 8 52 74 mm de alto por 20 mm de ancho con borde blanco de un milímetro (1 mm), en conjunto centradas. En su defecto podrá usar el texto “Energía” adicionado con un arreglo compuesto por las siguientes letras “y” o “ie”. b. Una leyenda que diga “Consumo de energía” precediendo un espacio donde se consignará el Tabla 6.3.2.a. Tamaños normalizado y reducido para la etiqueta URE.

En la Figura 6.3.2.a, Figura 6.3.3.a y Figura 6.3.3.1.a siguientes, se establecen los lineamientos generales a tener en cuenta en relación con las dimensiones, distribución y tipos de letra de la etiqueta URE para su tamaño normalizado. Los elementos interiores deben ser legibles y guardar concordancia y proporción cuando se utilicen tamaños reducidos. valor correspondiente al consumo de energía o gas combustible declarado en kWh/año o kWh/mes, cuando aplique al tipo de equipo, según lo establecido en el presente Reglamento Técnico. Tal valor, certificado por un Organismo Evaluador de la Conformidad, deberá determinarse bajo las condiciones de ensayo especificadas para cada tipo de producto en el presente reglamento. c. Espacio para nombre del indicador de eficiencia o desempeño energético que contendrá una Para la evaluación de las longitudes y los ángulos de las flechas, los tipos de letra, los tamaños de letra y los espaciamientos internos de la etiqueta en el proceso de certificación, el Organismo de Certificación acreditado o el declarante de la conformidad, deberá basarse en verificación digital de los archivos fuente o de arte final utilizados para la impresión de las respectivas etiquetas. En la verificación de la etiqueta podrán considerarse tolerancias de ± 0,5 mm para longitudes y ± 3° para ángulos. leyenda correspondiente al nombre del parámetro, variable o tipo de eficiencia declarada para cada tipo de equipo, según se establece en el presente reglamento. Por ejemplo, para el caso de refrigeradores “Ahorro relativo”, para motores eléctricos “Eficiencia, etc.

Figura 6.3.2.a. Dimensiones acotadas de una etiqueta normalizada (tamaño A6).

Notas: En el caso de etiquetas para equipos que no se haya dispuesto rangos para clasificación energética, tales como los balastos, la información comparable por categorías irá alineada a la izquierda.

En las etiquetas de equipos objeto del Reglamento, el texto que acompañe a la indicación “Consumo de energía” como referencia de tiempo de evaluación, bien en “h/día”, “h/mes” o “h/año”, irá entre paréntesis en letra tipo Arial Bold 10 u 8, con un espacio de separación.

Figura 6.3.3.a. Ejemplo de dimensiones, distribución y tipos de letra a usar de una etiqueta normalizada (tamaño A6). d. Espacio donde se deberá consignar el valor determinado mediante ensayo del Indicador de b. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos” usados para la clasificación de los Eficiencia o Desempeño Energético declarado, indicando en el espacio contiguo las unidades en que está medido, según el tipo de equipo, por ejemplo: Wt / We, %, etc. e. Una leyenda con el siguiente texto “El consumo de energía dependerá del lugar de instalación, equipos de acuerdo con su desempeño energético. Tal ilustración deberá seguir las especificaciones de la Figura 6.3.3.1.a. para el tamaño A6 y guardar proporción para los tamaños de etiqueta reducida. modo de uso y mantenimiento del equipo.” c. Una flecha que indique el rango de eficiencia al que pertenece el equipo de acuerdo con su f. La denominación del tipo de equipo al cual corresponde la etiqueta, por ejemplo: Lavadora de ropa, motor trifásico, refrigerador, congelador o una combinación de estos, etc. g. Una leyenda que diga “Marca” y en frente el espacio para especificar la marca registrada o nombre desempeño energético, el cual deberá ser determinado mediante el método de ensayo establecido para cada tipo de equipo. Dentro de la flecha debe ir la letra correspondiente al rango que está señalando. Sobre esta fecha se tendrá el texto “Este equipo”. del productor. h. Una leyenda que diga “Modelo” y en frente el espacio para especificar el modelo del equipo. i. Una leyenda que diga: “Compare este equipo con otros de similares características.” j. Un espacio reservado para información comparable, la cual se establece para cada tipo de equipo por el presente reglamento. k. Una leyenda que diga “No retirar esta etiqueta hasta que se venda el equipo al consumidor final”.

Parágrafo. El orden de presentación y el texto mínimo de la información comparable existente en
las etiquetas dispuestas a modo de ejemplo en el presente Anexo General, así como su material cuando sean físicas, serán los verificables por organismos de certificación de producto y exigibles por autoridades de vigilancia y control. La utilización de las citadas figuras como referencia para las actividades de verificación y control será válida, a la entrada en vigencia del presente reglamento técnico. En caso de actualización o modificación de las figuras de ejemplo de etiquetas, las mismas podrán ser usadas como referencia para verificación o control del etiquetado de equipos importados o fabricados nacionalmente, según las disposiciones transitorias establecidas en la resolución que modifique o actualice dichas figuras ejemplo.

6.3.3.1. Contenidos del espacio destinado a información comparable El espacio dispuesto dentro de la etiqueta URE para información comparable contendrá, dentro de un cuadro de fondo blanco, lo siguiente:

6.3.4. Colores y materiales de la etiqueta La etiqueta debe ser en fondo de color amarillo (C0 M0 Y80 K0 o Panton 101), con líneas rectas en color negro (C0 M0 Y0 K100 o Panton Black). Los siguientes son los colores que se deben usar en la etiqueta para la bandera de Colombia, tomados de recomendación de la Federación Internacional de Asociaciones Vexilológicas – FIAV.

1. Para cada tipo de equipo, la información de las características generales especificadas como requisito particular a incluir en la etiqueta; por ejemplo: Tensión nominal, velocidad, capacidad de enfriamiento, volumen útil, temperatura ambiente de operación adecuada, nivel de ruido producido, etc.

Franja Color, Panton Equivalente CMYK Amarilla 116 C0 M17.1 Y91.3 K0 Azul 287 C100 M61.9 Y0 K42.4 Roja 186 C0 M91.7 Y81.6 K19.2

2. Para el tipo de equipo que tenga establecidos rangos de eficiencia o desempeño, un gráfico de barras que deberá cumplir con los siguientes requisitos:

Tabla 6.3.4.a.Colores para bandera de Colombia en etiqueta. a. Una leyenda en la parte superior del primer rango (A) que diga “Menor consumo” y una leyenda en la parte inferior de la barra del último rango que diga “Mayor consumo”.

Deben emplearse los siguientes colores Panton o sus equivalentes policromáticos para cada una de las barras que identifican los rangos de desempeño:

Etiqueta con barras Color, Panton Equivalente CMYK A 356 C100 M0 Y100 K20 B 354 C80 M0 Y100 K0 C 368 C50 M0 Y100 K0 D 130 C0 M30 Y100 K0 E 158 C0 M60 Y100 K00 F 179 C0 M80 Y100 K0 G 1797 C0 M100 Y100 K0 Tabla 6.3.4.b.Colores normalizados para identificación de rangos de etiquetado.

Para la evaluación de los colores en el proceso de certificación, el Organismo de Certificación acreditado deberá basarse en verificación digital de los archivos fuente o de arte final utilizados para la impresión de las respectivas etiquetas. En la misma verificación el equivalente CMYK podrá ser redondeado a enteros.

6.3.5. Aproximación de datos y cifras significativas Los valores numéricos relacionados con el cumplimiento del presente Reglamento deberán implementar las reglas de redondeo establecidas en la Norma NTC 3711:1995.

Figura 6.3.3.1.a Especificaciones para la ilustración de rangos de eficiencia con barras de colores en tamaño de etiqueta A6 (Dimensiones en milímetros).

Para el indicador de eficiencia energética, se deberán utilizar la cantidad de decimales que se estipulen para cada producto mediante las tablas que definen los rangos de referencia de eficiencia energética.

35 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Para los valores de información comparable y consumo de energía, se deberán seguir las siguientes condiciones para la definición de la cantidad de cifras decimales a utilizar:

- Dos decimales cuando la parte entera tenga una cifra significativa.

- Un decimal cuando la parte entera tenga dos cifras significativas.

- Sin decimales cuando la parte entera tenga tres o más cifras significativas.

6.5. OTRAS ETIQUETAS Y ROTULADOS Además de cumplir los requisitos de etiquetado en el presente reglamento, cada artefacto deberá atender las disposiciones relativas a rotulado y etiquetado establecidas por otras autoridades, siempre y cuando traten de materias diferentes.

Capítulo III.

Título 7. REQUISITOS ESPECÍFICOS DE ETIQUETADO DE PRODUCTOS 6.4. RANGOS PARA ETIQUETADO Se establece para el presente Reglamento Técnico la posibilidad de usar hasta 7 rangos de desempeño energético como se denominan en la Tabla 6.4a. En la misma tabla, a modo ilustrativo y para cada rango se indican sus valores límites como números romanos (I, ll, lll, lV, V, Vl y Vll). En el

Capítulo III. se especifica para cada tipo de equipo, la variable a declarar (Y) y los rangos

normalizados de desempeño energético que aplican a cada caso.

Denominación de Rangos de desempeño energético Rango 7.1.

ACONDICIONADORES DE AIRE CON CAPACIDADES DE ENFRIAMIENTO

HASTA 17.580 VATIOS Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

A Y > l B II < Y d I C III < Y d II D IV < Y d III E V < Y d IV F VI < Y d V G VII < Y d VI Tabla 6.4a. Denominación de rangos para etiquetado de desempeño energético.

7.1.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establece el Consumo de Energía expresado en kWh/mes, así como el Factor de Rendimiento Estacional de Enfriamiento (CSPF) como parámetros a evaluar y declarar en la etiqueta URE por parte de los productores para los acondicionadores de aire para recintos y unidades terminales compactas con condensador enfriado por aire, y capacidades de enfriamiento hasta 17.580 W. Para equipos tipo "Precisión" se deberá́ evaluar y declarar los parámetros Consumo de Energía expresado en kWh/mes, así́ como el Coeficiente de Desempeño Sensible (SCOP por su sigla en inglés). Tales parámetros deberán evaluarse bajo el método de ensayo indicado en el Numeral 7.1.4 del presente reglamento técnico.

En caso de que el equipo tenga especificada su capacidad de enfriamiento en BTU/h deberá́ utilizarse la siguiente equivalencia para su conversión a vatios, así́: 1 W = 3,412142 BTU/h. Si el productor, como parte de la información comparable de la etiqueta, de manera adicional y optativa, incluye la capacidad de enfriamiento en BTU/h, deberá́ ir a continuación del valor declarado en vatios, en cifras enteras, entre paréntesis y correspondiendo con la equivalencia antes establecida, por ejemplo:

Capacidad de enfriamiento: 10.551 W (36.000 BTU/h)

El CSPF representa la relación entre la cantidad total anual de calor que el equipo puede eliminar del aire interior cuando funciona para refrigeración en modo activo y la cantidad total anual de energía consumida por el equipo durante el mismo período.

La capacidad de enfriamiento se entiende como la medida de la cantidad de calor extraído por un acondicionador de aire de un espacio, una zona o un cuarto cerrado.

El SCOP relaciona la capacidad de calor sensible en kilovatios térmicos (kWt) que abate el equipo, respecto de la potencia total de entrada en kilovatios (kW).

El consumo de energía se deberá́ evaluar con base en el resultado de ensayo y mediante cálculo matemático para un periodo de uso equivalente a 132 horas al mes, así́:

Consumo energía (kWh/mes) = 132 (h/mes) * Resultado de ensayo de consumo de energía para 1hora (kWh/h)

Para los acondicionadores de aire tipo precisión, el consumo de energía se deberá́ evaluar como:

Figura 6.4.a. Ejemplo de dimensiones, distribución y tipos de letra a usar en la etiqueta (Tamaño A6). c. En el caso de los equipos mayores a 10.540 vatios hasta 17.580 vatios, de tecnología On/Off que declaren un valor de CSPF inferior a 2.9, deberán ser clasificados y etiquetados en el rango de la letra F.

Consumo energía (kWh/mes)= 730 (h/mes) * Resultado de ensayo de consumo de energía para 1hora (kWh/h)

Rangos del Coeficiente de Desempeño Sensible SCOP (kWt/kW)

7.1.2. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1, indicando la RANGO A 3,40 ≤ E.E.C * B 3,10 ≤ E.E.C < 3,40 C 2,80 ≤ E.E.C < 3,10 D 2,50 ≤ E.E.C < 2,80 E 2,2 ≤ E.E.C < 2,50 clase correspondiente al equipo que porta la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.1.3.a. o la Tabla 7.1.3.b. b. Capacidad de enfriamiento, en vatios (W). c. Rango de Temperatura ambiente para operación adecuada en grados Celsius (°C) d. Disponibilidad y cantidad de filtros e. Declarar el tipo de equipo de acuerdo con una de las siguientes clasificaciones, bien sea *Eficiencia Energética de Carnot E.E.C=(273,15+Te)(Tc-Te); Donde Te: Temperatura de evaporador en °C y Tc: acondicionador de aire para recinto unitario (RAC – Room Air Conditioner), o acondicionador de aire en sistema central (CAC – Central Air Conditioner), así:

Temperatura de condensador en °C. Tabla 7.1.3.b. Rangos de eficiencia energética para acondicionadores de aire Tipo Precisión. x Ventana x Mini Split o Casete o Piso - Techo o Pared o Fan-coil x Paquete x Split Central x Precisión o Flujo ascendente o Flujo descendente 7.1.4. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar los valores de CSPF y el consumo energético de los equipos para acondicionamiento de aire para recintos y unidades terminales compactas con condensador enfriado por aire, se debe aplicar el método de ensayo establecido en la norma técnica ISO 16358-1: 2013 /Amd 1:2019 “Aircooled air conditioners and air-to-air heat pumps Testing and calculating methods for seasonal performance factors – Part 1. Cooling seasonal performance factor”.

Para la aplicación del método de ensayo establecido mediante la norma ISO 16358-1: 2013 /Amd 1:2019, se deberá utilizar los “Bin hours” establecidos en la Tabla 3 de la norma mencionada, así como la realización únicamente de los ensayos obligatorios descritos en la Tabla 1 de la misma, es decir, no se deberán realizar los definidos como “ensayos opcionales” establecidos mediante la Tabla 1 de la norma ISO 16358-1: 2013 /Amd 1:2019.

7.1.3. RANGOS DE EFICIENCIA Para la clasificación de los acondicionadores de aire para recintos y unidades terminales compactas con condensador enfriado por aire, de acuerdo con el desempeño energético obtenido mediante ensayo, se establecen en la Tabla 7.1.3.a. y la Tabla 7.1.3.b., las clases y los rangos de valor para eficiencia energética.

FACTOR DE RENDIMIENTO ESTACIONAL DE

ENFRIAMIENTO (CSPF)

7.1.4.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como ensayos equivalentes para la evaluación de los equipos, los dispuestos en las siguientes normas:

ANSI/ASHRAE 127-2020 “Method Of Testing For Rating Air-Conditioning Units Serving Data Center (DC) And Other Information Technology Equipment (ITE) Spaces”

RANGO A 5,50 ≤ CSPF B 4,90 ≤ CSPF < 5,50 C 4,30 ≤ CSPF < 4,90 D 3,70 ≤ CSPF < 4,30 E 3,10 ≤ CSPF < 3,70 F 2,90 ≤ CSPF < 3,10 Tabla 7.1.3.a. Rangos de eficiencia energética para acondicionadores de aire para recintos y unidades terminales compactas con condensador enfriado por aire.

Notas: a. En los rangos de las letras de la A hasta la E se podrá clasificar cualquier equipo de cualquier capacidad y tecnología, siempre que su valor CSPF esté incluido dentro de los rangos definidos (≥ 3.1CSPF). b. En el rango de la letra F, solo se podrán clasificar equipos de tecnología On/Off (unidades de capacidad fija) de cualquier 7.1.4.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a los rangos definidos en la Tabla 7.1.3.a. y sus notas, así como los de la Tabla 7.1.3.b. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo, a excepción de lo establecido en el literal c) de las notas de la Tabla 7.1.3.a. b) El consumo de energía evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.1.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones del tipo y modelo de equipo bajo ensayo. capacidad.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 36 DIARIO OFICIAL Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

7.1.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA ACONDICIONADORES DE AIRE PARA RECINTOS Y UNIDADES TERMINALES COMPACTAS CON CONDENSADOR ENFRIADO POR AIRE.

Figura 7.1.5.b. Ejemplo de etiqueta para Acondicionadores de Aire tipo precisión.

7.2. REFRIGERADORES Y CONGELADORES DE USO DOMÉSTICO.

Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

Figura 7.1.5.a. Ejemplo de etiqueta para Acondicionadores de Aire hasta 17.580 W de capacidad de enfriamiento.

7.2.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR.

Se establecen el Consumo de Energía expresado en kWh/mes, así como el Ahorro Relativo (Ar) expresado en porcentaje (%), como parámetros a evaluar y declarar en la etiqueta URE por parte de los productores para los refrigeradores, refrigeradores-congeladores y congeladores de uso doméstico. Los anteriores parámetros deberán ser evaluados mediante el ensayo establecido en el Numeral 7.2.5.

El Ahorro Relativo (Ar) corresponde con un indicador de eficiencia relativa donde la referencia de consumo corresponde a equipos convencionales. El Ahorro Relativo (Ar) se obtiene como la razón entre la diferencia de consumos de energía eléctrica del equipo bajo ensayo frente a su equivalente convencional de referencia, respecto del consumo del equipo de referencia. El consumo será evaluadobajo las condiciones normalizadas de laboratorio como se indica en el Numeral 7.2.4.1.

El productor deberá realizar la clasificación del equipo de acuerdo con su tipo, cantidad y características de sus compartimientos y sistema de deshielo como se establece en los numerales siguientes. En concordancia deberá usar los rangos indicadores de eficiencia establecidos el Numeral 7.2.4, los datos de la clasificación y los valores de desempeño obtenidos serán los que se consignen en la etiqueta.

El consumo de energía se deberá evaluar con base en el resultado de ensayo y mediante cálculo matemático para un periodo de uso equivalente a 30 días al mes, así:

࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࡱ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇቀ࢑ࢃࢎ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁൌ૜૙ ቀࢊÀࢇ࢙ ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁכ ࡾࢋ࢙࢛ ࢒࢚ࢇࢊ࢕ࢋ࢔࢙ࢇ࢟࢕ࢊࢋࢉ࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋ ࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇ࢖࢕࢘૛૝ࢎ࢕࢘ࢇ࢙ቀ࢑ࢃࢎࢊ࢏ࢇ ൗ ቁ 5 O O S O O O S N N O 6 O O S O O O O S N O 7 O O S O O O O O S O 8 N N N N N N O S(*) S N 9 N N N N N N O N S N 10 O O O O O O O O O O Notas: S= tiene el compartimiento; N= no tiene el compartimiento; O= compartimiento optativo (*) También incluye armarios de conservación de alimentos congelados de 3 estrellas Tabla 7.2.2.1.b. Categorías para equipos de refrigeración de uso doméstico por composición de compartimientos 7.2.2. CLASIFICACIÓN DE EQUIPOS Para efectos de aplicación del presente reglamento, se establecen las siguientes clasificaciones para los refrigeradores y/o congeladores de uso doméstico.

7.2.2.2. De acuerdo con su sistema de descongelación a. Manual b. Semiautomático c. Automático 7.2.2.1. De acuerdo con su tipo Se debe aplicar la Tabla 7.2.2.1.a, en la cual se señala la categoría y el texto etiquetable de que trata el literal f del Numeral 6.3.3. (Denominación de tipo de equipo), del presente reglamento.

7.2.3. INFORMACIÓN COMPARABLE Categoría Descripción Texto etiqueta Refrigerador 1 Refrigerador con uno o más compartimentos de conservación de alimentos frescos La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente:

Refrigerador 2 Refrigerador - bodega, bodega y armarios para la conservación de vinos Refrigerador 3 Refrigerador - Helador y refrigerador con un compartimiento sin estrellas a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., en donde se especifique el rango indicador de eficiencia correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.2.3.b. b. Volumen de almacenamiento en litros (l) c. Sistema de Descongelación, de acuerdo con Numeral 7.2.2.2 d. Rango de temperaturas de operación adecuada correspondiente con la clase climática de diseño del equipo, en grados Celsius (°C), con base en la Tabla 7.2.3.a., siguiente.

4 Refrigerador con un compartimiento de una estrella Refrigerador 5 Refrigerador con un compartimiento de dos estrellas Refrigerador 6 Refrigerador con un compartimiento de tres estrellas Refrigerador 7 Refrigerador – congelador Refrigerador - congelador 8 Congelador tipo armario Congelador 9 Arcón congelador (congelador tipo horizontal) Congelador 10 Aparatos de refrigeración multiuso y de otro tipo Refrigerador - congelador Clase climática Símbolo Rango de temperatura ambiente ºC Templada extendida SN + 10 a + 32 Templado N + 16 a + 32 Subtropical ST + 16 a + 38 Tropical T + 16 a + 43 Tabla 7.2.3.a. Rangos de temperatura etiquetables según clase climática de diseño Notas: a. Los equipos de refrigeración para uso doméstico que no puedan clasificarse en una de las categorías 1 a 9 por la temperatura de los compartimentos se incluirán en la categoría 10. b. Los equipos que puedan clasificarse en la categoría 2, pero que estén destinados exclusivamente a conservación de vinos, están excluidos del cumplimiento del presente reglamento técnico. Por lo anterior la referencia a tal tipo de equipos en esta tabla aplica para facilitar o soportar, en conjunto con la Tabla 7.2.2.1.b, la solicitud o conceptualización sobre su exclusión. Tabla 7.2.2.1.a. Categorías para clasificación y texto etiquetable para equipos de refrigeración de uso doméstico Temperatura nominal en °C +12 +12 +4 2 0 -6 -12 -18 -18 T de diseño Conservación Para facilitar la clasificación sugerida en la Tabla 7.2.2.1.a, se establece la Tabla 7.2.2.1.b. donde se señala por cada categoría de equipos de refrigeración doméstica, su composición específica por compartimientos, así:

Conservación alimentos Helador 1 Estrella de vinos Bodega 4 Estrellas Otros Tipo de compartimiento 2 Estrellas 3 Estrellas Sin estrellas / Fabricación frescos de hielo Temperatura nominal °C +12 +12 +4 2 0
- 6
- 12
- 18
- 18 T de Diseño Tabla 7.2.3.b.Temperatura mínima nominal a etiquetar, según compartimiento disponible y diseño Helador Tipo Compartimiento Conservación de vinos Bodega 1 estrella 2 estrellas 3 estrellas 4 estrellas Otros Conservación alimentos frescos Sin estrellas / Fabricación de hielo Categoría 7.2.4. RANGOS DE EFICIENCIA No.
Composición por compartimientos 1 N N S N N N N N N N La clasificación de equipos en uno de los rangos procederá con base en el valor resultante del ensayo de consumo de energía y el correspondiente cálculo del Ahorro Relativo (Ar), como se indica en este numeral.

2 O O S N N N N N N O O S N N N N N N N O S N N N N N N N N N 3 O O S S O N N N N O O O S O S N N N N O 4 O O S O O S N N N O En la Tabla 7.2.4.a., siguiente, se establecen los rangos de clasificación de refrigeradores y/o congeladores de uso doméstico objeto del presente Reglamento Técnico y su periodo de aplicación contado desde la fecha de entrada en vigencia del reglamento.

37 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Rango de eficiencia Ahorro Relativo energética 1,05 400 4 Refrigerador con un compartimiento de una estrella 0,97 360 5 Refrigerador con un compartimiento de dos estrellas 0,88 390 6 y 7 Refrigerador con un compartimiento de tres estrellas / Refrigerador - congelador 8 Congelador tipo armario (Congelador vertical) 0,9 340 9 Arcón congelador (Congelador horizontal) 0,92 300 Tabla 7.2.4.1.a. Factores M y N por categoría de refrigeradores y congeladores, para cálculo de consumo de referencia aplicable a equipos ensayados a 32°C 7.2.4.2. Volumen equivalente o ajustado El volumen equivalente o ajustado del equipo se debe calcular de la siguiente forma:

Ar (%) A Ar ≥ 67 B 67 > Ar ≥ 56 C 56 > Ar ≥ 42 Temperatura de ensayo 32ºC para todas las clases climáticas Tabla 7.2.4.a. Rangos indicadores de eficiencia energética para refrigeradores y congeladores El ahorro relativo (Ar) en porcentaje se deberá determinar así:

ܸ ஼ୀ௡ ሺܵܥఈെܣܥሻܵ ܣ௥ൌ כ ͳͲͲሺΨሻ ܥఈ ௘௤ൌ൥෍ܸ ஼௡ כ൬ܶ௔௠௕െܶ ஼ܶ ஼ୀଵ ௔௠௕െͷ ൰כܨܨ஼൩כ ܥܥכ ܤܫ Donde: n: es el número total de compartimientos del equipo Donde:

Ar: Es el ahorro relativo del equipo bajo prueba, respecto del consumo de referencia, establecido bajo condiciones normalizadas. Los valores negativos se deben entender como desperdicio relativo.

Vc: es el volumen útil del compartimiento o compartimientos, en litros.

AC: Consumo de energía anual del aparato, determinado como Consumo de Energía en un periodo de prueba de 24 horas * 365 días según el ensayo del Numeral 7.2.5 Tc: es la temperatura nominal del compartimento indicada en la Tabla 7.2.2.1.b. en ºC, FFc, CC y BI: son factores de corrección indicados en la Tabla 7.2.4.2.a SCα: Consumo de energía anual normalizado de referencia, el cual deberá ser determinado como se indica en el Numeral 7.2.4.1.

܂܉ܕ܊ି܂۱ ܂܉ܕ܊ି૞ǣ es el factor de corrección termodinámico Notas:

7.2.4.1. Consumo anual normalizado de referencia

1. El factor de corrección termodinámico es la diferencia de temperatura entre la temperatura nominal de un compartimiento (Tc) y la temperatura ambiente (Tamb) en condiciones de ensayo normalizadas ( 32°C), expresado en proporción respecto de la misma diferencia en un compartimiento de alimentos frescos tomado a + 5°C.

Para el cálculo del Ahorro Relativo (Ar), se establece el consumo anual normalizado de referencia SCα, en kWh/año, el cual se debe calcular por parte del productor con la siguiente fórmula, al efecto deberá usar la categoría y características aplicables del equipo a etiquetar: ܵ

2. Para los compartimientos multiuso, el factor termodinámico se determina a la temperatura nominal que figura en la Tabla 7.2.2.1.b. del tipo de compartimiento más frío que puede ser regulada por el usuario final y mantenida continuamente con arreglo a las instrucciones del fabricante.

ܥఈൌܸ ௘௤כ ܯ൅ܰ ൅ܥܪ

3. Para cualquier sección de dos (2) estrellas, dentro de un congelador, el factor termodinámico se determina a Tc= - 12°C.

Donde:

Veq: Es el volumen equivalente o ajustado del equipo. Corresponde con la suma de los volúmenes equivalentes de todos los compartimientos del equipo, como se señala en el Numeral 7.2.4.2.

4. Para otros compartimientos, el factor termodinámico se determina a la temperatura de diseño más fría que puede ser regulada por el usuario final y mantenida continuamente con arreglo a las instrucciones del fabricante.

CH: Se deberá tomar como igual a 50 kWh/año para equipos de refrigeración doméstica dotados de un compartimiento helador con volumen útil de al menos 15 litros, y de 0 kWh/año para los demás casos.

Factor de corrección Valor Condición FFc (libre de escarcha o “frost free”)

M y N: Se deberá, según aplique, usar los valores los consignados en la Tabla 7.2.4.1.a. teniendo en cuenta que aplica para todas las clases climáticas de los equipos (SN, N, ST y T), siendo para los mismos, establecida en 32°C la temperatura ambiente normalizada de ensayo 1,2 Para los compartimientos de conservación de alimentos congelados libres de escarcha 1 En los demás casos CC (clase climática) (2) 1,2 Para los equipos de clase T (Tropical) 1,1 Para los equipos de clase ST (subtropical) 1 En los demás casos BI (empotrable o “builtin”)

1,2 Para los aparatos empotrables (1) de menos de 58 cm de ancho Categoría Descripción M N 1, 2 y 3 Refrigerador 0,76 265 correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado 7.2.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA REFRIGERADORES Y/O CONGELADORES DE USO DOMESTICO.

Factor de corrección Valor Condición 1 En los demás casos (1) Sólo se considerarán como aparatos empotrados los que hayan sido diseñados exclusivamente para su instalación en el interior de una cavidad de una cocina, necesiten elementos de acabado y hayan sido sometidos a prueba como tales. (2) Si un equipo de refrigeración está clasificado en más de una clase climática, se utilizará la clase climática con el factor de corrección más elevado para el cálculo del volumen equivalente.

Fuente: adaptado del Cuadro 3 del anexo de la DE 2003/66/CE y del Cuadro 6 del Anexo IV del Reglamento CE No. 643/2009. Tabla 7.2.4.2.a.Factores de corrección del volumen para refrigeradores y congeladores 7.2.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el consumo de energía de los equipos refrigeradores y/o congeladores para uso doméstico, objeto del presente reglamento, se deberá emplear el método de ensayo que aplique, establecidos en las normas técnicas INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 62552-1:2015+AMD1:2020 CSV “Household Refrigerating Appliances. Characteristics and Test Methods - Part 1: General requirements”, IEC 62552-2:2015+AMD1:2020 CSV “Household Refrigerating Appliances. Characteristics and Test Methods - Part 2: Performance requirements”, e IEC 62552-3:2015+AMD1:2020 CSV “Household Refrigerating Appliances. Characteristics and Test Methods - Part 3: Energy consumption and volume”.

El productor deberá declarar en la etiqueta el “Consumo mensual de energía” en kWh/mes, evaluado según aplique por la clase climática de diseño del equipo, así: x a 32°C para clases SN, N, ST y T.

El valor de consumo de energía a etiquetar, en kWh/mes, deberá corresponder con el producto del resultado del ensayo de consumo de energía en 24h y un valor de 30 días, como se indica en el inicio del 7.2.

Figura 7.2.6.a. Ejemplo de etiqueta para refrigeradores, congeladores y sus combinaciones de uso doméstico según rangos de Tabla 7.2.4.a.

7.2.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como normas equivalentes para la realización de ensayos las siguientes:

1. NTC-IEC 62552-1:2019, Artefactos de refrigeración domésticos. Características y métodos de ensayo. Parte 1: Requisitos generales (adopción idéntica de la IEC 62552-1:2015)
2. NTC-IEC 62552-2:2019, Artefactos de refrigeración domésticos. Características y métodos de ensayo. Parte 2: Requisitos de desempeño (adopción idéntica de la IEC 62552-2:2015)
3. NTC-IEC 62552-3:2019, Artefactos de refrigeración domésticos. Características y métodos de ensayo. Parte 3: Consumo de energía y volumen (adopción idéntica de la IEC 62552-3:2015)

7.3. REFRIGERADORES Y CONGELADORES DE USO COMERCIAL.

Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.3.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen el Consumo de Energía expresado en kWh/mes, así como el índice de eficiencia energética (IER) expresado en porcentaje de la relación con el índice de eficiencia energética de referencia nacional, el cual se encuentra en kilo vatios-hora por litro kWh/l, como parámetros a evaluar y declarar en la etiqueta URE por parte de los productores para equipos enfriadores, refrigeradores, refrigeradores - congeladores y congeladores de uso comercial. Los anteriores parámetros deberán ser evaluados mediante el ensayo establecido en el Numeral 7.3.5, en donde para la evaluación del consumo específico se deberá usar el volumen de almacenamiento del equipo.

El productor deberá realizar la clasificación del equipo de acuerdo con sus características de diseñocomo se establece en los numerales siguientes. Los datos de la clasificación y los valores de desempeño obtenidos serán los que se consignen en la etiqueta.

7.2.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a los rangos definidos en la Tabla 7.2.4.a. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo b) El consumo de energía evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo matemático establecido en el inicio del Numeral 7.2.1, para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra)

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 38 DIARIO OFICIAL CLASE TECNOLOGÍA DE FRIO TIPO DE EQUIPO (DENOMINACIÓN PARA ETIQUETADO)

DEL EQUIPO El consumo de energía se deberá evaluar con base en el resultado de ensayo y mediante cálculo matemático para un periodo de uso equivalente a 30 días al mes, así:

DESCRIPCIÓN ÍNDICE DE EFICIENCIA ENERGÉTICA DE REFERENCIA NACIONAL IERn mn IEon (kWh/l 24h) de una o más puertas en la parte posterior.

࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࡱ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇቀ࢑ࢃࢎ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁൌ૜૙ ቀࢊÀࢇ࢙ ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁכ ࡾࢋ࢙࢛ ࢒࢚ࢇࢊ࢕ࢋ࢔࢙ࢇ࢟࢕ࢊࢋࢉ࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋ 9 Temperatura baja -1,4 E-05 0,067811 Artefacto exhibidor diseñado para conservar una temperatura límite más alta de 0 °C, cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte posterior.

Placa fría Enfriador y congelador de placa fría y puerta sólida o puerta de cristal, diseñado para conservar una temperatura límite más alta de 10 /-18 °C.

10 Mixto. Enfriador y ࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇ࢖࢕࢘૛૝ࢎ࢕࢘ࢇ࢙ቀ࢑ࢃࢎࢊ࢏ࢇ ൗ ቁ El índice de eficiencia energética de referencia (IER) se deberá calcular como la relación del resultado del ensayo de consumo de energía por 24 horas sobre el volumen del equipo en litros, dividido en el índice de eficiencia energética de referencia nacional IERn para establecer el porcentaje que el resultado del ensayo representa en relación con la referencia nacional. congelador Circulación forzada de aire.

Enfriador y congelador de Circulación forzada de aire y puerta sólida o puerta de cristal, diseñado para conservar una temperatura límite más alta de 7,2 /-18 °C. Ver notas ൤ࡾࢋ࢙࢛ ࢒࢚ࢇࢊ࢕ࢋ࢔࢙ࢇ࢟࢕ࢊࢋࢉ࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇ࢖࢕࢘૛૝ࢎ࢕࢘ࢇ࢙ ࢂ࢕࢒࢛࢓ࢋ࢔ࢊࢋࢇ࢒࢓ࢇࢉࢋ࢔ࢇ࢓࢏ࢋ࢔࢚࢕ࢊࢋ࢒ࢋ࢛ࢗ ࢏࢖࢕ࢋ࢔ࡸ࢏࢚࢘ ࢕࢙ ൨ቀ࢑ࢃࢎ࢒ ൗቁ Temperatura baja ࡵࡱࡾሺΨሻൌ כ ૚૙૙ y Temperatura 11 Vitrina Mixta ࡵࡱࡾ࢔ቀ࢑ࢃࢎ࢒ ൗቁ baja 7.3.2. CLASIFICACIÓN DE EQUIPOS Al efecto, para su clasificación se establece la Tabla 7.3.2.a según las características de diseño, incluyendo enfriadores, vitrinas refrigeradoras y/o congeladores de uso comercial.

Aparato exhibidor diseñado para conservar una temperatura límite más alta de 10 / 0 °C. Notas:

1. Cuando los equipos tengan un solo sistema o unidad de enfriamiento se utilizarán los valores de mn e IEon del compartimiento con volumen o temperatura más desfavorable en términos de consumo de energía.

2. Cuando los equipos de las clases 10 y 11 tengan sistemas independientes se debe etiquetar cada compartimento por separado de acuerdo con el valor mn e IEon que corresponda.

CLASE TECNOLOGÍA

Tabla 7.3.2.a. Clases de equipos para uso comercial y temperaturas según características de diseño DE FRIO TIPO DE EQUIPO (DENOMINACIÓN PARA ETIQUETADO)

DEL EQUIPO DESCRIPCIÓN ÍNDICE DE EFICIENCIA ENERGÉTICA DE REFERENCIA NACIONAL IERn mn IEon (kWh/l 24h)

Circulación forzada de aire Los equipos que por sus características específicas no puedan clasificarse en la tabla anterior, estarán excluidos del presente reglamento.

1 Enfriador Vertical Artefacto diseñado para operar a un límite de temperatura más alta de 7,2 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales. -1,6 E-05 0,35601 Placa fría Artefacto diseñado para operar a un límite de temperatura más alta de 10 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales 2 -1,3 E-05 0,024466 Circulación forzada de aire.

Artefacto diseñado para operar a un límite de temperatura más alta de 7,2 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior 7.3.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1, indicando la Enfriador horizontal 3 Placa fría -1,3 E-05 0,028265 Artefacto diseñado para operar a un límite de temperatura más alta de 10 °C Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior clase correspondiente al equipo que porta la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.3.4.a. b. Volumen de almacenamiento en litros (l) c. Sistema de Deshielo: “Automático”, “semi automático” o “manual” d. Rango de temperaturas de operación adecuada, correspondiente con una de las siguientes 4 -2,2 E-05 0,048497 Circulación forzada de aire. opciones:

Congelador vertical con Artefacto diseñado para mantener una temperatura menor o igual a -18 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales, con puerta sólida o de cristal y un sistema de circulación forzada de aire puerta sólida o puerta de cristal 5 Placa fría -3 E-05 0,04 Artefacto diseñado para mantener una temperatura menor o igual a -18 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas frontales, con puerta sólida o de cristal y un sistema de placa fría.

6 Puerta solida -5 E-06 0,0122 o Equipo para temperatura ambiente hasta 25°C o Equipo para temperatura ambiente hasta 32°C o Equipo para temperatura ambiente hasta 40°C. e. Tecnología de frio: “Placa fría” o “Circulación Forzada de aire” f. Tipo de puerta: “Cristal” o “Solida”

Artefacto diseñado para mantener una temperatura menor o igual a -18 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior, con puerta sólida.

Congelador horizontal 7 Puerta de cristal -1,1 E-05 0,021433 Artefacto diseñado para mantener una temperatura menor o igual a -18 °C. Cuyo acceso se hace a través de una o más puertas en la parte superior, con puerta de cristal 8 Vitrina cerrada Temperatura -1,2 E-05 0,060124 media Artefacto exhibidor diseñado para conservar una temperatura límite más alta de 10 °C, cuyo acceso se hace a través 7.3.4. RANGOS DE EFICIENCIA En Índice de eficiencia energética de referencia IER, mediante el cual se deben clasificar los refrigeradores y/o congeladores de uso comercial, se encuentra en función del porcentaje del Índice de eficiencia energética de referencia nacional IERn tomado del Numeral 3.5 de la norma técnica colombiana NTC 5310:2021. declarados y los rangos definidos en la Tabla 7.2.4.a. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo de energía evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo matemático establecido en la parte inicial del Numeral 7.3.1, para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

ܫܧܴ݊ ൌ݉ ௡ܸܣ൅ܫܧ௢௡ En donde:

IERn: Índice de eficiencia energética de Referencia nacional expresado en kWh/l en 24 horas. mn: Pendiente de la recta IERn. VA: Volumen de almacenamiento del equipo en litros. IEon: Índice expresado en kWh/l en 24 horas para un volumen ajustado IERo.

Los valores de referencia IERo y mn dependen del tipo de producto y están expresados con base a la clasificación de la Tabla 7.3.2.a En la siguiente tabla se establecen los rangos para la clasificación de los refrigeradores y/o congeladores de uso comercial objeto del presente Reglamento Técnico, en función del porcentaje respecto al índice de eficiencia energética de referencia nacional:

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

Rango de eficiencia Índice de eficiencia energética energética 7.3.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA REFRIGERADORES Y/O CONGELADORES DE USO COMERCIAL. de referencia IER A 40 ≥ IER > 0 B 55 ≥ IER > 40 C 70 ≥ IER > 55 D 85 ≥ IER > 70 E 100 ≥ IER > 85 F 115 ≥ IER > 100 G f ≥ IER > 115 El porcentaje es respecto al índice de eficiencia energética de referencia nacional. Tabla 7.3.4.a. Rangos de referencia para el etiquetado de refrigeradores y/o congeladores de uso comercial.

7.3.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el consumo de energía y el consumo específico de los equipos enfriadores, refrigeradores y/o congeladores para uso comercial, se deberá emplear el método de ensayo de la Norma Técnica Colombiana NTC 5310: 2021 “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN COMERCIAL. RANGOS DE EFICIENCIA Y ETIQUETADO”.

7.3.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como ensayos equivalentes para la evaluación de los equipos, los dispuestos en las siguientes normas siempre y cuando se garantice como condición de ensayo, una temperatura ambiente de 32 °C r 1,3 °C:

Figura 7.3.6.a. Ejemplo de etiqueta para enfriadores, refrigeradores y/o congeladores para uso comercial.

1. Norma Técnica International Organization for Standardization Norma ISO 23953-2:2023 “Refrigerated display cabinets - Part 2: Classification, requirements and test conditions.
2. Norma Oficial Mexicana – NOM-022-ENER-SCFI-2014. Eficiencia energética, requisitos de seguridad al usuario para aparatos de refrigeración comercial auto contenidos. Límites, métodos de prueba y etiquetado.
3. ANSI/ASHRAE 72-2022: Testing Refrigerators And Freezers

7.4. BALASTOS DE TIPO ELECTRÓNICO PARA ILUMINACIÓN Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.3.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto de los valores 7.4.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR 39 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL c. Tipo y cantidad máxima de lámparas posibles a alimentar con el equipo – “Salidas:”, por ejemplo:

Se establecen como parámetros a declarar en el etiquetado de balastos electrónicos los siguientes: a) El consumo de energía en kWh/año, determinado en condiciones estables, como la diferencia “Fluorescente 2*32 W” d. Condición de dimerización y posibilidad de conmutación de potencia, como “Dimerizable”, “No entre las medidas realizadas en la entrada y la salida del balasto durante un periodo de 1 hora. Con tal valor de consumo se deberá hacer la estimación para un periodo de uso anual de referencia de 2.288 horas. El valor así obtenido corresponderá con las pérdidas propias por el funcionamiento del balasto durante un año. b) La Eficiencia energética del Balasto y el Factor de Balasto, expresados en porcentaje (%).

Dimerizable”, “Potencia conmutable”. e. “Factor de balasto:” en porcentaje (%)

7.4.4. MÉTODO DE ENSAYO Para la aplicación de la formulación del Numeral 7.4.1., deben utilizarse los métodos establecidos en la Norma Técnica Colombiana NTC 5112:2002-10-30 “Eficiencia Energética en Balastos. Método de Ensayo”. Todos los ensayos deberán realizarse en condiciones nominales de alimentación o las sugeridas en el presente reglamento para los balastos multitensión, dimerizables o multipotencia.

7.4.4.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como ensayos equivalentes para la evaluación de los equipos, los dispuestos en las siguientes normas:

La Eficiencia energética calculada como el cociente entre el valor medido para la potencia activa de salida y, el valor medido de la potencia activa de línea a la entrada del equipo. Las potencias se deben medir simultáneamente en condiciones normales de operación del balasto, entendidas como alimentación eléctrica a tensión nominal, o a la tensión máxima del rango nominal de operación, y carga nominal máxima del balasto.

El Factor de Balasto, corresponderá con la relación, bien de los flujos luminosos o, los niveles de iluminación a cierta distancia y posición, obtenidos de una fuente (o fuentes) luminosa (s) o bombilla(s) de referencia cuando operan con un balasto de referencia y cuando opera con el balasto bajo ensayo, a tensión nominal. La utilización del flujo luminoso o del nivel de iluminación para el cálculo antes referido, deberá realizarse de acuerdo con las definiciones de factor de balasto (FB) adoptadas a continuación:

Para balastos de lámparas fluorescentes tubulares de longitud mayor a 60 cm:

ܨ஻ൌܰ݅ ݒ݈݁ ݀݁ ݈݅ݑ݉݅݊ܽܿ݅ ×݊݀݁ ݈ܽ ܾ݋ܾ݈݈݉݅ܽ ݀݁ ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ ܿ݋ܾ݈݊ܽܽ ݏݐ݋ܾ݆ܽ ݋݁݊ ݏܽݕ݋ܰ݅ ݒ݈݁ ݀݁ ݈݅ݑ݉݅݊ܽܿ݅ ×݊݀݁ ݈ܽ ܾ݋ܾ݈݈݉݅ܽ ݀݁ ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ ܿ݋ܾ݈݊ܽܽ ݏݐ݋ܾ݆ܽ ݋ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ Para balastos de lámparas fluorescentes tubulares y compactas fluorescentes:

ܨ஻ൌ ܨ݈ݑ݆݋݈ݑ݉ À݊݋ݏ݋݀݁ ݈ܽ ܾ݋ܾ݈݈݉݅ܽ ݀݁ ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ ܿ݋ܾ݈݊ܽܽ ݏݐ݋ܾ݆ܽ ݋݁݊ ݏܽݕ݋ ܨ݈ݑ݆݋݈ݑ݉ À݊݋ݏ݋݀݁ ݈ܽ ܾ݋ܾ݈݈݉݅ܽ ݀݁ ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ ܿ݋ܾ݈݊ܽܽ ݏݐ݋ܾ݆ܽ ݋ݎ݂݁݁ ݎ݁݊ܿ݅ܽ

1. International Electrotechnical Commission – IEC. Ballasts for tubular fluorescent lamps – Performance requierements. IEC 60921:2004+AMD1:2006 CSV.
2. International Electrotechnical Commission – IEC. AC and/or DC supplied electronic gear for tubular fluorescent lamps – Performance requierements. IEC 60929: 2011+AMD1:2015 CSV
3. Norma Mexicana NMX-J-198-ANCE-2015. Iluminación- Balastos para lámparas fluorescentes – Método de prueba.
4. American National Standard, ANSI ANSLG C82.11:2011 for lamp ballasts - High Frequency Fluorescent Lamp Ballasts
5. CAN/CSA-C654 Latest Version: 2015, "Fluorescent Lamp Ballast Efficacy Measurements," as amended by Amendment 9 of the Energy Efficiency Act.”

Para los balastos de multitensión y/o multipotencia, así como aquellos dimerizables, se deberá ensayar y etiquetar el factor de eficacia de balasto para las condiciones de menor desempeño energético, indicando dentro de la etiqueta, en el espacio dispuesto para información comparable, la tensión, cantidad de bombillas y nivel de dimerización al que corresponde el valor etiquetado.

El Factor de balasto se etiquetará en el espacio dispuesto para información comparable.

7.4.4.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto de los valores declarados. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican en un valor mayor o igual de eficiencia energética 7.4.2. CLASIFICACIÓN Para el presente reglamento, el productor deberá realizar la clasificación del balasto de acuerdo con su tipo, tensión o rango de tensión, cantidad y clase de lámparas que está en capacidad de alimentar, y características de control, así: respecto al valor declarado en la etiqueta correspondiente b) El consumo de energía evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo a. Por tipo de tecnología, como: Balasto electrónico. b. Por tensión de operación, como: Tensión única o Multitensión c. Por cantidad de lámparas a alimentar: Salida única, Multisalida (cantidad de lámparas) d. Por características de control sobre la fuente luminosa, como: No dimerizable o Dimerizable, matemático establecido en el literal a) del Numeral 7.4.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta.

Multipotencia conmutable. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

7.4.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. “Tensión:”, nominal o rango de tensión, en voltios (V). b. “Potencia:” nominal de línea del balasto, en vatios (W).

7.4.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA BALASTOS ࡾ±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ ࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇࢊ࢏ࢇ࢘࢏࢕ൌ ෍ ቈࡼ࢕࢚ࢋ࢔ࢉ࢏ࢇ࢓ࢋࢊ࢏ࢇࢊࢋ࢒࢘±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ሺ࢑ࢃࢎሻ כ ࡴ࢕࢘ࢇ࢙࢘±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ࢇ࢒ࢊÀࢇ ࡾ±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔૚ ࡱࢌ࢏ࢉ࢏ࢋ࢔ࢉ࢏ࢇࢋ࢔Ψ ቉ 7.5.2. CLASIFICACIÓN Para efectos del presente reglamento técnico los motores monofásicos deberán clasificarse como se indica en los numerales siguientes.

7.5.2.1. Eficiencia nominal de motores monofásicos de inducción Los motores monofásicos sujetos al presente reglamento deben tener indicada en su placa de datos la eficiencia nominal, así como, entre otros, la potencia y tensión nominal.

7.5.2.2. Eficiencia mínima asociada Todo motor monofásico objeto del presente reglamento debe tener una eficiencia mayor o igual a la eficiencia mínima asociada a la eficiencia nominal que muestre en su placa de datos de acuerdo con la Tabla 7.5.2.2.a.

Eficiencia Eficiencia Eficiencia Eficiencia nominal nominal mínima Asociada 98,8 98,7 98,6 98,5 98,4 mínima Asociada 99,0 98,9 98,8 98,7 98,6 90,2 89,5 88,5 87,5 86,5 Tabla 7.4.5.a. Ejemplo de etiqueta para Balastos electrónicos.

98,2 98,0 97,8 97,6 97,4 88,5 87,5 86,5 85,5 84,0 98,5 98,4 98,2 98,0 97,8 85,5 84,0 82,5 81,5 80,0 7.5. MOTORES ELÉCTRICOS MONOFÁSICOS DE CORRIENTE ALTERNA Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

97,1 96,8 96,5 96,2 95,8 82,5 81,5 80,0 78,5 77,0 97,6 97,4 97,1 96,8 96,5 78,5 77,0 75,5 74,0 72,0 95,4 95,0 94,5 94,1 93,6 75,5 74,0 72,0 70,0 68,0 96,2 95,8 95,4 95,0 94,5 70,0 68,0 66,0 64,0 62,0 7.5.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen como variables a declarar en el etiquetado de motores eléctricos monofásicos la eficiencia, definida como la razón entre la potencia mecánica de salida (medida en el eje), respecto de la potencia eléctrica de entrada expresada en porcentaje (%), así como el consumo diario de energía expresado en kWh. Para el efecto se establecen los valores de eficiencia nominal y eficiencia mínima asociada, el método de ensayo para su evaluación, los rangos para etiquetado y los requisitos mínimos de muestreo y aceptación.

La eficiencia debe ser determinada a la potencia nominal PN, tensión nominal UN y frecuencia nominal fN.

El consumo diario de energía en kWh se deberá establecer de acuerdo con la clase de servicio principal para el cual está diseñado el motor, así: a. Para motores con clase de servicio S1 (servicio continuo), según clasificación IEC:

93,0 92,4 91,7 91,0 90,2 89,5 66,0 64,0 62,0 59,5 57,5 94,1 93,6 93,0 92,4 91,7 91,0 59,5 57,5 55,0 52,5 50,5 48,0 Consumo energía diario = (Potencia nominal en kW/Eficiencia en %) * 24 horas b. Para motores con clase de servicio diferente a S1, se deberá establecer el tipo de ciclo de 55,0 52,5 50,5 48,0 46,0 43,0 Nota: Los valores de la eficiencia nominal se obtienen a partir del 99,0%, con incrementos de pérdidas del 10%. Los valores de eficiencia mínima asociada se obtienen incrementando las pérdidas en un 20%. Tabla 7.5.2.2.a. Eficiencia mínima asociada a la Eficiencia nominal (%) para motores monofásicos. funcionamiento correspondiente al diseño, definiendo los periodos de funcionamiento para cada régimen, esto es: aceleración, carga constante, frenado eléctrico, vacío y reposo desconectado, con el fin de determinar el total de horas de funcionamiento diario correspondiente, así se deberá usar la siguiente formula:

7.5.2.3. Eficiencias mínimas para comercialización Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 40 DIARIO OFICIAL En ningún caso se podrán comercializar motores monofásicos, objeto del presente reglamento con clasificación de eficiencia energética inferior a la del rango C (Eficiencia alta - IE2) establecido en la Tabla 7.5.4.a.

7.5.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá́ incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., indicando la Potencia nominal Número de polos HP KW 2 4 6 0,25 0,187 66,6 68,5 62,2 0,33 0,249 70,5 72,4 66,6 0,5 0,373 72,4 76,2 76,2 0,75 0,560 76,2 81,8 80,2 1 0,746 80,4 82,6 81,1 1,5 1,119 81,5 83,8 83,8 2 1,492 82,9 84,5 84,5 3,5 2,6 84,3 85,9 85,9 7,5 5,6 86,6 87,8 87,8 10 7,5 87,4 88,5 88,5 12,33 9,2 88 89,0 89,0 15 11,2 88,6 89,5 89,5 Tabla 7.5.4.c. Límite nominal inferior (%) para Eficiencia Premium (IE3) 60 Hz. clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.5.4.a. b. Designación de la Clase de eficiencia: según Tabla 7.5.4.a. c. Potencia nominal, en vatios (W). d. Tensión nominal, en voltios (V) e. Clase de servicio como: Continuo a carga nominal, Corta duración, Intermitente con desconexión, Intermitente con operación en vacío, etc. f. Velocidad nominal, en revoluciones por minuto (rpm).

7.5.4.1. Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias En la Tabla 7.5.4.b y Tabla 7.5.4.c, se presentan los límites nominales. Los límites nominales de motores con potencias nominales que no se encuentren consignados en las tablas anteriores se deben determinar como sigue: a. La eficiencia de un motor con potencia nominal mayor o igual que la del punto medio entre dos valores de potencias consecutivas, deberá́ tomarse como la mayor de las eficiencias asignadas a las potencias usadas como referencia; b. La eficiencia de un motor con potencia nominal por debajo del punto medio entre dos valores de potencias consecutivas, deberá́ tomarse como la menor de las eficiencias asignadas a las potencias usadas como referencia.

7.5.4. RANGOS DE EFICIENCIA De acuerdo con la potencia del motor evaluado y su tensión de servicio, así como de los resultados del ensayo indicado en el Numeral 7.5.5., los motores monofásicos objeto del presente Reglamento Técnico se deben clasificar en un rango de acuerdo con la Tabla 7.5.4.a., tomando como referencia los valores límite nominales de eficiencia de la Tabla 7.5.4.b y de la Tabla 7.5.4.c, estos últimos tomados de la NTC 5983: 2013-02-20 “EFICIENCIA ENERGÉTICA DE MOTORES ELÉCTRICOS DE CORRIENTE ALTERNA, MONOFÁSICOS, DE INDUCCIÓN, TIPO JAULA DE ARDILLA, ENFRIADOS CON AIRE, EN POTENCIA, NOMINAL DE 0,180 KW A 1,500 KW. LÍMITES. MÉTODO DE PRUEBA Y ROTULADO”.

Límite inferior Límite superior DESIGNACIÓN CLASE (incluido)

(no incluido)

DE EFICIENCIA

Rango de eficiencia energética A 86.0 % 100 % Eficiencia Super Premium B Valores de la Tabla 7.5.4.c. 86.0 % Eficiencia Premium (IE3)

C Valores de la Tabla 7.5.4.b. Valores de la Tabla 7.5.4.c. Eficiencia Alta (IE2)

Tabla 7.5.4.a. Rangos de eficiencia energética para motores monofásicos.

7.5.5. MÉTODOS DE ENSAYO Para determinar la eficiencia energética de motores de inducción monofásicos objeto del presente reglamento con potencia nominal entre 0,18 y 11,19 kW, se establece como métodos de ensayo los descritos en la Norma Técnica Colombiana NTC 3477:2016 “Maquinas eléctricas rotatorias. Métodos para la Determinación de las Perdidas y de la Eficiencia a partir de Ensayos (Excluyendo las Maquinas para Vehículos de Tracción”.

Se aceptarán las tolerancias indicadas en la Tabla 7.6.4.b. del presente reglamento, adaptadas de la norma NTC-IEC 60034-1:2022 “Máquinas Eléctricas Rotatorias. Parte 1: Especificaciones Nominales y Características de Funcionamiento” o su equivalente.

7.5.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como ensayos equivalentes para la evaluación de los equipos, los dispuestos en las siguientes normas:

1. Norma Técnica Colombiana NTC 6083:2014 “Máquinas eléctricas rotatorias. Métodos específicos para determinar pérdidas separadas de grandes máquinas, a partir de ensayos complementarios a la NTC 3477 (IEC 60034-2-1)”
2. Norma ABNT NBR 17094-4:2016 Maquinas eléctricas girantes – Parte 4: Motores de indução monofasicos –Metodos de ensaios
3. IEEE 112-2017 - IEEE Standard Test Procedure for Polyphase Induction Motors and Generators.
4. Norma IEEE 114-2010. Institute of Electrical and Electronics Engineers. “Standard Test Procedure for Single-Phase Induction Motors”. 2010-12-23.
5. Norma CSA C390-10. Canadian Standards Association. “Test Methods, marking requirements, and energy efficiency levels for three-phase induction motors”. Marzo de 2010.
6. Norma CSA C390:10 (R2019), "Test Methods, Marking Requirements, and Energy Efficiency

Potencia nominal Número de polos HP KW 2 4 6 0,25 0,187 58,98 56,53 54,55 0,33 0,249 61,42 58,98 56,53 0,5 0,373 65,75 63,35 61,42 0,75 0,56 67,65 65,75 65,75 1 0,746 69,55 67,65 67,65 1,5 1,119 73,30 71,43 71,43 2 1,492 77,00 75,16 75,16 3,5 2,6 77,40 75,30 75,30 7,5 5,6 80,00 77,70 77,70 10 7,5 81,00 78,60 78,60 12,33 9,2 81,50 79,00 79,00 15 11,2 82,40 79,80 79,80 Tabla 7.5.4.b. Límite nominal inferior (%) para Alta Eficiencia (IE2) 60 Hz.

Levels for Three-Phase lnduction Motors,"
7. Norma CSA C747:22. Canadian Standards Association. “Energy efficiency test methods for small motors”.
8. Subpart B, "Electric Motors," or Subpart X, "Small Electric Motors," of 10CFR431, ''Energy Efficiency Program for Certain Commercial and lndustrial Equipment." last amended 5/24/2023
9. Norma Técnica de la INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60034-2-1, Ed.2.0. 2014 “Rotating electrical machines – Part 2-1: Standard methods for determining losses and efficiency from tests (excluding machines for traction vehicles)”..

Figura 7.5.6.a. Ejemplo de etiqueta para Motores Monofásicos.

7.6.

MOTORES TRIFÁSICOS DE INDUCCIÓN TIPO JAULA DE ARDILLA PARA 60

Hz.

Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.5.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a los rangos definidos en la Tabla 7.5.4.a. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo b) El consumo de energía diario evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.5.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones del tipo y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

7.5.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA MOTORES MONOFÁSICOS 7.6.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen como variables a declarar en el etiquetado de motores eléctricos trifásicos la eficiencia, definida como la potencia mecánica de salida (medida en el eje) sobre la potencia eléctrica de entrada expresada en %, así como el consumo diario de energía expresado en kWh. Para el efecto se establecen los valores de eficiencia nominal, los rangos para etiquetado, el método de prueba para su evaluación, y los requisitos mínimos de aceptación.

La eficiencia debe ser determinada a la potencia nominal PN, tensión nominal UN y frecuencia nominal fN.

El consumo diario de energía en kWh se deberá establecer de acuerdo con la clase de servicio principal para el cual esta diseñado el motor, así: a. Para motores con clase de servicio S1 (servicio continuo), según clasificación IEC:

Consumo energía diario = (Potencia nominal en kW/Eficiencia en %)* 24 horas b. Para motores con clase de servicio diferente a S1, se deberá establecer el tipo de ciclo de funcionamiento correspondiente al diseño, definiendo los periodos de funcionamiento para cada régimen, esto es: aceleración, carga constante, frenado eléctrico, vacío y reposo desconectado, 41 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Potencia nominal Número de polos con el fin de determinar el total de horas de funcionamiento diario correspondiente, así se deberá usar la siguiente formula:

ࡾ±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ ࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇࢊ࢏ࢇ࢘࢏࢕ൌ ෍ ቈࡼ࢕࢚ࢋ࢔ࢉ࢏ࢇ࢓ࢋࢊ࢏ࢇࢊࢋ࢒࢘±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ሺ࢑ࢃࢎሻ כ ࡴ࢕࢘ࢇ࢙࢘±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔࢔ࢇ࢒ࢊÀࢇ ࡾ±ࢍ࢏࢓ࢋ࢔૚ ࡱࢌ࢏ࢉ࢏ࢋ࢔ࢉ࢏ࢇࢋ࢔Ψ ቉ 7.6.2. CLASIFICACIÓN Los motores trifásicos sujetos a lo dispuesto en el presente reglamento se clasificarán como se indica en los siguientes numerales.

7.6.2.1. Por su tipo de encerramiento Así: a) Motor abierto b) Motor cerrado (kW) 2 4 6 8 3,7 89,5 91,0 90,2 88,5 5,5 90,2 92,4 91,7 88,5 7,5 91,7 92,4 92,4 91,0 11 92,4 93,6 93,0 91,0 15 92,4 94,1 93,0 91,7 18,5 93,0 94,5 94,1 91,7 22 93,0 94,5 94,1 93,0 30 93,6 95,0 95,0 93,0 37 94,1 95,4 95,0 93,6 45 94,5 95,4 95,4 93,6 55 94,5 95,8 95,4 94,5 75 95,0 96,2 95,8 94,5 90 95,4 96,2 95,8 95,0 110 95,4 96,2 96,2 95,0 150 95,8 96,5 96,2 95,4 185 96,2 96,5 96,2 95,4 220 96,2 96,8 96,5 95,4 250 hasta 375 96,2 96,8 96,5 95,8 Tabla 7.6.2.3.a. Límite inferior nominal para Eficiencia Súper Premium (IE4) (%) 60Hz.

7.6.2.2. Eficiencia nominal de motores trifásicos de inducción En función de su potencia nominal y número de polos, los motores trifásicos sujetos al presente reglamento deben tener indicada en su placa de datos una eficiencia nominal igual o mayor a la especificada en la Tabla 7.6.2.3.a, Tabla 7.6.2.3.b, y Tabla 7.6.2.3.c,, la cual debe entenderse como la eficiencia mínima para cada especificación y clase de eficiencia. Los valores son adaptados de la norma IEC 60034-30-1:2014.

Potencia nominal Número de polos 7.6.2.3. Eficiencias mínimas para comercialización En ningún caso se podrán usar o comercializar motores trifásicos objeto del presente reglamento con eficiencia energética ubicada en el límite inferior del rango B (Eficiencia Premium – IE3) establecido en la Tabla 7.6.4.a., y aplicará a los motores con potencias iguales o superiores a 0,75 kW. De forma excepcional se podrán continuar usando o comercializando equipos con clasificación de eficiencia en el rango “C”, siempre y cuando cumplan con uno de los siguientes requisitos: a. Sean de potencia menor a 0,75 kW b. Motores de doble bobinado tipo “Dahlander”, c. Estén destinados a usos y procesos en los que su control se efectúe mediante equipos de variación de los parámetros de alimentación (frecuencia y tensión eléctrica) - VDF, garantizando un mejor desempeño energético que si operarán directamente. En tal caso la etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, lo siguiente: o Una frase en letras mayúsculas tipo fuente Arial tamaño 12 puntos que diga “USO EXLUSIVO CON VDF”.

Potencia nominal Número de polos (kW) 2 4 6 8 0,18 70,0 74,0 72,0 68,0 0,25 74,0 77,0 75,5 72,0 0,37 77,0 81,5 78,5 75,5 0,55 80,0 84,0 82,5 77,0 0,75 82,5 85,5 84,0 78,5 1,1 85,5 87,5 88,5 81,5 1,5 86,5 88,5 89,5 85,5 2,2 88,5 91,0 90,2 87,5 kW 2 4 6 8 0,18 65,6 69,5 67,5 64,0 0,25 69,5 73,4 71,4 68,0 0.37 73,4 78,2 75,3 72,0 0,55 76,8 81,1 81,7 74,0 0,75 77,0 83,5 82,5 75,5 1,1 84,0 86,5 87,5 78,5 1,5 85,5 86,5 88,5 84,0 2,2 86,5 89,5 89,5 85,5 3,7 88,5 89,5 89,5 86,5 5,5 89,5 91,7 91,0 86,5 7,5 90,2 91,7 91,0 89,5 11 91,0 92,4 91,7 89,5 15 91,0 93,0 91,7 90,2 18,5 91,7 93,6 93,0 90,2 22 91,7 93,6 93,0 91,7 30 92,4 94,1 94,1 91,7 37 93,0 94,5 94,1 92,4 45 93,6 95,0 94,5 92,4 55 93,6 95,4 94,5 93,6 75 94,1 95,4 95,0 93,6 90 95,0 95,4 95,0 94,1 110 95,0 95,8 95,8 94,1 150 95,4 96,2 95,8 94,5 185 hasta 375 95,8 96,2 95,8 95,0 Tabla 7.6.2.3.b. Límite inferior nominal para Eficiencia Premium (IE3) (%) 60Hz.

Potencia nominal Número de polos c. Potencia nominal, en vatios (W) d. Tensión nominal, en voltios (V) e. Clase de servicio como: Continuo a carga nominal, Corta duración, Intermitente con desconexión, kW 2 4 6 8 Intermitente con operación en vacío, etc. f. Velocidad nominal, en revoluciones por minuto (rpm).

7.6.4. RANGOS DE EFICIENCIA De acuerdo con la calsificación de que trata el Numeral 7.6.2.2, y los resultados del ensayo indicado en el Numeral 7.6.5., los motores se deben clasificar en el rango de eficiencia acuerdo con la Tabla 7.6.4.a.

DESIGNACIÓN Límite inferior Eficiencia nominal Límite superior Eficiencia nominal Rango (incluido)

CLASE DE EFICIENCIA (no incluido)

A Valores de Tabla 7.6.2.3.a 100% Eficiencia Súper Premium B Valores de Tabla 7.6.2.3.b Valores de Tabla 7.6.2.3.a Eficiencia Premium (IE3)

C Valores de Tabla 7.6.2.3.c Valores de Tabla 7.6.2.3.b Eficiencia Alta (IE2) Tabla 7.6.4.a. Rangos de eficiencia energética para motores trifásicos.

Ítem Magnitud Tolerancia Eficiencia K 1

- Máquinas de potencia inferior o igual a

- 15 % de (1 - K)

150 kW (o kVA)

- 10 % de (1 - K)

- Máquinas de potencia superior a 150 kW (ó kVA)

0,18 64,0 68,0 55,0 50,0 0,25 68,0 70,0 59,5 52,0 0,37 72,0 72,0 64,0 58,0 0,55 74,0 75,5 68,0 62,0 0,75 75,5 78,0 73,0 66,0 1,1 82,5 84,0 85,5 75,5 1,5 84,0 84,0 86,5 82,5 2,2 85,5 87,5 87,5 84,0 3,7 87,5 87,5 87,5 85,5 5,5 88,5 89,5 89,5 85,5 7,5 89,5 89,5 89,5 88,5 11 90,2 91,0 90,2 88,5 15 90,2 91,0 90,2 89,5 18,5 91,0 92,4 91,7 89,5 22 91,0 92,4 91,7 91,0 30 91,7 93,0 93,0 91,0 37 92,4 93,0 93,0 91,7 45 93,0 93,6 93,6 91,7 55 93,0 94,1 93,6 93,0 75 93,6 94,5 94,1 93,0 90 94,5 94,5 94,1 93,6 110 94,5 95,0 95,0 93,6 150 95,0 95,0 95,0 93,6 185 95,4 95,0 95,0 93,6 220 hasta 375 95,4 95,8 95 93,6 375 95,4 95,8 95,0 94,1 Tabla 7.6.2.3.c. Límite inferior nominal para Eficiencia Alta (IE2) (%) 60Hz.

+ 10 % de las pérdidas totales 2 Pérdidas totales (aplicables a máquinas con regímenes nominales > 150 kW o kVA)

-1/6 de (1 - cos I)

Factor de potencia, cos I, para máquinas de inducción Valor mínimo absoluto 0,02 3 Valor máximo absoluto 0,07 ± 30 % del deslizamiento Deslizamiento de los motores de inducción (a carga plena y a la temperatura de funcionamiento)

4 a)

± 20 % del deslizamiento.

PN < 1 kW 7.6.2.4. Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias En la Tabla 7.6.2.3.a, Tabla 7.6.2.3.b, y Tabla 7.6.2.3.c, se presentan los límites nominales. Los límites nominales de motores con potencias nominales que no se encuentren consignados en las tablas anteriores se deben determinar como sigue: a. La eficiencia de un motor con potencia nominal mayor o igual que la del punto medio entre dos PN t 1 kW -Sobre la velocidad más alta:

3 % de la velocidad sincrónica valores de potencias consecutivas, deberá tomarse como la mayor de las eficiencias asignadas a las potencias usadas como referencia; b. La eficiencia de un motor con potencia nominal por debajo del punto medio entre dos valores de Velocidad de los motores de corriente alterna con colector en derivación (a carga plena y a la temperatura de funcionamiento).

- Sobre la velocidad más baja:

4 b)

+ 3 % de la velocidad sincrónica potencias consecutivas, deberá tomarse como la menor de las eficiencias asignadas a las potencias usadas como referencia;

+ 20 % de la corriente de arranque 5 Corriente de rotor bloqueado de los motores de inducción tipo jaula de ardilla, con cualquier dispositivo de arranque especificado.

+ 25 % 7.6.3. INFORMACIÓN COMPARABLE

La etiqueta deberá́ incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., indicando la Torque de rotor bloqueado de los motores de inducción tipo jaula de ardilla

- 15% del torque especificado

6 clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.6.4.a. b. Designación de la Clase de eficiencia: según Tabla 7.6.4.a.

(Mediante acuerdo se puede sobrepasar la cifra de + 25 %).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 42 DIARIO OFICIAL Ítem Magnitud Tolerancia 7.6.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA MOTORES TRIFÁSICOS

- 15 % del torque especificado.

7 Torque mínimo durante el arranque de los motores de inducción Torque máximo durante el arranque de los motores de inducción 8 -10 % del torque, especificado excepto que después de la aplicación de esta tolerancia, el torque no debe ser inferior a 1,6 ó 1,5 veces el torque nominal.

9 Momento de inercia ± 10 % del valor NOTA: Cuando se especifica una tolerancia solamente en un sentido, el valor no está limitado en el otro sentido.

Tabla 7.6.4.b. Tolerancias en los valores de las cantidades.

7.6.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar la eficiencia energética de motores de inducción trifásicos objeto del presente reglamento, en potencia nominal de 0,18 a 373 kW, se establece como método de ensayo el descrito en la Norma Técnica Colombiana NTC 3477:2016 “Maquinas eléctricas rotatorias. Métodos para la Determinación de las Perdidas y de la Eficiencia a partir de Ensayos (Excluyendo las Maquinas para Vehículos de Tracción”.

Se aceptarán las tolerancias indicadas en la Tabla 7.6.4.b. del presente reglamento, adaptadas de la norma NTC-IEC 60034-1:2022 “Máquinas Eléctricas Rotatorias. Parte 1: Especificaciones Nominales y Características de Funcionamiento” o su equivalente.

Figura 7.6.6.a. Ejemplo de etiqueta para Motores Trifásicos.

7.6.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como normas equivalentes para la realización de ensayos las siguientes:

1. Norma Técnica Colombiana NTC 6083:2014 “Máquinas eléctricas rotatorias. Métodos específicos para determinar pérdidas separadas de grandes máquinas, a partir de ensayos complementarios a la NTC 3477 (IEC 60034-2-1)”
2. IEEE 112-2017 - IEEE Standard Test Procedure for Polyphase Induction Motors and Generators Norma Técnica de la INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 60034-2-1, Ed.2.0. 2014 “Rotating electrical machines – Part 2-1: Standard methods for determining losses and efficiency from tests (excluding machines for traction vehicles)”.

7.7. LAVADORAS DE ROPA ELÉCTRICAS DE USO DOMÉSTICO Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.7.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen como variables a declarar en el etiquetado de Lavadoras de Ropa de uso doméstico según su tipo como sigue: a. Lavadoras automáticas, el Factor de Energía expresado en L/kWh/ciclo, así́ como el consumo de 7.6.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a los rangos definidos en la Tabla 7.6.4.a. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo energía mensual expresado en kWh/mes. b. Lavadoras semi - automáticas, el Consumo específico (Ce) en (kWh/kg-año), así́ como el consumo de energía mensual expresado en kWh/mes. c. Lavadoras manuales, el Consumo específico (Ce) en (kWh/kg-año), así como el consumo de b) El consumo de energía evaluado a partir de los resultados del ensayo mediante el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.6.1. para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones del tipo y modelo de equipo bajo ensayo. energía mensual expresado en kWh/mes.

Los equipos serán evaluados de acuerdo con el ensayo establecido en el Numeral7.7.5., del presente Reglamento Técnico. Para el efecto, se establecen los valores permitidos como límite, los rangos de eficiencia para clasificación, el método de prueba para su evaluación, y los criterios de aceptación.

El consumo de energía mensual a etiquetar se evaluará con base en el indicador de 168 ciclos año (14 Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado. ciclos/mes)2, así:

Consumo mensual de energía (kWh)= Resultado de ensayo para un ciclo (kWh)*14 (ciclos/mes)

Clasificación por tipo y capacidad Manual Semiautomática IMPULSOR 7.7.2. CLASIFICACIÓN Las lavadoras de ropa sujetas a lo dispuesto en el presente reglamento se clasifican en los siguientes tipos, así:

Menores de 4,0 kg de ropa 19 21 De 4,0 kg a menores de 6,0 kg de ropa 19 24 De 6,0 kg a menores de 10,0 kg de ropa 24 24 De 10,0 kg de ropa en adelante 38 38 AGITADOR 7.7.2.1. De acuerdo con su operación a. Lavadora de ropa automática de eje vertical, con capacidad volumétrica del contenedor de ropa menor de 45,30 litros.

Menores de 4,0 kg de ropa 32 38 De 4,0 kg a menores de 6,0 kg de ropa 44 96 De 6,0 kg a menores de 8,0 kg de ropa 80 140 De 8,0 kg a menores de 10,0 kg de ropa 80 140 De 10,0 kg de ropa en adelante 104 160 Tabla 7.7.2.2.b. Valores máximos de consumo de energía eléctrica en kWh/año para lavadoras de ropa electrodomésticas, semiautomáticas y manuales. b. Lavadora de ropa automática de eje vertical, con capacidad volumétrica del contenedor de ropa igual o mayor de 45,30 litros. c. Lavadora de ropa automática de eje horizontal. d. Lavadora de ropa semi-automática. e. Lavadora de ropa manual.

7.7.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1. indicando la clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de los rangos establecidos en el Numeral 7.7.4 b. Consumo total de agua en litros por ciclo (L/ciclo) c. Capacidad volumétrica en litros (L) d. Capacidad nominal de carga en kilogramos (kg) de ropa seca evaluada como se establece en la NTC 5980:2016 “Método para medir la capacidad en las lavadoras”: e. Clasificación de acuerdo con su tipo de operación, según Numeral 7.7.2.2. f. Suministro de agua: “Sin entrada de agua caliente” o “Con entrada de agua caliente”.

7.7.2.2. Valores límite El factor de energía (FE) y el consumo de energía total anual en (kWh/año) para efectos de verificación de los valores límite y de clasificación en rango de desempeño, establecidos en la Tabla 7.7.2.2.a, Tabla 7.7.2.2.b, Tabla 7.7.4.a, Tabla 7.7.4.b, y la Tabla 7.7.4.c. siguientes, se evaluará de acuerdo con el inciso 8.6 de la norma NTC 5913:2021, adoptada como método de ensayo en el Numeral7.7.5.

Las lavadoras de ropa objeto del presente reglamento, deben cumplir con los siguientes límites, adaptados de la norma NTC 5307:2013 “Eficiencia Energética de Lavadoras de Ropa Electrodomésticas. Límites, Métodos de Prueba y Etiquetado”: a. Para lavadoras de ropa automáticas electrodomésticas se establecen como valores mínimos del Factor de Energía (FE) en L/kWh/ciclo, los consignados en la Tabla 7.7.2.2.a.

7.7.4. RANGOS DE EFICIENCIA Se establece en las siguientes tablas, los rangos para la clasificación de las lavadoras eléctricas de ropa objeto del presente Reglamento Técnico, así: a. La Tabla 7.7.4.a para lavadoras automáticas de acuerdo con el Factor de Energía FE determinado mediante el ensayo establecido en el Numeral 7.7.5.

Rango de clasificación para etiquetado 75 Impulsor Agitador Agitador con elemento calefactor TIPO FE (L/kWh/ciclo) Lavadora de ropa automática de eje vertical, con capacidad volumétrica del contenedor de ropa menor de 45,3 litros Impulsor Impulsor con elemento calefactor 75 Lavadora de ropa automática de eje vertical, con capacidad volumétrica del contenedor de ropa igual o mayor de 45,3 litros Agitador Agitador con elemento calefactor Valor de FE (L/kWh/ciclo) A FE ≥ 150 B 150 >FE ≥ 130 C 130 >FE ≥ 110 D 110 > FE ≥ 90 E 90 > FE ≥ 75 Tabla 7.7.4.a. Valores máximos de consumo de energía eléctrica en kWh/año para lavadoras de ropa 75 Lavadora de ropa automática de eje horizontal Tambor Tambor con elemento calefactor Tabla 7.7.2.2.a. Valores mínimos de factor de energía en L/kWh/ciclo para lavadoras de ropa automáticas automáticas. b. La Tabla 7.7.4.b para lavadoras semi-automáticas de acuerdo con el consumo específico anual en (kWh/año)/kg,, determinado como el cociente entre el resultado del ensayo del consumo de energía, establecido en el Numeral 7.7.5., evaluado para un año y, la capacidad nominal de lavado en kg de prendas secas, según se evalué y declare como “Capacidad de carga”. electrodomésticas. b. Para lavadoras de ropa electrodomésticas semi-automáticas y manuales, se establecen como valores máximos de consumo de energía anual en kWh/año los consignados en la Tabla 7.7.2.2.b.

Rango de clasificación Valor de consumo para etiquetado específico Ce (kWh/kg-año)

2 Valor medio obtenido del estudio de caracterización realizado en 2006 por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME 43 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL matemático establecido en el Numeral 7.7.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

A 3,1 > Ce B 5,5 > Ce ≥ 3,1 C 7,9 > Ce ≥ 5,5 D 8,8 > Ce ≥ 7,9 E 10,4 > Ce ≥ 8,8 Tabla 7.7.4.b. Rangos de consumo de energía anual total para clasificación de lavadoras semi-automáticas. c. La Tabla 7.7.4.c para lavadoras manuales de acuerdo con el consumo específico anual en (kWh/año)/kg, determinado como el cociente entre el resultado del ensayo del consumo de energía, establecido en el Numeral 7.7.5., evaluado para un año y, la capacidad nominal de lavado en kg de prendas secas, según se evalué y declare como “Capacidad de carga”.

Rango de clasificación Valor de consumo para etiquetado Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

7.7.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA LAVADORAS DE ROPA específico Ce (kWh/kg-año) A 4,0 > Ce B 9,0 > Ce ≥ 4,0 C 13,0 > Ce ≥ 9,0 D 18,0 > Ce ≥ 13,0 E 24,0 > Ce ≥ 18,0 Tabla 7.7.4.c. Rangos de consumo de energía anual total para clasificación de lavadoras manuales.

7.7.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el consumo de energía y el factor de energía de las lavadoras de ropa electrodomésticas objeto del presente reglamento, se deberá usar el ensayo establecido en la norma NTC 5913:2021 “Aparatos electrodomésticos y similares. Lavadoras eléctricas de ropa. Métodos de prueba para el consumo de energía, el consumo de agua y la capacidad volumétrica”.

7.7.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como ensayos equivalentes para la evaluación de los equipos, los dispuestos en las siguientes normas:

1. Norma Mexicana. NMX-J-585-ANCE-2014 “Aparatos electrodomésticos y similares Lavadoras eléctricas de ropa - Métodos de prueba para el consumo de energía, el consumo de agua y la capacidad volumétrica”.
2. Norma CAN/CSAC360:2013 (R2018), "Energy Performance, Water Consumption, and Capacity of Household Clothes Washers."
3. Norma CAN/CSA-C361:2016 (R2021), "Test Method for Measuring Energy Consumption and Drum Volume of Electrically Heated, Household, Tumble-Type Clothes Dryers."

Figura 7.7.6.a. Ejemplo de etiqueta para Lavadoras de Ropa automáticas.

7.7.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia (Ce) de cada uno de los artefactos, se deberán comparar respecto a la tabla de rangos de clasificación aplique según el tipo de equipo (Tabla 7.2.4.a., Tabla 7.7.4.b. ó Tabla 7.7.4.c). La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo 7.8.

CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS, TIPO ACUMULADOR

Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.8.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen como variables a declarar en el etiquetado de calentadores de agua eléctricos, tipo acumulación, la “eficiencia” expresada en porcentaje (%), así como el consumo de energía en kWh/mes, evaluados de acuerdo con el ensayo establecido en el Numeral 7.8.5., del presente Reglamento Técnico. Para el efecto se establecen los rangos de eficiencia para clasificación, el método de prueba para su evaluación, los requisitos de muestreo mínimo y criterios de aceptación.

La eficiencia para los calentadores de agua se determinará mediante ensayo en términos de un factor de energía y la capacidad de suministro de agua caliente en la primera hora de operación.

El consumo de energía mensual a etiquetar se evaluará con base en el indicador de 1,5 (horas/día/hogar)3, así:

Consumo mensual de energía (kWh)= Energía total media consumida en una hora de ensayo (kWh)*45 (horas/mes)

Donde la “Energía total media consumida en una hora” se deberá calcular a partir del consumo calorífico nominal determinado en kW como se establece en el procedimiento de ensayo.

Figura 7.7.6.b Ejemplo de etiqueta para Lavadoras de Ropa semiautomáticas 7.8.2. CLASIFICACIÓN Los calentadores de agua residenciales se clasifican en:

Tipo I: Calentadores de agua en los cuales el control de operación primario es sobre la temperatura.

Tipo II: Calentadores de agua en los cuales el control de operación primario es activado sobre el flujo.

7.8.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1. indicando la clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de la Tabla 7.8.4.a. b. Capacidad volumétrica en Litros (L) c. Potencia nominal en Vatios(W) d. Tensión nominal en Voltios(V).

7.8.4. RANGOS DE EFICIENCIA Todo calentador de agua eléctrico tipo almacenamiento dentro del alcance de este reglamento se deberá clasificar y etiquetar de acuerdo con los resultados del ensayo establecido en el Numeral 7.8.5. y la aplicación de la Tabla 7.8.4.a. Valores adaptados de la NTC 5106:2002 “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS TIPO ALMACENAMIENTO PARA PROPÓSITOS DOMÉSTICOS. RANGOS DE EFICIENCIA Y ROTULADO”.

Capacidad Rangos para clasificación de equipos (valores límites inferior y superior en por en Litros Figura 7.7.6.c Ejemplo de etiqueta para Lavadoras de Ropa manuales unidad p.u)

3 Valor medio obtenido del estudio de caracterización realizado en 2006 por la Unidad de Planeación Minero- Energética – UPME Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 44 DIARIO OFICIAL E D C B A ET = [ (1- (tR/24)) * E ] + ER 10 0,66 0,70 0,71 0,75 0,76 0,81 0,82 0,86 0,87 1,00 15 0,65 0,69 0,70 0,75 0,76 0,80 0,81 0,85 0,86 1,00 Dónde:

20 0,64 0,68 0,69 0,74 0,75 0,80 0,81 0,85 0,86 1,00 25 0,62 0,67 0,68 0,73 0,74 0,79 0,80 0,85 0,86 1,00 30 0,61 0,66 0,67 0,73 0,74 0,79 0,80 0,85 0,86 1,00 35 0,60 0,65 0,66 0,72 0,73 0,78 0,79 0,85 0,86 1,00 40 0,59 0,64 0,65 0,71 0,72 0,78 0,79 0,85 0,86 1,00 45 0,57 0,63 0,64 0,70 0,71 0,77 0,78 0,84 0,85 1,00 50 0,56 0,63 0,64 0,70 0,71 0,77 0,78 0,84 0,85 1,00 60 0,54 0,61 0,62 0,68 0,69 0,76 0,77 0,84 0,85 1,00 70 0,51 0,59 0,60 0,67 0,68 0,75 0,76 0,84 0,85 1,00 80 0,49 0,57 0,58 0,66 0,67 0,74 0,75 0,83 0,84 1,00 90 0,46 0,55 0,56 0,64 0,65 0,74 0,75 0,83 0,84 1,00 100 0,44 0,53 0,54 0,63 0,64 0,73 0,74 0,83 0,84 1,00 tR es el tiempo de calentamiento, medido según el capítulo 16 de la Norma IEC 60379:1987, expresado en horas;

E es la energía consumida durante 24 horas, calculada según el capítulo 14 de la Norma IEC 60379:1987, expresada en kWh;

ER es la energía consumida, medida durante el tiempo de calentamiento (tR), expresada en kWh.

El valor obtenido de Eficiencia Energética en porcentaje será el que transformado en por unidad (p.u) se use junto con la Tabla 7.8.4.a para determinar la clase energética del equipo bajo ensayo.

110 0,41 0,51 0,52 0,61 0,62 0,72 0,73 0,82 0,83 1,00 m -0,0019 -0,0014 -0,00086 -0,0003 b 0,72 0,77 0,81 0,86 7.8.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establece como norma equivalente para la realización de ensayos la siguiente:

NTC 4720:2018 “Métodos para definir el desempeño de los calentadores eléctricos para almacenamiento de agua para propósitos domésticos”.

NOTAS: Para capacidades en litros que no se encuentren en el cuadro anterior, los valores se calculan con la siguiente ecuación, considerando la pendiente (m) y el cruce por el eje Y (b), dadas en el mismo cuadro:

Factor de Energía = m x (Volumen en litros) + b Para valores límites de eficiencia en porcentaje (%) multiplicar valores de los rangos de la tabla por 100.

Tabla 7.8.4.a. Rango de eficiencias para calentadores de agua eléctricos tipo almacenamiento en p.u.

7.8.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia y consumo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a los rangos de clasificación de la Tabla 7.8.4.a,. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos:

7.8.5. MÉTODOS DE ENSAYO Para determinar la eficiencia de los calentadores de agua eléctricos tipo almacenamiento, se debe aplicar el método de ensayo establecido en la Norma IEC 60379:1987 “Methods for measuring the performance of electric storage water-heaters for household purposes”, la cual, mediante modificación, fue adoptada como norma NTC 4720:2018 “Métodos para definir el desempeño de los calentadores eléctricos para almacenamiento de agua para propósitos domésticos”.

Para el cálculo de la eficiencia energética, se debe aplicar la fórmula:

EFICIENCIA ENERGÉTICA (%) = (DT x DV x 0,1163) / ET Dónde:

DT es la elevación de temperatura del agua expresada en kelvin, definida como θM – θC de acuerdo con la Norma IEC 60379, capítulos 8, 11 y 14.

DV es el volumen obtenido según el capítulo 13 de la Norma IEC 60379, expresado en litros. Alternativamente el volumen puede determinarse por diferencia de peso entre el calentador de agua lleno de agua y vacío.

ET es la energía total, expresada en kWh. a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.8.1, para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

Para el cálculo de ET, se debe aplicar la siguiente fórmula:

7.8.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA ELÉCTRICOS Donde la “Energía total media consumida en una hora” se deberá calcular a partir del consumo calorífico nominal determinado en kW como se establece en el procedimiento de ensayo.

7.9.2. CLASIFICACIÓN Para efectos de aplicación del presente reglamento, se establecen las siguientes clasificaciones para los calentadores de agua a gas tipo acumulación.

7.9.2.1. Clasificación según tipo Los equipos se deben clasificar según las definiciones establecidas en el Numeral 4.8. del presente reglamento, adoptadas con base en la norma técnica NTC 5042:2021, así:

De los tipos A, B1, B11, B11BS, C1, C11, C12, C13, C2, C 21, C3, C31, C32, C33, C4, C41, C42, C43, C5, C51, C52, C53, C6, C62, C63, 7.9.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1. indicando la Figura 7.8.6.a. Ejemplo de etiqueta para Calentadores de Agua Eléctricos. clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de los rangos que para el caso se establezcan. b. Capacidad: Volumen de almacenamiento en litros (L)“:” c. Potencia en kilovatios (kW) (consumo calorífico nominal) d. El consumo de mantenimiento en vatios (W) e. Tipo de encendido: “Automático” o “Manual” f. Tipo de gas: “Natural” o “GLP” o “Categoría GN o GLP”

7.9. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

7.9.4. RANGOS DE EFICIENCIA Se establecen los siguientes rangos de eficiencia para la clasificación de los calentadores de agua a gas del tipo acumulador, adaptados de la norma NTC 5304:2004 “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CALENTADORES TIPO ACUMULADOR QUE EMPLEAN GASES COMBUSTIBLES PARA LA PRODUCCIÓN DE AGUA CALIENTE. RANGOS DE EFICIENCIA Y ETIQUETADO”. Así: a. Para calentadores con capacidades de hasta 60 litros y/o potencia nominal menor a 6,6 kW se deberán emplear los rangos establecidos en la Tabla 7.9.4.a. b. Para calentadores con capacidades superiores a 60 litros y hasta 200 litros, y/o con potencia nominal menor o igual a 9,5 kW se deberán emplear los rangos establecidos en la Tabla 7.9.4.b.

Rango de clasificación para etiquetado 7.9.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen la “eficiencia” expresada en porcentaje (%), así como el Consumo de Energía Equivalente Total Mensual en kWh, como parámetros a declarar en el etiquetado y clasificación de todos los tipos de calentadores de agua a gas tipo acumulador, evaluados de acuerdo con el ensayo establecido en el Numeral 7.9.5. Para el efecto se establecen los rangos de eficiencia para clasificación, el método de prueba para su evaluación, los requisitos de muestreo mínimo y criterios de aceptación.

La eficiencia para los calentadores de agua a gas tipo acumulador se determinará mediante ensayo, como la relación entre la energía útil entregada por el artefacto y la energía consumida, expresada en tanto por ciento (%), en condiciones nominales.

El consumo de energía mensual a etiquetar se evaluará con base en el indicador de 1,43 (horas/día/hogar)4, así:

VALOR DE LA

EFICIENCIA (%) A Eficiencia > 79 B 79 ≥ Eficiencia > 76 C 76 ≥ Eficiencia > 73 D 73 ≥ Eficiencia > 70 E 70 ≥ Eficiencia > 68 Tabla 7.9.4.a. Rangos de eficiencia energética para calentadores a gas tipo acumulador con capacidad hasta 60

Consumo mensual de energía (kWh)= Energía total media consumida en una hora de ensayo (kWh)*43 (horas/mes) litros y potencia nominal menor a 6,6 kW.

Rango de clasificación para etiquetado VALOR DE LA EFICIENCIA (%)

4 Valor medio obtenido del estudio de caracterización realizado en 2006 por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME 45 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL EN 13203-2:2022 “Aparatos de uso doméstico que utilizan combustibles gaseosos para la producción de agua caliente sanitaria. Parte 2: Evaluación del consumo energético.”

A Eficiencia > 81 B 81 ≥ Eficiencia > 78 C 78 ≥ Eficiencia > 75 D 75 ≥ Eficiencia > 72 E 72 ≥ Eficiencia > 70 Tabla 7.9.4.b. Rangos de eficiencia energética para calentadores a gas tipo acumulador con capacidades superiores a 60 litros y hasta 200 litros con potencia nominal menor o igual a 9,5 kW.

En la aplicación de la Tabla 7.9.4.a y Tabla 7.9.4.b. primará como criterio la capacidad volumétrica del equipo.

7.9.4.1. Mínimo Valor de Eficiencia y Consumo Máximo de Mantenimiento Los equipos que se dispongan para comercialización o uso en el país deberán tener una eficiencia sobre el poder calorífico inferior, igual o superior a: a) 68% para los artefactos con capacidades hasta de 60 litros con carga térmica menor o igual a 6,6 kW; b) 70 % para los artefactos con capacidades superiores a 60 litros y hasta de 200 litros con carga térmica 7.9.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia y consumo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a la tabla que aplique, es decir bien la Tabla 7.9.4.a. ó la Tabla 7.9.4.b. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.9.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado. menor o igual a 9,5 kW, excepto los de condensación; c) 98 % para los artefactos de condensación.

Los equipos que se dispongan para comercialización en el país deberán tener un consumo de mantenimiento o consumo calorífico necesario para mantener una diferencia determinada entre la temperatura del agua y la temperatura ambiente, inferior o igual al valor obtenido con las siguientes fórmulas:

1. Para los artefactos de cualquier capacidad nominal con un tiempo de calentamiento superior o igual a 45 minutos, y para los artefactos de capacidad nominal inferior o igual a 200 litros con un tiempo de calentamiento inferior a 45 minutos:

7.9.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO ACUMULADOR ݍൌͳͳܥ ଶଷ ൗ൅ͲǡͲͳͷܳ ௡ ó 250 vatios (w) si el valor obtenido con la fórmula es inferior.

2. Para los artefactos de capacidad nominal superior a 200 litros con un tiempo de calentamiento inferior a 45 minutos:

ݍൌͻܥ ଶଷ ൗ൅ͲǡͲͳ͹ܳ ௡ ó 250 W si el valor obtenido con la fórmula es inferior.

Donde: q = consumo de mantenimiento, en vatios (W)

C = capacidad nominal, en litros (l)

Qn = consumo calorífico nominal, en vatios (W).

7.9.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar la eficiencia de los calentadores de agua a gas tipo acumulación, se debe aplicar el método de ensayo establecido en la Norma NTC 5042:2021 “Artefactos domésticos que emplean gases combustibles para la producción de agua caliente. Calentadores de agua por acumulación”.

Figura 7.9.6.a. Ejemplo de etiqueta para Calentadores de Agua a Gas Tipo Acumulador.

7.9.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establece como norma equivalente para la realización de ensayos la siguiente:

Los equipos se deben clasificar según las definiciones establecidas en el Numeral 4.10. del presente reglamento, adaptadas con base en la norma técnica NTC 3531:2021 “Artefactos domésticos que emplean gases combustibles para la producción instantánea de agua caliente para usos a nivel doméstico. Calentadores de paso continuo”: a. De los tipos AAS, B11, B11BS, B12, B12BS, B13, B13BS, B14, B21, B22, B23, B31, B32, B33, B41, B42, B43 B44, B51, B52, B53, C1, C11, C12, C13, C2, C21, C22, C23, C3, C32, C33, C4, C42, C43, C5, C52, C53, C6, C62, C63, C7, C72, C73, C8, C82 y C83.

7.10. CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO PASO Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento. b. Los provistos de quemadores atmosféricos y/o con ventilador para la entrada de aire comburente o la evacuación de los productos de combustión, o de quemadores con premezclado total, conocidos como “calentadores de paso continuo de los tipos C con ventilador”. c. Los provistos de quemadores atmosféricos. d. Los que utilizan uno o varios combustibles gaseosos. e. Los que dispongan de quemador de encendido, o con encendido directo del quemador principal.

7.10.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., indicando la 7.10.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen la “eficiencia” expresada en porcentaje (%), así como el Consumo de Energía Equivalente Mensual en kWh, como parámetros a declarar en el etiquetado y clasificación de todos los tipos de calentadores de agua a gas tipo paso continuo, evaluados de acuerdo con el ensayo establecido en el Numeral 7.10.5. Para el efecto se establecen los rangos de eficiencia para clasificación, el método de prueba para su evaluación, los requisitos de muestreo mínimo y criterios de aceptación.

La eficiencia para los calentadores de agua se determinará mediante ensayo, como la relación entre la energía útil entregada por el artefacto que es aprovechada por el flujo de agua que circula por el calentador, y la energía consumida, expresada en porcentaje (%), en condiciones nominales.

El consumo de energía mensual a etiquetar se evaluará con base en el indicador de 3,43 (horas/mes/persona)5 y 2,9 personas por hogar6, así:

Consumo mensual de energía (kWh)= Energía total media consumida en una hora de ensayo clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de los rangos establecidos en el Numeral 7.10.4 b. Capacidad en litros por minuto (l/min) c. Potencia en kilovatios (kW) (consumo calorífico nominal) d. Tipo de encendido: “Automatico” o “Manual” e. Tipo(s) de gas: “Natural” o “GLP” o “Categoría GN o GLP”

(kWh)*9,95 (horas/mes)

Donde la “Energía total media consumida en una hora” se deberá calcular a partir del consumo calorífico nominal determinado en kW como se establece en el procedimiento de ensayo.

Para el cálculo de la eficiencia energética, se deberá realizar el cálculo del valor del volumen de gas seco consumido Vn, de la siguiente manera: ܸ 7.10.4. RANGOS DE EFICIENCIA Se establecen los siguientes rangos de eficiencia para la clasificación de los calentadores de agua a gas del tipo paso continuo, adaptadas de la norma NTC 5305:2004 “Eficiencia energética en artefactos domésticos que emplean gases combustibles para la producción instantánea de agua caliente para usos a nivel doméstico. Calentadores de paso continuo. Rangos de Eficiencia y Etiquetado”. Así:

ఎൌܸ ௠௘௦כܲ ௔൅ܲ ൅ܲ ௦ ͳͲͳ͵ǡʹͷ כ ʹͺͺǡͳͷ ʹ͹͵ǡͳͷ ൅ݐ௚ a. Para calentadores con consumo calorífico superior a 10 kW e inferior a 45 kW se deberán emplear los rangos establecidos en la Tabla 7.10.4.a. b. Para calentadores con consumo calorífico inferior o igual a 10 kW se deberán emplear los Donde: ܸ ௠௘௦: Volumen de gas medido, en metros cúbicos (m3) ܲ rangos establecidos en la Tabla 7.10.4.b.

௔: Presión atmosférica, en milibar (mbar) P: Presión de alimentación del gas en el punto de medición del consumo, en milibar (mbar) ܲ Rango de clasificación para VALOR DE LA EFICIENCIA etiquetado ௦: Presión de saturación del vapor del agua a la temperatura ݐ௚, en milibar (mbar) ݐ௚: Temperatura del gas en el punto de medida del consumo, en grados Celsius (°C)

(%) A Eficiencia > 87 B 87 ≥ Eficiencia > 85 C 85 ≥ Eficiencia > 83 D 83 ≥ Eficiencia > 81 E 81 ≥ Eficiencia > 79 Tabla 7.10.4.a. Rangos de eficiencia energética para calentadores a gas tipo paso continuo con consumo calorífico superior a 10 kW y hasta 45 kW.

7.10.2. CLASIFICACIÓN Para efectos de aplicación del presente reglamento, se establecen las siguientes clasificaciones para los calentadores de agua a gas tipo paso de acuerdo con el tipo de gas y presión, así como respecto del tipo de evacuación de los productos de combustión y de la admisión de aire comburente para el cual se diseñan.

Rango de clasificación para VALOR DE LA EFICIENCIA 7.10.2.1. Clasificación de calentadores de paso etiquetado (%) A Eficiencia > 85 B 85 ≥ Eficiencia > 83 C 83 ≥ Eficiencia > 81 5 Valor medio obtenido del estudio de caracterización realizado en 2006 por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME 6 Encuesta Calidad de Vida 2023 - DANE Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 46 DIARIO OFICIAL D 81 ≥ Eficiencia > 79 E 79 ≥ Eficiencia > 77 Tabla 7.10.4.b. Rangos de eficiencia energética para calentadores a gas tipo paso continuo con consumo calorífico menor o igual a 10 kW.

7.10.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar la eficiencia de los calentadores de agua a gas tipo paso continuo, se debe aplicar el método de ensayo establecido en la Norma NTC 3531:2021 “Artefactos domésticos que emplean gases combustibles para la producción instantánea de agua caliente para usos a nivel doméstico. Calentadores de paso continuo”.

7.10.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establece como norma equivalente para la realización de ensayos la siguiente:

UNE-EN26:2021 “Aparatos de producción instantánea de agua caliente para usos sanitarios que utilizan combustibles gaseosos”.

Figura 7.10.6.a. Ejemplo de etiqueta para Calentadores de Agua a Gas Tipo Paso.

7.10.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia y consumo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a la tabla que aplique, es decir bien la Tabla 7.10.4.a, o Tabla 7.10.4.b. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.10.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

7.11. GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

En el caso de equipos que integren mesa de trabajo y horno se deberá exhibir una etiqueta para la mesa de trabajo y otra para el horno Podrá excepcionalmente usarse una sola etiqueta con la información de eficiencia energética, consumo de energía e información comparable de la mesa de trabajo, siempre y cuando la denominación declarada sea “Cocina de sobremesa, o autosoportable, o empotrable” así como incluir, dentro del espacio para información comparable, el Índice de Ahorro - Iac, en consumo del horno.

En el caso de equipos que estén diseñados para funcionar con categoría “GN o GLP”, es decir con gas natural (GN) o con gas licuado de petróleo (GLP), la etiqueta deberá contener la información para un solo tipo de gas y deberá corresponder con la configuración (ajuste) original de fabricación. En el caso de disponer de dispositivos para conversión del tipo de gas que se puede usar, se deberá indicar en las instrucciones de uso y reglaje del mismo, que la información correspondiente a consumos variarán con una configuración diferente a la originalmente etiquetada, opcionalmente podrá señalarse tal indicación en el sitio web donde se encuentre la etiqueta del equipo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo específico de energía (menor eficiencia energética), siempre y cuando sea la misma clase declarada por el productor. En caso contrario, la declaración del productor no debe ser aceptada.

7.10.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA CALENTADORES DE AGUA A GAS TIPO PASO 7.11.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establecen para los gasodomésticos destinados a la cocción de alimentos, objeto del presente reglamento, los siguientes parámetros para su declaración en la etiqueta, así como para su clasificación de desempeño energético. Así: a. Para mesas de trabajo, el “rendimiento medio” expresado en porcentaje (%), así como el Consumo Mensual de Energía en kWh/mes. b. Para hornos, el índice de Ahorro (Iac) expresado en porcentaje (%), así como el Consumo Mensual de Energía en kWh/mes.

Mesa de trabajo Autosoportable Empotrable Con gratinador Cocina Sobremesa Autosoportable Empotrable El rendimiento, expresado en porcentaje (%), de los quemadores de los gasodomésticos para la cocción de alimentos, se evaluará a condiciones de consumo calorífico nominal mediante ensayo establecido en el Numeral 7.11.5., correspondiendo con la relación entre la energía consumida por el quemador y la energía útil entregada por el mismo.

El productor declarará en la etiqueta, el valor del rendimiento medio con base en la media ponderada por consumo calorífico, considerando todos los quemadores que componen la mesa de trabajo para los cuales el método de ensayo permita su evaluación, incluyendo en el cálculo los quemadores principales dispuestos para la cocción. No se incluyen los quemadores menores o iguales a 1.16 kW.

Horno Autosoportable Empotrable Tabla 7.11.2.a. Clasificación de los equipos gasodomésticos destinados para la cocción de alimentos Para cada categoría de equipo se deberá declarar en la etiqueta la clase energética (rango) al que corresponda, de las establecidas en la Tabla 7.11.4.a. y Tabla 7.11.4.b.

El índice de Ahorro - Iac, en Consumo para los hornos corresponderá a la razón entre el valor medio del consumo de mantenimiento del horno en kW y el valor máximo normalizado para el consumo de mantenimiento en kW, calculado así:

7.11.3. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los "Rangos", según Numeral 6.3.3.1., en donde se ࡵࢇࢉൌ൤ͳ െܸ݈ܽ ݋ݎ݉݁݀݅ ݋݉݁݀݅݀ ݋݈݀݁ ܿ݋݊ݏݑ݉ ݋݀݁ ݉ܽ݊ ݐ݁݊݅݉݅݁݊ ݐ݋݈݀݁ ݄݋ݎ݊݋݁݊ ܹ݇ ܸ݈ܽ ݋ݎ݉ ݔ݅݉ ݋݊݋ݎ݈݉ܽ݅ ݖܽ݀ ݋݈ܿܽܿ ݑ݈ܽ݀ ݋݌ܽݎ݈ܽ݁ ܿ݋݊ݏݑ݉ ݋݀݁ ݉ܽ݊ ݐ݁݊݅݉݅݁݊ ݐ݋݁݊ ܹ݇ ൨כ ͳͲͲ Dónde: especifique el rango indicador de eficiencia correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de las Tabla 7.11.4.a. y Tabla 7.11.4.b. b. Numero de “Hornillas (quemadores):”, aplicable a mesas de trabajo y hornos. En el caso de “Cocinas ஼௢௡௦௨௠௢௘௡௞௚Ȁ௛ de sobremesa, o autosoportable, o empotrable” se indicará el total de quemadores del equipo.

଴ǡ଴଻ଶ଺ (Este valor también podrá determinarse con base en el consumo volumétrico de gas, por hora.)

Valor medio medido del consumo de mantenimiento del horno en ൌ c. “Consumo calorífico:” consumo nominal total en kilovatios (kW), aplicable a mesas de trabajo y, en Valor máximo normalizado para el consumo de mantenimiento en kW, se debe calcular como se indica en 7.11.4.4 el caso de hornos el valor medio medido del “Consumo de mantenimiento” en kilovatios (kW). En el caso de “Cocinas de sobremesa, o autosoportable, o empotrable” se indicará el consumo calorífico de la mesa de trabajo y para el horno el índice de ahorro en consumo Iac-Horno. d. Disponibilidad de “Bloqueo de válvulas:” de control de quemadores, aplicable a mesas de trabajo y El Consumo mensual de energía en kWh/mes a etiquetar para mesas de trabajo y hornos, se evaluará con base en las siguientes fórmulas, en la cual se toman valores medios de hornillas y tiempos para preparación de comidas en los hogares colombianos7. Así: hornos, como “Si” o “No”.

Para mesas de trabajo: e. Tipo de encendido:” como “Manual” o “Electrónico”, aplicable a mesas de trabajo y hornos.

Consumo Mensual de Energía (kWh/mes) = 30*4,6233* ((∑ Consumo calorífico medido de cada quemador en kW)/Número de quemadores)

Para hornos:

Consumo Mensual de Energía (kWh/mes) = 5,2*(Valor medio medido del consumo de mantenimiento del horno en kW) f. Tipo de gas: debe corresponder con la configuración (ajuste) original de fabricación bien como “Gas Natural-GN” o “Gas Licuado de Petróleo-GLP” aplicable a mesas de trabajo y hornos.

En el caso de los productos que cuenten con mesa de trabajo y horno, y no se disponga de una etiqueta independiente para cada uno de estos, sino que excepcionalmente se exhibe una sola etiqueta, se deberá clasificar el producto como “Cocina de sobremesa, o autosoportable, o empotrable” e incluir dentro de la información comparable de la mesa de trabajo, el “índice de Ahorro en Consumo Iac-Horno” expresado en porcentaje (%) correspondiente al horno.

Nota: El resultado para el consumo mensual de energía también debe incluir los quemadores con potencias de hasta 1,16 kW.

7.11.2. CLASIFICACIÓN Para efectos de aplicación del presente reglamento, el productor (importador o fabricante nacional) de los equipos gasodomésticos destinados para la cocción de alimentos, deberá clasificar cada equipo en alguna de las tipologías establecidas en la Tabla 3.1.a., y declararlo en la etiqueta bajo una de las siguientes denominaciones:

7.11.4. RANGOS DE EFICIENCIA Se establecen los siguientes rangos para etiquetar los equipos para cocción de alimentos objeto del presente reglamento técnico.

Se deberá determinar el rendimiento de cada uno de los quemadores de la mesa de trabajo, con base en ellos se calculará la media ponderada por consumo calorífico, para finalmente establecer la clasificación de acuerdo con la Tabla 7.11.4.a. De forma similar se debe aplicar la Tabla 7.11.4.b. para hornos.

Valor de Rendimiento Medio Rango de clasificación (%)

7 Valores obtenidos del estudio de caracterización realizado en 2006 por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME: para etiquetado Rendimiento ≥ 61,0 A 61,0 > Rendimiento ≥ 58,2 B x Uso cantidad de Hornillas/comida/hogar: Desayuno 1,925; almuerzo 2,45; Cena 1,65 x Tiempo preparación: Minutos /Hogar (horas/hogar): Desayuno 22 (0,37); almuerzo 78 (1,3); cena 26,4 (0,44)

47 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 58,2 > Rendimiento ≥ 56,1 C 56,1 > Rendimiento ≥ 54,1 D 54,1 > Rendimiento ≥52 E Tabla 7.11.4.a. Rangos de rendimiento medio para quemadores de mesas de trabajo para cocción de alimentos Índice de consumo (%) Rango de clasificación

1. Norma CEN EN 30-2-1: 2015 “Domestic cooking appliances burning gas - Part 2-1: Rational use of energy
- General”.

para etiquetado Iac ≥ 61 A 61 > Iac ≥ 54 B 54 > Iac ≥ 47 C 47 > Iac ≥ 40 D 40 > Iac ≥ 33 E 33 > Iac ≥ 25 F Tabla 7.11.4.b. Rangos de índice de Ahorro en el Consumo Iac para hornos destinados a cocción de alimentos.

2. Norma UNE EN 30-2-1: 2016. “Aparatos domésticos de cocción que utilizan combustibles gaseosos.
Parte 2-1 Uso racional de la Energía”.

7.11.4.1. Mínimo Valor de Rendimiento y Consumo Máximo de Mantenimiento Se establece en los Numerales 7.11.4.2 y 7.11.4.3 los requisitos de rendimiento mínimo para los quemadores de la mesa de trabajo cuyo consumo calorífico nominal es superior a 1,16 kW.

En el Numeral 7.11.4.4 se establece el consumo máximo de mantenimiento para hornos.

7.11.4.2. Quemadores descubiertos El rendimiento declarado, determinado con base en los requisitos y aplicación del ensayo establecido en el presente reglamento, debe ser superior o igual al 52 %.

7.11.5.2. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia y consumo de cada uno de los artefactos se deberán comparar respecto a la tabla que aplique, es decir bien la Tabla 7.11.4.a. ó la Tabla 7.11.4.b. La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.11.1., para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

7.11.4.3. Quemadores cubiertos El rendimiento declarado, determinado con base en los requisitos y aplicación del ensayo establecido en el presente reglamento, debe ser superior o igual a:

25 % (comienzo a temperatura ambiente) 35 % (comienzo a régimen de temperatura)

7.11.4.4. Consumo de mantenimiento del horno En las condiciones de ensayo establecido en el presente reglamento, el consumo de mantenimiento del horno (Ce) en kW no debe superar el valor obtenido mediante la fórmula:

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo específico de energía (menor eficiencia energética), siempre y cuando sea la misma clase declarada por el productor. En caso contrario, la declaración del productor no debe ser aceptada.

Ce = 0,93 + 0,035 v Siendo “v” el volumen útil del horno expresado en litros, definido como se indica en las condiciones de ensayo establecido en el presente reglamento.

7.11.6. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA GASODOMÉSTICOS PARA COCCIÓN DE ALIMENTOS 7.11.5. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el rendimiento de los gasodomésticos para cocción de alimentos, se debe aplicar el método de ensayo establecido en la norma NTC 2832-2:2019. “GASODOMÉSTICOS PARA LA COCCIÓN DE ALIMENTOS. PARTE 2. USO RACIONAL DE ENERGÍA"..

7.11.5.1. Normas de ensayo equivalentes Se establecen como normas equivalentes para la realización de ensayos las siguientes:

Figura 7.11.6.a. Ejemplo de etiqueta para Gasodomésticos para cocción de alimentos – Mesas de trabajo Figura 7.11.6.c. Ejemplo de etiqueta para Gasodomésticos para cocción de alimentos – Cocinas.

7.12. HORNOS ELÉCTRICOS Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento.

En caso de que el horno cuente con más de una cavidad, deberá etiquetarse la cavidad de la función de cocción principal declarada por el fabricante, en caso de no declararse cuál es la cavidad de función principal, se deberá etiquetar cada una por separado. El presente numeral no aplica a las cavidades de hornos con función de microondas.

7.12.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establece el Consumo de Energía expresado en kWh/ciclo, así́ como el índice de eficiencia energética de la cavidad (IEE cavidad) como parámetros a evaluar y declarar en la etiqueta URE por parte de los productores para los hornos eléctricos domésticos, incluidos los incorporados en cocinas con dimensiones de ancho y profundidad mayores o iguales a 250 mm, o cuya altura sea mayor o igual a 120 mm, excluyendo los equipos descritos en las notas marginales de la Tabla 3.1.b Tales parámetros deberán evaluarse bajo el método de ensayo indicado en el Numeral 7.12.4. del presente reglamento técnico.

El consumo de energía de la cavidad de un horno eléctrico dado en kWh/ciclo, debe medirse con relación a un ciclo normalizado, en función convencional, en función de circulación forzada, o en función de vapor caliente, calentando una carga normalizada inmersa en agua. Se comprobará que, Figura 7.11.6.b. Ejemplo de etiqueta para Gasodomésticos para cocción de alimentos - Horno Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 48 DIARIO OFICIAL durante toda la operación de medición, la temperatura dentro de la cavidad del horno alcance la seleccionada en el termostato y/o la que muestre el “display” de control.

El índice de eficiencia energética de la cavidad (IEE cavidad) del horno se calculará utilizando el consumo de energía por ciclo que corresponda a la cavidad de cocción principal, en el modo que tenga el mejor rendimiento (función convencional, función de circulación forzada, o función de vapor caliente), mediante la siguiente ecuación siguiente:

૚૙૙ ࡵࡱࡱࢉࢇ࢜࢏ࢊࢇࢊൌ ࡯ࡱࢉࢇ࢜࢏ࢊࢇࢊࢋ࢒ࢋࢉ࢚࢘ ࢏ࢉࢇ ࡯ࡱࡺࢉࢇ࢜࢏ࢊࢇࢊࢋ࢒ࢋࢉ࢚࢘ ࢏ࢉࢇ࢞ 7.12.4. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el consumo de energía y el índice de eficiencia energética IEE de los hornos eléctricos objeto del presente reglamento, se deberá usar el ensayo establecido en la norma IEC 60350-1:2023 “Ranges, ovens, steam ovens and grills - Methods for measuring performance”.

Donde:

CE cavidad eléctrica = consumo de energía requerido para calentar una carga normalizada en una cavidad de un horno eléctrico doméstico durante un ciclo, expresado en kWh, redondeado al segundo decimal.

CEN cavidad eléctrica = consumo normalizado de energía eléctrica requerido para calentar una carga normalizada en una cavidad de un horno eléctrico doméstico durante un ciclo, expresado en kWh, redondeado al segundo decimal.

࡯ࡱࡺࢉࢇ࢜࢏ࢊࢇࢊࢋ࢒ࢋࢉ࢚࢘ ࢏ࢉࢇൌ૙ǡ ૙૙૝૛࢞ࢂ൅૙ǡ ૞૞ሾ࢑ࢃࢎሿ Donde V es el volumen de la cavidad del horno doméstico en litros (L), redondeado al entero más próximo.

7.12.2. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., indicando la clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de los rangos establecidos en el Numeral 7.12.3. b. El volumen utilizable de la cavidad en litros, redondeado al número entero más próximo. c. Función de calentamiento del horno: “Convencional” y/o “Circulación Forzada” y/o “Vapor Caliente” d. Rango de temperatura en grados Celsius (°C). e. Potencia eléctrica en Kilovatios (kW).

7.12.4.1. Criterios de Aceptación Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia (IEE) de cada uno de los productos, se deberán comparar respecto a la tabla de rangos de clasificación (Tabla 7.12.3.a). La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.12.1. para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado.

7.12.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA HORNOS ELÉCTRICOS 7.12.3. RANGOS DE EFICIENCIA Para la clasificación de los hornos eléctricos, de acuerdo con el desempeño energético obtenido mediante ensayo, se establecen en la Tabla 7.12.3.a las clases y los rangos de valor para eficiencia energética.

Índice de eficiencia energética para hornos Eléctricos Clase IEE cavidad A IEE < 82 B 82 ≤ IEE < 107 C 107 ≤ IEE < 132 D 132 ≤ IEE < 159 E 159 ≤ IEE Tabla 7.12.3.a. Rangos de eficiencia energética para hornos eléctricos ࡵࡱࡱൌ ሺࡼ࢓ࢋࢊ࢏ࢊࢇ൅૚ሻ ሺ૜כൣૢ ૙כ࢚ࢇ࢔ࢎ൫૙ǡ ૙૛૞൅૙ǡ ૙૙૜૞כ ሺ࡭െ૚૚ሻ൯൅૝൧൅૜ሻ Donde:

A representa la superficie de visualización en decímetros cuadrados dm2;

Pmedida es la potencia medida en modo encendido, en vatios, en la configuración de rango dinámico normal (SDR), y establecida tal como se indica en la Tabla 7.13.1.a;

Nivel de rango dinámico Pmedida Rango dinámico normal (SDR) PmedidaSDR Demanda de potencia en vatios (W) en modo encendido, medida al visualizar secuencias de ensayo normalizadas de imágenes en movimiento a partir de contenido radiodifundido dinámico. Cuando sean aplicables tolerancias de conformidad con el Numeral 7.13.3.1, estas deberán deducirse de Pmedida Alto rango dinámico (HDR) PmedidaHDR Demanda de potencia en vatios (W) en modo encendido, medida de igual manera que para PmedidaSDR, pero con la funcionalidad HDR activada por metadatos en las secuencias de ensayo HDR normalizadas. Cuando sean aplicables tolerancias de conformidad con Numeral 7.13.3.1, estas deberán deducirse de Pmedida Tabla 7.13.1.a. Medición de Pmedida Figura 7.12.5.a. Ejemplo de etiqueta para hornos eléctrico 7.13.2. INFORMACIÓN COMPARABLE La etiqueta deberá incluir en el espacio dispuesto para información comparable, la siguiente: a. La ilustración mediante barras de colores de los “Rangos”, según Numeral 6.3.3.1., indicando la 7.13. TELEVISORES Los requisitos descritos en el presente numeral aplican a los productos que se clasifiquen según el alcance establecido en el Título 3 del presente Reglamento. clase correspondiente al equipo que usará la etiqueta, de acuerdo con la aplicación de los rangos establecidos en el Numeral 7.13.3. b. Tipo de Tecnología: (TRC, LCD, Plasma, LED, AMOLED, OLED, QLED, mini LED o NanoCell) c. Diagonal visible de la pantalla en centímetros y en pulgadas (cm, in) d. Rango de eficiencia energética en funcionalidad HDR: (A, B, C, D, E, o “No aplica”). Para la validación de este parámetro en los procesos de certificación, serán validos ensayos de tipo o rutina. e. Consumo eléctrico en modo de espera en vatios (W). Para la validación de este parámetro en los 7.13.1. PARÁMETROS A EVALUAR Y DECLARAR Se establece el Consumo de Energía expresado en kWh/mes, así como la razón de eficiencia energética (I.E.E) como parámetros a evaluar y declarar en la etiqueta URE por parte de los productores para los televisores con un diagonal visible de la pantalla mayor o igual a 17,8 cm (siete pulgadas), en caso de televisores curvos se tomará la diagonal visible de la superficie plana proyectada al plano paralelo de la pantalla, excluyendo los equipos descritos en las notas marginales de la Tabla 3.1.b. Tales parámetros deberán evaluarse bajo un método de ensayo indicado en el Numeral 7.13.4 del presente reglamento técnico.

En caso de que el televisor describa la medida de la diagonal visible en centímetros, deberá́ utilizarse la siguiente equivalencia para su conversión a pulgadas, así́: procesos de certificación, serán validos ensayos de tipo o rutina.

1 in = 2,5428 cm El consumo de energía en modo encendido se deberá evaluar con base en el resultado de ensayo en configuración HDR, siempre que el televisor disponga de esta tecnología, o en SDR en caso contrario. El cálculo se proyectará a un periodo de uso de 120 horas al mes, bajo la siguiente fórmula:

7.13.3. RANGOS DE EFICIENCIA Para la clasificación de los Televisores, de acuerdo con el desempeño energético obtenido mediante ensayo, se establecen en la Tabla 7.13.3.a. las clases y los rangos de valor para eficiencia energética.

Índice de eficiencia energética para ࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࢋ࢔ࢋ࢘ࢍ࢏ࢇቀࡷࢃࢎ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁൌ૚૛૙ቀࢎ࢓ࢋ࢙ ൗ ቁכ ࡯࢕࢔࢙࢛ ࢓࢕ࢊࢋࢋ࢔ࢋ࢘ࢍÀࢇ࢖ࢇ࢘ࢇ૚ࢎ࢕࢘ࢇቀࡷࢃࢎࢎ ൗቁ El índice de eficiencia energética (IEE) de la pantalla electrónica se calculará utilizando la ecuación siguiente: televisores Clase IEE (W/dm2) A IEE < 0,60 B 0,60 ≤ IEE < 0,80 49 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL C 0,80 ≤ IEE < 1,00 D 1,00 ≤ IEE < 1,20 E 1,20 ≤ IEE < 1,40 F 1,40 ≤ IEE Tabla 7.13.3.a. Rangos de eficiencia energética para Televisores 7.13.3.1. Tolerancias y ajustes para el cálculo del IEE Las pantallas electrónicas con control automático de brillo (ABC) podrán optar a una reducción de la Pmedida del 10 % si cumplen todos los requisitos siguientes: a) El ABC está activado en la configuración normal de la pantalla electrónica y persiste en cualquier otra configuración del rango dinámico normal disponible para el usuario final. b) El valor de Pmedida, en la configuración normal se mide con el ABC desactivado o, si el ABC no puede desactivarse, en una condición de luz ambiente de 100 lux medida en el sensor ABC. c) De aplicarse, el valor de Pmedida con el ABC desactivado será igual o superior a la potencia en modo encendido medida con el ABC activado en una condición de luz ambiente de 100 lux medida en el sensor ABC. d) Con el ABC activado, el valor medido de la potencia en modo encendido debe disminuir al menos Los resultados del ensayo y cálculos correspondientes para el valor de eficiencia (IEE) de cada uno de los productos, se deberán comparar respecto a la tabla de rangos de eficiencia (Tabla 7.13.3.a). La aceptación de la etiqueta se dará si se cumplen los siguientes requisitos: a) Los resultados de los ensayos se ubican dentro del mismo rango de la clase de eficiencia (letra) declarada en la etiqueta correspondiente y/o en el rango siguiente de mayor eficiencia o menor consumo. b) El consumo mensual de energía, evaluado a partir de los resultados del ensayo y el cálculo matemático establecido en el Numeral 7.13.1. para cada uno de los equipos, no es superior al valor declarado en la etiqueta. c) La información comparable está completa y corresponde a resultados de mediciones o ensayos y especificaciones de la categoría y modelo de equipo bajo ensayo.

Si uno o más de un resultado cae(n) en rangos diferentes, se podrá aceptar la clase de eficiencia (letra) correspondiente al mayor consumo de energía (menor eficiencia energética) o la que con menor eficiencia o mayor consumo le siga, siempre y cuando sea declarada por el productor. En caso contrario, el ítem bajo evaluación debe ser rechazado. en un 20 % cuando la condición de luz ambiente, medida en el sensor ABC, se reduce de 100 lux a 12 lux. e) El control ABC de la luminancia de la pantalla de visualización reúne todas las características siguientes cuando cambia la condición de luz ambiente medida en el sensor ABC:

7.13.5. EJEMPLO DE ETIQUETA PARA TELEVISORES - La luminancia medida de la pantalla a 60 lux se sitúa entre el 65 % y el 95 % de la luminancia de la pantalla medida a 100 lux.

- La luminancia medida de la pantalla a 35 lux se sitúa entre el 50 % y el 80 % de la luminancia de la pantalla medida a 100 lux.

- La luminancia medida de la pantalla a 12 lux se sitúa entre el 35 % y el 70 % de la luminancia de la pantalla medida a 100 lux.

7.13.4. MÉTODO DE ENSAYO Para determinar el consumo de energía y el índice de eficiencia energética IEE de los Televisores objeto del presente reglamento, se deberá usar el ensayo establecido en la norma NTC-IEC 62087- 3:2023 “Equipos de audio, video y relacionados. Determinación del consumo de energía. Parte 3: Televisores”, así como la norma NTC-IEC 62301:2011 “Artefactos electrodomésticos. Medición de potencia en modo de espera” para la medición del consumo de energía en modo espera.

7.13.4.1. Normas de ensayo equivalentes Se establece como norma equivalente para la realización de ensayos la siguiente:

1. EN 50564:2011 “Electrical and electronic household and office equipment - Measurement of low power consumption”.
2. IEC 62087-3:2023 “Audio, video, and related equipment - Determination of power consumption - Part 3”.
3. IEC 62301:2011 “Household electrical appliances - Measurement of standby power”

7.13.4.2. Criterios de Aceptación Figura 7.13.5.a. Ejemplo de etiqueta para Televisores CAPÍTULO IV El Certificado de Producto o la Declaración de Conformidad del Productor con RETIQ, podrá ser expedido por uno de los siguientes organismos o alternativas:

EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD

a) Un Organismo de Certificación Acreditado por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia
- ONAC conforme a la norma NTC/ISO/IEC 17065, para los efectos de certificación aquí considerados, es decir con alcance al tipo de producto y reglamento.

Título 8. PROCEDIMIENTO PARA EVALUAR LA CONFORMIDAD. b) Un Organismo de Certificación Acreditado por un organismo de acreditación en el exterior, siempre y cuando tal organismo de acreditación este reconocido en el marco de los acuerdos de reconocimiento multilateral de los que haga parte el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia - ONAC. Este mecanismo será́ válido siempre y cuando el país emisor acepte los certificados colombianos. El organismo certificador deberá́ contar con acreditación vigente con alcance al presente reglamento, al tipo de producto y conforme a la norma NTC/ISO/IEC 17065. c) Un Organismo de Certificación Acreditado por un organismo de acreditación en el exterior conforme a la norma NTC/ISO/IEC 17065, siempre y cuando dicho organismo de acreditación haga parte de un acuerdo de reconocimiento multilateral del que no haga parte el ONAC. Para que tenga validez en Colombia el certificado expedido, deberá́ ser reconocido y declarada la conformidad con el presente reglamento técnico por un Organismo de Certificación de Producto acreditado por el ONAC con alcance al presente reglamento técnico y producto. Al efecto, el organismo de evaluación de la conformidad en Colombia que reconozca los resultados de evaluación de la conformidad extranjeros, deberá́ demostrar ante el ONAC que cuenta con un acuerdo que asegura la competencia de quien realiza la evaluación de la conformidad en el extranjero, así́ como evaluar previamente el certificado y verificar el alcance de la acreditación del organismo que lo expide. d) Certificado expedido por organismos reconocidos en el marco de un Acuerdo de Reconocimiento Mutuo celebrado entre Colombia y otro país, siempre cuando se encuentre vigente y cumpla con lo establecido en el presente reglamento y en el Decreto 1074 de 2015 y sus modificaciones. e) Declaración de Conformidad del Productor (Declaración de Primera parte) emitida por el productor para Colombia (fabricante nacional o importador), cumpliendo los requisitos de contenido y soporte establecidos en el presente reglamento, siguiendo los lineamientos generales de la norma NTC/ISO/IEC 17050 partes 1 y 2, así como los requisitos aplicables de los Numerales 8.1.2 y 8.1.3. Este mecanismo será aplicable únicamente en las situaciones y condiciones siguientes: x Lotes importados o fabricados nacionalmente de menos de 50 unidades del mismo modelo, durante el mismo año calendario. x Equipos de fabricación única. x Equipos importados, vendidos directamente por el productor al consumidor o usuario final, en cantidad unitaria bajo pedido, siempre y cuando las ventas del productor no sean iguales o superiores a 50 unidades del mismo modelo durante el mismo año calendario. x Productos de fabricación nacional o importados, a los que se les permita temporal o transitoriamente por el reglamento, usar este mecanismo para demostrar su conformidad.

8.1. CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO PARA ETIQUETADO ENERGÉTICO Los fabricantes e importadores de equipos sometidos al presente Reglamento Técnico, previamente a su comercialización o uso en Colombia, deberán, según sea el caso, obtener para éstos el respectivo Certificado de Producto o, en los casos que se permita, emitir la Declaración de Conformidad del Productor, con los cuales se demuestre la conformidad del cumplimiento de la totalidad de los requisitos aplicables, establecidos. En este sentido tales actores, obligados a dar cumplimiento al presente reglamento, serán entendidos como clientes de los organismos de evaluación de la conformidad. La responsabilidad del proceso de certificación estará en cabeza del Organismo de Certificación de Producto o de quien emita la Declaración de Conformidad del Productor.

Los proveedores y expendedores de equipos sometidos al presente Reglamento Técnico deberán poner a disposición del consumidor, únicamente productos que cuenten con el certificado de conformidad que evidencie el cumplimiento del reglamento técnico, junto con la exhibición de la etiqueta correspondiente, suministrada por el importador o fabricante, de acuerdo con lo que aplique a cada producto.

Parágrafo primero. Los productos importados sujetos al cumplimiento del presente reglamento
técnico deberán disponer como parte de la documentación para su nacionalización, es decir, previo al levante aduanero,, los certificados de conformidad, o cuando aplique, la Declaración de Conformidad del Productor, y las etiquetas. En el trámite de nacionalización la etiqueta o muestra de la misma deberá estar disponible, bien en copia física o en medio magnético.

Los certificados y declaraciones expedidas de acuerdo con una de las alternativas contempladas en el Numeral 8.1.1, siguiente, serán objeto de verificación en el proceso de importación por parte de las entidades de control y vigilancia.

Parágrafo segundo. Se entenderá que el organismo de evaluación de la conformidad que reconozca
los certificados de un tercero hace suyos tales certificados, de manera que asume las mismas responsabilidades que tiene frente a los que expide directamente.

8.1.2. Contenido mínimo del Certificado de producto o la Declaración de Conformidad del Productor El Certificado de Producto o la Declaración de Conformidad del Productor, deberá indicar como mínimo la siguiente información que aplique según sea el mecanismo empleado: a) La indicación de que se trata de un “CERTIFICADO DE PRODUCTO” o una “DECLARACIÓN DE CONFORMIDAD DEL PRODUCTOR”.

Parágrafo tercero. Los organismos de certificación acreditados por ONAC deberán registrar en el
Sistema de Información de Certificados de Conformidad – SICERCO todos los certificados de conformidad que emitan, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.1.7.17.5 del Capítulo 7 del Título 1 de la Parte 2 del Libro 2 del Decreto 1074 de 2015, o aquel que lo modifique o sustituya. Por su parte los productores responsables de la emisión de Declaraciones de Conformidad del Productor, en atención a lo dispuesto en el artículo 26 de la Ley 1715 de 2014, deberán suministrar la información relevante a través del sistema de información o aplicativo que al efecto disponga el MINENERGIA o la Unidad de Planeación Minero-Energética - UPME. b) El nombre del Organismo de Certificación o del Declarante y los datos de contacto para verificación de la autenticidad y alcance de certificados.

Parágrafo cuarto. Los organismos de certificación de producto o los responsables de la emisión de
declaraciones de conformidad de productor, según sea el sistema usado para la certificación, deberán realizar los procesos de expedición y vigilancia (seguimiento), cuando este aplique, estableciendo los modelos o familias como se definen en el presente reglamento. Al efecto, realizaran los ensayos e inspecciones del caso a una muestra mínima como se establece en el presente reglamento. c) El tipo de la certificación o declaración emitida, como una de los siguientes: Certificación de Lote - Esquema 1B RETIQ, o Esquema 4 RETIQ, o Sello de certificación de producto - Esquema 5 RETIQ. Denominación que se deberá determinar por el emisor en función de la realización efectiva de las actividades de evaluación mínimas correspondientes establecidas en el presente reglamento. d) El número o referencia individual asignado al certificado por el organismo de certificación de producto o a la declaración de conformidad del productor por el Declarante.

8.1.1. Alternativas válidas para la expedición de certificación o declaración de conformidad Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 50 DIARIO OFICIAL deberá anexar la constancia expedida por el Organismo de Certificación o Declarante sobre las fuentes y alcance de la información utilizada en el proceso.” e) La identificación del productor (Fabricante nacional o importador) responsable en Colombia, beneficiario de la certificación de producto o declaración de conformidad del productor (Nombre y dirección), así como del nombre del fabricante (cuando sea distinto del productor) y ubicación de la planta de fabricación de los productos objeto de la certificación.

Numeral Requisito Inspección Ensayo Cálculo matemático 6 Requisitos aplicables al etiquetado de productos de uso final de energía f) La identificación inequívoca del producto, incluyendo país de origen, denominación por marca, familia, categoría, modelo y referencia. En el caso de certificado o declaración que ampare un lote, se deberá indicar las referencias y la marca de identificación propia del lote o, cuando existan, los seriales con los cuales se identifique cada uno de los ítems del lote certificado. eléctrica y gas combustible, objeto del RETIQ 6.1 Requisitos generales del Etiquetado Si No No 6.2 Requisitos de porte y exhibición de la Etiqueta (Literales aplicables y verificados) Si No No g) El alcance de la certificación o declaración, indicando el (o los) numeral(es) que cubren los requisitos del reglamento que apliquen y correspondan al tipo de producto, sobre los cuales se certifica o se declara la conformidad. El alcance mínimo se indica en la Tabla 8.1.3.a y la Tabla 8.1.3.b. h) Los referentes normativos de los ensayos realizados para determinar el consumo y desempeño energético de los equipos objeto de certificación o Declaración.

6.3 Requisitos de la Etiqueta Si No No 6.3.1 Idioma Si No No 6.3.2 Dimensiones y Formas Si No No 6.3.3 Marcaciones Si No No i) Las fechas de expedición y vigencia. Cuando aplique, también se deberá registrar las fechas de vigilancia (Seguimiento) del certificado o declaración.

6.3.3.1 Contenidos del espacio destinado a información comparable Si No No j) La Declaración de conformidad debe ser suscrita por el productor para Colombia (Fabricante nacional o importador).

6.3.4 Colores y Materiales de la etiqueta Si No No 6.3.5 Aproximación de datos y cifras significativas Si No No 6.4 Rangos para Etiquetado Si No No Tabla 8.1.3.a.. Requisitos generales del etiquetado del capítulo II del RETIQ certificables por Organismo de Certificación Parágrafo 1: El orden de la presentación de la información dentro del “CERTIFICADO DE PRODUCTO” o la “DECLARACIÓN DE CONFORMIDAD DEL PRODUCTOR”, incluyendo el uso de logotipos, marca y distintivos, se deja a criterio del emisor.

Numeral Requisito Inspección Ensayo Cálculo matemático Parágrafo 2: La responsabilidad del comercializador del producto se limita a constatar que el producto a disponer en el mercado corresponda al producto efectivamente certificado o declarado, además de lo relacionado con los sitios de exhibición. El productor para Colombia será responsable de disponer de los certificados o declaraciones y demás información que soporte los datos registrados en la etiqueta y los procesos de demostración de la conformidad. En todo caso, la SIC podrá verificar el cumplimiento de los requisitos certificados o declarados y sancionar a aquellos que presenten desviaciones con el presente Reglamento, independientemente de haber obtenido previamente la aprobación o los vistos buenos correspondientes a través la VUCE o los procesos de verificación de la DIAN.

7.1 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Acondicionadores de aire con capacidades de enfriamiento hasta 17.580 vatios 7.1.2 Información comparable Si Si No 7.1.3 Rangos de desempeño energéticos No No Si 7.1.4 Métodos de ensayo No Si No 7.1.4.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.1.4.2 Criterio de aceptación No Si No 7.2 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Refrigeradores y Congeladores de uso domestico 7.2.2.1 De acuerdo con su tipo Si No No 7.2.2.2 De acuerdo con su sistema de descongelación Si No No 8.1.3. Soportes del Certificado o la Declaración Como mínimo deben existir los siguientes soportes para la emisión del certificado de producto o la declaración de conformidad del productor. Las autoridades de control y vigilancia en el marco de sus funciones, podrán requerirlos y sobre la información contenida en los mismos, cuando así lo determinen, solicitar ampliaciones puntuales o detalladas para precisar su alcance, origen y vigencia. a) Las etiquetas correspondientes a cada uno de los modelos y/o familias de producto amparados por 7.2.3 Información comparable Si Si No 7.2.4 Rangos de eficiencia No No Si el CERTIFICADO DE PRODUCTO o la DECLARACIÓN DE CONFORMIDAD DEL PRODUCTOR. Opcionalmente podrán ser presentadas en formato magnético.

7.2.4.1 Consumo anual normalizado de referencia No No Si b) Un documento que acompañe el (los) reporte(s) de ensayo, en el cual se señale el plan de muestreo 7.2.4.2 Volumen Etiquetado o Ajustado No Si Si 7.2.5 Método de ensayo No Si No 7.2.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.2.5.2 Criterio de aceptación No Si No aplicado para el producto en particular de acuerdo con el RETIQ. Es decir, indicando la definición de las muestras a ser ensayadas. Para el caso de los modelos de producto que no hagan parte de la muestra seleccionada por el Organismo de certificación para ser ensayadas durante un proceso de otorgamiento (no aplica para Declaración de conformidad del productor), el productor deberá adjuntar los reportes de ensayo mediante los cuales realizó el cálculo o determinación de las variables a etiquetar de dichos modelos. Dichos ensayos deberán ser realizados en laboratorios acreditados de acuerdo con los términos descritos en el Numeral 8.1.4, o mediante laboratorios evaluados por el organismo de certificación, ya sea que estén ubicados en Colombia o en el extranjero. c) Los reportes de ensayos realizados con fecha de emisión no mayor a un año contada a partir de la 7.3 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Refrigeradores y Congeladores de uso comercial 7.3.2 Clasificación de equipos No No No 7.3.3 Información comparable Si Si No 7.3.4 Rangos de eficiencia No No No 7.3.5 Método de ensayo No Si No 7.3.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.3.5.2 Criterio de aceptación No Si No fecha de firma del contrato o aceptación de la oferta para el proceso de certificación de producto celebrado con el organismo de certificación, o de la fecha de importación o fabricación nacional para productos con declaración de conformidad del productor, o de los correspondientes a las vigilancias (seguimientos). En el caso de usar información como lo establece el Numeral 8.1.6, se 7.4 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de balastos de tipo electrónico para iluminación 7.4.2 Clasificación Si No No 7.4.3 Información comparable Si Si No 7.9.4.1 Minimo valor de eficiencia y consumo Máximo de mantenimiento No No Si 7.4.4 Método de ensayo No Si No 7.4.4.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.4.4.2 Criterio de aceptación No Si No 7.9.5 Método de ensayo No Si No 7.9.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.9.5.2 Criterio de aceptación No Si No 7.5 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de motores eléctricos monofásicos de corriente alterna 7.5.2 Clasificación Si No No 7.5.2.1 Eficiencia nominal de motores monofásicos de inducción Si No No 7.10 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Calentadores de agua a gas, tipo paso. 7.10.2 Clasificación Si No No 7.10.2.1 Clasificación de calentadores de paso Si No No 7.5.2.2 Eficiencia mínima asociada Si No No 7.5.3 Información comparable Si Si No 7.5.4 Rangos de eficiencia No No Si No No Si 7.5.4.1 Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias 7.10.3 Información comparable No Si No 7.10.4 Rangos de eficiencia No No Si 7.10.5 Método de ensayo No Si No 7.10.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.10.5.2 Criterio de aceptación No Si No 7.5.5 Métodos de ensayo No Si No 7.5.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.5.5.2 Criterio de aceptación No Si No 7.11 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de gasodomésticos para cocción de alimentos 7.11.2 Clasificación Si No No 7.11.3 Información comparable No Si No 7.11.4 Rangos de eficiencia No No Si 7.6 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de motores trifásicos de inducción tipo jaula de ardilla para 60 Hz 7.6.2 Clasificación Si No No 7.6.2.1 Por su tipo de encerramiento Si No No No Si No 7.11.4.1 Mínimo valor de rendimiento y consumo Máximo de mantenimiento.

7.6.2.2 Eficiencia nominal de motores trifásicos de inducción Si No No 7.6.2.3 Eficiencias mínimas para comercialización Si No No 7.11.4.2 Quemadores descubiertos No Si No 7.11.4.3 Quemadores cubiertos No Si No No No Si 7.11.4.4 Consumo de mantenimiento del horno No Si Si 7.6.2.4 Interpolación de límites de eficiencia nominal de potencias nominales intermedias 7.6.3 Información comparable Si Si No 7.6.4 Rangos de eficiencia No No Si 7.6.5 Método de ensayo No Si No 7.6.5.1 Norma de ensayo equivalentes No Si No 7.6.5.2 Criterios de aceptación No Si No 7.11.5 Método de ensayo No Si No 7.11.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.11.5.2 Criterio de aceptación No Si No 7.12 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Hornos Eléctricos 7.12.2 Información comparable Si Si No 7.12.3 Rangos de eficiencia No No Si 7.12.4 Método de ensayo No Si No 7.12.4.1 Criterio de aceptación No Si No 7.13 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Televisores 7.13.2 Información comparable Si Si No 7.13.3 Rangos de eficiencia No No Si 7.13.3.1 Tolerancias y ajustes para el cálculo del IEE No No Si 7.7 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Lavadoras de ropa eléctricas de uso domestico 7.7.2 Clasificación Si No No 7.7.2.1 De acuerdo con su operación Si No No 7.7.2.2 Valores limite No Si Si 7.7.3 Información comparable No Si No 7.7.4 Rangos de eficiencia No No Si 7.7.5 Método de ensayo No Si No 7.7.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.7.5.2 Criterio de aceptación No Si No 7.13.4 Método de ensayo No Si No 7.13.4.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.13.4.2 Criterio de aceptación No Si No Nota: Para el equipo objeto de evaluación deberá declararse/certificarse la conformidad con RETIQ soportado con el numeral correspondiente al “Método de ensayo” o con el correspondiente a “Normas de ensayo equivalente”. Tabla 8.1.3.b. Requisitos específicos del Anexo General del RETIQ, para certificación, mínimos aplicables por Organismo de Certificación o Declarante de la Conformidad 7.8 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Calentadores de agua eléctricos, tipo acumulador. 7.8.2 Clasificación Si No No 7.8.3 Información comparable No Si No 7.8.4 Rangos de eficiencia No No Si 7.8.5 Métodos de ensayo No Si No 7.8.5.1 Normas de ensayo equivalentes No Si No 7.8.5.2 Criterio de aceptación No Si No 8.1.4. Realización de ensayos La verificación de la conformidad de los requisitos de valoración del consumo y desempeño energético establecidos en el presente Reglamento Técnico, se deberá́ realizar, según el tipo de equipo, mediante los ensayos señalados en el Título 7 del presente Reglamento.

7.9 Requisitos específicos aplicables al etiquetado de Calentadores de agua a gas, tipo acumulador. 7.9.2 Clasificación Si No No 7.9.2.1 Clasificación según tipo Si No No 7.9.3 Información comparable No Si No 7.9.4 Rangos de eficiencia No No Si Los ensayos se deberán realizar en laboratorios en Colombia que hayan obtenido acreditación por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia – ONAC para los ensayos establecidos en el presente reglamento, incluyendo los ensayos que se deban realizar para la determinación de las variables relacionadas con la información comparable, a excepción de la información comparable que el reglamento permita su validación mediante los resultados de ensayos tipo o de rutina.

51 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL realizar los ensayos y entregar los resultados en menos de 30 días hábiles, deberá comunicarlo en un plazo no mayor a 5 días hábiles.

Cuando no exista en Colombia laboratorio acreditado para la realización de los ensayos requeridos para el cumplimiento del presente reglamento técnico, tales ensayos se podrán realizar en laboratorios evaluados previamente por el Organismo de Certificación de Producto de acuerdo con la norma NTC/IEC/ISO 17025 – “Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración, o la versión que la modifique o sustituya.

Si el plazo propuesto por los laboratorios acreditados para realizar los ensayos y entregar los resultados supera los 30 días hábiles, el Organismo de Certificación podrá, bajo las mismas condiciones de plazos de respuesta y atención, acudir a laboratorios evaluados (no acreditados), o en segunda instancia, a laboratorios en el extranjero, para realizar los ensayos, salvo que exista un mutuo acuerdo entre las partes para extender dicho plazo. De la situación de indisponibilidad de laboratorios acreditados deberá ser informado el cliente en la respuesta que el Organismo de Certificación le dé.

El organismo de certificación de producto solo podrá́ utilizar laboratorios evaluados hasta un año después de que se acredite el primer laboratorio en Colombia para los ensayos requeridos y el tipo de producto aplicable; esto aplica únicamente para las muestras seleccionadas por el Organismo de Certificación en los procesos de otorgamiento, seguimiento y/o renovación, o para la emisión de la Declaración de Conformidad del Productor.

La evaluación de los laboratorios no acreditados deberá ser realizada de manera previa a la solicitud de servicios por parte de los Organismos de Certificación de Producto o los usuarios del mecanismo de Declarantes de Conformidad del Productor de acuerdo con la norma NTC/IEC/ISO 17025:2017 o la versión que la modifique o sustituya.

Excepcionalmente se podrá́ usar laboratorios evaluados, incluidos los del productor, ante la no disponibilidad de laboratorios con ensayos acreditados en Colombia, aplicables al producto en cuestión, o de suficiente capacidad operativa de los mismos para atender integralmente las solicitudes de ensayo en un plazo inferior a 30 días hábiles. En tal escenario, el laboratorio contará con 5 días hábiles para dar respuesta escrita a la solicitud de ensayos, en caso de no tener respuesta por parte del laboratorio durante el plazo mencionado, se entenderá que no está disponible, o no tiene la capacidad para atender la solicitud de ensayos.

8.1.6. Utilización de información previamente evaluada La información para incluir en la etiqueta URE establecida como requisito por el presente reglamento, podrá extractarse u obtenerse de los resultados de la aplicación de un método de ensayo o comprobaciones realizadas dentro de un proceso vigente, previo no mayor a un año, o simultáneo de certificación respecto de otro reglamento técnico colombiano. En tal condición no será necesario nuevamente realizar ensayos para evaluar parámetros sobre los cuales se tengan resultados. No obstante, el Organismo de Certificación podrá establecer condiciones adicionales para el uso de dicha información previa, con base en el análisis de riesgo correspondiente al proceso de certificaciónA excepción de los parámetros a evaluar y declarar establecidos para cada tipo de equipo en los Numerales 7.1.1., 7.2.1., 7.3.1., 7.4.1., 7.5.1., 7.6.1., 7.7.1., 7.8.1., 7.9.1., 7.10.1., 7.11.1., 7.12.1., 7.13.1., podrá usarse, por parte del organismo de certificación, información comparable obtenida en un proceso vigente, previo no mayor a un año, o simultáneo de certificación respecto de una norma técnica específica para el equipo objeto de etiquetado.

Ante indisponibilidad técnica de laboratorios acreditados o evaluados en Colombia, para que el Organismo de Certificación de Producto acreditado evalúe dentro de las oportunidades establecidas en el Numeral 8.1.5, tal organismo deberá́ emitir al solicitante una comunicación por escrito en la cual explique las causas de dicho impedimento. En la misma comunicación señalará́ las posibilidades de uso de otros laboratorios con ensayos acreditados existentes en el exterior donde se podrían realizar los ensayos y la fecha posible en la cual estaría culminado el proceso. En tales circunstancias deberán usarse laboratorios acreditados por organismos acreditadores que hagan parte de acuerdos multilaterales de los que el ONAC sea parte, siempre y cuando tales laboratorios estén acreditados en los métodos de ensayo establecidos en el RETIQ. Dadas las condiciones anteriores, el Organismo de Certificación acreditado en Colombia podrá́ usar o aceptar tales pruebas y ensayos realizados en el exterior, siempre y cuando la aplicación del muestreo haya sido realizada por el mismo organismo.

La “Declaración de Conformidad del Productor” que de manera general, no transitoria, se permita por el presente reglamento, será́ válida siempre y cuando los ensayos que soporten la evaluación de conformidad se realicen en laboratorios seleccionados bajo las condiciones establecidas en el presente numeral.

La información comparable obtenida como se indica en las condiciones anteriores no requerirá ser evaluada y/o certificada nuevamente, al efecto el Organismo de Certificación solo deberá verificar la fuente de la información en cuanto a la idoneidad técnica del laboratorio o de acreditación del certificador, para aceptar como objetiva, suficiente y válida tal información para su uso en la etiqueta. El Organismo de Certificación dejará constancia de las fuentes y alcance de información utilizada en el proceso de certificación con el presente reglamento técnico. En el caso que un productor esté interesado en la utilización de información obtenida con procesos previos, deberá estar vigente el certificado de conformidad que fue expedido con base en los reportes que contienen la información que pretenda usarse, a la fecha de inicio del nuevo proceso de certificación al Organismo de Certificación de producto.

Para la expedición de “Certificados de Producto” o “Declaraciones de Conformidad del Productor” iniciales o para ampliación de alcance con inclusión de nuevos modelos o familias (en el caso de motores), no para los ensayos de vigilancia (Seguimiento) o renovaciones, con esquemas de certificación del tipo 4 o 5 establecidos para el presente reglamento, se podrán realizar ensayos en laboratorios en el extranjero, siempre y cuando estén acreditados por Organismos que hagan parte de acuerdos multilaterales tales como ILAC, y los ensayos estén contemplados en el RETIQ.

El cliente en su solicitud de servicios deberá indicar las certificaciones con que cuentan los equipos para que el Organismo de Certificación pueda determinar la existencia de información previa o de la realización de procesos paralelos o simultáneos de donde se pueda obtener información válida para ser usada en el proceso de certificación con el presente Reglamento Técnico.

8.1.5. Responsabilidad y oportunidad de Organismos de Certificación y Laboratorios Los Organismos de Certificación y los Laboratorios que obtengan acreditación por parte del ONAC para soportar el presente reglamento, son responsables ante sus clientes y ante el Estado por la ejecución técnica y oportuna de los trabajos de certificación y ensayos que se les encomienden. Por lo anterior, una vez recibida la solicitud precisa de servicios que realice un cliente, el Organismo de Certificación deberá responderla en un plazo máximo de 15 días calendario y, si se acuerda el encargo, atenderla integralmente en el plazo que se establezca contractualmente entre el cliente y el organismo de certificación.

8.1.7. Equivalencia de ensayos En el proceso de demostración de la conformidad se deberán realizar los ensayos establecidos explícitamente en el presente reglamento técnico. Otros métodos de ensayo establecidos en Normas Técnicas Colombianas, Normas Técnicas Internacionales o de reconocimiento internacional podrán ser adoptados como equivalentes mediante resolución que modifique el presente reglamento.

Los organismos de certificación y los laboratorios deberán informar a la SIC mediante oficio al correo oficial de la entidad o radicación de manera física, sobre los cambios, ampliaciones o actualizaciones que realicen al alcance de su acreditación para los requisitos y normas de ensayo descritos en el presente Reglamento.

Los laboratorios deberán, en un plazo no mayor a 5 días hábiles, responder por escrito integralmente las solicitudes realizadas por los Organismos de Certificación, indicando las condiciones técnicas y comerciales, así como el plazo de entrega de resultados. En caso de no tener disponibilidad para En caso de que habiendo sido establecido por el presente reglamento técnico un método de ensayo, principal o equivalente, y la norma que lo contiene, por decisión de su organismo emisor, cambie su versión o sea reemplazada o sustituida, la parte interesada podrá usar el método de ensayo de la nueva versión o norma de reemplazo, siempre y cuando cuente con un concepto del organismo emisor de la norma, donde se indique que los cambios no implican una modificación significativa en el método de ensayo o los resultados de su aplicación. Al efecto deberá, informar la situación actual, mediante de oficio, al MINENERGIA, Dirección de Energía Eléctrica o la dependencia que haga sus veces. complementaria en RETIQ, bien como parte de los planes de capacitación de la fuerza de ventas o del contrato laboral, el cual no deberá corresponder con modalidad por temporada.

Los alcaldes o sus delegados, de acuerdo con las facultades otorgadas por la Ley 1480 de 2011, en sus respectivas jurisdicciones, deberán cumplir las funciones de control y vigilancia sobre la obligatoriedad del etiquetado de que trata el presente reglamento técnico, y particularmente sobre el cumplimiento de requisitos en los sitios de exhibición y puntos de venta al público.

La calificación de “equivalente” para un método de ensayo y su establecimiento como tal en el presente reglamento, se deberá entender como un mecanismo para facilitar a los fabricantes o productores la evaluación inicial de sus equipos con los métodos existentes o dispuestos en sus líneas de producción, reconociendo que el ensayo tiene por objetivo disponer de condiciones técnicas para la evaluación de parámetros o variables iguales que las consideradas en los métodos establecidos en los Numerales 7.1.1., 7.2.1., 7.3.1., 7.4.1., 7.5.1., 7.6.1., 7.7.1., 7.8.1., 7.9.1., 7.10.1., 7.11.1., 7.12.1., 7.13.1. Con el uso de métodos de ensayo equivalentes, será responsabilidad de fabricantes o productores al determinar la información a etiquetar, o de los Organismos de Evaluación de la Conformidad en procesos de certificación, considerar y documentar las diferencias y sus impactos en los resultados respecto de la aplicación de los métodos de ensayo principales, bien por condiciones ambientales, de aplicación y/o de montaje.

En todo caso será responsabilidad del certificador o declarante de la conformidad, la verificación del alcance y condiciones de realización de los ensayos 8.1.8. Tolerancias para control en el mercado y seguimiento de certificaciones En actividades de control ejercidas por las autoridades, tales como la SIC, serán aplicables unas tolerancias a los valores declarados por los productores en las etiquetas, como sigue: a. De hasta el 5% por exceso, aplicable a los valores de consumo de energía. b. De hasta el 5% por defecto, del valor absoluto del ancho correspondiente al rango en el cual se declare el equipo, aplicable a los valores de los indicadores del desempeño. Para lavadoras tipo Semiautomático y manual, la tolerancia para el valor de "consumo especifico" aplicable es por exceso. c. Cuando se trate de valores correspondientes a parámetros establecidos como "información comparable", podrán usarse las tolerancias dispuestas para los mismos en la norma de producto o ensayo aplicable.

8.3.

CONFORMIDAD DE LA CAPACITACIÓN DE LOS VENDEDORES E IMPULSADORES

DE VENTAS Los vendedores o impulsadores de ventas que se dispongan en los sitios de exhibición de equipos de uso final de energía deberán capacitarse mediante el programa de formación complementaria por parte del Servicio Nacional de Aprendizaje – SENA denominado “Aplicación del etiquetado de eficiencia energética de acuerdo al reglamento técnico RETIQ”. Al efecto el productor, proveedor o expendedor de quien dependan deberá registrarlos y garantizarles el acceso y tiempo para la realización de la capacitación y el uso de tales herramientas en su labor.

La realización y certificación correspondiente del curso de capacitación, a tomar por parte de los vendedores o impulsadores, será exigible con la entrada en vigencia del presente Reglamento siempre y cuando esté disponible el programa de formación complementaria por parte del Servicio Nacional de Aprendizaje - SENA. Los empleadores y/o gremios de productores o comercializadores en coordinación con el SENA, podrán acompañar o realizar para su fuerza de ventas el programa de capacitación, siempre y cuando el contenido del curso corresponda con el establecido por el SENA. El perfil de los formadores dispuestos para el efecto deberá cumplir con los requisitos establecidos para el curso y tipo de formación por el SENA. En todo caso la evaluación de la capacitación y la certificación del curso deberán ser efectuadas por el SENA. Para el control sobre certificación de cursos se tomarán los aplicativos de registro que al respecto tiene disponibles el SENA.

En actividades de procesos de seguimiento o renovación de certificaciones, realizadas por parte de organismos acreditados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia - ONAC o productores declarantes de la conformidad, serán aplicables las tolerancias dispuestas para las autoridades de control. Dichas tolerancias aplican aun cuando el ensayo realizado sea en cumplimiento de una norma de ensayo equivalente, diferente a la norma utilizada para los ensayos en el proceso de otorgamiento.

8.4. REGULACIONES PARA EL TRÁMITE DE LA CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO Para efectos del presente reglamento, se deben cumplir, entre otras, las siguientes disposiciones legales, emitidas por las autoridades colombianas, en lo que se relaciona con el Certificado de Conformidad de Producto, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan: a. Ley 155 de 1959 y Ley 1480 de 2011. b. Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio, publicada en el Diario Oficial 44511 del 06 de agosto de 2001, que es un solo cuerpo normativo de la SIC. c. Decreto 1074 de 2015, o el que lo sustituya o modifique, por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Comercio, Industria y Turismo. d. Decreto 3273 de 2008 o el que lo sustituya o modifique, por el cual se establece el procedimiento para verificar el cumplimiento de las normas técnicas colombianas oficiales obligatorias y los reglamentos técnicos en los productos importados. e. Decreto 4738 de 2008, por el cual se dictan normas sobre intervención en la economía para el ejercicio de las funciones de acreditación de organismos de evaluación de la conformidad que hagan parte del Subsistema Nacional de la Calidad y se modifica la estructura de la SIC. f. Decisión 506 de 2001, de la Comunidad Andina de Naciones, sobre Certificados de Conformidad 8.2. CONFORMIDAD DE LOS SITIOS DE EXHIBICIÓN El comercializador de los productos será el responsable de que los sitios donde se preste el servicio de venta de equipos de uso final de energía objeto del presente reglamento técnico, den cumplimiento a los requisitos que les aplican respecto de la disponibilidad, porte y correspondencia de la etiqueta de eficiencia energética de que trata el Numeral 6.2., para cada uno de los equipos exhibidos. Al efecto, el comercializador deberá hacer las verificaciones sobre la disponibilidad y exhibición de la información en cumplimiento de tales requisitos, cada vez que en la exhibición se realicen cambios en cuanto a variaciones de equipos, su ubicación y forma de acceso a la información de las etiquetas.

El registro de los certificados de formación de cada vendedor o impulsador deberá realizarse y será exigible de acuerdo con lo establecido en el Numeral 8.3.

Si en cumplimiento de sus funciones de vigilancia y control, la autoridad competente no encuentra el certificado de formación correspondiente para una o varias personas pertenecientes a la fuerza de ventas, habiendo estado disponible el programa de formación por parte del SENA, el responsable o propietario del punto de venta dispondrá de 90 días hábiles para tomar las medidas correspondientes y asegurar la formación de la totalidad de su fuerza de ventas; se deberá informar a la entidad de control inmediatamente se realice la emisión del certificado por parte del SENA. En el alcance del control antes mencionado, se exceptuarán los empleados nuevos, entendidos como aquellos que hayan permanecido menos de cuatro (4) meses trabajando en la misma labor y para el mismo empleador, siempre y cuando esté considerada su participación en el programa de formación de Producto. g. Decisión 827 de 2018, de la Comunidad Andina de Naciones.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 52 DIARIO OFICIAL Título 9. ESQUEMAS DE CERTIFICACIÓN PARA DEMOSTRAR LA CONFORMIDAD.

Para efectos de la demostración de la conformidad con el presente reglamento técnico, sólo se aceptarán certificados expedidos bajo los siguientes esquemas adaptados de la norma ISO IEC 17067. Los muestreos aplicados por los organismos de certificación no podrán ser inferiores a los establecidos para cada tipo de producto en el presente reglamento técnico.

9.1. CERTIFICACIÓN DE LOTES - ESQUEMA 1B RETIQ.

En este esquema la evaluación de la conformidad involucra la certificación de un lote de productos, seleccionado y claramente determinado, correspondiente a un mismo proceso y una misma planta de fabricación. Incluye el ensayo/prueba y evaluación de la conformidad sobre muestras del producto, acorde con lo siguiente:

Evaluación de la conformidad a través de: a. Muestras tomadas por el organismo de certificación únicamente del lote a certificar. La determinación del tamaño y el muestreo deberá realizarse conforme a lo establecido en la norma ISO 2859-1 o NTC-ISO 2859-1 y de acuerdo con la totalidad de productos que conforman el lote. b. Ejecución de inspección por atributos de acuerdo con los requisitos del presente reglamento técnico, aplicables al tipo de producto c. Realización de ensayos/pruebas, de acuerdo con los requisitos aplicables al tipo de producto y los métodos establecidos en el Reglamento. d. Revisión de toda la información y resultados del proceso de evaluación. e. Elaboración de informe de evaluación de la conformidad. f. Decisión sobre el otorgamiento de la certificación. g. Registro de la información en bases de datos establecidas en el presente Reglamento.

Toma de muestras: Para este esquema, la determinación del tamaño y toma de las muestras en procesos de evaluación de conformidad con fines de certificación adelantados por parte de los Organismos de Certificación de Producto o Declarantes, deberá realizarse por modelos o familias como se establece en el Numeral 9.5. Únicamente en los casos que se permita el uso del mecanismo de “Declaración de Conformidad del Productor” la toma de la muestra se podrá realizar por el declarante o la persona que designe para tales fines.

Vigencia: Para este esquema, los certificados emitidos no cuentan con vigencia, y cubren el total del lote evaluado. En el certificado debe indicarse que corresponde a un “LOTE”, identificándolo claramente, así como la fecha de emisión del mismo y los demás aspectos establecidos en el Numeral 8.1. c. Evaluación inicial del proceso de producción con el fin de evaluar la capacidad del productor para manufacturar los productos con el alcance descrito en el parágrafo del presente numeral. La evaluación inicial deberá ser de manera presencial, y las evaluaciones periódicas podrán ser presenciales o remotas (virtuales). d. Evaluación de la conformidad de acuerdo con los resultados de la inspección por atributos y los resultados de los ensayos/pruebas. e. Revisión de toda la información y de resultados relacionados con el proceso de evaluación. f. Decisión del proceso de certificación, si los resultados de la determinación, la revisión y decisión son positivos g. Autorización (licencia) para el uso del certificado durante el tiempo de vigencia. h. Autorización para que cada producto incluido en el alcance certificado lleve la marca de conformidad con el reglamento. i. Vigilancia (Seguimiento) o renovación mediante ensayos/pruebas o inspección de muestras tomadas por el organismo de certificación de producto, del mercado y bodegas del productor, dependiendo del tipo de producto. j. Decisión del mantenimiento de la certificación y de las autorizaciones del uso del certificado y marca de conformidad, con base en la evaluación de la información y los resultados de las actividades de vigilancia (Seguimiento) o renovación.

Para productos fabricados en el extranjero, donde el cliente es el importador nacional, o cuando el fabricante también actúa como importador para Colombia: a. Muestras tomadas por el organismo de certificación, de la fábrica y/o de la bodega del importador y/o comercializador y/o del mercado. b. Ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas sobre las muestras seleccionadas; de acuerdo con los requisitos del presente reglamento técnico aplicables al producto. c. Evaluación inicial del proceso de producción para evaluar la capacidad del productor para manufacturar los productos con el alcance descrito en el parágrafo del presente numeral. La evaluación inicial deberá ser de manera presencial, y las evaluaciones periódicas podrán ser presenciales o remotas (virtuales). d. Evaluación de la conformidad de acuerdo con los resultados de la inspección por atributos y los resultados de los ensayos/pruebas. e. Revisión de toda la información y de resultados relacionados con el proceso de evaluación. f. Decisión del proceso de certificación, si los resultados de la determinación, la revisión y decisión son positivos. g. Autorización (licencia) para el uso del certificado durante el tiempo de vigencia. h. Autorización para que cada producto incluido en el alcance certificado lleve la marca de conformidad con el reglamento. El porte o no de la marca de conformidad obedecerá a decisión tomada por el productor i. Vigilancia (Seguimiento) o renovación mediante ensayos/pruebas o inspección de muestras tomadas por el organismo de certificación de producto, del mercado y/o de bodega del importador o comercializador, o de la fábrica en caso de que se demuestre inexistencia de los productos en las ubicaciones descritas anteriormente, dependiendo del tipo de producto. j. Decisión del mantenimiento de la certificación y de las autorizaciones del uso del certificado y marca de conformidad, con base en la evaluación de la información y los resultados de las actividades de vigilancia (Seguimiento) o renovación.

Toma de muestras: Para este esquema, la determinación del tamaño y toma de las muestras en procesos de evaluación de conformidad con fines de certificación, vigilancia (Seguimiento) o renovación adelantados por parte de los Organismos de Certificación de Producto o Declarantes, deberá realizarse por modelos o familias como se establece en el Numeral 9.5. Únicamente en los casos que se permita el uso del mecanismo de “Declaración de Conformidad del Productor” la toma de la muestra se podrá realizar por el declarante o la persona que designe para tales fines.

Vigencia y vigilancia: El certificado o declaración de conformidad que sea expedida como resultado de la evaluación con este esquema tendrá una vigencia de dos (2) años, con un seguimiento que se debe realizar en un periodo de máximo doce (12) meses contados a partir de la expedición del certificado. Para efectos de trámites ante la Ventanilla Única de Comercio Exterior – VUCE, la SIC aceptará los certificados que estén vigentes, y podrá exigir, de acuerdo con la oportunidad en que se use el 9.2. ESQUEMA 4 RETIQ En este esquema la evaluación de la conformidad está dirigida a productos cuyos fabricantes no cuenten con certificación de su sistema de gestión de calidad ISO 9001 u otro similar expedido bajo norma UL, y/o sello de conformidad de producto que cubra en el alcance de la certificación el proceso de fabricación del producto objeto del reglamento técnico. Los usuarios de este esquema podrán ser fabricantes nacionales, o importadores nacionales o fabricantes extranjeros que actúen como importadores en Colombia. El esquema incluye los ensayos o pruebas y la vigilancia (Seguimiento), con base en la toma de muestras de fábrica o del mercado o de ambos, como sigue:

Para productos de fabricación nacional, donde el cliente es el mismo fabricante: a. Muestras tomadas por el organismo de certificación, de la fábrica o del mercado, o de ambos. b. Ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas sobre las muestras seleccionadas; de acuerdo con los requisitos del presente reglamento técnico aplicables al tipo de producto. c. Auditoría del sistema de gestión de la calidad del fabricante, realizada por organismo de certificación acreditado con norma ISO/IEC 17021 o validación de la certificación del sistema como se describe en el parágrafo 2 del presente numeral. d. Evaluación de la conformidad de acuerdo con los resultados de la inspección por atributos, certificado, las evidencias sobre el inicio y terminación efectiva de las actividades de vigilancia (Seguimiento). Las evaluaciones de vigilancia (Seguimiento) y renovación siempre se deberán finalizar dentro del periodo establecido para las mismas. Si llegada la fecha de seguimiento o renovación, aún no se finalizan estas actividades, se deberá suspender el certificado hasta que estas concluyan. Las fechas de expedición y de vigencia deben ser claramente visibles en el certificado, así como los demás aspectos establecidos en el Numeral 8.1. ensayos/pruebas, inspección del proceso de producción y las validaciones al sistema de gestión de la calidad. e. Revisión de toda la información y de resultados relacionados con el proceso de evaluación. f. Decisión del proceso de certificación, si los resultados de la determinación, la revisión y decisión son positivos. g. Autorización para el uso del certificado durante el tiempo de vigencia establecido en el certificado. h. Autorización para que cada producto incluido en el alcance certificado lleve la marca de conformidad con el reglamento. El porte o no de la marca de conformidad obedecerá a decisión tomada por el productor. i. Vigilancia (Seguimiento) o renovación mediante validación de la certificación del sistema mediante revisión documental como se describe en el parágrafo 2 del presente numeral, e inspección del proceso de producción del fabricante, que se puede hacer de manera presencial o virtual, o su validación documental con el alcance descrito en el parágrafo 2 del presente numeral. j. Vigilancia (Seguimiento) o renovación mediante evaluación de la conformidad de resultados de la ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas de muestras tomadas por el organismo de certificación de mercado y/o bodegas del importador, de acuerdo con los requisitos del presente reglamento. k. Decisión del mantenimiento de la certificación y de las autorizaciones del uso del certificado y marca 9.3. SELLO DE CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO – ESQUEMA 5 RETIQ.

En este esquema la evaluación de la conformidad está dirigida a aquellos productos cuyos fabricantes cuenten con certificación de su sistema de gestión de calidad ISO 9001 o NTC-ISO 9001 u otro similar expedido por un organismo de certificación acreditado bajo la norma ISO/IEC 17021-1 o NTC-ISO-IEC 17021-1, o cuenten con sello de conformidad de producto que cubra en el alcance de la certificación el proceso de fabricación del producto objeto del reglamento técnico. Tal certificación deberá haber sido otorgada por un organismo acreditado por una entidad de acreditación que sea miembro de los acuerdos de reconocimiento mutuo tal como IAF. Los usuarios de este esquema podrán ser fabricantes o importadores nacionales o fabricantes extranjeros que actúen como importadores en Colombia. Este esquema incluye los ensayos o pruebas del producto y la auditoría del sistema de gestión de la calidad, así:

Para productos de fabricación nacional: a. Muestras tomadas por el organismo de certificación, de la fábrica o del mercado, o de ambos. b. Ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas sobre las muestras seleccionadas; de acuerdo con los requisitos de presente reglamento técnico aplicables al producto. c. Auditoría del sistema de gestión de la calidad del fabricante, realizada por organismo de certificación acreditado con norma ISO/IEC 17021 o validación mediante revisión documental de la certificación del sistema como se describe en el parágrafo 2 del presente numeral. d. Evaluación de la conformidad de acuerdo con los resultados de la inspección por atributos, ensayos/pruebas, inspección del proceso de producción y las validaciones al sistema de gestión de la calidad. e. Revisión de toda la información y de resultados relacionados con el proceso de evaluación. f. Decisión del proceso de certificación, si los resultados de la determinación, la revisión y decisión son positivos. g. Autorización para el uso del certificado durante el tiempo de vigencia establecido en el certificado. h. Autorización para que cada producto incluido en el alcance certificado lleve la marca de conformidad con el reglamento. El porte o no de la marca de conformidad obedecerá a decisión tomada por el productor. i. Vigilancia (Seguimiento) o renovación validación de la certificación del sistema mediante revisión documental como se describe en el parágrafo 2 del presente numeral, e inspección del proceso de producción del fabricante, que se puede hacer de manera presencial o virtual, o su validación documental con el alcance descrito en el parágrafo 2 del presente numeral. j. Vigilancia (Seguimiento) o renovación mediante evaluación de la conformidad de resultados de la ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas de muestras tomadas por el organismo de certificación de producto, del mercado y/o de bodega del importador o comercializador, o de la fábrica en caso de que se demuestre inexistencia de los productos en las ubicaciones descritas anteriormente, de acuerdo con los requisitos del presente reglamento. k. Decisión del mantenimiento de la certificación y de las autorizaciones del uso del certificado y marca de conformidad, con base en la evaluación de la información y los resultados de las actividades de vigilancia (Seguimiento) o renovación.

Para productos fabricados en el extranjero, donde el cliente es importador nacional o cuando el fabricante también actúa como importador para Colombia: a. Muestras tomadas por el organismo de certificación, de fábrica y/o de la bodega del importador o comercializador y/o del mercado. b. Ejecución de inspección por atributos y ensayos/pruebas sobre las muestras seleccionadas; de acuerdo con los requisitos del presente reglamento técnico aplicables al producto. de conformidad, con base en la evaluación de la información y los resultados de las actividades de vigilancia (Seguimiento) o renovación.

Toma de muestras: Para este esquema, la determinación del tamaño y toma de las muestras en procesos de evaluación de conformidad con fines de certificación, vigilancia (Seguimiento) o renovación adelantados por parte de los Organismos de Certificación de Producto o Declarantes, deberá realizarse por modelos o familias como se establece en el Numeral 9.5 para cada tipo de producto. Únicamente en los casos que se permita el uso del mecanismo de “Declaración de Conformidad del Productor” la toma de la muestra se podrá realizar por el declarante o la persona que designe para tales fines.

Vigencia y vigilancia: El certificado o declaración de conformidad que sea expedido como resultado de la evaluación con este esquema tendrá una vigencia de cinco (5) años con un primer seguimiento que se debe realizar máximo al mes doce (12) y un segundo seguimiento que se debe realizar máximo al mes treinta y dos (32), contados a partir de la fecha de otorgamiento del certificado o la fecha renovación. Para efectos de trámites ante la Ventanilla Única de Comercio Exterior – VUCE, la SIC aceptará los certificados que estén vigentes, y podrá exigir, de acuerdo con la oportunidad en que se use el certificado, las evidencias sobre el inicio y terminación efectiva de las actividades de vigilancia. Las evaluaciones de vigilancia (Seguimiento) siempre se deberán finalizar dentro del periodo establecido para las mismas. Si llegada la fecha de seguimiento o renovación, aún no se finalizan estas actividades, se deberá suspender el certificado hasta que estas concluyan. Las fechas de expedición y de vigencia deben ser claramente visibles en el certificado, así como los demás aspectos establecidos en el Numeral 8.1.

Parágrafo 1. Tanto para el Esquema 4 RETIQ como para el Esquema 5 RETIQ, el alcance del
certificado de producto corresponderá a una planta de producción, en el caso de tener distintas plantas de producción, los productos fabricados en cada una de ellas deberán tener un certificado de conformidad diferente soportado en tomas de muestras para cada modelo o familia, y en los ensayos respectivos para los productos cubiertos en el certificado de cada una de ellas.

Parágrafo 2.

Alcance de la validación mediante revisión documental de la certificación del sistema de gestión de la calidad del productor ISO 9001 del productor o sello de conformidad de producto que cubra en el alcance de la certificación el proceso de fabricación del producto objeto del reglamento técnico:

53 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL La revisión documental aplicable como opción a cambio de la Auditoría del sistema de gestión de la calidad del productor, deberá comprender como mínimo el desarrollo de las siguientes actividades:

1. Solicitar copia del certificado del sistema de gestión de la calidad ISO 9001 en idioma castellano o inglés o sello de conformidad de producto que cubra en el alcance de la certificación el proceso de fabricación del producto objeto del reglamento técnico.

2. Verificar del certificado del sistema de gestión de la calidad ISO 9001 o sello de conformidad de producto la siguiente información:

a. Que ha sido expedido por un organismo de certificación acreditado con norma ISO/IEC 17021- Para los equipos denominados Motores eléctricos y Televisores, la toma de la muestra en el proceso de otorgamiento o ampliación de alcance, podrá reducirse a una (1) unidad por modelo, o familia en el caso de los motores, para la aplicación del esquema 5 RETIQ, considerando la selección de muestras de modelos diferentes en cada proceso como se describe en el párrafo anterior...

En los procesos de seguimiento de los certificados expedidos bajo los esquemas 4 y 5 RETIQ, será responsabilidad del organismo de certificación de producto determinar el alcance del seguimiento, según lo establecido en el sistema de gestión de calidad acreditado ante el ONAC.

La determinación del tamaño de la muestra para los procesos de emisión de la Declaración de Conformidad del Productor se debe hacer utilizando el tamaño de muestra establecido para el esquema 5 RETIQ.

1 o NTC-ISO-IEC 17021-1 para sistemas de gestión ISO 9001, o conforme norma ISO/IEC 17065 o NTC-ISO-IEC 17065 por organismo perteneciente al foro internacional y sea firmante de los acuerdos de reconocimiento mutuo de IAF, o acreditado por el organismo nacional de acreditación de Colombia - ONAC. b. Que el producto a certificar se encuentre cubierto por el alcance del sistema de gestión de la calidad del proceso de producción certificado por el sello de conformidad de producto. c. Que se encuentre vigente a la fecha de verificación. d. Que la planta de fabricación de donde proviene el producto a certificar este incluida en el certificado del sistema de gestión de la calidad.

Título 10.

INFORMACIÓN DE ORGANISMOS DE CERTIFICACIÓN Y

LABORATORIOS.

El Organismo Nacional de Acreditación de Colombia – ONAC, es la Entidad encargada de suministrar la información sobre los Organismos de Certificación Acreditados o Reconocidos, así como de los Laboratorios de Ensayos y Calibración Acreditados y de sus competencias en relación con el presente Reglamento Técnico. e. Evidencia de las vigilancias (Seguimientos) realizadas a la certificación del sistema de gestión de la calidad.

10.1. ACREDITACIÓN DE ORGANISMOS DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD Los laboratorios de calibración, laboratorios de pruebas y ensayos y los organismos de certificación que intervengan en el proceso de demostración de la conformidad con el presente reglamento, deberán obtener su acreditación ante el Organismo Nacional de Acreditación – ONAC, conforme al Decreto 1471 de 2014 y deben cumplir los criterios de acreditación de ONAC y demás documentos mandatorios internacionales relacionados con el esquema de acreditación respectivo.

9.4. SEGUIMIENTO DE LA CERTIFICACIÓN.

Las actividades de seguimiento a la certificación son de obligatoria ejecución para todas las modalidades de certificación que se emitan con alguna vigencia en el tiempo, en tal sentido la vigencia del certificado se entiende condicionada a la realización de las actividades de seguimiento y su resultado positivo frente al mantenimiento de las condiciones de conformidad.

Capítulo V.

VIGILANCIA, CONTROL Y VIGENCIA

9.5.

TOMA Y DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO DE LA MUESTRA PARA EXPEDICIÓN Y

VIGILANCIA La toma y determinación del tamaño de la muestra es responsabilidad del Organismo de Certificación del Producto o en los casos que se permita el uso de la Declaración de Conformidad del Productor, la misma recaerá en el fabricante nacional o importador.

La determinación del tamaño de la muestra para el proceso de otorgamiento de los certificados emitidos bajo el esquema 1B RETIQ, deberá realizarse conforme a lo establecido en la norma ISO 2859-1 o NTC-ISO 2859-1 y de acuerdo con la totalidad de productos que conforman el lote.

Título 11. ENTIDADES DE VIGILANCIA Y CONTROL.

La vigilancia y control del cumplimiento del presente reglamento, corresponde a: La SIC, las alcaldías municipales o distritales y la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, de acuerdo con las competencias otorgadas a cada una de estas entidades en las siguientes disposiciones legales o reglamentarias y aquellas que las modifiquen, complementen o sustituyan: a. Conforme a la Ley 1480 de 2011, los Decretos 1471 de 2014, 2269 de 1993, 3144 de 2008, 3273 de 2008, 3735 de 2009 y 4886 de 2011. La SIC, en ejercicio de las facultades de vigilancia y control, le corresponde entre otras funciones, velar por el cumplimiento de las disposiciones sobre protección al consumidor, realizar las actividades de verificación de cumplimiento de reglamentos técnicos sometidos a su control, supervisar vigilar y sancionar a los organismos de certificación, así como a los laboratorios de pruebas y ensayos y de metrología, que presten servicio de evaluación de la conformidad relacionados con el presente reglamento.

La determinación del tamaño de la muestra para el proceso de otorgamiento o ampliación del alcance de los certificados emitidos bajo el esquema 4 RETIQ, será de cinco (5) muestras y se realizará por modelo, o por familia para el caso de motores. Para los procesos de seguimiento y/o renovación, el tamaño de la muestra se podrá reducir a tres (3) muestras por modelo o familia. En caso de motores, donde el muestreo se puede realizarse por familia, en el proceso de seguimiento o la renovación de la certificación, deberán seleccionarse modelos distintos a los utilizados para el otorgamiento de la certificación. La determinación del tamaño de la muestra para el proceso de otorgamiento o ampliación del alcance de los certificados emitidos bajo el esquema 5 RETIQ, será de tres (3) muestras y se realizará por modelo, o por familia para el caso de motores. Para los procesos de seguimiento y/o renovación, el tamaño de la muestra se podrá reducir a una (1) muestra por modelo o familia. En caso de motores, donde el muestreo se puede realizarse por familia, en el proceso de seguimiento o la renovación de la certificación, deberán seleccionarse modelos distintos a los utilizados para el otorgamiento de la certificación. b. De conformidad con el artículo segundo del Decreto 3273 de 2008, los productos objeto del presente reglamento que se importen, el primer control se efectuará por la SIC en el momento del trámite de la aprobación del registro o licencia de importación a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior
- VUCE. c. Los productores de equipos sujetos al cumplimiento del presente reglamento técnico, cuyo control equipos objeto del RETIQ, incluyendo los importadores. c.
Los organismos de certificación de producto, los laboratorios de pruebas y ensayos. corresponde a la SIC, deben estar inscritos en el Registro de Productores e Importadores de Productos (bienes o servicios) sujetos al cumplimiento de Reglamentos Técnicos, y cumplir con la obligación sobre actualización de información. d. Dentro de las facultades de supervisión y control de la SIC, otorgadas por la Ley 1480 de 2011 y el Decreto 3735 de 2009, en relación con los reglamentos técnicos cuya vigilancia tenga a su cargo, podrá imponer las medidas y sanciones previstas en esta ley, a los productores, proveedores o expendedores, incluidos los importadores, y demás responsables de los productos objeto del RETIQ, así como a quienes evalúen su conformidad, por violaciones al cumplimiento del mismo. e. Según lo señalado en el artículo 62 de la Ley 1480 de 2011, los alcaldes ejercerán en sus respectivas jurisdicciones las mismas facultades administrativas de control y vigilancia que la SIC. Así mismo, el artículo 1º del Decreto 3735 de 2009 señala que, de acuerdo con sus competencias legales, los alcaldes podrán adelantar las actuaciones administrativas e imponer las sanciones señaladas en ese mismo artículo en el territorio de su jurisdicción, en caso de incumplimiento de las disposiciones relativas a etiquetado, contenidas en los reglamentos técnicos, para lo cual observarán cumplir las disposiciones aplicables del Código Contencioso Administrativo. f. A la DIAN, de acuerdo con lo señalado en los Decretos 2685 de 1999 y 3273 de 2008, o las normas que los modifiquen o sustituyan, le corresponde la revisión documental del registro o licencia de importación, excepto que la importación de los productos sea eximida del registro o licencia de importación por el Gobierno Nacional, en cuyo caso el control y vigilancia se ejercerá por parte de la DIAN en el momento de la solicitud del levante aduanero de las mercancías. Al efecto del control físico del etiquetado, deberá considerar los mecanismos de demostración de cumplimiento establecidos en los Numerales 6.2. y 8.1, del presente reglamento.

Título 14.

INTERPRETACIÓN, REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DEL

REGLAMENTO El contenido de este reglamento, expedido por el MINENERGIA cumple con los procedimientos y metodologías aceptados por el acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio y es el resultado de una amplia discusión con la participación democrática de las distintas partes interesadas.

El MINENERGIA de Colombia es el órgano competente para la elaboración, revisión, actualización, interpretación y modificación del RETIQ. La interpretación la podrá realizar mediante oficio o por solicitud de terceros.

Título 12. REGISTRO DE FABRICANTES E IMPORTADORES.

De acuerdo con el artículo 17 de la Ley 1480 de 2011, todos los productores, incluyendo los importadores, de productos sujetos al cumplimiento del presente Reglamento Técnico, deberán previamente a la puesta en circulación o a la importación de los productos “ informar ante la autoridad de control, el nombre del productor o importador y el de su representante legal o agente residenciado en el país y la dirección para efecto de notificaciones, así como la información adicional que determinen los reguladores de producto”. Al efecto deberán inscribirse en el Registro de Productores e Importadores de Productos (bienes o servicios) sujetos al cumplimiento de Reglamentos Técnicos y actualizar la información, de acuerdo con lo establecido en el capítulo primero del título cuarto de la Circular Única expedida por la SIC o la entidad que haga sus veces.

Título 15.

EQUIPOS INEFICIENTES- PROHIBICIÓN DE IMPORTACIÓN O

FABRICACIÓN PARA USO EN COLOMBIA En vigencia del presente reglamento técnico, los equipos que siendo parte de su objeto no puedan clasificarse dentro de uno de los rangos de eficiencia establecidos en el mismo, no podrán importarse o fabricarse para su uso en el territorio colombiano.

Título 13. RÉGIMEN SANCIONATORIO.

La comercialización dentro del territorio colombiano de equipos que no satisfagan con veracidad y suficiencia la información suministrada, o que con fundamento en la aplicación de los Procedimientos de Evaluación de la Conformidad definidos en el presente Reglamento Técnico no cumplan los requisitos establecidos, no estará permitida.

Sin perjuicio de lo contemplado en las demás disposiciones legales vigentes sobre responsabilidad civil o penal a que haya lugar, el incumplimiento de los requisitos establecidos en el presente reglamento se sancionará por parte de la SIC y los alcaldes de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 1480 de 2011, el Decreto 1471 de 2014, el Decreto 2269 de 1993 y las normas que los reglamenten, modifiquen o substituyan. En el mismo sentido la Dirección de Impuestos y Aduana Nacional – DIAN impondrá las sanciones de su competencia.

El régimen sancionatorio será aplicable a: a. Las personas responsables en Colombia de la comercialización (exhibición y venta) de los equipos objeto del RETIQ. b. Los responsables en Colombia en su calidad de productores, expendedores o proveedores de (C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 54 DIARIO OFICIAL Proyectos STN Área FPO

RESOLUCIÓN NÚMERO 40287 DE 2026

Compensador síncrono de 300 MVAr en Sahagún 500 kV Córdoba- Sucre Dic 2029 (junio 23) por medio de la cual se adopta el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039.

El Ministro de Minas y Energía, en uso de las facultades legales y en especial las conferidas por el artículo 18 de la Ley 143 de 1994, el numeral 11 del artículo 2°, el numeral 8 del artículo 5° del Decreto 381 de 2012, y

CONSIDERANDO:

Compensador síncrono de 150 MVAr en Copey 220 kV GCM Dic 2029 Compensador síncrono de 300 MVAr en Cuestecitas 220 kV GCM Dic 2029 Compensador síncrono de 150 MVAr en Valledupar 220 kV GCM Dic 2029 Reactor de barra de 120 MVAr en Cuestecitas 500 kV GCM Dic 2029 Reactor de barra de 120 MVAr en Colectora 500 kV GCM Dic 2029 Reactor de línea Magangué — Copey 500 kV de 84 MVAr en Córdoba- Magangué 500 kV Sucre Dic 2029 Proyectos STR Área FPO Que, el artículo 2° de la Constitución Política señala que son fines esenciales del Estado “servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución; facilitar la participación de todos en las decisiones que los afectan y en la vida económica, política, administrativa y cultural de la Nación; defender la independencia nacional, mantener la integridad territorial y asegurar la convivencia pacífica y la vigencia de un orden justo”.

Que, el artículo 365 de la Constitución Política señala que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es su deber asegurar la prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional y dispone que el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de los servicios públicos domiciliarios.

TRF 4 Chinú 500/110 kV Córdoba-Sucre Dic 2028 Que, las referidas obras, en virtud de su declaratoria como Proyectos Urgentes mediante la Resolución 40004 de 2026 se encuentran sujetas al procedimiento especial de convocatoria de carácter excepcional, previsto en la Resolución MME 90604 de 2014 y en la Resolución CREG 093 de 2014, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, en ese sentido la Fecha de Puesta en Operación (FPO) que aplica para dichas obras es la establecida en la Resolución 40004 de 2026.

Que, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), elaboró el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039 y lo puso al corriente del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), el cual conoció dicho plan durante las sesiones número 212, 213 y 214, y lo ratificó en la sesión 215.

Que, el parágrafo del artículo 17 de la Ley 143 de 1994 establece que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es la entidad competente para elaborar los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), de conformidad con los lineamientos definidos por el Ministerio de Minas y Energía, los cuales se encuentran contenidos en la Resolución número 181313 del 2 de diciembre de 2002, por la cual se establecen los criterios y la forma para la elaboración del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.

Que, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en desarrollo de su proceso de planeación y con base en los análisis técnicos y económicos realizados para el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039, así como en las discusiones adelantadas en el CAPT, priorizó las obras requeridas para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico y atender el crecimiento de la demanda, las cuales se relacionan a continuación:

Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras asociadas:

Que, el artículo 18 de la Ley 143 de 1994 dispone que, “corresponde al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión, así como fijar los criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución”.

- Construcción de la subestación Puerto Gaitán 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación para la instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada uno.

- Construcción del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV, cada uno con una capacidad mínima de 1500 Amperios.

Que, el inciso 2° de la disposición legal antes citada señala que, “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional”.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Aguaclara 230 kV para el doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV.

Que, el Ministerio de Minas y Energía (MME), mediante la Resolución número 18- 0924 del 15 de agosto de 2003, estableció y desarrolló la convocatoria pública como mecanismo para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Puerto Gaitán 230 kV para el doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV.

- Instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco en la subestación Puerto Gaitán 230 kV (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre de 2031.

Cuarto banco de autotransformadores en la subestación Chinú 500/110 kV:

Que, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), mediante el artículo 6° de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado mediante las resoluciones CREG 085 de 2002, 147 de 2011, 064 de 2013 y 193 de 2020, estableció que harán parte del Plan de Expansión de Referencia los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN) que se encuentren en operación.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación Chinú para la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA.

Que, el numeral 8 del artículo 5° del Decreto número 381 de 2012 atribuye al Despacho del Ministro de Minas y Energía la función de adoptar los planes generales de expansión de generación de energía y de la red de interconexión, así como establecer los criterios para el planeamiento de la transmisión y la distribución.

- Instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA en la subestación Chinú (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre de 2028.

Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas:

Que, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a través de las Resoluciones CREG 051 de 1998, 004 de 1999, 022 de 2001 y 085 de 2002, dispuso la conformación del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), como instancia destinada a compatibilizar criterios, estrategias, metodologías e información para la expansión del Sistema de Transmisión Nacional.

- Construcción de la subestación El Zaque 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación en 230 kV para la instalación de dos transformadores trifásicos 230/115 kV de 90 MVA cada uno.

- Reconfiguración del doble circuito San Bernardino – Jamondino 1 y 2 de 230 kV en El Zaque – San Bernardino 1 y 2 de 230 kV y El Zaque – Jamondino 1 y 2 de 230 kV, cada circuito con una capacidad mínima de 800 Amperios.

Que, el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40004 del 7 de enero de 2026, identificó y definió como Proyectos Urgentes en los términos del artículo 2 de la Resolución MME 90604 de 2014, entre otras, las siguientes obras del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y del Sistema de Transmisión Regional – STR, que la UPME priorizó en el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039:

Proyectos STN Área FPO - Construcción de cuatro (4) bahías de línea en la subestación El Zaque 230 kV, dos (2) para el doble circuito El Zaque – San Bernardino 1 y 2 de 230 kV, y dos (2) para el doble circuito El Zaque – Jamondino 1 y 2 de 230 kV.

Compensador síncrono de 300 MVAr en Cuestecitas 500 kV GCM Dic 2029 Compensador síncrono de 150 MVAr en Nueva Barranquilla 220 kV Atlántico Dic 2029 - Instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/115 kV de 90 MVA cada uno en la subestación El Zaque (Obra del STR).

Compensador síncrono de 300 MVAr en Colectora 500 kV GCM Dic 2029 Compensador síncrono de 150 MVAr en Sabanalarga 500 kV Atlántico Dic 2029 Compensador síncrono de 300 MVAr en Carreto 500 kV Bolívar Dic 2029 - Construcción de la segunda bahía de transformación en 230 kV en la subestación Páez para la instalación del segundo transformador trifásico 230/115 kV de 90 MVA.

Compensador síncrono de 150 MVAr en Chinú 500 kV Córdoba- Sucre Dic 2029 - Instalación del segundo transformador 230/115 kV de 90 MVA en la subestación Páez 230/115 kV (Obra del STR).

Compensador síncrono de 150 MVAr en Toluviejo 220 kV Córdoba- Sucre Dic 2029 Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2031.

Subestación Sabana Occidente 230 kV y líneas asociadas:

Compensador síncrono de 50 MVAr en Caracolí 110 kV Atlántico Dic 2029 Compensador síncrono de 150 MVAr en Tebsa 220 kV Atlántico Dic 2029 Compensador síncrono de 50 MVAr en Malambo 110 kV Atlántico Dic 2029 Compensador síncrono de 300 MVAr en Bolívar 220 kV Bolívar Dic 2029 - Construcción de la subestación Sabana Occidente 230 kV con tecnología GIS (Gas Insulated Substation), que incluye dos (2) bahías de transformación para 55 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL la instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno.

- Construcción de la bahía de compensación reactiva a nivel de 500 kV en la subestación Cuestecitas 500 kV, para la Instalación de un reactor de barra de 120 MVAr.

- Reconfiguración del circuito La Mesa – Noroeste 230 kV en Sabana Occidente – La Mesa 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2027.

Instalación de reactor de línea en el corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV:

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Sabana Occidente 230 kV para los circuitos Sabana Occidente – La Mesa 230 kV y Sabana Occidente
- Noroeste 230 kV.

- Instalación de un (1) reactor de línea de 84 MVAr en el extremo correspondiente a la subestación Magangué del circuito Nueva Magangué – El Copey 500 kV.

- Instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno en la subestación Sabana Occidente (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2029.

Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV:

Interconexión Antioquia-Oriental – Subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas:

- Instalación de un tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Heliconia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación Heliconia 500/230 kV.

- Construcción de la subestación La Montera 500/230 kV, que incluye la instalación de tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada banco, y la construcción de las tres (3) bahías de transformación en 500 kV y las tres (3) bahías de transformación en 230 kV asociadas.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación Heliconia 500/230 kV.

- Reconfiguración del circuito Antioquia – Porce III 500 kV en La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación La Montera 500 kV para las líneas La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

- Construcción del segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

- Reconfiguración del circuito Porce II – Barbosa 220 kV en La Montera – Porce II 230 kV y La Montera – Barbosa 1 230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de línea en la subestación Heliconia 230 kV para el circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

- Reconfiguración del circuito Bello – El Salto 220 kV en La Montera – Bello 230 kV y La Montera – El Salto 230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de línea en la subestación Occidente 230 kV para el circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2030.

- Reconfiguración del circuito Guadalupe IV – Barbosa 220 kV en La Montera – Guadalupe IV 1 230 kV y La Montera – Barbosa 2 230 kV.

Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA) – Subestación Guarne 230 kV:

- Reconfiguración del circuito Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera – Guadalupe IV 2 230 kV y La Montera – Occidente 230 kV.

- Construcción de la subestación Guarne 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación para la instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV de 180 MVA cada banco.

- Reconfiguración del circuito Guatapé – Miraflores 230 kV en Guarne – Guatapé 230 kV y Guarne – Miraflores 230 kV.

- Construcción de ocho (8) bahías de línea en la subestación La Montera 230 kV, para las líneas La Montera – Porce II 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera – Bello 230 kV, La Montera – El Salto 230 kV, La Montera – Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera – Barbosa 2 230 kV, La Montera – Guadalupe IV 2 230 kV y La Montera – Occidente 230 kV.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Guarne 230 kV para las líneas Guarne – Guatapé 230 kV y Guarne – Miraflores 230 kV.

- Construcción del doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios.

- Instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV de 180 MVA cada banco en la subestación Guarne (Obra del STR).

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2031.

Fortalecimiento del SIN mediante Compensadores Síncronos y obras asociadas:

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

- Fase A - Instalación de compensadores síncronos y obras asociadas en las siguientes subestaciones:

- Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

- Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

- Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para las líneas La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2032.

Subestación Subárea Potencia MVAr Nueva Barranquilla 220 kV Atlántico 150 Sabanalarga 500 kV Atlántico 150 Cuestecitas 500 kV GCM 300 Colectora 500 kV GCM 300 Carreto 500 kV Bolívar 300 Chinú 500 kV Córdoba-Sucre 150 Toluviejo 230 kV Córdoba-Sucre 150 Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2030.

Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos 500/230 kV y La Virginia 500/230 kV, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas:

- Fase B - Instalación de compensadores síncronos y obras asociadas en las siguientes subestaciones:

- Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación La Virginia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación La Virginia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación La Virginia 500/230 kV.

- Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación San Marcos 500/230 kV.

Subestación Subárea Potencia MVAr Caracolí 110 kV Atlántico 50 Tebsa 220 kV Atlántico 150 Malambo 110 kV Atlántico 50 Copey 220 kV GCM 150 Cuestecitas 220 kV GCM 300 Valledupar 220 kV GCM 150 Bolívar 220 kV Bolívar 300 Sahagún 500 kV Córdoba-Sucre 300 Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2031.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación San Marcos 500/230 kV.

- Instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la subestación Colectora 500 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación San Marcos 500/230 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028.

- Construcción de la bahía de compensación reactiva a nivel de 500 kV en la subestación Colectora 500 kV, para la instalación de un reactor de barra de 120 MVAr.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2027.

- Instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la subestación Cuestecitas 500 kV.

Que, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) remitió el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039 al Ministerio de Minas y Energía (MME), mediante oficios con radicados MME número 1-2026-002303 (UPME número 20261520006151) del 21 de enero de 2026 y MME número 1-2026-018769 (UPME número 202601520085041) del 23 de abril de 2026, para su revisión y adopción.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 56 DIARIO OFICIAL - Instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/115 kV de 90 MVA cada uno en la subestación El Zaque (Obra del STR).

- Construcción de la segunda bahía de transformación en 230 kV en la subestación Páez para la instalación del segundo transformador trifásico 230/115 kV de 90 MVA.

Instalación del segundo transformador 230/115 kV de 90 MVA en la subestación Páez 230/115 kV (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2031.

Que, la Dirección de Energía Eléctrica (DEE) del Ministerio de Minas y Energía, mediante Radicado número 3-2026-011608 del 26 de febrero de 2026, emitió concepto técnico dirigido a la Oficina Asesora Jurídica (OAJ), en el que señala la necesidad de adoptar el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039, para posibilitar el desarrollo de las obras requeridas para atender necesidades en las áreas operativas Caribe, Antioquia-Chocó, Oriental y Suroccidental que afectan directamente la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía de dichas regiones, posibilitando que dichos proyectos puedan ayudar al fortalecimiento de la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) en las áreas de influencia.

Subestación Sabana Occidente 230 kV y líneas asociadas:

- Construcción de la subestación Sabana Occidente 230 kV con tecnología GIS (Gas Insulated Substation), que incluye dos (2) bahías de transformación para la instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno.

- Reconfiguración del circuito La Mesa – Noroeste 230 kV en Sabana Occidente – La Mesa 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV.

Que, el Ministerio de Minas y Energía, luego de revisar el sustento técnico de las obras presentado en el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039, teniendo en cuenta la relevancia de dichas obras para la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN), acogiendo las recomendaciones del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) y atendiendo las comunicaciones de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), encontró pertinente adoptar el referido Plan, el cual contiene diez (10) obras necesarias para atender el crecimiento de la demanda y las necesidades en las distintas áreas operativas.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Sabana Occidente 230 kV para los circuitos Sabana Occidente – La Mesa 230 kV y Sabana Occidente
- Noroeste 230 kV.

- Instalación de dos (2) transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno en la subestación Sabana Occidente (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2029.

Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV:

Que, el Ministerio de Minas y Energía diligenció el cuestionario de abogacía de la competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para revisar la posible incidencia de la presente resolución sobre la libre competencia, encontrando que ninguna de las respuestas obtenidas con dicho cuestionario limitaban la libre competencia y, en consecuencia, no es necesario informar de su contenido a la Delegatura para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio, de conformidad con lo establecido en los artículos 2.2.2.30.5 y 2.2.2.30.6. del Decreto número 1074 de 2015.

- Instalación de un tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Heliconia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación Heliconia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación Heliconia 500/230 kV.

Que en cumplimiento de lo ordenado en el numeral 8 del artículo 8° de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo previsto en el artículo 2.1.2.1.14 del Decreto número 270 de 2017, el proyecto normativo se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía para comentarios de la ciudadanía del 5 de mayo al 15 de mayo de 2026 y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos a través de la Dirección de Energía Eléctrica en la matriz establecida para el efecto.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028.

Que, en mérito de lo expuesto, - Construcción del segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

RESUELVE:

- Construcción de una (1) bahía de línea en la subestación Heliconia 230 kV para el circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de línea en la subestación Occidente 230 kV para el circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

Artículo 1°.

Adoptar el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039 elaborado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), anexo a la presente Resolución, y que contiene las siguientes obras de transmisión las cuales deben ser ejecutadas a través de (i) Convocatoria Pública o (ii) Ampliaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), según corresponda:

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2030.

Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras asociadas:

Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA) – Subestación Guarne 230 kV:

- Construcción de la subestación Puerto Gaitán 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación para la instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada uno.

- Construcción de la subestación Guarne 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación para la instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV de 180 MVA cada banco.

- Construcción del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV, cada uno con una capacidad mínima de 1500 Amperios.

- Reconfiguración del circuito Guatapé – Miraflores 230 kV en Guarne – Guatapé 230 kV y Guarne – Miraflores 230 kV.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Aguaclara 230 kV para el doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Guarne 230 kV para las líneas Guarne – Guatapé 230 kV y Guarne – Miraflores 230 kV.

- Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Puerto Gaitán 230 kV para el doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV.

- Instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV de 180 MVA cada banco en la subestación Guarne (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2031.

- Instalación de dos (2) bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco en la subestación Puerto Gaitán 230 kV (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre de 2031.

Fortalecimiento del SIN mediante Compensadores Síncronos y obras asociadas (Obra declarada como Proyectos Urgentes mediante la Resolución MME 40004 de 2026):

Cuarto banco de autotransformadores en la subestación Chinú 500/110 kV (Obra declarada como Proyectos Urgentes mediante la Resolución MME 40004 de 2026):

- Fase A - Instalación de compensadores síncronos y obras asociadas en las siguientes subestaciones:

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación Chinú para la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA.

- Instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA en la subestación Chinú (Obra del STR).

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre de 2028, de conformidad con lo esta- blecido en la Resolución MME 40004 de 2026.

Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas:

Subestación Subárea Potencia MVAr Nueva Barranquilla 220 kV Atlántico 150 Sabanalarga 500 kV Atlántico 150 Cuestecitas 500 kV GCM 300 Colectora 500 kV GCM 300 Carreto 500 kV Bolívar 300 Chinú 500 kV Córdoba-Sucre 150 Toluviejo 230 kV Córdoba-Sucre 150 Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2029, de conformidad con lo establecido en la Resolución MME 40004 de 2026 - Construcción de la subestación El Zaque 230 kV, que incluye dos (2) bahías de transformación en 230 kV para la instalación de dos transformadores trifásicos 230/115 kV de 90 MVA cada uno.

- Fase B - Instalación de compensadores síncronos y obras asociadas en las siguientes subestaciones:

- Reconfiguración del doble circuito San Bernardino – Jamondino 1 y 2 de 230 kV en El Zaque – San Bernardino 1 y 2 de 230 kV y El Zaque – Jamondino 1 y 2 de 230 kV, cada circuito con una capacidad mínima de 800 Amperios.

Subestación Subárea Potencia MVAr Caracolí 110 kV Atlántico 50 Tebsa 220 kV Atlántico 150 Malambo 110 kV Atlántico 50 Copey 220 kV GCM 150 - Construcción de cuatro (4) bahías de línea en la subestación El Zaque 230 kV, dos (2) para el doble circuito El Zaque – San Bernardino 1 y 2 de 230 kV, y dos (2) para el doble circuito El Zaque – Jamondino 1 y 2 de 230 kV.

57 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL - Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación La Virginia 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación La Virginia 500/230 kV.

- Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación San Marcos 500/230 kV.

Subestación Subárea Potencia MVAr Cuestecitas 220 kV GCM 300 Valledupar 220 kV GCM 150 Bolívar 220 kV Bolívar 300 Sahagún 500 kV Córdoba-Sucre 300 Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2029, de conformidad con lo establecido en la Resolución MME 40004 de 2026.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 500 kV en la subestación San Marcos 500/230 kV.

- Construcción de una (1) bahía de transformación a nivel de 230 kV en la subestación San Marcos 500/230 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028.

- Instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la subestación Colectora 500 kV. - Construcción de la bahía de compensación reactiva a nivel de 500 kV en la subestación Colectora 500 kV, para la instalación de un reactor de barra de 120 MVAr.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2027, de conformidad con lo establecido en la Resolución MME 40004 de 2026.

- Instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la subestación Cuestecitas 500 kV. - Construcción de la bahía de compensación reactiva a nivel de 500 kV en la subestación Cuestecitas 500 kV, para la Instalación de un reactor de barra de 120 MVAr.

Parágrafo. Las obras incluidas en el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039,
que fueron declaradas como Proyectos Urgentes mediante la Resolución MME 40004 de 2026 y que se relacionan en la parte considerativa de la presente resolución, tendrán como Fecha de Puesta en Operación (FPO) la establecida en dicha resolución y continuarán sujetas, para efectos de su trámite, manifestación de interés, adjudicación y ejecución, al procedimiento especial de convocatoria aplicable a este tipo de proyectos, de conformidad con lo previsto en la Resolución MME 90604 de 2014, la Resolución CREG 093 de 2014 y la Resolución MME 40004 de 2026, o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2027, de conformidad con lo establecido en la Resolución MME 40004 de 2026.

En el caso de las obras respecto de las cuales ya se haya surtido la etapa de manifestación de interés en el marco de la Resolución MME 40004 de 2026, no será necesario repetir dicha actuación dentro del presente proceso de adopción, en la medida en que dicha etapa ya se encuentra cumplida para los efectos del procedimiento especial aplicable.

Instalación de reactor de línea en el corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV (Obra declarada como Proyectos Urgentes mediante la Resolución MME 40004 de 2026):

- Instalación de un (1) reactor de línea de 84 MVAr en el extremo correspondiente a la subestación Magangué del circuito Nueva Magangué – El Copey 500 kV.

Artículo 2°.

Los proyectos aquí relacionados se consideran de utilidad pública e interés social, por así disponerlo los artículos 56 de la Ley 142 de 1994 y 5 de la Ley 143 de 1994, y tienen prevalencia sobre lo dispuesto en los planes de ordenamiento territorial de acuerdo con el artículo 3° de la Ley 2099 de 2021 y el artículo 2.2.2.1.2.5.1 del Decreto número 1077 de 2015.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2028, de conformidad con lo establecido en la Resolución MME 40004 de 2026.

Artículo 3°.

La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Interconexión Antioquia-Oriental – Subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas:

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de junio de 2026.

El Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea.

Plan de expansión de transmisión 2025 - 2039 x Plan de Expansión de Transmisión 2025 - 2039 - Construcción de la subestación La Montera 500/230 kV, que incluye la instalación de tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada banco, y la construcción de las tres (3) bahías de transformación en 500 kV y las tres (3) bahías de transformación en 230 kV asociadas. - Reconfiguración del circuito Antioquia – Porce III 500 kV en La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV. - Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación La Montera 500 kV para las líneas La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV. - Reconfiguración del circuito Porce II – Barbosa 220 kV en La Montera – Porce II 230 kV y La Montera – Barbosa 1 230 kV. - Reconfiguración del circuito Bello – El Salto 220 kV en La Montera – Bello 230 kV y La Montera – El Salto 230 kV. - Reconfiguración del circuito Guadalupe IV – Barbosa 220 kV en La Montera – Guadalupe IV 1 230 kV y La Montera – Barbosa 2 230 kV. - Reconfiguración del circuito Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera – Guadalupe IV 2 230 kV y La Montera – Occidente 230 kV. - Construcción de ocho (8) bahías de línea en la subestación La Montera 230 kV, para las líneas La Montera – Porce II 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera – Bello 230 kV, La Montera – El Salto 230 kV, La Montera – Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera – Barbosa 2 230 kV, La Montera – Guadalupe IV 2 230 kV y La Montera – Occidente 230 kV. - Construcción del doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios. - Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. - Construcción de dos (2) bahías de línea en la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. - Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. - Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. - Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para las líneas La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

Fecha de puesta en operación: 31 de diciembre del 2032.

1 UPME.GOV.CO Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos 500/230 kV y La Virginia 500/230 kV, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas:

- Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación La Virginia 500/230 kV.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 58 DIARIO OFICIAL Edwin Palma Egea x Manuel Octavio Acevedo IIes Ministro de Minas y Energía x Juan David Agudelo Caro x Paula Alejandra Bautista Aguilar x Alejandra González Guañarita Karen Schutt Esmeral x Felipe Betancur Londoño Viceministra de Energía x Jhorley Alonso Castaño Avendaño x Brandon Stid Huaca Cuellar Indira Portocarrero Ospina x Sergio Andrés Cubillos Cabrera Directora General UPME x Luz Adriana Duque Calle x Moises Rafael Larrarte Arango x José Daniel Hurtado Solís Guillermo Holguín García x Edgar Rubén Muela Velasco Subdirector (E) de Energía Eléctrica x Aura María León Soler x Óscar Iván Parra Acuña Elaboró: x Félix Perdomo Bastos x Paula Andrea Osorio Molina Subdirección de Energía Eléctrica x Jorge Eduardo Zuluaga Orozco GIT Generación y Cobertura Con la asesoría del Comité Asesor de x Felipe Rodríguez Tuta Planeamiento de la Transmisión CAPT, x Diana Marcela Montaña Silva conformado por: x Lina María Tapiero Quintero x Angélica Vanessa Aldana Urrea x Juan Carlos Aponte Gutiérrez x ISA INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P x Luisa Fernanda Correa Osorio x Kelly Andrea Toro Toro x EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P - EPM x Luis Alfredo Hernández Beleño x Mauricio Hernando Mañosca x GRUPO ENERGÍA BOGOTÁ S.A. E.S.P x William Fernando Villamil Castañeda x Henry Josué Zapata Lesmes x DIACO S.A x SIERRACOL ENERGY ARAUCA, LLC x Isabel Silva Perdomo GIT Convocatorias x CERRO MATOSO S.A x Karol Enrique Cifuentes Thorrens x ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P x David Ricardo Murcia Cortes x CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P x Sergio Andrés Pastrana Pastrana x AIR-E S.A.S. E.S.P x Martha Patricia Sarria Toro x EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS - Asesora de Comunicaciones:

TEBSA S.A. E.S.P

x Diana Patricia Serrano Sánchez x EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ Colaboradores UPME S.A. E.S.P – EBSA x Juan Felipe Alvarado Rodríguez Invitados permanentes CAPT: x Álvaro Andrés Avendaño Peña x Yenifer Karina Ángel López x Ministerio de Minas y Energía Diseño y diagramación x Brajham David Chitiva Lozada x XM – Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. x Sonia Esperanza Echeverria Rojas x Fredy Augusto Gómez Martínez GIT Transmisión: x Melvin David Gómez Rodríguez x Cristhian Camilo González Garzón x Luis Fernando López Pineda 3.1.2. Instalación de un reactor de línea en el corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV........................................................................... 52 Tabla de Contenido 3.1.2.1. Antecedentes.............................................................................. 52 3.1.2.2. Proyecto propuesto..................................................................... 54 3.1.2.3. Análisis técnicos.......................................................................... 56 Índice de Figuras.......................................................................................................... 9 3.1.2.4. Análisis económicos.................................................................... 71 Índice de tablas.......................................................................................................... 17 3.1.2.5. Fecha de Puesta en Operación.................................................... 72 Siglas.......................................................................................................................... 20 3.1.2.6. Conclusiones............................................................................... 72 Prefacio...................................................................................................................... 21 3.1.2.7. Recomendaciones....................................................................... 73

1. Introducción .................................................................................................... 22

2. Normativa General .......................................................................................... 31

3.1.3. Fortalecimiento del SIN mediante Compensadores Síncronos y obras asociadas........................................................................................................ 73 2.1. Marco legal y regulatorio aplicable.......................................................... 31 3.1.3.1. Introducción................................................................................ 73 2.2. Planeación y expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN)...... 31 3.1.3.2. Contexto...................................................................................... 74 2.3. Planeación y refuerzo del Sistema de Transmisión Regional (STR).......... 32 3.1.3.3. Antecedentes.............................................................................. 78 2.4. Acceso, conexión e integración de proyectos de generación.................. 32 3.1.3.4. Proyecto Propuesto..................................................................... 79 3.1.3.5. Análisis técnico........................................................................... 86 2.5. Operación del sistema y criterios de confiabilidad.................................. 33 3.1.3.6. Análisis económicos.................................................................. 169 2.6. Información técnica y fuentes de datos................................................... 33 3.1.3.7. Fecha de puesta en operación................................................... 173 2.7. Alcance del Plan de Expansión................................................................ 33 3.1.3.8. Conclusiones............................................................................. 173

3. Proyectos estructurales .................................................................................. 34

3.1.3.9. Recomendaciones..................................................................... 175 3.1. Área Caribe.............................................................................................. 34 3.2. Área Antioquia – Chocó......................................................................... 176 3.1.1. Cuarto banco de autotransformadores 500/110 kV en la subestación Chinú 34 3.2.1. Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA) – Subestación Guarne 230 kV.......................................................................... 176 3.1.1.1. Antecedentes.............................................................................. 34 3.2.1.1. Antecedentes............................................................................ 176 3.1.1.2. Proyecto propuesto..................................................................... 36 3.2.1.2. Proyecto Propuesto................................................................... 176 3.1.1.3. Análisis técnicos.......................................................................... 37 3.2.1.3. Análisis técnico......................................................................... 177 3.1.1.4. Análisis económicos.................................................................... 49 3.2.1.4. Análisis Económico................................................................... 190 3.1.1.5. Fecha de puesta en operación..................................................... 51 3.2.1.5. Conclusiones............................................................................. 191 3.1.1.6. Conclusiones............................................................................... 51 3.2.1.6. Recomendaciones..................................................................... 191 3.1.1.7. Recomendaciones....................................................................... 52 3.2.2. Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV................................ 191 5 59 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 3.3.2.4. Análisis Económicos................................................................. 278 3.2.2.1. Antecedentes............................................................................ 191 3.3.2.5. Fecha de Puesta en Operación.................................................. 279 3.2.2.2. Proyecto Propuesto................................................................... 192 3.3.2.6. Conclusiones............................................................................. 280 3.2.2.3. Análisis técnico......................................................................... 194 3.3.2.7. Recomendaciones..................................................................... 280 3.2.2.4. Análisis económico................................................................... 207 3.4. Área Suroccidental................................................................................ 281 3.2.2.5. Conclusiones............................................................................. 209 3.4.1. Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas............................ 281 3.2.2.6. Recomendaciones..................................................................... 210 3.4.1.1. Antecedentes............................................................................ 281 3.4.1.2. Proyecto propuesto................................................................... 285 3.2.3. Interconexión Antioquia–Oriental – Subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas..................................................................................... 210 3.4.1.3. Análisis técnicos........................................................................ 292 3.2.3.1. Antecedentes............................................................................ 210 3.4.1.4. Análisis de resultados................................................................ 294 3.2.3.2. Proyecto Propuesto................................................................... 213 3.4.1.5. Análisis económicos.................................................................. 309 3.2.3.3. Análisis técnico......................................................................... 215 3.4.1.6. Conclusiones............................................................................. 312 3.2.3.4. Análisis Económico................................................................... 239 3.4.1.7. Fecha de puesta en operación................................................... 314 3.2.3.5. Conclusiones............................................................................. 240 3.4.1.8. Recomendaciones..................................................................... 314 3.2.3.6. Fecha de Puesta en Operación.................................................. 241 3.2.3.7. Recomendaciones..................................................................... 241 3.3. Área Oriental.......................................................................................... 243 3.4.2. Segundos bancos de autotransformadores 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La Virginia, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas........................................................................................ 315 3.3.1. Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras asociadas.................... 243 3.4.2.1. Introducción.............................................................................. 315 3.3.1.1. Introducción.............................................................................. 243 3.4.2.2. Antecedentes............................................................................ 316 3.3.1.2. Antecedentes............................................................................ 245 3.4.2.3. Proyecto propuesto................................................................... 317 3.4.2.4. Análisis técnicos........................................................................ 322 3.3.1.3. Propuesta de Solución............................................................... 247 3.4.2.5. Análisis económicos.................................................................. 336 3.3.1.4. Análisis técnico......................................................................... 249 3.4.2.6. Conclusiones............................................................................. 338 3.3.1.5. Análisis Económico................................................................... 261 3.4.2.7. Fecha de puesta en operación................................................... 339 3.3.1.6. Fecha de Puesta en Operación.................................................. 262 3.4.2.8. Recomendaciones..................................................................... 339 3.3.1.7. Conclusiones............................................................................. 263

4. Recomendaciones ........................................................................................ 341

3.3.1.8. Recomendaciones..................................................................... 263

5. Anexos........................................................................................................... 346

3.3.2. Subestación Sabana Occidente y líneas asociadas....................... 264 5.1. Área Caribe............................................................................................ 346 3.3.2.1. Introducción.............................................................................. 264 5.2. Área Nordeste........................................................................................ 351 3.3.2.2. Propuesta de Solución............................................................... 265 5.3. Antioquia – Chocó.................................................................................. 353 3.3.2.3. Análisis técnico......................................................................... 267 7 UPME GOV CO Índice de Figuras 5.4. Área Oriental.......................................................................................... 355 5.5. Área suroccidental................................................................................. 360 5.6. Unifilares generales – Sistema de Transmisión Nacional...................... 364

6. Proyectos aprobados a los operadores de red .............................................. 366

6.1. Introducción.......................................................................................... 366 6.2. Área Caribe............................................................................................ 367 6.3. Área Nordeste........................................................................................ 371 6.4. Área Antioquia – Chocó......................................................................... 374 6.5. Área Oriental.......................................................................................... 375 6.6. Área Suroccidental................................................................................ 377

7. Proyectos presentados por los operadores de red no motivados en la atención de la demanda ...................................................................................................... 381

7.1. Área Nordeste........................................................................................ 381 7.2. Área Antioquia – Chocó......................................................................... 382 7.3. Área Oriental.......................................................................................... 383 7.4. Área Suroccidental................................................................................ 384 Figura 3.1.1-1 Diagrama unifilar con el cuarto transformador Chinú 500/110 kV. 37 Figura 3.1.1-2 Resultados de las tensiones en red completa. 41 Figura 3.1.1-3 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. 41 Figura 3.1.1-4 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa. 42 Figura 3.1.1-5 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1. 43 Figura 3.1.1-6 Resultados del nivel de carga en Chinú 1 500/110 kV en contingencia N-1. 44 Figura 3.1.1-7 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. 44 Figura 3.1.1-8 Resultados de las tensiones en red completa. 46 Figura 3.1.1-9 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. 46 Figura 3.1.1-10 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa. 47 Figura 3.1.1-11 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1. 48 Figura 3.1.1-12 Resultados del nivel de carga en Chinú 1 500/110 kV en contingencia N-1. 48 Figura 3.1.1-13 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. 49 Figura 3.1.2-1 Diagrama unifilar de la obra subestación “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”. 53 Figura 3.1.2-2 Diagrama unifilar del corredor Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV de la obra de expansión “Subestación Nueva Magangué 500 kV y obras asociadas”. 54 Figura 3.1.2-3 Diagrama unifilar de la alternativa 1. 55 Figura 3.1.2-4 Diagrama unifilar de la alternativa 2. 55 Figura 3.1.2-5 Diagrama unifilar de la alternativa 3. 56 Figura 3.1.2-6 Diagrama unifilar de la alternativa 4. 56 Figura 3.1.2-7 Resultados de las tensiones en red completa en estado estacionario. 62 Figura 3.1.2-8 Resultados de las tensiones en contingencia N-1 en estado estacionario. 63 Figura 3.1.2-9 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa en estado estacionario.

64 Figura 3.1.2-10 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1 en estado estacionario. 65 Figura 3.1.2-11 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 1 de energización con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS). 66 Figura 3.1.2-12 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 1 de energización con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS). 67 Figura 3.1.2-13 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 2 de energización con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS). 68 Figura 3.1.2-14 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 2 de energización con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS). 69 Figura 3.1.2-15 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 3 de falla en reactor en Chinú 500 kV con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS). 70 Figura 3.1.2-16 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 3 de falla en reactor en Chinú 500 kV con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS). 71 Figura 3.1.2-17 Diagrama unifilar de la alternativa 4. 73 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 60 DIARIO OFICIAL Figura 3.1.3-1Diagrama unifilar de la Subárea Atlántico. 82 Figura 3.1.3-2 Diagrama unifilar de la Subárea Bolívar. 83 Figura 3.1.3-3 Diagrama unifilar de la Subárea Córdoba-Sucre 84 Figura 3.1.3-4 Diagrama unifilar de la Subárea GCM. 85 Figura 3.1.3-5 Número de subestaciones con agotamiento de capacidad de interrupción por subárea eléctrica y total del SIN. 100 Figura 3.1.3-6 Niveles en por unidad del nivel de corto circuito – Área Caribe. 101 Figura 3.1.3-7 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Atlántico Red Completa. 104 Figura 3.1.3-8 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Bolívar Red Completa. 105 Figura 3.1.3-9 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea GCM Red Completa. 106 Figura 3.1.3-10 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre, Cerromatoso Red Completa. 107 Figura 3.1.3-11 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2– Red Completa. 108 Figura 3.1.3-12 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con el proyecto A1 y A2, discriminados por escenarios – Red Completa. 109 Figura 3.1.3-13 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2, discriminados por subtensiones y sobretensiones – Red Completa - Área Caribe. 110 Figura 3.1.3-14 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2 – Red Completa - Área Caribe. 110 Figura 3.1.3-15 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2- Área Caribe – Subárea Atlántico Red Completa. 112 Figura 3.1.3-16 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea Bolívar Red Completa. 113 Figura 3.1.3-17 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea GCM Red Completa. 114 Figura 3.1.3-18 Comparación de los perfiles de cargabilidad para los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre, Cerromatoso Red Completa. 115 Figura 3.1.3-19 Comparación del número de casos por fuera de los límites de cargabilidad entre el caso base y los casos con proyecto - A1 y A2 – Red Completa - Área Caribe. 116 Figura 3.1.3-20 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Atlántico Contingencias N-1. Parte
1. 117 Figura 3.1.3-21 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Atlántico Contingencias N-1. Parte
2. 118 Figura 3.1.3-22 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Bolívar Contingencias N-1. 119 Figura 3.1.3-23 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea GCM Contingencias N-1. Parte 1.

120 Figura 3.1.3-24 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea GCM Contingencias N-1. Parte 2.

121 Figura 3.1.3-25 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre Contingencias N-
1. 122 Figura 3.1.3-26 Comparación del número de casos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos – Alternativas A1- A2 – Contingencias N-1. 123 Figura 3.1.3-27 Comparación del número de casos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2, discriminados por subtensiones y sobretensiones – Contingencias N-1. 124 Figura 3.1.3-28 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe en evaluación – Contingencias N-1 – Parte 1. 125 Figura 3.1.3-29 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe en evaluación – Contingencias N-1 – Parte 2. 126 Figura 3.1.3-30 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Bolívar - Contingencias N-1. 128 Figura 3.1.3-31 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Atlántico - Contingencias N-1. 128 Figura 3.1.3-32 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea GCM - Contingencias N-1. 129 Figura 3.1.3-33 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre - Contingencias N-1.

130 Figura 3.1.3-34 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de cargabilidad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Contingencias N-1.

131 Figura 3.1.3-35 Comparación de los elementos críticos para el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 en evaluación – Contingencia N-1. 132 Figura 3.1.3-36 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico - Parte 1. 134 Figura 3.1.3-37 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico - Parte 2. 135 Figura 3.1.3-38 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar. 136 Figura 3.1.3-39 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM - Parte 1. 137 Figura 3.1.3-40 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM - Parte 2. 138 Figura 3.1.3-41 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Córdoba-Sucre, Cerromatoso. 139 Figura 3.1.3-42 Comparación de cantidad de sags por rango de magnitud y acumulados entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – con origen cortocircuito en la Subárea Atlántico. 142 Figura 3.1.3-43 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico – Parte 1. 144 Figura 3.1.3-44 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico – Parte 2. 145 Figura 3.1.3-45 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico – Parte 3. 146 Figura 3.1.3-46 Comparación de cantidad de sag por rango de magnitud y acumulados entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – con origen cortocircuito en las Subáreas Bolívar y Córdoba-Sucre. 148 Figura 3.1.3-47 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre – Parte 1.

150 Figura 3.1.3-48 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre – Parte 2.

151 Figura 3.1.3-49 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre – Parte 3.

152 Figura 3.1.3-50 Comparación de cantidad de sag por rango de magnitud y acumulados entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – con origen cortocircuito en la Subárea GCM. 155 Figura 3.1.3-51 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – Parte 1. 156 Figura 3.1.3-52 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – Parte 2. 157 Figura 3.1.3-53 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – Parte 3. 158 Figura 3.1.3-54 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 1. 160 Figura 3.1.3-55 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 2. 163 Figura 3.1.3-56 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 3. 164 Figura 3.1.3-57 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 4. 165 Figura 3.1.3-58 Perfil general de tensiones en Red Completa. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV. 167 Figura 3.1.3-59 Perfil de tensiones en Subestaciones 500 kV Red Completa. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV. 167 Figura 3.1.3-60 Perfil general de tensiones en Contingencia N-1. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV. 168 Figura 3.1.3-61 Perfil de tensiones en Subestaciones 500 kV Contingencia N-1. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV. 168 Figura 3.1.3-62 Relación Beneficio/Costo de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe en función de los diferentes escenarios. 173 Figura 3.2.1-1 Proyecto SACOA – A1 177 Figura 3.2.1-2 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa. 182 Figura 3.2.1-3 Número de restricciones por año - Tensiones en Red completa. 182 Figura 3.2.1-4 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Red Completa. 183 Figura 3.2.1-5 Número de restricciones por año - Cargabilidades en Red completa 184 Figura 3.2.1-6 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Contingencia. 185 Figura 3.2.1-7 Número de restricciones por año - Tensiones ante contingencia. 186 Figura 3.2.1-8 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 1. 187 Figura 3.2.1-9 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 2. 188 Figura 3.2.1-10 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia. 188 Figura 3.2.1-11 Resultados de cortocircuito en el área de influencia. 190 Figura 3.2.2-1 Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV – A1. 193 Figura 3.2.2-2 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa. 198 Figura 3.2.2-3 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Red Completa. 200 Figura 3.2.2-4 Evolución de los niveles de cargabilidad en el banco de autotransformadores Heliconia 1 500/230 kV – Red Completa. 201 Figura 3.2.2-5 Evolución de los niveles de cargabilidad en el circuito Heliconia – Occidente 1 230 kV – Red Completa. 202 Figura 3.2.2-6 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia P1 - Contingencia. 203 Figura 3.2.2-7 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia P2- Contingencia. 203 Figura 3.2.2-8 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 1.

204 Figura 3.2.2-9 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia. 205 Figura 3.2.2-10 Evolución de los niveles de cargabilidad en el circuito Heliconia – Occidente 1 230 kV – Red Completa. 205 Figura 3.2.2-11 Resultados de cortocircuito en el área de influencia. 207 Figura 3.2.2-12 Costo marginal con y sin proyecto de generación. 209 Figura 3.2.3-1 Interconexión Antioquia Oriental – A0. 213 Figura 3.2.3-2 Interconexión Antioquia Oriental – A1. 214 Figura 3.2.3-3 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa. 220 Figura 3.2.3-4 Número de restricciones por año - Tensiones en Red completa. 221 Figura 3.2.3-5 Perfiles de tensión en distintas subestaciones del área Oriental - Red Completa. 222 Figura 3.2.3-6 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Red Completa. 224 Figura 3.2.3-7 Número de restricciones por año - Cargabilidades en Red completa. 225 Figura 3.2.3-8 Perfiles de cargabilidad para distintos elementos del área Oriental - Red Completa. 226 Figura 3.2.3-9 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Contingencia. 227 Figura 3.2.3-10 Número de restricciones por año - Tensiones ante contingencia. 228 61 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Figura 3.2.3-11 Perfiles de tensión en distintas subestaciones del área Oriental - Contingencia. 229 Figura 3.2.3-12 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Contingencia - Parte
1. 231 Figura 3.2.3-13 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Contingencia - Parte
2. 232 Figura 3.2.3-14 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia. 233 Figura 3.2.3-15 Perfiles de cargabilidad para los distintos elementos del área Oriental - Contingencia.

234 Figura 3.2.3-16 Perfil de cargabilidades para los elementos asociados con la subestación Corzo 115 kV
- 800 A - Contingencia. 235 Figura 3.2.3-17 Perfil de cargabilidades para los elementos asociados con la subestación Corzo 115 kV
- 1200 A - Contingencia. 235 Figura 3.2.3-18 Resultados de cortocircuito en el área de influencia. 236 Figura 3.2.3-19 Resultados de cortocircuito en el área Oriental. 238 Figura 3.3.1-1 Topología red existente A0. 246 Figura 3.3.1-2 Topología Alternativa A1. 248 Figura 3.3.1-3 Topología Alternativa A2. 248 Figura 3.3.1-4 Topología Alternativa A3. 249 Figura 3.3.1-5 Perfil de tensión periodo 2028 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 - A1 – A2. 252 Figura 3.3.1-6 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 – A3. 253 Figura 3.3.1-7 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 – A1 -A2 -A3. 254 Figura 3.3.1-8 Perfil de tensión periodo 2028 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia- A0 – A1 – A3. 255 Figura 3.3.1-9 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 – A3. 256 Figura 3.3.1-10 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de la subestación Puerto Gaitan 115 kV - Contingencia - A0 – A3. 256 Figura 3.3.1-11 Cargabilidad del área de influencia periodo 2028 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 – A1 -A2. 257 Figura 3.3.1-12 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 -A3. 258 Figura 3.3.1-13 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de los elementos asociados al STN - Contingencia - A0 -A3. 258 Figura 3.3.1-14 Subestaciones Subárea Meta capacidad de interrupción 1. 260 Figura 3.3.1-15 Subestaciones Subárea Meta capacidad de interrupción 2. 260 Figura 3.3.2-1 Sistema eléctrico asociado a la Sabana Occidente de Cundinamarca, visión a mediano plazo. 265 Figura 3.3.2-2 Alternativa propuesta para el proyecto Sabana Occidente 230/34,5 kV. 266 Figura 3.3.2-3 Perfiles de tensión en el horizonte de análisis de las subestaciones del área de influencia
- Red Completa - A0 y A1. 270 Figura 3.3.2-4 Cargabilidad en el horizonte de análisis de los elementos del área de influencia - Red Completa - A0 y A1. 271 Figura 3.3.2-5 Perfiles de tensión en el horizonte de análisis de los elementos del área de influencia - Contingencia - A0 y A1. 272 Figura 3.3.2-6 Evolución de subtensiones en el horizonte de análisis. 273 Figura 3.3.2-7 Restricciones por subtensión ordenadas por contingencia. 274 Figura 3.3.2-8 Reducción de cargabilidades ante contingencia. 275 Figura 3.3.2-9 Altas cargabilidades en los elementos del área de influencia del proyecto en el horizonte de análisis. 276 Figura 3.3.2-10 Niveles de cortocircuito de las subestaciones del área de influencia. 278 Figura 3.4.1-1 Diagrama unifilar Alternativa 1 proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas. 289 Figura 3.4.1-2 Diagrama unifilar Alternativa 2: proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo autotransformador 150 MVA San Bernardino 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 290 Figura 3.4.1-3 Diagrama unifilar Alternativa 3 proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo Transformador 90 MVA Páez 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 291 Figura 3.4.1-4 Disposición geográfica de los activos del proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas. 292 Figura 3.4.1-5 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

295 Figura 3.4.1-6 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230/115 kV y obras asociadas. 296 Figura 3.4.1-7 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque 230/115 kV y obras asociadas. 297 Figura 3.4.1-8 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas. 298 Figura 3.4.1-9 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas. 299 Figura 3.4.1-10 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán
- San Bernardino 115 kV. 300 Figura 3.4.1-11 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán
- San Bernardino 115 kV. 301 Figura 3.4.1-12 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 302 Figura 3.4.1-13 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 303 Figura 3.4.1-14 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán
- San Bernardino 115 kV. 304 Figura 3.4.1-15 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 305 Índice de tablas Figura 3.4.1-16 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 306 Figura 3.4.1-17 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 307 Figura 3.4.1-18 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 308 Figura 3.4.1-19 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. 309 Figura 3.4.2-1 Diagrama unifilar red actual. 318 Figura 3.4.2-2 Diagrama unifilar Alternativa 1: Segundo banco de autotransformadores San Marcos 500/230 kV. 319 Figura 3.4.2-3 Diagrama unifilar Alternativa 2: Segundo bancos de autotransformadores Virginia 500/230 kV. 320 Figura 3.4.2-4 Diagrama unifilar Alternativa 3: Segundos bancos de autotransformadores 500/230 kV en la subestación Virginia y San Marcos. 321 Figura 3.4.2-5 Disposición geográfica de los activos del proyecto Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de las subestaciones Virginia y San Marcos. 322 Figura 3.4.2-6 Resultados de análisis de los perfiles de tensión. 325 Figura 3.4.2-7 Resultados del nivel de carga de los elementos. Proyecto Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV subestaciones Virginia y San Marcos. 326 Figura 3.4.2-8 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito máximo. 328 Figura 3.4.2-9 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (La Virginia 500/230 kV). 330 Figura 3.4.2-10 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (Alférez - San Marcos 500 kV). 331 Figura 3.4.2-11 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (San Marcos - La Virginia 500 kV).

331 Figura 3.4.2-12 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (San Marcos 500/230 kV). 332 Figura 3.4.2-13 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (Alférez - La Virginia 500 kV). 332 Figura 3.4.2-14 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (La Virginia 500/230 kV). 333 Figura 3.4.2-15 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (Alférez - San Marcos 500 kV). 334 Figura 3.4.2-16 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (San Marcos - La Virginia 500 kV).

334 Figura 3.4.2-17 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (San Marcos 500/230 kV). 335 Figura 3.4.2-18 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (Alférez - La Virginia 500 kV). 335 Tabla 3.1.1-1 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra del cuarto transformador de Chinú 500/110 kV................................................................................................39 Tabla 3.1.1-2 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la obra del cuarto transformador de Chinú 500/110 kV.....................................................................................39 Tabla 3.1.1-3 Costo de la obra del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV en UC......................................................................................................................................................50 Tabla 3.1.1-4 Relación beneficio/costo del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV......................................................................................................................................................51 Tabla 3.1.2-1 Parámetros de las líneas Chinú - Nueva Magangué 500 kV y Nueva Magangué - Copey 500 kV.................................................................................................................................................57 Tabla 3.1.2-2 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en estado estacionario..............................................59 Tabla 3.1.2-3 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en estado estacionario.......................59 Tabla 3.1.2-4 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en análisis dinámico (RMS)........................................60 Tabla 3.1.2-5 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en análisis dinámico (RMS).................60 Tabla 3.1.2-6 Frecuencia de resonancia de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV para cada una de las alternativas..............................................................................................................................60 Tabla 3.1.2-7 Frecuencia de resonancia de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV para cada una de las alternativas..............................................................................................................................61 Tabla 3.1.3-1 Resumen de Compensadores Síncronos STN – STR Área Caribe...................................80 Tabla 3.1.3-2 Proyectos de generación considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Atlántico -GCM...............................................................................86 Tabla 3.1.3-3 Proyectos de generación considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre Cerromatoso..............................................89 Tabla 3.1.3-4 Proyectos de transmisión considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Atlántico -GCM...............................................................................92 Tabla 3.1.3-5 Proyectos de transmisión considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre Cerromatoso..............................................94 Tabla 3.1.3-6 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe....................................................................................................................95 Tabla 3.1.3-7 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe....................................................................................................................95 Tabla 3.1.3-8 Demanda anual de Potencia Máxima Regional SIN – Caribe (MW-año)..........................96 Tabla 3.1.3-9 Demanda Potencia Máxima (MW-año)........................................................................97 Tabla 3.1.3-10 Resumen de Compensadores Síncronos STN -STR Área Caribe-Alternativa 2- A2...... 102 Tabla 3.1.3-11 Costo del proyecto Nueva Compensadores Sincrónicos Área Caribe y líneas asociadas en UC al 2025.............................................................................................................................. 170 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 62 DIARIO OFICIAL Tabla 3.4.2-8 Beneficios del proyecto discriminados por alternativa evaluada................................. 337 Tabla 3.4.2-9 Relación B/C de la Alternativa 1. Segundo banco de autotransformadores monofásicos San Marcos 500/230 kV de 450 MVA.............................................................................................. 338 Tabla 3.4.2-10 Relación B/C de la Alternativa 2. Segundo banco de autotransformadores monofásicos Virginia 500/230 kV de 450 MVA.................................................................................................... 338 Tabla 3.4.2-11 Relación B/C de la obra Alternativa 3. Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos cada uno de 450 MVA............. 338 Tabla 3.1.3-12 Distribución de costos según componentes de obra................................................ 171 Tabla 3.1.3-13 Compensadores Fase A......................................................................................... 174 Tabla 3.1.3-14 Compensadores Fase B......................................................................................... 175 Tabla 3.2.1-1 Alcance del proyecto “SACOA"................................................................................. 176 Tabla 3.2.1-2 Costos asociados al proyecto en UC......................................................................... 190 Tabla 3.2.1-3 Relación Beneficio-Costo del proyecto..................................................................... 190 Tabla 3.2.2-1 Alcance del proyecto Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV............................ 192 Tabla 3.2.2-2 Costos asociados al proyecto en UC......................................................................... 208 Tabla 3.2.2-3 Relación Beneficio-Costo del proyecto..................................................................... 209 Tabla 3.2.3-1 Costos asociados al proyecto en UC......................................................................... 239 Tabla 3.2.3-2 Beneficio - Costo Proyecto Propuesto....................................................................... 240 Tabla 3.3.1-1 Costo del proyecto en UC......................................................................................... 261 Tabla 3.3.1-2 Beneficio - Costo Proyecto A3.................................................................................. 262 Tabla 3.3.2-1 Costo del proyecto en UC......................................................................................... 278 Tabla 3.3.2-2 Beneficio/Costo del proyecto en su alternativa 1 (A1)................................................. 279 Tabla 3.4.1-1 Obras consideradas para la evaluación de las obras del área Suroccidental............... 292 Tabla 3.4.1-2 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas............................................................................................. 293 Tabla 3.4.1-3 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas............................................................................................. 294 Tabla 3.4.1-4 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.............. 310 Tabla 3.4.1-5 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV........................................................................................................................ 310 Tabla 3.4.1-6 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.................................................................................................................................................... 311 Tabla 3.4.1-7 Beneficios por alternativa......................................................................................... 311 Tabla 3.4.1-8 Relación B/C Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas................... 312 Tabla 3.4.1-9 Relación B/C El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y obras asociadas.................................................... 312 Tabla 3.4.1-10 Relación B/C El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y obras asociadas............................................................................ 312 Tabla 3.4.2-1 Obras consideradas para la evaluación de las obras del área Suroccidental............... 323 Tabla 3.4.2-2 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos........ 323 Tabla 3.4.2-3 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos............. 324 Tabla 3.4.2-4 Listado de Mantenimientos evaluados...................................................................... 329 Tabla 3.4.2-5 Costo de la obra Alternativa 1. Segundo banco de autotransformadores monofásicos San Marcos 500/230 kV de 450 MVA.................................................................................................... 336 Tabla 3.4.2-6 Costo de la obra Alternativa 2. Segundo banco de autotransformadores monofásicos Virginia 500/230 kV de 450 MVA.................................................................................................... 337 Tabla 3.4.2-7 Costo de la obra Alternativa 3. Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos cada uno de 450 MVA................................. 337 Siglas Prefacio B/C: Relación Beneficio/Costo.

CNO: Consejo Nacional de Operación.

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

DNA: Demanda No Atendida.

ENS: Energía No Suministrada.

FNCER: Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

FPO: Fecha de Puesta en Operación.

IPOELP: Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo.

IPOEMP: Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo.

ITR: Informe Trimestral de Restricciones.

OR: Operador de Red.

SE: Subestación Eléctrica.

SIN: Sistema Interconectado Nacional.

STN: Sistema de Transmisión Nacional.

STR: Sistema de Transmisión Regional.

SDL: Sistema de Distribución Local.

TRM: Tasa Representativa del Mercado.

UC: Unidades Constructivas.

Presentamos ante el país los resultados de un proceso que da continuidad a la apuesta por la modernización del sistema eléctrico colombiano iniciada en 2024. El Plan de Expansión avanza en este ejercicio con la evaluación de un paquete estratégico de diez (10) obras estructurales enfocadas en la actualización y el fortalecimiento del Sistema de Transmisión Nacional, iniciativas que combinan proyectos priorizados en el “Tomo I: Portafolio Estratégico de Obras para la Modernización del Sistema de Transmisión Nacional” con propuestas formuladas por distintos actores del sector bajo la articulación de la UPME.

Las obras del Plan de Expansión fortalecen la confiabilidad, seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, mejoran la integración territorial y aseguran la atención de los principales centros de consumo. Destacamos la interconexión Antioquia–Oriental que refuerza el vínculo entre zonas de generación y centros de carga importantes en el país, así como el paquete de compensadores síncronos para el STN que mejora la estabilidad del sistema y facilita la integración de las FNCER. De manera complementaria, las demás obras que presentamos buscan mejorar la atención de la demanda del país y fortalecen la seguridad y confiabilidad del sistema.

Las iniciativas aquí presentadas son el resultado de una cooperación fortalecida entre la UPME y los demás actores involucrados en la planeación y construcción del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Agradecemos el compromiso y apoyo de las instituciones participantes, fundamentales para avanzar en el propósito de fortalecer y transformar el sistema eléctrico colombiano a partir de una planeación estructurada, rigurosa, técnica e innovadora.

Si bien los avances alcanzados son significativos, la labor no concluye aquí. Desde la UPME reiteramos nuestro compromiso con un proceso continuo de planeación estructural del SIN, asumiendo un rol activo tanto en la formulación de propuestas para la modernización del sistema como en la articulación del apoyo interinstitucional necesario para enfrentar los desafíos actuales y futuros del sector eléctrico.

UPME: Unidad de Planeación Minero-Energética.

Unidad de Planeación Minero-Energética

VPN: Valor Presente Neto.

63 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL realizados, se proponen diez (10) proyectos estructurales a nivel del STN - STR, localizadas en las áreas eléctricas de Caribe, Oriental, Antioquia y Suroccidental. En la

1. Introducción

Tabla. 1-1 Resumen de paquetes de obras plan de expansión 2025 – 2039. se presenta el resumen de las obras asociadas al presente plan de expansión.

El sistema eléctrico colombiano se ha consolidado históricamente como un sistema robusto y confiable, capaz de atender la demanda nacional gracias a una infraestructura de transmisión desarrollada de manera progresiva y planificada1. Sin embargo, el sector energético enfrenta actualmente un contexto de transformación profunda, marcado por el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, la incorporación acelerada de nuevas tecnologías y la integración creciente de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER)2, que introducen nuevos retos técnicos para la expansión y operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Este nuevo escenario exige un proceso de planeación del sistema de transmisión que sea continuo, anticipativo y eficiente, para asegurar la confiabilidad del suministro, la calidad del servicio y la adecuada integración de los nuevos proyectos de generación. En este sentido, una planificación proactiva de la infraestructura de transmisión resulta fundamental para acompañar la transición energética del país, con la cual se garantice un desarrollo ordenado del sistema eléctrico que contribuya al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad, competitividad y seguridad energética.

Bajo estas consideraciones, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en su rol como entidad responsable de la planeación de la infraestructura eléctrica nacional3, formula el Plan de Expansión de Transmisión - PET, cuyo propósito es identificar y priorizar las obras necesarias para fortalecer el SIN y atender de manera oportuna los requerimientos futuros del sistema. Como resultado de los estudios El presente Plan de Expansión de Transmisión (PET) se estructura en seis (6) capítulos, así en este primer capítulo se hace un compendio de los proyectos evaluados 4, su alcance, impacto, fecha de puesta en operación (FPO) e indicador de beneficio costo (B/C). En el capítulo 2 se presenta el detalle de cada uno de los proyectos estructurales del PET 2025–2039, incluyendo su descripción y los correspondientes análisis técnico-económicos. En el capítulo 3 se exponen las conclusiones y recomendaciones derivadas de los análisis desarrollados en el capítulo anterior. El capítulo 4 presenta los diagramas unifilares de las redes del Sistema Interconectado Nacional (SIN)5, en los cuales se evidencian las modificaciones topológicas resultantes del ejercicio de planeación adelantado por esta Unidad durante el año de estudio. En el capítulo 5 se presenta, para cada una de las áreas eléctricas, el resumen de los proyectos aprobados a los Operadores de Red (OR), incluyendo las Fechas de Puesta en Operación (FPO) vigentes de cada proyecto. Finalmente, el capítulo 6 contiene el resumen de los proyectos presentados por los OR en sus planes de expansión y clasificados como obras Tipo III y Tipo IV, es decir, aquellas no asociadas a la atención de la demanda.6 1 Congreso de la República de Colombia. (1994). Ley 143 de 1994 por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en Colombia. Diario Oficial No. 41.434. https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=2753 2 Congreso de la República de Colombia. (2014). Ley 1715 de 2014 por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional. Diario Oficial No.49.150. https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=57353 3 Ministerio de Minas y Energía. (2023). Decreto 2121 del 2023, por el cual se modifica la estructura de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). Ministerio de Minas y Energía. (2023). República de Colombia. https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=226770 4 Bajo procedimientos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2018). Resolución CREG 015 de 2018, por la cual se establecen los criterios y metodologías para la planeación y remuneración de la actividad de transmisión y distribución de energía eléctrica. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0015_2018.htm 5 Se respalda la estructura del PET mediante la normativa realizada por la Resolución CREG 025 de 1997
- Código de Redes, para configuración eléctrica del SIN, los criterios para diagramas unifilares y la operación de red. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0025_1995.htm 6 Artículo 6 de la Resolución CREG 015 de 2018 por la cual se establecen los criterios y metodologías para la planeación y remuneración de la actividad de transmisión y distribución de energía eléctrica. https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/65f1aaf1d57 726a90525822900064dac/$FILE/Creg015-2018.pdf ALCANCE DE LA OBRA IMPACTO DE LA OBRA FPO STN RELACIÓN B/C PROYECTO Tabla. 1-1 Resumen de paquetes de obras plan de expansión 2025 – 2039.

ALCANCE DE LA OBRA

IMPACTO DE LA OBRA

FPO STN RELACIÓN

B/C Fase A – 31 PROYECTO de diciembre de 2030 Fase B – 31 de diciembre 1.94 – 3.22 de 2031 Reactores 31 de diciembre 2.04 de 2028 de barra Cuestecitas y Colectora Entrada en operación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA en la subestación Chinú, junto con la bahía de transformación a nivel de 110 kV y la bahía de transformación a nivel de 500 kV.

500 kV – 30 de junio de 2027 500/110 kV SE Chinú y sus bahías de t f ió 110 kV 500 kV Cuarto Banco de autoransformadores Mejora el perfil de tensión en operación normal y en contingencia N-1, en las subestaciones Chinú Planta 110 kV, La Mojana 110 kV, Cereté 110 kV, Nueva Lorica 110 kV, Nueva Toluviejo 110 kV, entre otras. Así mismo, disminuye la cargabilidad en operación normal y en contingencia N-1, en los bancos de autotransformadores existentes Chinú 500/110 kV.

Instalación de compensadores síncronos en las subestaciones del área Caribe de acuerdo con las fases aprobadas. Fase A: Nv Barranquilla 220 kV, Sabanalarga 500 kV, Cuestecitas 500 kV, Colectora 500 kV, Carreto 500 kV, Chinú 500 kV y Toluviejo 230 kV. Fase B: Caracolí 110 kV, TEBSA 220 kV, Malambo 110 kV, Bolívar 220 kV, Sahagún 500 kV, Copey 220 kV, Cuestecitas 220, kV, Valledupar 220 kV. Adicionalmente, se considera la instalación de reactores de barra en las subestaciones Colectora y Cuestecitas 500 kV Fortalecimiento del SIN mediante Compensadores Síncronos y obras asociadas La obra proyectada aporta beneficios operativos al incrementar la fortaleza de red (mayor potencia de cortocircuito efectiva), estabilizar el perfil de tensión mediante control dinámico y continuo de potencia reactiva (absorción y generación), y mejorar la respuesta del sistema ante perturbaciones, reduciendo el riesgo de colapso de tensión y oscilaciones en escenarios de alta penetración de IBRs y baja generación síncrona local; adicionalmente, al mejorar los márgenes de seguridad N-1 y la capacidad de soporte de tensión en nodos críticos STN/STR, permiten disminuir la “generación de seguridad” (unidades obligadas a operar por razones de voltaje/reactiva/fortaleza y no por mérito económico), reduciendo así el despacho forzado y las restricciones operativas, con efectos directos en menores costos sistémicos, mayor eficiencia de operación, y mayor habilitación de nueva capacidad renovable sin comprometer los criterios de seguridad y calidad del suministro en el SIN.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 64 DIARIO OFICIAL ALCANCE DE LA OBRA IMPACTO DE LA OBRA FPO STN RELACIÓN B/C ALCANCE DE LA OBRA IMPACTO DE LA OBRA FPO STN RELACIÓN B/C PROYECTO PROYECTO Es una ampliación que hace parte de la obra de 31 de diciembre de 2028 Nueva Magangué 500/110 kV y líneas asociadas Instalación de un (1) reactor de línea de 84 MVAr en el extremo de la subestación Nueva Magangué 500 kV de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV, conservando los reactores de línea de 84 MVAr en el extremo de la subestación Chinú 500 kV y en el extremo de la subestación Copey 500 kV.

Instalación de un reactor de línea en el corredor Chinú – Nueva Magangué – La entrada en operación de esta configuración de reactores logra mantener los niveles de tensión en operación normal y ante contingencia N-1 dentro de los límites normativos sin exponer el sistema eléctrico a una sobretensión, en el área de influencia donde impacta la obra de expansión de la subestación Nueva Magangué 500/110 kV y líneas asociadas.

92.07 -Fase 1 – 31 de diciembre de 2028 -Fase 2 – 31 de diciembre de 2030 Elimina las restricciones existentes en los transformadores de la subestación Heliconia 500/230 kV ante la salida de uno de ellos.

Elimina la restricción existente en el circuito Heliconia - Occidente 230 kV en condición de red completa y ante contingencia sencilla (N-1).

31 de diciembre 36.43 Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV de 2031 Permite atender el crecimiento sostenido de la demanda en el oriente antioqueño a nivel del Sistema de Distribución Local (SDL), contribuyendo a la mejora de los perfiles de tensión en la zona.

-Construcción de la subestación Guarne 230/110 kV mediante el seccionamiento de los circuitos Guatapé – Miraflores 230 kV y Ayurá – Córdoba 110 kV. -Instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV de 180 MVA cada banco en la subestación Guarne.

Antioqueño (SACOA) – Subestación Fase 1: -Instalación de un tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Heliconia.
- Construcción de una bahía de transformación en la subestación Heliconia a nivel de 500 kV.
- Construcción de una bahía de transformación en la subestación Heliconia a nivel de 230 kV.

Fase 2:
- Construcción del segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV.
- Construcción de una bahía de línea en la subestación Heliconia 230 kV para el circuito Heliconia
- Occidente 230 kV.
- Construcción de una bahía de línea en la subestación Occidente 230 kV para el circuito Heliconia – Occidente 230 kV.

Solución Altas Cargabilidades Oriente ALCANCE DE LA OBRA IMPACTO DE LA OBRA FPO STN RELACIÓN B/C PROYECTO 31 de diciembre 3.05 de 2031 31 de diciembre 11.08 Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras asociadas de 2032 Esta obra de expansión mitiga las condiciones operativas restrictivas identificadas por el CND y por la UPME en la subárea Meta, mejorando los perfiles de tensión y la confiabilidad del sistema especialmente en las subestaciones Suria 115 kV, Puerto López 115 kV, Campobonito 115 kV y Puerto Gaitán 115 kV. Su incorporación fortalece la atención de la demanda ante contingencias sencillas (N- 1), reduce la vulnerabilidad asociada a la configuración radial de la red y refuerza la capacidad de importación desde el STN, contribuyendo a una operación más segura y flexible en general enn todo el sistema de la subárea Meta.

- Construcción del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV conformado por dos circuitos, cada uno con una capacidad mínima de 1500 Amperios. -Construcción de la subestación Puerto Gaitán 230 kV y la instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco. -Construcción de los circuitos Santa Helena – Puerto López 2 115 kV y Puerto López – Campobonito 2 115 kV, así como la instalación de una compensación capacitiva de 12,5 MVAr en la subestación Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2028. - Construcción del circuito Puerto Gaitán – Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2029.

-Reducción de las altas cargabilidades en los transformadores de la subestación Heliconia 500/230 kV ante la salida de uno de ellos. -Reducción de las altas cargabilidades en el circuito Heliconia - Occidente 230 kV en condición de red completa y ante contingencia sencilla (N-1) -Elimina la restricción existente en el circuito Ancon Sur - Heliconia 1 230 kV ante contingencia sencilla -Elimina las restricciones existentes en los transformadores de la subestación San Carlos 500/230 kV ante la salida de uno de ellos. -Mejora los perfiles de tensión en el área Antioquia ante contingencias sencilla (N-1) a nivel de 500 kV 31 de diciembre 27.44 de 2029 Proyecto Interconexión Antioquia-Oriental – Subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas -Construcción de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV con tecnología GIS, en configuración interruptor y medio, con conexión al STN mediante la reconfiguración de la línea La Mesa – Noroeste 230 kV, conformando los tramos La Mesa – Sabana Occidente 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV. -Instalación de dos transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno.

Subestación Sabana Occidente 230 kV y líneas asociadas La Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV fortalece la atención del crecimiento de la demanda en la Sabana Occidental, al aliviar las restricciones de capacidad en las subestaciones Mosquera 115 kV y Balsillas 230/115 kV, mejorar la distribución de flujos de potencia y reducir las cargabilidades de los corredores existentes. Adicionalmente, incrementa la robustez del sistema ante contingencias y mitiga el riesgo de bajas tensiones, especialmente en escenarios de alta exigencia operativa o retraso de obras estructurales complementarias.

-Construcción de la subestación La Montera 500 kV mediante la intercepción del circuito Antioquia - Porce III 500 kV, generando las líneas Antioquia - La Montera 500 kV y La Montera - Porce III 500 kV. -Construcción de la subestación La Montera 230 kV, reconfigurando los circuitos Porce – Barbosa 220 kV, Bello – El Salto 220 kV, Guadalupe IV – Barbosa 220 kV y Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera
- Porce II 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 2 230 kV, La Montera - El Salto 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera – Barbosa 2 230 kV, La Montera - Bello 230 kV y La Montera - Occidente 230 kV. -Nuevo doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, conformado por dos circuitos, cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios. -Instalación de tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada banco, en la subestación La Montera. -Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. -Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. -Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para las líneas La Montera – Antioquia 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

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2. Normativa General

ALCANCE DE LA OBRA

IMPACTO DE LA OBRA

FPO STN RELACIÓN

B/C PROYECTO

2.1. Marco legal y regulatorio aplicable 31 de diciembre 1.79 de 2031 Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas -Construcción de la subestación El Zaque 230 kV, en configuración interruptor y medio, con dos transformadores trifásicos 230/115 kV, de 90 MVA cada uno. -Reconfiguración de los circuitos San Bernardino - Jamondino 1 y 2 230 kV en El Zaque – San Bernardino 1 y 2 230 kV y El Zaque – Jamondino 1 y 2 230 kV, cada uno con una capacidad mínima de 800 A por circuito. -Segundo transformador trifásico de 90 MVA en la subestación Páez 230/115 kV -Construcción de la tercera línea de transmisión Popayán – San Bernardino 115 kV.

Esta obra permite redistribuir los flujos de potencia entre el STN y el STR, mitigar las sobrecargas y las bajas tensiones históricas en la red de 115 kV en la subárea de Cauca- Nariño, y ampliar la capacidad de transformación en nodos críticos del sistema. Asimismo, reduce la vulnerabilidad ante contingencias simples, disminuye la dependencia de medidas operativas extraordinarias y contribuye a una operación más robusta y eficiente, facilitando la atención del crecimiento de la demanda y fortaleciendo la resiliencia del sistema eléctrico en el suroccidente del país.

El presente Plan de Expansión se elabora en el marco de las disposiciones legales y regulatorias que rigen la planeación, operación y expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objetivo de garantizar la seguridad, confiabilidad, eficiencia y continuidad en la prestación del servicio público de energía eléctrica. En particular, el proceso de planeación desarrollado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) se fundamenta en lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 y la Ley 143 de 1994, las cuales establecen el régimen del servicio público domiciliario de energía eléctrica, además de establecer directrices para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia sobre las entidades del sector y las responsabilidades asociadas a la planeación, regulación, operación y vigilancia del SIN. Así mismo, de conformidad con el Decreto 2121 del 2023, la UPME es la entidad encargada de realizar la planeación integral del sector minero-energético, incluyendo la formulación de los planes de expansión de generación y transmisión, como insumo técnico para la toma de decisiones regulatorias y de política pública.

2.2. Planeación y expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN)

31 de diciembre de 2028 3.01 Segundos bancos de autotransformadores -Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación La Virginia. -Construcción de una bahía de transformación en la subestación La Virginia a nivel de 500 kV. -Construcción de una bahía de transformación en la subestación La Virginia a nivel de 230 kV. -Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación San Marcos. -Construcción de una bahía de transformación en la subestación San Marcos a nivel de 500 kV. -Construcción de una bahía de transformación en la subestación San Marcos a nivel de 230 kV. monofásicos 500/230 kV en las SE San Marcos y La La incorporación de los segundos transformadores 500/230 kV en las subestaciones La Virginia y San Marcos fortalece de manera estructural el área Suroccidental del SIN, al mejorar la confiabilidad, la flexibilidad operativa y la seguridad del suministro en el horizonte de planeación.

Esta obra permite mitigar las restricciones derivadas de indisponibilidades del sistema, ampliar la capacidad de importación del área y reducir la dependencia de medidas operativas extraordinarias, contribuyendo a una operación más robusta y eficiente del sistema.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La planeación de la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) se desarrolla conforme a los criterios definidos en la Resolución CREG 011 de 2009, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, la cual establece los principios, criterios técnicos y procedimientos aplicables para la identificación y selección de proyectos de expansión del STN. En este marco, la inclusión de obras en el Plan de Expansión responde a la necesidad de corregir restricciones estructurales del sistema, garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad y confiabilidad, y atender el crecimiento de la demanda y de la oferta de generación, bajo condiciones de operación normal y ante contingencias sencillas (criterio N-1).

2.5. Operación del sistema y criterios de confiabilidad La recomendación de proyectos de expansión del STN no constituye una instrucción directa de ejecución, sino un insumo técnico que habilita el desarrollo de los procedimientos regulatorios correspondientes, incluyendo los procesos de convocatoria y asignación definidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

2.3. Planeación y refuerzo del Sistema de Transmisión Regional (STR)

Los criterios de seguridad y confiabilidad considerados en los estudios de planeación se fundamentan en las disposiciones regulatorias que rigen la operación del SIN, incluyendo el cumplimiento de los límites técnicos de tensión, cargabilidad y capacidad de interrupción, así como la atención de contingencias sencillas. La coordinación de la operación del sistema se realiza conforme a las funciones asignadas al operador del mercado y del sistema, en concordancia con las disposiciones regulatorias vigentes, garantizando la coherencia entre la planeación de largo plazo y la operación diaria del SIN.

2.6. Información técnica y fuentes de datos La planeación de refuerzos del Sistema de Transmisión Regional (STR) se fundamenta en los criterios de calidad, confiabilidad y continuidad del servicio establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018 o aquellas la modifiquen o la sustituyan, así como en las disposiciones que regulan la remuneración y ejecución de activos del STR. En este contexto, los proyectos de refuerzo del STR identificados en el Plan de Expansión tienen como finalidad eliminar restricciones operativas, mejorar los perfiles de tensión, reducir sobrecargas y facilitar la adecuada integración de la demanda y la generación conectadas a los sistemas regionales. La ejecución de dichas obras corresponde a los operadores de red, conforme a los procedimientos y responsabilidades definidos en la regulación vigente.

2.4. Acceso, conexión e integración de proyectos de generación Los estudios desarrollados en el marco del presente Plan de Expansión utilizan como insumo la información técnica reportada por los agentes del sistema eléctrico a través de los mecanismos establecidos por la regulación, incluyendo los aplicativos oficiales dispuestos para tal fin. En particular, los parámetros eléctricos de la red, la topología del sistema y las condiciones operativas consideradas corresponden a la información suministrada por los transportadores y operadores de red, conforme a lo dispuesto en la Circular CREG 014 de 2022 además de la información de los parámetros técnicos reportados al CND y CNO, por parte de los agentes transportadores y los OR, garantizando la trazabilidad, consistencia y transparencia del proceso de planeación.

2.7. Alcance del Plan de Expansión El Plan de Expansión se desarrolla bajo un enfoque de corto, mediano y largo plazo, considerando horizontes de planeación de 3, 5 y superiores a 10 años, respectivamente. Las recomendaciones formuladas en el presente documento constituyen un insumo técnico para la toma de decisiones regulatorias y de inversión, sin perjuicio de los ajustes que puedan derivarse de la evolución de la demanda, la oferta de generación, las condiciones operativas del sistema y los cambios en el marco normativo.

El acceso y conexión de proyectos de generación al SIN, incluyendo proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), se rigen por las disposiciones establecidas en la Ley 1715 de 2014, la Resolución CREG 025 de 1995, la Resolución CREG 075 de 2021, la Resolución CREG 174 de 2021, y aquellas que la modifiquen o complementen.

En este sentido, el Plan de Expansión considera el impacto del crecimiento de la generación sobre la red de transmisión y distribución, identificando necesidades de refuerzo del STN y del STR que permitan evitar condiciones de congestión, atrapamiento de energía o la adopción de medidas operativas extraordinarias que afecten la eficiencia del sistema.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 66 DIARIO OFICIAL

3. Proyectos estructurales

Durante 2025, los informes trimestrales de abril y julio mantuvieron la misma señal 9, reiterando que Chinú permanece dentro del listado de restricciones sin obra estructural en ejecución que permita eliminarlas (Tabla 10-6 del ITR julio 2025). Adicionalmente, en el histórico de obras propuestas (Tabla A-14-1), XM señala que la alternativa del cuarto transformador continúa siendo necesaria para mitigar riesgos operativos y reducir la probabilidad de demanda no atendida en el área.

A lo largo de este capítulo es presentado el detalle y alcance de cada una de la obras estructurales evaluadas y propuestas por la UPME en el PET 2025 – 2039. Dentro de cada subsección se presentan las condiciones de análisis utilizadas, la descripción de los resultados y las perspectivas de impacto que genera cada uno de los proyectos sobre el SIN colombiano y se finaliza con el análisis de beneficio-costo, clave de la decisión técnica y económica adelantada por la Unidad para cada proyecto evaluado.

3.1. Área Caribe De manera complementaria, las propuestas del Centro Nacional de Despacho sobre riesgos operativos del SIN – junio 202510, documentan episodios reiterados de sobrecarga en los bancos de autotransformadores Chinú 1, 2 y 3, cada uno de 150 MVA. Según dichos registros, el banco de autotransformadores Chinú 1 ha superado en múltiples ocasiones su capacidad nominal en el lado de alta tensión, especialmente durante periodos de alta demanda en la subregión Córdoba – Sucre.

3.1.1. Cuarto banco de autotransformadores 500/110 kV en la subestación Chinú 3.1.1.1. Antecedentes Si bien algunos proyectos de expansión aprobados por la UPME se proyectan como mitigadores parciales de la cargabilidad en Chinú, entre ellos, la Subestación Nueva Toluviejo 220/110 kV, la subestación Nueva Sahagún 500/110 kV, el proyecto Refuerzo Montería y la Subestación Nueva Magangué 500/110 kV, los análisis demuestran que dichas obras no eliminan completamente la restricción y que el riesgo operativo persiste.

En los últimos ciclos de planeamiento del Sistema Interconectado Nacional (SIN), distintos informes de restricciones elaborados por XM y estudios de expansión de la UPME han evidenciado una creciente problemática de cargabilidad en los bancos de autotransformadores 500/110 kV de 150 MVA de la subestación Chinú. Esta situación se manifiesta tanto en condición de operación normal como, especialmente, bajo contingencias simples (N-1), donde las unidades existentes operan de manera recurrente en niveles cercanos o superiores a su capacidad nominal.

En este contexto, y con base en las condiciones identificadas en el planeamiento eléctrico de largo plazo y en el análisis operativo desarrollado por XM, la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV en la subestación Chinú, junto con las bahías asociadas en 500 kV y 110 kV, se consolida como una obra indispensable para asegurar la confiabilidad del sistema en el área Caribe. Esta infraestructura resulta esencial para eliminar la sobrecarga estructural observada en los transformadores existentes, reducir la vulnerabilidad ante contingencias N-1 y garantizar márgenes adecuados de capacidad transformadora frente al crecimiento sostenido de la demanda en la región. De esta manera, la obra permite establecer condiciones seguras de operación, disminuir la exposición a restricciones recurrentes y fortalecer la resiliencia del sistema de transmisión regional.

El Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones T3 de 20227 identificó que, en el horizonte de largo plazo, el área Caribe presentaba sobrecargas en Chinú ante la indisponibilidad de uno de los transformadores, con cargabilidades próximas a la nominal incluso en estado normal. Esta tendencia fue confirmada posteriormente en el Informe Trimestral de Restricciones T3 de 20248, donde XM concluyó que la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV constituye la alternativa técnica para eliminar la restricción asociada a la contingencia sencilla en Chinú.

7 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (2022). Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones – T3 2022. XM. 8 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (2024). Informe Trimestral de Restricciones – T3 2024. XM.

9 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (2025). Informe Trimestral de Restricciones – julio de 2025. XM. 10 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (2025). Propuestas del Centro Nacional de Despacho sobre riesgos operativos del Sistema Interconectado Nacional – junio de 2025. XM.

Figura 3.1.1-1 Diagrama unifilar con el cuarto transformador Chinú 500/110 kV.

3.1.1.2. Proyecto propuesto La Fecha de Puesta en Operación (FPO) considerada para el desarrollo del proyecto es el 31 de diciembre de 2028, en coherencia con el horizonte de análisis de la evaluación técnica y las necesidades identificadas en el planeamiento del SIN.

3.1.1.3. Análisis técnicos 3.1.1.3.1. Supuestos y Consideraciones El proyecto consiste en la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV en la subestación Chinú, con una capacidad nominal equivalente a las unidades existentes (150 MVA), así como la construcción de las bahías de transformación requeridas tanto en el nivel de 500 kV como en el nivel de 110 kV. Esta adición busca incrementar la capacidad transformadora disponible en el nodo Chinú, el cual constituye un punto crítico dentro del sistema de transmisión del área Caribe, donde se integran múltiples corredores de transporte y se alimentan cargas estratégicas del departamento de Córdoba y zonas adyacentes.

Para el análisis técnico del proyecto se emplearon los modelos eléctricos base utilizados por la UPME para el planeamiento operativo de largo plazo, los cuales incorporan la mejor información disponible respecto a la infraestructura existente, los proyectos aprobados y las proyecciones de demanda y generación del SIN.11 El estudio considera: x La topología del sistema eléctrico correspondiente a las condiciones actualizadas a diciembre de 2024.

El proyecto se plantea como una respuesta estructural a las restricciones persistentes de cargabilidad reportadas en los transformadores actuales de la subestación, que presentan niveles elevados de utilización tanto en operación normal como bajo contingencias simples. La incorporación de una cuarta unidad permitirá redistribuir los flujos, disminuir la exposición a sobrecargas y aumentar la capacidad del sistema para atender el crecimiento de la demanda regional proyectado para el mediano y largo plazo. x Los proyectos de transmisión aprobados y con ejecución prevista para el periodo de evaluación, incluyendo obras en STN y STR.

En la Figura 3.1.1-1 Diagrama unifilar con el cuarto transformador Chinú 500/110 kV. se muestra el diagrama unifilar con la implementación del cuarto banco de autotransformadores Chinú 500/110 kV. x Los proyectos de generación con FPO efectiva reportada hasta el 21 de abril de 2025. x Las capacidades nominales de los bancos de autotransformadores 500/110 kV existentes en Chinú (150 MVA cada banco). x Las condiciones operativas típicas del área Caribe, caracterizadas por elevados flujos hacia redes de 110 kV y alta sensibilidad a variaciones en el despacho regional. x El criterio de evaluación de perfiles de tensión, cargabilidad de equipos y comportamiento del cortocircuito en operación normal y contingencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 11 Análisis realizado a través de la información encontrada en la Ventanilla Única de la UPME. Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2025). Resolución CREG 101_94 de 2025. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_101-94_2025.htm 67 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL a. Horizonte de análisis en Chinú bajo condición N-1, por lo que se mantiene la necesidad del proyecto propuesto.

El horizonte de evaluación comprende desde el 2028 al año 2037, lo cual permite cuantificar los impactos del proyecto a lo largo del tiempo12.

Este horizonte es consistente con:

Además, se consideró una sensibilidad para el análisis que involucra un retraso de 2 años en algunas de las obras mencionadas anteriormente quedando así: x Subestación Nueva Sahagún 110 kV – FPO diciembre 2029. x Las necesidades de reforzamiento identificadas por XM en sus Informes Trimestrales de Restricciones. x Refuerzo Montería – FPO diciembre 2029. x Subestación Nueva Magangué 500/110 kV – FPO diciembre 2030. x Las proyecciones de crecimiento de demanda del área Caribe utilizadas en los análisis de expansión, según la proyección realizada por la UPME para los años 2024 – 2038 (revisión diciembre 2024).

Asimismo, el modelo incluye todos los proyectos de generación y demanda con FPO efectiva reportada hasta abril de 2025. x La programación de entrada en operación de obras relevantes de transmisión y transformación en la región. c. Escenarios de demanda y despacho de generación A continuación, se presentan los escenarios de demanda y generación definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas. x Adicionalmente, se desarrolló una sensibilidad para los años 2028 y 2029, considerando posibles retrasos en obras asociadas al desempeño de Chinú. Esta sensibilidad permite identificar riesgos operativos adicionales y validar la robustez del proyecto frente a escenarios menos favorables de infraestructura.

Tabla 3.1.1-1 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra del cuarto b. Obras de expansión transformador de Chinú 500/110 kV.

Descripción Escenario de El análisis incluye la totalidad de las obras de expansión aprobadas hasta el 31 de diciembre de 2024, incorporando tanto proyectos del STN como del STR con cronogramas vigentes. demanda En particular, se consideran como relevantes en el área de influencia:

Dmax Demanda máxima en la subárea Córdoba-Sucre y x Subestación Nueva Toluviejo 220/110 kV – FPO junio 2026.

Cerromatoso según proyecciones UPME. x Subestación Nueva Sahagún 110 kV – FPO diciembre 2027. x Refuerzo Montería – FPO diciembre 2027.

Dmed Demanda media en la subárea Córdoba-Sucre y Cerromatoso según proyecciones UPME. x Subestación Nueva Magangué 500/110 kV – FPO diciembre 2028.

Dmin Demanda mínima en la subárea Córdoba-Sucre y Cerromatoso según proyecciones UPME.

Estas obras tienen impacto directo sobre los flujos en la red 110 kV del área Córdoba– Sucre y sobre el nivel de carga de los transformadores de Chinú. Sin embargo, los estudios demuestran que ninguna de ellas elimina la restricción estructural existente Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.1.1-2 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la obra del cuarto transformador de Chinú 500/110 kV.

12 En concordancia con la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (1998) y la Resolución CREG 070 de 1998, por la cual se establecen criterios de confiabilidad y seguridad del SIN. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0070_1998.htm Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Descripción Escenario de generación Figura 3.1.1-2 Resultados de las tensiones en red completa.

G0 Despacho máximo en Caribe (primando despacho máximo en Córdoba-Sucre).

G1 Despacho mínimo en Caribe.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observa una mejora en el perfil de tensión en red completa en las subestaciones Chinú Planta 110 kV, La Mojana 110 kV, Cereté 110 kV, Nueva Lorica 110 kV, Nueva Toluviejo 110 kV, entre otras.

G2 Despacho mínimo en Caribe (primando despacho mínimo en Córdoba-Sucre).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.1.1.3.2. Análisis de resultados caso base A continuación, se presentan de manera gráfica los resultados de las simulaciones efectuadas en DigSilent – Power Factory para el proyecto y se señala para cada parámetro observado y condición de operación los aspectos más relevantes en el análisis del caso base.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-3 Resultados de las tensiones en contingencia N-1.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observa una mejora en el perfil de tensión ante contingencia N-1 en las subestaciones Chinú Planta 110 kV, La Mojana 110 kV, Cereté 110 kV, Nueva Lorica 110 kV, Nueva Toluviejo 110 kV, entre otras.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 68 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-5 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-4 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observa una disminución considerable en la cargabilidad ante contingencia N-1 de los tres bancos de autotransformadores existentes de Chinú 500/110 kV, sin embargo, también ocasiona un aumento en la cargabilidad ante contingencia N-1 de las líneas Boston – Chinú 110 kV, Boston – Sierra Flor 110 kV y Nueva Toluviejo – Sierra Flor 110 kV.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observa una disminución considerable en la cargabilidad en red completa de los tres bancos de autotransformadores existentes de Chinú 500/110 kV, sin embargo, también ocasiona un aumento en la cargabilidad en operación normal de las líneas Boston – Chinú 110 kV, Boston – Sierra Flor 110 kV y Nueva Toluviejo – Sierra Flor 110 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución corresponde en primera instancia a la gestión de los transmisores y/o operadores de red responsables de los activos que presentan la limitación13.

3.1.1.3.3. Análisis de resultados sensibilidad (atraso de 2 años en obras dentro del área de influencia)

Figura 3.1.1-6 Resultados del nivel de carga en Chinú 1 500/110 kV en contingencia N-1.

A continuación, se presentan de manera gráfica los resultados de las simulaciones efectuadas en DigSilent – Power Factory para el proyecto y se señala para cada parámetro observado y condición de operación los aspectos más relevantes en el análisis de la sensibilidad planteada como el atraso (2 años) de algunas de las obras de expansión ubicadas en el área de influencia del proyecto.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observa una disminución considerable en la cargabilidad ante contingencia N-1 del banco de autotransformadores Chinú 1 500/110 kV, el cual presenta el mayor nivel de cargabilidad de los tres existentes.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-7 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, se observan impactos relevantes en términos de incremento del nivel de la corriente de cortocircuito principalmente en las subestaciones Chinú Planta 110 kV y Chinú 110 kV. Dado que para tales subestaciones el agotamiento de capacidad de interrupción de cortocircuito es una condición previa, la solución 13 Esto definido en el marco de la Resolución CREG 022 de 2001 de la CREG; por la cual se establecen los criterios para la expansión, reposición y adecuación del Sistema de Transmisión Nacional. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm Además de los criterios establecidos en la Resolución CREG 015 de 2018 por la cual se establecen los criterios para la clasificación, aprobación y ejecución de proyectos del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/65f1aaf1d57 726a90525822900064dac/$FILE/Creg015-2018.pdf 69 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-8 Resultados de las tensiones en red completa.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observa una mejora en el perfil de tensión en red completa en las subestaciones Chinú Planta 110 kV, La Mojana 110 kV, Cereté 110 kV, Nueva Lorica 110 kV, Nueva Toluviejo 110 kV, entre otras.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-10 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-9 Resultados de las tensiones en contingencia N-1.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observa una disminución considerable en la cargabilidad en operación normal de los tres bancos de autotransformadores existentes de Chinú 500/110 kV, sin embargo, también ocasiona un aumento en la cargabilidad en operación normal de las líneas Boston – Chinú 110 kV, Boston – Sierra Flor 110 kV y Nueva Toluviejo – Sierra Flor 110 kV.

Con la entrada en operación del cuarto banco de transformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observa una mejora en el perfil de tensión ante contingencia N-1 en las subestaciones Chinú Planta 110 kV, La Mojana 110 kV, Cereté 110 kV, Nueva Lorica 110 kV, Nueva Toluviejo 110 kV, entre otras.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observa una disminución considerable en la cargabilidad ante contingencia N-1 de los restantes bancos de autotransformadores existentes en Chinú 500/110 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-11 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.1-13 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observa una disminución considerable en la cargabilidad ante contingencia N-1 de los tres bancos transformadores existentes de Chinú 500/110 kV, sin embargo, también ocasiona un aumento en la cargabilidad ante contingencia N-1 de las líneas Boston – Chinú 110 kV, Boston – Sierra Flor 110 kV y Nueva Toluviejo – Sierra Flor 110 kV.

Con la entrada en operación del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV, teniendo en cuenta la sensibilidad para los años 2028 y 2029, se observan impactos relevantes en términos de incremento superior al 10% del nivel de la corriente de cortocircuito principalmente en las subestaciones Chinú Planta 110 kV y Chinú 110 kV. Dado que para tales subestaciones el agotamiento de capacidad de interrupción de cortocircuito es una condición previa, la solución corresponde en primera instancia a la gestión de los transmisores y/o operadores de red responsables de los activos que presentan la limitación.

3.1.1.4. Análisis económicos Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Dados los resultados técnicos y el impacto de la obra en la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía, en esta sección se realiza un análisis económico para cuantificar la viabilidad de la obra bajo el criterio de relación Beneficio/Costo mayor a 1. A continuación se presentan los costos asociados de la Figura 3.1.1-12 Resultados del nivel de carga en Chinú 1 500/110 kV en contingencia N-1.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 70 DIARIO OFICIAL 3.1.1.4.3. Relación Beneficio/Costo obra en evaluación, así como también, los beneficios cuantificados dados los impactos de la obra en la reducción de restricciones en el sistema.

3.1.1.4.1. Costos A continuación, se presenta la relación beneficio/costo para un horizonte de 25 años asociados a la construcción de la obra. Al efecto se calculó el valor presente de los beneficios y de los costos del proyecto de expansión, con lo cual se determinó que la relación beneficio / costo resulta ser superior a 1.

Tabla 3.1.1-4 Relación beneficio/costo del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV.

Teniendo en cuenta el alcance de la obra en evaluación se realiza la valoración de los costos de esta a partir de los valores de referencia de unidades constructivas para activos del STR y del STN14.Con esta información es posible determinar los costos de capital (CAPEX) y operación (OPEX) asociados a la obra en evaluación utilizando una proyección de anualidades.

Descripción Costo en USD (caso base) Costo en USD (sensibilidad)

En la siguiente tabla se presentan los valores presentes netos para el STR y STN y que incluyen el CAPEX y OPEX de la obra propuesta.

Costo en USD $ 2.739.230,19 $ 2.739.230,19 Tabla 3.1.1-3 Costo de la obra del cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV en UC.

Beneficios (VPN) $ 5.573.717,13 $ 18.494.615,58 Descripción Costo en USD Relación B / C 2,035 6,752 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Costo del STN (VPN) $ 667.863,37 3.1.1.5. Fecha de puesta en operación Costo del STR (VPN) $ 2.071.366,82 Total (VPN) $ 2.739.230,19 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La fecha de puesta en operación (FPO) considerada para el cuarto banco de autotransformadores de Chinú 500/110 kV y sus bahías de transformación en 500 kV y en 110 kV, está programada para el 31 de diciembre de 2028, en coherencia con el horizonte de análisis de la evaluación técnica, las necesidades identificadas en el planeamiento del SIN y los tiempos establecidos por la UPME.

3.1.1.4.2. Beneficios 3.1.1.6. Conclusiones Teniendo en cuenta una proyección a 25 años, los beneficios de la obra se estiman con relación a la demanda no atendida, esto, debido a condiciones de baja tensión y principalmente a sobrecargas tanto en red completa como en contingencia N-1.

Beneficios caso base (VPN) en USD = $ 5.573.717,13 Beneficios sensibilidad (VPN) en USD = $ 18.494.615,58 El proyecto mejora la confiabilidad del área Caribe al eliminar la sobrecarga estructural en los bancos de autotransformadores 500/110 kV existentes de Chinú, fortaleciendo la capacidad de atención de la demanda y la seguridad operativa ante contingencias N-1. Asimismo, refuerza el soporte de tensión y la operación de la red 110 kV asociada (Chinú Planta, La Mojana, Cereté, Nueva Lorica y Nueva Toluviejo), reduciendo las restricciones recurrentes del nodo y disminuyendo la exposición a posibles eventos de demanda no atendida en la región. Con lo anterior disminuye la DNA en la zona, permitiendo estimar beneficios que hacen viable el proyecto con una relación beneficio costo que puede variar entre 2,035 - 6,752.

14 Los costos de referencias para las unidades constructivas se calculan a partir de los listados contenidos en, para las unidades constructivas de activos en el STR, la resolución CREG 015 de 2018 y para las unidades constructivas de activos en el STR, la resolución CREG 011 de 2009. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0015_2018.htm https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0011_2009.htm 3.1.1.7. Recomendaciones Se recomienda la entrada en operación de un cuarto banco de autotransformadores Chinú 500/110 kV y sus bahías de transformación a nivel de 500 kV y 110 kV, con una FPO para el 31 de diciembre de 2028. el efecto Ferranti, gestionar la sobretensión en vacío y garantizar un comportamiento estable tanto en estado estacionario como dinámico. Estos requerimientos se originan directamente de la infraestructura aprobada en la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas” y constituyen una ampliación técnica inherente a su correcta implementación, más no un proyecto independiente16.

Estudiar la viabilidad de una obra de expansión a nivel del STR ejecutada por el Operador de Red para mitigar el aumento de sobrecarga en el circuito Chinú – Boston
- Sierra Flor – Nueva Toluviejo 110 kV.

Para las subestaciones con agotamiento de capacidad de interrupción de cortocircuito gestionar la solución por los transmisores y/o operadores de red responsables de los activos que presentan la limitación.

3.1.2. Instalación de un reactor de línea en el corredor En ese sentido, los reactores de línea aquí evaluados deben entenderse como una obra de ampliación derivada del proyecto principal, necesaria para asegurar que el nuevo corredor Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV opere dentro de los límites de tensión establecidos por la regulación y cumpla los criterios N-1 exigidos para el STN. Este apartado presenta los análisis técnicos específicos incluyendo estudios eléctricos detallados que permiten confirmar la magnitud y configuración requerida para dichos reactores, manteniendo coherencia con el marco técnico, operativo y regulatorio bajo el cual fue aprobada la obra original.

Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV En la siguiente figura se muestra el diagrama unifilar de toda la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”.

3.1.2.1. Antecedentes La obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, incluida en el Segundo Paquete de Obras Urgentes y aprobada por la UPME, fue estructurada para reforzar la capacidad de transporte, mejorar la confiabilidad del suministro15 y resolver las restricciones estructurales presentes en el corredor Chinú – Sincé – Magangué - Mompox. Su diseño se fundamentó en la necesidad de habilitar un nuevo punto de transformación 500/110 kV en la subregión y de fortalecer el eje de transmisión en 500 kV hacia el norte del país.

Fuente: AFINIA – Proyecto subestación nueva Magangué 500/110 kV y Líneas asociadas Figura 3.1.2-1 Diagrama unifilar de la obra subestación “Subestación Nueva Magangué Dentro del análisis técnico utilizado para justificar esta obra principal, se evaluó el comportamiento eléctrico del nuevo tramo Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV, incluyendo sus flujos, niveles de tensión y desempeño bajo contingencias. No obstante, si bien el estudio original evidenció la necesidad de gestionar los efectos asociados a la longitud del corredor y a los perfiles de tensión en condiciones específicas de operación, no se desarrolló de manera explícita el diseño detallado del esquema de compensación reactiva requerido en esta línea, el cual quedó sujeto a análisis complementarios posteriores.

500 kV y líneas asociadas”.

Como parte del proceso de ingeniería y del refinamiento del diseño, se identificó la necesidad de incorporar reactores en el nuevo circuito 500 kV, con el fin de controlar 16 Guardando relación con los parámetros de la Resolución CREG 070 de 1998, por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0070_1998.htm 15 En marco de la Resolución CREG 070 de 1998 por la cual se establecen criterios de seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0070_1998.htm 71 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 3.1.2.2. Proyecto propuesto Como parte de la ingeniería detallada se analizaron cuatro alternativas de implementación para la compensación reactiva del corredor en 500 kV, considerando distintos grados de compensación y configuraciones de instalación:

El proyecto propuesto consiste en la instalación de reactores en el corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV, como una ampliación técnica complementaria de la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, aprobada previamente. Esta ampliación no modifica el alcance funcional del proyecto original, sino que asegura la correcta operación del nuevo tramo en 500 kV, garantizando el cumplimiento de los criterios de tensión, estabilidad y operación N-1 del STN.17

- Alternativa 1: Instalación de reactores de línea en los dos extremos de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV con un valor de 45,54 MVAr y en los dos extremos de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV con un valor de 90,39 MVAr, ambos con un valor de compensación del 75%, y, sin conservar los existentes de 84 MVAR ubicados en los extremos de las subestaciones Chinú 500 kV y Copey 500 kV. En la siguiente figura se muestra el unifilar de la alternativa 1.

La necesidad de estos reactores se deriva de las características eléctricas del corredor aprobado, cuya longitud y topología generan condiciones que requieren compensación inductiva para controlar el efecto Ferranti, las sobretensiones en vacío y los perfiles de tensión bajo escenarios de baja demanda. Por esta razón, la instalación de los reactores se constituye en una obra asociada e inherente a la infraestructura de Nueva Magangué y no en un proyecto independiente.

En la siguiente figura se muestra la configuración del corredor Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV y sus reactores, tal como quedó aprobada en la obra de expansión “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-3 Diagrama unifilar de la alternativa 1.

- Alternativa 2: Instalación de un reactor de barra de 84 MVAr en la subestación Nueva Magangué 500 kV, conservando los reactores de línea de 84 MVAr al extremo de la subestación Chinú 500 kV y al extremo de la subestación Copey 500 kV. En la siguiente figura se muestra el unifilar de la alternativa 2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-2 Diagrama unifilar del corredor Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV de la obra de expansión “Subestación Nueva Magangué 500 kV y obras asociadas”.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-4 Diagrama unifilar de la alternativa 2.

- Alternativa 3: Traslado del reactor de línea de 84 MVAr ubicado al extremo de Chinú 500 kV de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV a la barra de la

17 En el marco de la Resolución CREG 022 de 2001 por la cual se modifican e incorporan las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de 1998, modificada por las Resoluciones CREG-004 y CREG-045 de 1999, mediante las cuales se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional, y se estableció la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm El estudio considera: subestación Chinú 500 kV e instalación de un reactor de línea de 84 MVAr al extremo de la subestación Nueva Magangué 500 kV en la línea Nueva Magangué
- Copey 500 kV, conservando el reactor de línea de 84 MVAr al extremo de la subestación Copey 500 kV. En la siguiente figura se muestra el unifilar de la alternativa 3.

- El modelo de red utilizado en su momento en el análisis de la obra de expansión “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, el cual incluye todas las obras de expansión, proyectos de generación y cargas aprobadas hasta el 27 de septiembre de 2024.
- Los parámetros eléctricos de las líneas Chinú - Nueva Magangué 500 kV (92,7 km) y Nueva Magangué - Copey 500 kV (184 km). La siguiente tabla muestra los parámetros de ambas líneas.

Tabla 3.1.2-1 Parámetros de las líneas Chinú - Nueva Magangué 500 kV y Nueva Magangué - Copey 500 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-5 Diagrama unifilar de la alternativa 3.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución

- Alternativa 4: Instalación de un reactor de línea de 84 MVAr al extremo de la subestación Nueva Magangué 500 kV en la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV, conservando los reactores de línea de 84 MVAr al extremo de la subestación Chinú 500 kV y al extremo de la subestación Copey 500 kV. En la siguiente figura se muestra el unifilar de la alternativa 4.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-6 Diagrama unifilar de la alternativa 4.

3.1.2.3. Análisis técnicos 3.1.2.3.1. Supuestos y Consideraciones

- Asumir como base de estudio un valor de compensación al 75%, dado que garantiza un equilibrio técnico entre control de tensión y rango admisible de resonancia.
- Los reactores de línea al extremo de la subestación Chinú 500 kV (84 MVAr) de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV y al extremo de la subestación Copey 500 kV de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV (84 MVAr), como base para la evaluación de algunas alternativas.
- El criterio de evaluación de perfiles de tensión y cargabilidad de equipos en operación normal y contingencia.
- La verificación de frecuencias de resonancia resultantes y alejadas de los 60 Hz del sistema.
- El análisis dinámico (RMS) se realizó únicamente para las Alternativas 1 y 4, puesto que: la alternativa 1 representa la configuración técnicamente más robusta y mostró mejor desempeño en los resultados de estado estacionario, por tanto, requería validación dinámica; y la alternativa 4 fue la opción con ventaja operacional/económica (aprovechamiento de activos existentes) y cumplió en estado estacionario, por consiguiente, su comportamiento dinámico debía confirmarse para validar la recomendación.

Para el análisis técnico del proyecto se emplearon los modelos eléctricos base utilizados por la UPME para el planeamiento operativo de largo plazo, los cuales incorporan la mejor información disponible respecto a la infraestructura existente, los proyectos aprobados y las proyecciones de demanda y generación del SIN.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 72 DIARIO OFICIAL Los reactores evaluados se incorporaron sobre este modelo, manteniendo la coherencia con la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas” y garantizando que el análisis refleja las interacciones reales de la compensación reactiva con la red.

- En el análisis dinámico (RMS) se evaluaron dos casos de secuencia de energización donde los transformadores de Nueva Magangué 500/110 kV estaban fuera de servicio (no operando), esto, para representar la condición de energización del corredor sin carga transformacional inmediata; y un tercer caso donde falla el reactor al extremo de Chinú 500 kV.

c. Escenarios de demanda y despacho de generación A continuación, se presentan los escenarios de demanda y generación definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas en estado estacionario.

Estas consideraciones permiten representar de manera precisa el comportamiento del corredor en operación normal, ante contingencias, durante procesos de energización y frente a fallas en los reactores.

Tabla 3.1.2-2 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra de los a. Horizonte de análisis reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en estado estacionario.

Escenario de demanda Descripción El horizonte de análisis se definió de acuerdo con las condiciones operativas futuras estimadas para el sistema con la entrada en operación de la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, considerando:

Dmax Demanda máxima en Caribe con proyección UPME.

Dmed Demanda media en Caribe con proyección UPME.

Dmin Demanda mínima en Caribe con proyección UPME.

- Estado estacionario: evaluación desde 2028 hasta 2033, periodo en el cual la obra se integra plenamente al STN y su efecto sobre tensiones y cargabilidad es más relevante.
- Estudio dinámico (RMS): análisis realizado para el año 2028, año crítico por representar la condición inicial de operación del nuevo corredor con la infraestructura prevista.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.1.2-3 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en estado Este horizonte permite capturar las condiciones de carga, generación y operatividad asociadas al ingreso del refuerzo y garantiza que los reactores se evalúen bajo el mismo marco temporal del proyecto principal. estacionario. b. Obras de expansión Descripción Escenario de generación Para los análisis tanto en estado estacionario como dinámico se utilizó la topología del mismo modelo de red del estudio de la obra de expansión “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, lo que incluye:

G1 Despacho con máxima generación dentro de la subárea Córdoba-Sucre y Cerromatoso, y mínima en GCM.

G2 Despacho con mínima generación dentro de la subárea

- Todas las obras de expansión, refuerzos, nuevas subestaciones y líneas aprobadas antes del 27 de septiembre de 2024.
- Todos los proyectos de generación con fechas de entrada previstas dentro del horizonte de análisis.
- Los crecimientos de carga aprobados en dicho modelo.

Córdoba-Sucre, Cerromatoso y GCM.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Esta base de red representa de manera precisa el estado futuro del sistema al momento de la entrada en operación del corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV.

A continuación, se presentan los escenarios de demanda y generación definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas en análisis dinámico (RMS).

Tabla 3.1.2-4 Escenarios de demanda considerados para el análisis de la obra de los Alternativa Compensación línea Chinú - Nueva reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en análisis dinámico Magangué 500 kV (MVAr)

Frecuencia de resonancia (Hz)

(RMS).

3 0,00 0,00 Escenario de demanda Descripción 4 84,00 49,89 Dmed Demanda media en Caribe con proyección UPME.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.1.2-5 Escenarios de despacho de generación considerados para el análisis de la Tabla 3.1.2-7 Frecuencia de resonancia de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV para obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV en análisis cada una de las alternativas. dinámico (RMS).

Alternativa Compensación línea Nueva Magangué - Descripción Escenario de Copey 500 kV (MVAr)

Frecuencia de resonancia (Hz) generación 1 180,79 51,96 G2 Despacho con mínima generación dentro de la subárea Córdoba-Sucre, Cerromatoso y GCM.

2 84,00 35,42 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución d. Análisis de resultados de frecuencia de resonancia 3 168,00 50,08 4 168,00 50,08 A continuación, se presentan las frecuencias de resonancia calculadas para las líneas Chinú - Nueva Magangué 500 kV y Nueva Magangué - Copey 500 kV, para cada una de las alternativas planteadas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.1.2-6 Frecuencia de resonancia de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV para cada una de las alternativas.

Los resultados de frecuencia de resonancia mostrados en las anteriores tablas indican que ninguna de las cuatro alternativas presenta un riesgo de resonancia, pues las frecuencias están alejadas de los 60 Hz de operación del SIN.

Alternativa Compensación línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV (MVAr)

Frecuencia de resonancia (Hz)

3.1.2.3.2. Análisis de resultados estado estacionario 1 91,08 51,96 2 84,00 49,89 A continuación, se presentan de manera gráfica los resultados de las simulaciones efectuadas en DigSilent – Power Factory para el proyecto, indicando para cada parámetro observado los aspectos más relevantes en el análisis de estado estacionario.

73 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-7 Resultados de las tensiones en red completa en estado estacionario.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-8 Resultados de las tensiones en contingencia N-1 en estado estacionario.

Con la entrada en operación de los reactores en sus 4 alternativas planteadas en red completa, se observa que logran mantener la tensión dentro de los niveles regulatorios18, destacando el resultado de la alternativa 1 ante las demás.

Con la entrada en operación de los reactores en sus 4 alternativas planteadas en contingencia N-1, se observa que logran mantener la tensión dentro de los niveles regulatorios19, destacando el resultado de la alternativa 1 ante las demás.

18 Siguiendo los lineamientos establecidos en el código de redes establecido en la Resolución CREG 025 de 1995, específicamente en lo establecido en el código de planeamiento de la expansión del Sistema de transmisión nacional https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0025_1995.htm 19 Ídem.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-10 Resultados del nivel de carga de los elementos en contingencia N-1 en estado estacionario.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Con la entrada en operación de los reactores en sus 4 alternativas planteadas en contingencia N-1, se observa que no hay cambios significativos en la cargabilidad de los elementos del sistema.

Figura 3.1.2-9 Resultados del nivel de carga de los elementos en red completa en estado 3.1.2.3.3. Análisis de resultados dinámicos (RMS) estacionario.

A continuación, se presentan de manera gráfica los resultados de las simulaciones efectuadas en DigSilent – Power Factory para el proyecto, observando para tres casos de estudio los aspectos más relevantes en el análisis dinámico (RMS).

Con la entrada en operación de los reactores en sus 4 alternativas planteadas en red completa, se observa que no hay cambios significativos en la cargabilidad de los elementos del sistema. a. Caso 1 Este caso presenta una secuencia de energización en el orden: Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV, donde:

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 74 DIARIO OFICIAL

- En el segundo 1 se cierra el interruptor al extremo de Chinú 500 kV.
- En el segundo 3 se cierra el interruptor al extremo de Nueva Magangué 500 kV de la línea Chinú – Nueva Magangué 500 kV.
- En el segundo 4 se cierra el interruptor al extremo de Nueva Magangué 500 kV de la línea Nueva Magangué – Copey 500 kV.
- En el segundo 6 se cierra el interruptor al extremo de Copey 500 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-12 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 1 de energización con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS).

Durante la energización en el orden Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV, se observa que la alternativa 4 cumple los límites regulatorios de tensión y no presenta oscilaciones abruptas en frecuencia durante toda la secuencia de energización.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Energizar en el orden Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV con la alternativa 4, no representa un problema para el sistema eléctrico.

Figura 3.1.2-11 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 1 de energización b. Caso 2 con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS).

Este caso presenta una secuencia de energización en el orden: Copey – Nueva Magangué – Chinú 500 kV, donde:

Durante la energización en el orden Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV, se observa que la alternativa 1 cumple los límites regulatorios de tensión y no presenta oscilaciones abruptas en frecuencia durante toda la secuencia de energización.

- En el segundo 1 se cierra el interruptor al extremo de Copey 500 kV.
- En el segundo 3 se cierra el interruptor al extremo de Nueva Magangué 500 kV de la línea Nueva Magangué - Copey 500 kV.
- En el segundo 4 se cierra el interruptor al extremo de Nueva Magangué 500 kV de la línea Chinú - Nueva Magangué 500 kV.

Energizar en el orden Chinú – Nueva Magangué – Copey 500 kV con la alternativa 1, no representa un problema para el sistema eléctrico.

- En el segundo 6 se cierra el interruptor al extremo de Chinú 500 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-14 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 2 de energización Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS).

Figura 3.1.2-13 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 2 de energización con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS).

Durante la energización en el orden Copey – Nueva Magangué – Chinú 500 kV, se observa que la alternativa 4 causa violaciones temporales de los límites de tensión y en frecuencia no presenta oscilaciones abruptas durante toda la secuencia de energización.

Durante la energización en el orden Copey – Nueva Magangué – Chinú 500 kV, se observa que la alternativa 1 causa violaciones temporales de los límites de tensión y en frecuencia no presenta oscilaciones abruptas durante toda la secuencia de energización.

Energizar en el orden Copey – Nueva Magangué – Chinú 500 kV con la alternativa 4, representa un problema que puede comprometer el sistema eléctrico. c. Caso 3 Energizar en el orden Copey – Nueva Magangué – Chinú 500 kV con la alternativa 1, representa un problema que puede comprometer el sistema eléctrico.

Este caso presenta en el segundo 2 una falla en el reactor al extremo de Chinú 500 kV.

75 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-16 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 3 de falla en reactor en Chinú 500 kV con la alternativa 4 en análisis dinámico (RMS).

Durante la falla en el reactor al extremo de Chinú 500 kV, se observa que la alternativa 4 cumple los límites regulatorios de tensión y no presenta oscilaciones abruptas en frecuencia en todo el horizonte de tiempo.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.1.2.4. Análisis económicos Figura 3.1.2-15 Comportamiento en tensión y frecuencia para el caso 3 de falla en reactor en Chinú 500 kV con la alternativa 1 en análisis dinámico (RMS).

Durante la falla en el reactor al extremo de Chinú 500 kV, se observa que la alternativa 1 cumple los límites regulatorios de tensión y no presenta oscilaciones abruptas en frecuencia en todo el horizonte de tiempo.

El análisis económico del proyecto “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas” fue desarrollado y presentado de manera integral en el marco del Segundo Paquete de Obras Urgentes - 2024, considerando los costos y beneficios del refuerzo en su conjunto y obteniendo una relación beneficio/costo favorable (4,78) que sustentó su aprobación. Los reactores de línea del corredor Chinú – Nueva Magangué
- El Copey 500 kV corresponden a una ampliación técnica inherente al diseño del proyecto aprobado, necesaria para garantizar su correcta operación, por lo cual no constituyen una obra independiente, ni requieren una evaluación económica separada. En consecuencia, los costos, beneficios y la relación beneficio/costos ya estimados para la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”

3.1.2.7. Recomendaciones permanecen vigentes y aplicables, sin requerirse recálculo ni actualización adicional en el presente documento.

3.1.2.5. Fecha de Puesta en Operación Se recomienda formalizar la instalación de los reactores de línea en el corredor Chinú
- Nueva Magangué – El Copey 500 kV como ampliación técnica del proyecto “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, implementando conforme a la Alternativa 4 evaluada, la cual cumple plenamente con los criterios técnicos establecidos y, adicionalmente, presenta ventajas desde el punto de vista económico al optimizar el aprovechamiento de activos existentes frente a las demás alternativas analizadas.

La fecha de puesta en operación de la obra de los reactores en la línea Chinú - Nueva Magangué - Copey 500 kV se definió para el 31 de diciembre de 2028, fecha que corresponde también a la entrada en operación de la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, esto, en función de los tiempos establecidos por la UPME.

3.1.2.6. Conclusiones Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.2-17 Diagrama unifilar de la alternativa 4.

El análisis técnico realizado confirma que la incorporación de reactores de línea en el corredor Chinú – Nueva Magangué – El Copey 500 kV es una ampliación necesaria e inherente a la obra “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”, a fin de garantizar su operación dentro de los límites de tensión y estabilidad exigidos para el STN.

3.1.3. Fortalecimiento del SIN mediante Compensadores Síncronos y obras asociadas 3.1.3.1. Introducción Los estudios en estado estacionario muestran que las alternativas evaluadas permiten controlar el efecto Ferranti y mantener las tensiones del sistema dentro de los rangos admisibles, destacándose que, con una compensación del orden del 75%, las frecuencias de resonancia resultantes se mantienen suficientemente alejadas de la frecuencia fundamental del sistema, sin evidenciar riesgos de resonancia crítica.

El análisis dinámico (RMS), realizado para las alternativas técnicamente más representativas (Alternativas 1 y 4), valida el adecuado comportamiento del corredor ante secuencias de energización y fallas en los reactores, siempre que se utilice una secuencia de energización correcta. En particular, se confirma que la Alternativa 4 cumple los criterios dinámicos y operativos, al tiempo que optimiza el uso de infraestructura existente.

La Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME establece los requerimientos energéticos de la población colombiana según criterios económicos, sociales, técnicos y ambientales. En el marco de estas funciones, la UPME realiza la evaluación de proyectos, así como la elaboración de propuestas con base en las solicitudes y requerimientos identificados por los agentes del sector en el corto, mediano y largo plazo, y con sus resultados avanza en el proceso de actualización del Plan de expansión de transmisión donde se definen las prioridades para el Sistema Interconectado Nacional (SIN)20. Este ejercicio usa la información de la infraestructura eléctrica actual, los proyectos futuros y las proyecciones de demanda de energía En conjunto, los resultados técnicos respaldan la selección de la Alternativa 4 como la solución recomendada para la compensación reactiva del corredor, al ofrecer un equilibrio adecuado entre desempeño técnico, confiabilidad operativa y eficiencia en la implementación, permitiendo materializar los beneficios previstos del proyecto “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas” sin requerir modificaciones a su evaluación económica previamente aprobada.

20 En compatibilidad con la Resolución CREG 022 de 2001, por la cual se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional, y se estableció la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 76 DIARIO OFICIAL eléctrica, además de las nuevas plantas de generación que se conectan al sistema, incluidas las que usan fuentes de energía renovable21.

Este informe contiene la evaluación del proyecto denominado Fortalecimiento del Sistema Interconectado Nacional mediante Compensadores Sincrónicos 22 y obras asociadas, como solución general para satisfacer las necesidades de fortaleza de red y nivel de inercia del sistema eléctrico colombiano, y en particular para mejorar la confiabilidad y mejorar los perfiles de tensión tanto en red completa como en contingencia N-1, en particular del área de influencia y de instalación seleccionada para esta fase del proyecto.

3.1.3.2. Contexto El Plan Maestro de Modernización y Expansión de la Infraestructura de Transmisión Eléctrica en su Tomo I: Portafolio Estratégico de Obras para la Modernización del Sistema de Transmisión Nacional23, presenta un análisis de los nuevos retos asociados a la matriz energética, retos que se presentan a continuación: rodante y AGC que posibiliten cumplir con los criterios regulatorios de seguridad y confiabilidad durante los periodos de mayor dinamismo de los recursos solares (rampa MW/min) o frente a contingencias en elementos de la red; en particular en elementos de la red de 500 kV, ya que en este nivel de tensión se conectarán una cantidad importante de recursos FERNC con mayor capacidad (MW).
- Control de tensión y uso óptimo de la potencia reactiva, esto a causa de la incorporación de los proyectos de transmisión y generación que crea nuevos escenarios operativos, caracterizados por un mayor intercambio de potencia entre áreas y un consecuente aumento en la demanda de potencia reactiva para el soporte y control de tensión en nodos del SIN. Así mismo la distribución de los nuevos generadores que se integran y su mayor granularidad, sumado a la intermitencia de estos, lleva a nuevas dinámicas de control que deben ser abordadas con la introducción de equipos dinámicos de control de tensión, los cuales son escasos a nivel nacional, y la implementación de estrategias automáticas de control de tensión que requieren inversiones importantes para ser desplegadas.

Colombia se enfrenta a un cambio estructural en su matriz energética, con una proyección de incorporación de 16 GW de generación basada en fuentes renovables no convencionales (FERNC) para 2029-2030. De manera general esta transformación conlleva:

- Disminución de generación síncrona tradicional (hidro y térmica).
- Sustitución de estas por generación fotovoltaica y eólica basada en inversores electrónicos, sin aportes de inercia ni cortocircuito.
- Mayores rampas de generación y demanda neta.
- Riesgo creciente de inestabilidad operativa y dinámica
- Afectación a la capacidad de cortocircuito, la regulación de tensión y la respuesta dinámica ante contingencias

- La necesidad de ampliación de la capacidad de transporte que permita llevar de forma segura desde las zonas ricas en fuentes de energía renovable a los centros de consumo.
- La disminución de los aportes de cortocircuito, esto relacionado con la salida de operación de los recursos síncronos basados en combustibles fósiles, lo que conlleva a un menor aporte efectivo de cortocircuito y en consecuencia una disminución de la fortaleza de red. A menor fortaleza de red (red débil), mayor susceptibilidad a eventos de inestabilidad por tensión y a la ocurrencia del fenómeno de recuperación lenta de tensión inducida por falla (FIDVR), así como también a mayores riesgos de desconexiones masivas de generación basada en inversores o de demanda.
- Disminución de inercia y necesidad de balance generación-demanda, esto relacionado con el requisito de garantizar niveles apropiados de inercia, reserva

En particular para el caso colombiano, el informe de “Resultados Estudio de Flexibilidad 2024 2027” presentado por XM muestra que los niveles de inercia del sistema disminuyen considerablemente al desplazarse la generación síncrona. Según análisis de XM, para escenarios con alta penetración de FERNC, la energía rotacional del sistema puede caer por debajo de los 25 GW frente a valores históricos superiores a 100 GW, lo que representa más del 75% de pérdida potencial de inercia. La pérdida de inercia provoca mayor velocidad de cambio de frecuencia, poniendo en riesgo el sistema antes de que actúen los controles primarios. Se indica en el informe que ante 21 Congreso de la República de Colombia. (2014). Ley 1715 de 2014, por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional. Diario Oficial No. 49.150. https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=57353 22 Compensadores síncronos como elemento de flexibilidad en la TEJ. UPME. https://docs.upme.gov.co/SalaPrensa/ComunicadosPrensa/Position_paper_comp_sincronos_V4.pdf 23 Tomo I del Plan Maestro de Modernización y expansión de la Infraestructura de Transmisión Eléctrica, UPME (2024) https://www1.upme.gov.co/siel/Plan_expansin_generacion_transmision/Plan_maestro_modernizacio n_Tomo_1.pdf?utm_source=chatgpt.com contingencias de 300–400 MW, se observan ROCOF de hasta 1 Hz/s, lo cual es riesgoso para la estabilidad.

Chile (25 de febrero de 2025): Una falla en sistemas de protección en la línea de 500 kV entre Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar desencadenó un apagón que afectó a más del 90% de la población. El evento fue atribuido a una combinación de circunstancias como son: baja inercia, SCRIF menor a 1.5 en nodos críticos, y debilidad estructural en la red de transmisión, según el Coordinador Eléctrico Nacional.

En el Informe Técnico de Restricciones 2022 T1 muestra que ante la evaluación de SCR24 en múltiples nodos de la región Caribe, se encontró valores por debajo de 2, lo que clasifica estas barras como débiles según estándares internacionales. En tales condiciones, incluso pequeñas variaciones pueden inducir oscilaciones mal amortiguadas y fallas de control de tensión.

En el caso colombiano la región Caribe, la cual presenta condiciones similares: baja inercia, bajo SCRIF, alta dependencia de líneas largas para evacuación de generación renovable y exposición al fenómeno FIDVR. La instalación de compensadores síncronos en nodos críticos puede prevenir efectos en cascada ante fallas locales, actuando como “soportes eléctricos” para limitar la propagación de disturbios. Estas experiencias internacionales recientes validan la urgencia de aplicar soluciones como los compensadores síncronos no solo en la región Caribe, sino también como parte de un esquema de protección sistémica en toda Colombia.

En la presentación de XM “Fenómeno de Recuperación Lenta Inducida de Tensión en GCM” del año 202325 se presentan eventos relevantes en SIN asociados al fenómenos de recuperación lenta de tensión (FIDVR) entre los años 2020-2023, se muestran pérdidas de carga de hasta 400 MW, tensiones fuera de rango por varios minutos y oscilaciones de frecuencia en varios nodos de la región Caribe, adicionalmente se observa una alta vulnerabilidad de las regiones a apagones regionales, como por ejemplo, el ocurrido en la región Caribe el 24 de junio de 2020 que provocó la pérdida de toda la demanda del área.

Los compensadores síncronos brindan beneficios medibles a través de diversos indicadores del sistema26 a saber, Podría parecer que estos eventos son aislados, sin embargo, tomando como referencia los eventos recientes en sistemas eléctricos de España (abril 2025) y Chile (febrero 2025), estos ofrecen lecciones clave para el sistema colombiano.

- Aumento de inercia efectiva: Cada compensador puede añadir hasta 3-4 segundos de inercia equivalente en su nodo local, contribuyendo a estabilizar la frecuencia del sistema completo.
- Mejora de SCRIF: El valor local de SCRIF puede aumentar con la instalación de un compensador, lo que permite una integración más estable de inversores.

En primer lugar, en España, el 28 de abril de 2025, un apagón masivo afectó a toda la península ibérica por la pérdida súbita de más de 15.000 MW de generación en menos de cinco segundos. Si bien el origen del evento aún no está determinado, se considera que esta desconexión automática se agravó por la baja inercia en un sistema con alta penetración de renovables causado por una inadecuada respuesta de la generación renovable basada en inversores, es decir, la falta de soporte síncrono agregada a una topología débil en ciertas zonas del sistema eléctrico.

En este contexto los compensadores síncronos emergen como una tecnología crítica para estabilizar el sistema eléctrico colombiano en su transición energética. Aunque su instalación esté focalizada en la región Caribe, sus beneficios son de alcance nacional: fortalecen la inercia del SIN, reducen esfuerzos operativos en otras regiones y mejoran la integración de renovables. Contribuyen directamente al mejoramiento de indicadores como el SCRIF elevando la robustez27 y la flexibilidad de la red. Son recomendados explícitamente en diversas fuentes técnicas como solución prioritaria. Además, la evidencia internacional de eventos recientes en España y Chile (ambos en 2025) reafirma que, sin soporte síncrono adecuado, los sistemas con alta penetración 26 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2024). Plan Maestro de Modernización y Expansión de la Infraestructura de Transmisión –Tomo I- Resumen de beneficios de compensadores síncronos. UPME. https://www.cnogas.org.co/documentos/UPME_Plan_Maestro_Portafolio_estructural_de_transmisi_n _1738340181.pdf?utm_source=chatgpt.com 27 Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2024). Concepto CREG 9885 de 2024 sobre métricas de fortaleza de red y su aplicación técnica. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/concepto_creg_0009885_2024.htm 24 Los informes de XM (CND) ya están utilizando métricas como SCR, CSCR y WSCR para evaluar la fortaleza de nodos ante la conexión de recursos (p. ej., FERNC) y documentar nodos con valores bajos (<2, <3), que se consideran débiles o que requieren de estudios más detallados. XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (2024). Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo – SCR y métricas de fortaleza en el SIN. XM. https://es.scribd.com/document/743014155/XM-CND-2024-002-IPOEMP-I- 2024?utm_source=chatgpt.com 25 FIDVR y procedimientos para disponer de un modelo de carga dinámico validado del SIN. Concepto CREG 10011 del 2024. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/concepto_creg_0010011_2024.htm#:~:text =fen%C3%B3menos%20din%C3%A1micos%20asociados%20a%20la%20carga%20que,sus%20sigla s%20en%20ingles)%2C%20que%20no%20es 77 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL x En el año 2024, XM presentó el informe de Resultados Estudio de Flexibilidad renovable son vulnerables a apagones sistémicos incluso ante fallas locales. Colombia debe anticiparse a estas situaciones adoptando tecnologías resilientes como los compensadores síncronos.

3.1.3.3. Antecedentes Sobre el proyecto en cuestión se presentan los siguientes antecedentes: x En el Informe Trimestral de Restricciones, ITR, del primer trimestre del 202228 2029 2030. En este estudio se actualizo los resultados de la métrica SCRIF, tomando en cuenta los nuevos proyectos de generación y transmisión aprobados, así como el proyecto de compensadores como definido en el ITR 1- 2024. En primer lugar, en el documento se presenta los análisis que confirman la mejora en el desempeño de la fortaleza en el Sistema Interconectado Nacional. Luego se presenta la evaluación de la propagación de huecos de tensión originadas por contingencias en todo el sistema eléctrico colombiano. Se determina que la obra propuesta disminuye la propagación de huecos de tensión no solo en el área de localización de los equipos, sino también en todo el sistema interconectado. x En el CAPT 206 del 16 de julio de 2024 se aprobó la obra denominada se presentó, entre varias alternativas, como propuesta de proyecto la inclusión de compensadores síncronos distribuidos en nodos de la subárea GCM, tanto a nivel del STN como del STR, con los cuales debido a su capacidad de aporte de corto circuito se aumentaría la fortaleza de red, se mitigaría la ocurrencia del FIDVR, y se proveería al sistema mayor control de tensión en nodos de la subárea GCM y el área Caribe en general. x En el Informe Trimestral de Restricciones ITR 4-2022 se presentó nuevamente compensadores síncronos STR en las subestaciones Guatapurí, El Banco, Maicao, Bureche y La Jagua, esta obra como parte integral de la obra Fortalecimiento del Sistema Interconectado Nacional mediante Compensadores Síncronos. x Mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía No. 40529 del 06 de el proyecto de la inclusión de compensadores síncronos distribuidos en nodos de la subárea GCM, tanto a nivel del STN como del STR, en cual se actualiza la cantidad y la capacidad nominal de los equipos a instalarse. x En el año 2022, XM presento el informe de Resultados Estudio de Flexibilidad diciembre de 2024 se adopta el anexo complementario del Plan de Expansión de Transmisión 2022-2036 que contiene obras del primer y segundo paquete de obras urgentes 2024 en la cual se incluye los compensadores síncronos del STR en la subárea GCM.

3.1.3.4. Proyecto Propuesto 2024 - 2027. En este estudio se muestra la métrica utilizada por XM para evaluar la fortaleza de red del Sistema Interconectado Nacional, esta es SCRIF (Short Circuit Ratio with Interaction Factors). Se establece el valor mínimo requerido para esta métrica, y finalmente se muestra mediante este índice como la implementación de los compensadores síncronos presentados en el ITR 4 - 2022 modifican y mejoran la fortaleza de red no solo en el área de localización de los equipos de compensación, sino en general en todo el sistema interconectado. x En el Informe Trimestral de Restricciones ITR 1-2024 se presentó una nueva El proyecto propuesto consiste en el fortalecimiento del sistema eléctrico colombiano mediante la instalación de Compensadores Sincrónicos (CCSS) conectados a nivel tanto de STN como del STR en diferentes subestaciones en el área Caribe, específicamente en las subáreas Atlántico, Bolívar, Córdoba-Sucre y GCM, además de obras asociadas. Esto como complemento a la obra previamente presentada “Compensadores Síncronos STR- Subárea GCM”, con el objetivo de anticipar mejoras en la condición operativa de largo plazo del Sistema Interconectado Nacional 29 desde diferentes perspectivas como son: x Fortaleza de red. propuesta de obra para el fortalecimiento de la red complementaria a la obra propuesta en el año 2022. Esta obra comprende la instalación de un total de 20 compensadores síncronos localizados en el área Caribe, subáreas Atlántico, Bolívar, Córdoba-Sucre y GCM, tanto en el STN como el STR, esto como parte de un conjunto de obras para el área Caribe y el Sistema Interconectado Nacional. x Control de tensión de estado estacionario y dinámico.

29 Nuevos criterios asociados a la operación con bajos niveles de corto circuito. Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2024). Concepto CREG 9885 de 2024 sobre métricas de fortaleza de red y compensadores síncronos. Todos los derechos reservados para XM S.A. ESP. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/concepto_creg_0009885_2024.htm 28 Siguiendo las disposiciones de la Resolución CREG 062 de 2000, en particular su artículo 9, XM publica el informe trimestral de Restricciones ITR. x Propagación de huecos de tensión. x Requerimiento de generación de seguridad y x Límites de intercambio del área Caribe con el resto del SIN.

En la Tabla 3.1.3-1 se presenta los puntos de ubicación de los compensadores propuestos con sus respectivas capacidades asociadas.

Tabla 3.1.3-1 Resumen de Compensadores Síncronos STN – STR Área Caribe.

Tensión Potencia Número Subestación Subárea Localización kV MVAR 1 Caracolí 110 Atlántico 110 STR 50 2 Nv Barranquilla 220 Atlántico 220 STN 150 3 TEBSA 220 Atlántico 220 STN 150 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 4 Malambo 110 Atlántico 110 STR 50 5 Sabanalarga 500 Atlántico 500 STN 150 6 Copey 220 GCM 220 STN 150 A continuación, en las Figura 3.1.3-1, Figura 3.1.3-2, Figura 3.1.3-3 y Figura 3.1.3-4 se presentan los diagramas unifilares de las alternativas del proyecto propuesto junto a la infraestructura de la zona de influencia de este y la ubicación geográfica de los activos propuestos, respectivamente.

7 Cuestecitas 220 GCM 220 STN 300 8 Cuestecitas 500 GCM 500 STN 300 9 Colectora 500 GCM 500 STN 300 10 Valledupar 220 GCM 220 STN 150 11 Bolívar 220 Bolívar 220 STN 300 12 Carreto 500 Bolívar 500 STN 300 13 Sahagún 500 Córdoba-Sucre 500 STN 300 14 Chinú 500 Córdoba-Sucre 500 STN 150 15 Toluviejo 230 Córdoba-Sucre 230 STN 150 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 78 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-2 Diagrama unifilar de la Subárea Bolívar.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-1Diagrama unifilar de la Subárea Atlántico.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-3 Diagrama unifilar de la Subárea Córdoba-Sucre Figura 3.1.3-4 Diagrama unifilar de la Subárea GCM.

79 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Proyecto Clase 1 FPO 3.1.3.5. Análisis técnico Proyecto solar fotovoltaico Pétalo de Norte de Santander de 19,9 MW (antes Proyecto solar fotovoltaico Pétalo de Cesar II de 19,9 MW) 2025-12-31 Solar Valledupar 3 2025-12-31 A continuación, el análisis técnico de la obra propuesta. Inicialmente, son presentados los supuestos y consideraciones de análisis. Posteriormente, son presentados escenarios críticos que presentan violaciones sobre las restricciones operativas del SIN.

Parque Eólico Acacias 2 de 80 MW 2026-02-22 3.1.3.5.1. Consideraciones y Supuestos a. Proyectos de generación y transmisión considerados Parque solar TERRɅ I 2026-03-31 Parque solar TERRɅ II 2026-03-31 A continuación, se presentan los proyectos de generación y transmisión considerados para el desarrollo de las validaciones eléctricas.

San Ángel 2026-03-31 Tabla 3.1.3-2 Proyectos de generación considerados para la evaluación de la obra Sol de Zawady 9,9 MW 2026-04-05 Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Atlántico -GCM.

RODAS 2026-04-15 Proyecto Clase 1 FPO Proyecto Pétalo del Cesar I de 9,9 MW 2026-06-24 Parque Solar Atlántico I de 30 MW 2027-07-19 Parque Eólico El carreto (antes Parque Carreto 10 MW a Santa PSF Prosperidad 19,5 MW. 2025-12-20 Verónica 34.5) 2026-06-30 Atlántico Solar II Polo Nuevo de 9,9 MW 2025-12-30 PARQUE SOLAR EL ENCANTO 2026-06-30 PARQUE SOLAR LA UNIÓN 2025-12-30 Parque Eólico Windpeshi de 200 MW 2026-09-30 Solar Valledupar 1 2025-12-30 Proyecto de generación Fotovoltaica "El Jardín" de 9.9 MW 2026-09-30 Solar Valledupar 2 2025-12-30 Planta Fotovoltaica "SGDE" de 9,9 MW 2026-10-31 Autogenerador Solar ACESCO 2025-12-31 PSF CRLI de 9,9 MW a la subestación Caracolí de 13,8 kV. 2026-10-31 Parque Solar Bonda 2025-12-31 Parque eólico Alpha de 212 MW 2026-11-01 Parque Solar Camarones 6 MW 2025-12-31 Parque eólico Beta de 280 MW 2026-11-30 PARQUE SOLAR DON VIZO 2025-12-31 Parque Eólico WESP 01 de 12 MW 2026-11-30 Parque Solar Nísperos de 19,9MW 2025-12-31 La Paz Solar 9,9 MW 2026-12-03 Proyecto de Generación Eólica El Ahumado 50 MW. 2025-12-31 Parque Eólico Camelias de 250 MW 2026-12-10 Proyecto Parque Solar Bugambiles de 9,9MW 2025-12-31 APBAQ I 2026-12-31 Proyecto Clase 1 FPO Proyecto Clase 1 FPO Autogenerador CELSIA Solar Cenit Copey 2026-12-31 AUTOGENERACIÓN DE 50 MW - DRUMMOND 2027-04-30 Draco 2026-12-31 Ariguaní 200 MW y su línea de evacuación de 500 kV 2027-06-30 Elipse 2026-12-31 Parque Solar Malambo 1 (antes Proyecto de generación fotovoltaica Galapa Solar II 9,9 MW 2026-12-31 "Malambo 1" de 50 MW SE Caracolí 110 kV) 2027-06-30 Generación Solar Fotovoltaica Sabana Solar 2026-12-31 Parque eólico Guajira I DE 20 MW 2027-08-31 Granja Solar Asturias 9,9 MW 2026-12-31 Autogeneración Malambo Solar con entrega de excedentes de 9.9 MW 2027-10-18 Parque Eólico Urraichi de 100 MW (Chemesky) 2026-12-31 Vientos de la Manita 2027-12-30 Parque Fotovoltaico Lyra 2026-12-31 COLINA II 2027-12-31 Parque Solar Fotovoltaico Turpiales 278.6 MW 2026-12-31 Parque Eólico Cordobita 2027-12-31 Parque Solar Fotovoltaico Valledupar 100 MW 2026-12-31 Pétalo del Magdalena II Guacamayal 2027-12-31 Parque solar fotovoltaico Wimke (Tayrona) de 76 MW 2026-12-31 Atlantico Photovoltaic SAS, de 199,5 MW 2028-01-01 PARQUE SOLAR PUERTA DEL SOL 2026-12-31 PARQUE SOLAR LAS PALMERAS 2028-03-01 Planta Híbrida San Alberto 2026-12-31 Parque eólico JK2 de 75 MW (Antes Apotolorru) 2028-03-31 PROYECTO SOLAR FOTOVOLTAICA CHICALÁ DE 9,9 MW 2026-12-31 Parque eólico JK1 de 180 MW (Casa Eléctrica) 2028-04-07 Proyecto solar fotovoltaico Juan Mina 19,9 MW 2026-12-31 Churuco Solar 2028-05-30 PV LATAMSOLAR LA LOMA 200 MW 2026-12-31 Parque Solar Fotovoltaico Guayepo III de 200 MW 2027-01-01 Parque Eólico JK4 de 195 MW (Antes Carrizal) 2028-06-30 Parque solar fotovoltaico El Copey de 200 MW 2027-01-31 Parque Eólico Kuisa de 200 MW (Tumawind) 2028-07-31 Pétalo del Cesar IV La Loma 2027-01-31 Parque eólico JK3 de 99 MW (Antes Irraipa) 2028-09-30 Guacamayal Solar 2027-02-06 Cactus del Cesar - El Paso 2029-01-31 Parque Eólico Ipapure de 201 MW (Parque Eólico EO200i) 2027-03-15 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución PARQUE SOLAR CATACA 2027-03-31 Tabla 3.1.3-3 Proyectos de generación considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre Cerromatoso.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 80 DIARIO OFICIAL Proyectos Clase 1 FPO Proyectos Clase 1 FPO Solar Los Colorados II 9.9 MW 2025-11-30 Solar El Tamarindo I 9.9 MW 2026-06-30 Solar Los Colorados III 9.9 MW 2025-11-30 Solar El Tamarindo II 9.9 MW 2026-06-30 Solar La Ceiba 8 MW 2025-12-27 Solar Toluviejo 150 MW 2026-06-30 Solar San Oro 2.5 MW 2025-12-30 Solar Fotosfera 9.9 MW 2026-07-31 Solar San Pelayo 2.5 MW 2025-12-30 Solar Andrómeda 100 MW 2026-08-01 Solar San Serapio 2.5 MW 2025-12-30 Solar Morrosquillos I 19.9 MW 2026-08-31 Solar Filigrana 9.9 MW 2025-12-31 Solar Morrosquillos II 19.5 MW 2026-08-31 Solar La Cayena 19.9 MW 2025-12-31 Ligustro I 99.9 MW 2026-09-01 Solar Morrosquillos III 19.9 MW 2025-12-31 Ligustro II 99.9 MW 2026-09-01 Solar Pétalo del Sucre 9.9 MW 2025-12-31 Solar Tangara 99.9 MW 2026-09-01 Solar Sincerín 9.9 MW 2025-12-31 Solar Zambrano II 15.5MW 2026-10-30 Solar Tenerife 9.9 MW 2025-12-31 Solar La Iguana 19.5 MW 2026-10-31 Solar Ternera 9.9 MW 2025-12-31 Autog Solar Argos Tolc 19.9 MW 2026-11-30 Termocaribe 3 ET2 130 MW 2025-12-31 Térmica El Jobo 200 MW 2026-12-01 Planta Solar PN1 9.9 MW 2026-01-31 Solar C Asiopea 40 MW 2026-12-31 Parque Solar Urra 19.9 MW 2026-03-01 Solar La Orquídea 200 MW 2026-12-31 Solar Guayacán 8 MW 2026-03-31 Solar Taurus 19.5 MW 2026-12-31 Solar Buenavista 9.9 MW 2026-04-30 Solar Yaguarundi II 40 MW 2026-12-31 Solar La Heroica 8,6 MW (Solar Badel I 8.6 MW) 2026-04-30 Solar El Bongo 2.5 MW 2027-01-31 Sol del Mar II 9.9 MW 2026-06-30 Solar Sándalo II 9.9 MW 2027-03-31 Solar El Roble 19.5 MW 2026-06-30 Solar Chinú 350 MW 2027-05-31 Proyectos Clase 1 FPO Proyecto de transmisión FPO Solar DSE Calamar 9.9 MW 2027-06-30 Segundo circuito Cuestecitas-Copey 500 kV 2025 Solar PD Valle Carretos 200MW 2027-06-30 Subestación Nueva Galapa 110kV 2025 Solar Pétalo de Bolivar 9.9 MW 2027-06-30 Subestación Uribia 110 kV Etapa 1 2025 Solar Planeta Rica 19.9 MW (Solar Montelíbano 19.9 MW) 2027-06-30 UPME 06 - 2017 Subestación Colectora 500 kV Tramo I: Cuestecitas - La Loma 2025 Solar La Carreto 250 MW 2027-07-31 UPME 06 - 2017 Subestación Colectora 500 kV Tramo II: Colectora - Solar Paraíso 7 MW 2027-07-31 Cuestecitas 2025 Solar Matimba 150 MW 2027-11-30 UPME 09 - 2016 Copey - Cuestecitas 500 kV y Copey - Fundación 220 kV 2025 PV Sahagún 400 MW 2027-12-31 UPME 10-2019 Rio Córdoba - Bonda 220 kV 2025 Romosinuano 150 MW 2027-12-31 UPME 04-2019 La Loma - Sogamoso 500 kV 2026 Solar El Espino 200 MW (Solar Sahagún Celsia 200 MW) 2027-12-31 UPME STR 01-2021 Almacenamiento de Energía con Baterías – Atlántico 2026 Tolú Solar 9.9 MW 2027-12-31 Ampliación. Segundo circuito Cuestecitas - La Loma 500 kV 2026 Solar El Campano 99.9 MW 2028-01-01 Nueva Subestación Guacamayal 110 kV 2026 Solar El Corozo 250 MW 2028-11-30 Nueva Subestación Palermo 110 kV 2026 Solar Summa II 200 MW 2028-11-30 Nueva Subestación San Juan 220/110 kV 2026 El Tesorito II 200 MW 2028-12-31 Vientos Alisios 200 MW 2033-06-01 Subestación Bureche 110 kV y obras asociadas 2026 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Reconfiguración Subestación Sabanalarga 220 kV 2027 Tabla 3.1.3-4 Proyectos de transmisión considerados para la evaluación de la obra Compensadores Síncronos STR – Área GCM (El Banco, La Jagua, Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Atlántico -GCM.

Maicao, Guatapurí, y Santa Marta, todas en 110 kV) 2028 Proyecto de transmisión FPO Subestación Nueva Bosconia 110 kV 2028 Nueva El Rio 220/110 kV 2024 Subestación Uribia 110 kV Etapa 2 2028 Subestación Guatapurí 110 kV y líneas de transmisión asociadas 2024 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 81 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Tabla 3.1.3-5 Proyectos de transmisión considerados para la evaluación de la obra Proyecto de transmisión FPO Compensadores Síncronos Área Caribe Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre Cerromatoso.

Subestación Nueva Magangué 500/110/34.5 kV y obras asociadas 2028 Proyecto de transmisión FPO Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Repotenciación de la línea Bosque – Bocagrande 66 kV 2023 Compensación Capacitiva en la Subestación Mompox 110 kV de 16 MVAr 2023 A continuación, se presentan los escenarios de generación, demanda definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas.

Repotenciación de la línea Boston Sierra Flor 110 kV 2024 b. Escenarios de generación y demanda evaluados Repotenciación de la línea Coveñas – Toluviejo 110 kV 2024 A continuación, se presentan los escenarios de generación, demanda definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas.

Repotenciación de la línea Sierra Flor – Toluviejo 110 kV 2024 Tabla 3.1.3-6 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra Subestación Nueva Arjona 110/66/13.8 kV y obras asociadas 2024 Compensadores Síncronos Área Caribe.

Repotenciación de la línea Bayunca – Bolívar 66 kV 2024 Escenario de Repotenciación de la línea Villa Estrella – Bolívar 66 kV 2025 generación Descripción Nueva Subestación Campestre 66 kV y obras asociadas 2026 G0 Máxima generación síncrona y máxima generación renovable en el área Caribe Nueva Subestación Turbaco 110/13.8 kV y obras asociadas 2027 Nueva Subestación La Marina 66 kV y obras asociadas 2024 G1 Máxima generación síncrona y sin generación renovable en el área Caribe Nueva Subestación Toluviejo 220 kV y obras asociadas 2026 G2 Mínima generación síncrona y máxima generación renovable Subestación Nueva Toluviejo 110 kV y obras asociadas 2026 en el área Caribe Tercer Transformador de Bolívar 500/220/34.5 kV 2026 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.1.3-7 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra Segundo circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV 2026 Compensadores Síncronos Área Caribe.

Nueva Subestación Pasacaballos 220/110/13.8 kV y obras asociadas 2027 Escenario de Nueva Subestación Carreto 500/66/13.8 kV y obras asociadas 2027 demanda Descripción Subestación Nueva Lorica 110/34.5/13.8 kV y obras asociadas 2027 Dmax Demanda máxima en el área Caribe según proyecciones Subestación Nueva Sahagún 500/110/34.5 kV y obras asociadas 2027 UPME Obras del Refuerzo en Montería Etapa 1, 2, 3 y 4 2027 Dmed Demanda media en el área Caribe según proyecciones UPME IC Superior Escenario de Año Esc. Medio 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68% demanda Descripción 2036 4.287 5.229 3.514 4.942 3.718 Dmin Demanda mínima en el área Caribe según proyecciones UPME 2037 4.434 5.454 3.606 5.142 3.824 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 2038 4.587 5.686 3.700 5.350 3.933 c. Demanda considerada Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La Unidad publicó en su página web el Informe de Proyección de la Demanda Energía Eléctrica y Potencia Máxima 2024-203830, junto con el Anexo en Excel, de donde se extrajo la Tabla 3.1.3-8. En esta tabla se puede observar la proyección de la demanda para el área Operativa del Caribe:

Es importante resaltar que la Tabla 3.1.3-8 no contempla la carga de los grandes consumidores (Existentes y Nuevos) asociados al área Operativa Caribe. Estas cargas se muestran a continuación en la Tabla 3.1.3-9.

Tabla 3.1.3-8 Demanda anual de Potencia Máxima Regional SIN – Caribe (MW-año).

Tabla 3.1.3-9 Demanda Potencia Máxima (MW-año).

IC Superior Año Esc. Medio 95% IC Inferior 95% IC Superior 68% IC Inferior 68% Drummond 2025 2.961 3.090 2.866 3.051 2.879 Año Drummond Rio Córdoba La Loma Ternium ULTRACEM Dt Serena del Mar Dt Serena del Mar Fase1 Fase2 2026 3.029 3.258 2.818 3.192 2.875 2027 3.130 3.437 2.851 3.346 2.928 2025 45 120 15 20 2 2028 3.242 3.627 2.904 3.513 2.996 2026 45 120 15 20 2 2029 3.360 3.813 2.965 3.678 3.071 2027 45 120 15 20 2 2028 45 120 15 20 7 5 2030 3.482 4.001 3.031 3.846 3.152 2029 45 120 105 20 7 5 2031 3.608 4.194 3.103 4.018 3.239 2030 45 120 105 20 7 5 2032 3.736 4.390 3.180 4.194 3.329 2031 45 120 105 20 7 5 2033 3.867 4.590 3.258 4.372 3.421 2032 45 120 105 20 7 5 2034 4.002 4.796 3.340 4.556 3.516 2033 45 120 105 20 7 5 2035 4.143 5.010 3.426 4.747 3.616 2034 45 120 105 20 7 5 2035 45 120 105 20 7 5 2036 45 120 105 20 7 5 30 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2025). Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima. 2024-2038. UPME. https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Informe_de_proyeccion_de_demanda_d e_energia_electrica_y_potencia_maxima_Rev_dic2024.pdf Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 82 DIARIO OFICIAL x Se consideran la información de los parámetros de red reportada por los Drummond Año Drummond Rio Córdoba La Loma Ternium ULTRACEM Dt Serena del Mar Dt Serena del Mar Fase1 Fase2 agentes en PARATEC a diciembre de 2024 y se coordina con la información reportada en el repositorio de transportadores de la UPME según resolución CREG 014 de 2022. x Para el caso específico de esta obra que se localiza puntualmente en el área 2037 45 120 105 20 7 5 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Caribe, pero cuyo impacto se refleja en todo el sistema interconectado para su análisis se determinó que, en primer lugar, se analiza el efecto de la obra en el área local considerando las siguientes variables: o El análisis en red completa y contingencia de flujos y tensiones se d. Condiciones operativas consideradas realizará solo para el área Caribe puesto que la obra tendrá su mayor impacto en esta región. o Se evaluaron 113 nodos del área Caribe repartido en tensiones Los análisis eléctricos consideran los criterios establecidos en la Resolución CREG 025 de 1995 y en las resoluciones que modifiquen aspectos del Código de Operación y que se citan a continuación: x En estado normal de operación las tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, eléctricas de 66kV, 110 kV, 115 kV, 220 kV, 230 kV y 500 kV. o Se evaluaron 129 contingencias en el área Caribe. x Terminado el análisis anterior a continuación se realiza la evaluación de la propagación de huecos de tensión y de fortaleza de red a nivel de todo el sistema Interconectado Nacional, en donde se tomarán los nodos más representativos del STN a nivel 500 kV.

220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90%, ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje mínimo permitido es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal. x En cuanto a la carga de los equipos del SIN, se consideran los límites e. Horizontes de simulación declarados por los agentes para sus equipos, tanto en estado normal como de sobrecarga. x Se analiza la respuesta segura y confiable del sistema ante contingencias El horizonte de evaluación está definido entre los años 2029 – 2038 utilizando las proyecciones de demanda de la UPME reportados en “Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica y Potencia Máxima 2024-2038 - Revisión diciembre de 2024”. sencillas (N-1) en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores del STN y STR. f. Agotamiento de capacidad de interrupción del SIN 31,32 Adicionalmente, los análisis eléctricos realizados para este informe tienen las siguientes consideraciones particulares que se citan a continuación: x Los análisis realizados en el presente informe consideran disponibles todos los elementos de la red. Ante la situación de indisponibilidades permanentes o mantenimientos, será necesario revisar y si es el caso modificar los resultados del presente estudio. x Se consideraron las obras asociadas al STN y STR mostradas en la Tabla 4 y La UPME desarrollo de manera colaborativa, a través de diversas mesas técnicas con la participación del Operador del Sistema (XM) y el Consejo Nacional de Operación (CNO), un estudio cuyo objetivo principal fue identificar y priorizar las acciones necesarias para enfrentar el agotamiento de la capacidad de las subestaciones. Este esfuerzo se enmarca en la necesidad de abordar de manera sistemática y eficiente los desafíos que enfrenta el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y el Sistema de Transmisión Regional (STR) en relación con la saturación de la capacidad de interrupción en sus subestaciones.

Tabla 5. No se consideró la topología ni activos del SDL. Por esta razón, las demandas son referidas a las subestaciones de nivel de tensión 4. x Los taps de los transformadores en la zona de influencia del proyecto se consideran en su posición neutral. x Se establece como FPO inicial de la obra el año 2030. x Periodo de evaluación energética y eléctrica 2029-2038.

31 Informe de evaluación Definición de grado de criticidad y priorización de subestaciones con agotamiento de capacidad de interrupción de cortocircuito 2024. UPME 32 Reporte de cálculo de capacidad de cortocircuito excedente para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) - 2024 Para el cálculo del nivel máximo de corriente de cortocircuito se empleó la norma IEC 60909 – 2016 bajo un escenario en el cual se ponen en línea la mayor cantidad de unidades de generación de manera que se pueda encontrar el máximo nivel de cortocircuito en cada una de las subestaciones que pertenecen al área de interés.

Es importante aclarar que todos los parámetros eléctricos de la red, como las características de los transformadores, líneas y demandas, así como también la topología y condiciones operativas, fueron modeladas con base a la información presentada por el transportador en el PARATEC y la ventanilla única (Circular CREG 014 de 2022).

Del análisis realizado, de manera general en la figura a continuación se presentan los siguientes resultados:

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-6 Niveles en por unidad del nivel de corto circuito – Área Caribe.

De manera general se puede apreciar que para el área Caribe se presentaron 28 subestaciones con agotamiento de la capacidad de corto circuito.

Esta situación toma especial relevancia por que los Compensadores Síncronos 33 son máquinas sincrónicas que no están conectadas a una turbina y, por lo tanto, no generan potencia activa de manera constante. Su función principal es proporcionar potencia reactiva para regular la tensión en el sistema. Sin embargo, también pueden desempeñar un papel importante en la fortaleza de la red y, en cierta medida, en la inercia. Específicamente al estar conectados al sistema, estos equipos contribuyen a la corriente de cortocircuito en caso de una falla, aumentando el nivel de cortocircuito y, por lo tanto, la fortaleza de la red, en el punto de conexión.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-5 Número de subestaciones con agotamiento de capacidad de interrupción por subárea eléctrica y total del SIN.

Adicionalmente, la creciente conexión de generadores basados en inversores, como los utilizados en plantas eólicas y fotovoltaicas, puede reducir el nivel de cortocircuito de la red, debilitando la capacidad del sistema para soportar perturbaciones. En este caso los compensadores sincrónicos contrarrestan este efecto al aportar corrientes de cortocircuito adicionales y al mejorar la capacidad de recuperación de la red durante fallas, lo que fortalece significativamente la infraestructura eléctrica.

Por lo tanto, se puede apreciar la dicotomía entre la necesidad de fortalecer la red, específicamente el nivel de corto, en el área de Caribe versus el agotamiento de la 33 Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). (2024) Compensadores síncronos como elemento de flexibilidad en la TEJ. República de Colombia.

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, a continuación, se presenta de manera gráfica el impacto del proyecto en evaluación sobre el nivel de corriente de cortocircuito de subestaciones representativas que se encuentran dentro del área Caribe, adicionalmente de manera comparativa se presenta los resultados presentados por XM y el cálculo mediante el método completo. https://docs.upme.gov.co/SalaPrensa/ComunicadosPrensa/Position_paper_comp_sincronos_V4.pdf 83 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL capacidad de interrupción de cortocircuito en las subestaciones de la misma área. Por tanto, para la obra de compensadores en análisis, se requiere considerar un balance entre las condiciones operativas detectadas y las necesidades del sistema, y proponer obras complementarias que mitiguen y/o solucionen las limitaciones de capacidad de corriente, y habiliten la factibilidad no solo de la conexión de estos equipos, sino además de nuevas obras de transmisión y nuevos proyectos de conexión de generación eléctrica34.

3.1.3.5.2. Análisis de impacto local – Comportamiento del sistema en Ítem Subestación Subárea Tensión kV Localización Potencia MVAR condición normal de operación Área Caribe 4 Colectora 500 GCM 500 STN 300 5 Carreto 500 Bolívar 500 STN 300 6 Chinú 500 Córdoba-Sucre 500 STN 150 En esta sección se presentan los análisis técnicos del comportamiento y el impacto de la obra en evaluación en la tensión y cargabilidades de los diferentes elementos en el área de influencia bajo la condición de red completa. Para esto se siguen los lineamientos establecidos por la Resolución CREG 025 de 1995 con el objetivo de garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía.

7 Toluviejo 230 Córdoba-Sucre 230 STN 150 Para la evaluación de la obra se determina las siguientes convenciones relacionadas con las alternativas evaluadas:

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución x A0: Caso base sin compensadores. x A1: Caso con 15 compensadores sincrónicos según lo indicado en la Tabla 3.1.3-1 x A2: Caso con 7 compensadores sincrónicos según lo indicado en la Tabla 3.1.3-10 a. Perfil de tensiones – Red Completa Tabla 3.1.3-10 Resumen de Compensadores Síncronos STN -STR Área Caribe-Alternativa 2- A2.

Ítem Subestación Subárea Tensión kV Localización Potencia MVAR 1 Nv Barranquilla 220 Atlántico 220 STN 150 2 Sabanalarga 500 Atlántico 500 STN 150 Teniendo en cuenta los escenarios de generación (3), escenarios de demanda (3) y años de estudio (10), se realiza la simulación correspondiente para cada una de las 113 subestaciones evaluadas y que pertenecen al área de influencia del proyecto. En las siguientes figuras se presenta una comparación del comportamiento de la tensión de dichas subestaciones en el caso base A0 y el comportamiento de la tensión ya con el proyecto implementado A1 y A2. Se presentan graficas separadas para cada subárea, esto es: Atlántico, Bolívar, GCM y Córdoba-Sucre.

3 Cuestecitas 500 GCM 500 STN 300 34 la Unidad tiene como funciones el Identificar restricciones estructurales, el formular plan de expansión que incluya obras energéticas principales y asociadas; y asegurar la viabilidad técnica del sistema ante nuevas conexiones. Ministerio de Minas y Energía. (2013). Decreto 2121 del 2023, por el cual se modifica la estructura de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). República de Colombia. https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=226770 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-7 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de Figura 3.1.3-8 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Atlántico Red Completa. influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Bolívar Red Completa.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 84 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-9 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área de Figura 3.1.3-10 Comparación de los perfiles de tensión para las subestaciones del área influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea GCM Red de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Córdoba- Completa.

Sucre, Cerromatoso Red Completa.

De manera general, se puede observar en las figuras anteriores el mejoramiento de la distribución de las tensiones en cada una de las subestaciones en análisis.

Como se observa en la figura a continuación para el caso base A0 presenta un total de 551 casos por fuera de los límites de tensión. Al incorporar el proyecto bajo análisis, se identifican tan solo 43 casos para la alternativa A1 y 56 para la alternativa A2. Esto representa una reducción significativa en los casos por fuera de los límites para el sistema, atribuible a la entrada en operación del proyecto, independientemente de la alternativa considerada. A continuación, se presenta la distribución temporal de estos casos a lo largo del horizonte de planeación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-12 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con el proyecto A1 y A2, discriminados por escenarios – Red Completa.

Adicionalmente, en la siguiente figura se presenta la distribución de las restricciones de tensión identificadas entre subtensiones y sobretensiones para el caso base y para el caso con el proyecto en evaluación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-11 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2– Red Completa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Por otra parte, en el caso base A0 se evidencian desviaciones sobre los límites en las restricciones en todos los escenarios de generación-demanda analizados. En contraste, las alternativas A1 y A2, que contemplan la incorporación de compensadores síncronos, muestran una reducción significativa en el número de restricciones incumplidas del sistema. Esta mejora se ilustra en la figura siguiente.

85 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Figura 3.1.3-13 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2, discriminados por subtensiones y sobretensiones – Red Completa - Área Caribe.

Ahora bien, de los análisis efectuados se identificaron 9 subestaciones críticas en las cuales se identifican escenarios en los cuales se incumplen los lineamientos establecidos por la Resolución CREG 025 de 1995 para garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del sistema. En la siguiente figura se muestra el impacto del proyecto en evaluación sobre estas 9 subestaciones y sus límites de tensión eléctrica. b. Perfiles de cargabilidades – Red Completa Teniendo en cuenta los escenarios de generación (3), escenarios de demanda (3) y años de estudio (10), se realiza la simulación de estos casos de estudio para cada uno de los 129 elementos (líneas y transformadores) evaluados y que pertenecen al área de influencia del proyecto. En las siguientes figuras se presenta una comparación del comportamiento de las cargabilidades de dichos elementos en el caso base A0 y el comportamiento de las cargabilidades ya con el proyecto implementado alternativas A1 y A2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-14 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y los eventos con proyecto A1 y A2 – Red Completa - Área Caribe.

Como se observa en las figuras anteriores, con la implementación del proyecto de Compensadores Síncronos Área Caribe se eliminan en su mayor parte las desviaciones de tensión, en especial se eliminan todas las sobretensiones que se presentan en las subestaciones: Colectora 1 Eólica 500, Cuestecitas 500 y La Loma 500, y se mantienen subtensiones en las subestaciones: Gambote 66, Riomar 34_5, Las Flores 34.5, Magdalena 34.5 y Silencio 34.5.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-16 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea Figura 3.1.3-15 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de Bolívar Red Completa. influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2- Área Caribe – Subárea Atlántico Red Completa.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 86 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-18 Comparación de los perfiles de cargabilidad para los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre, Cerromatoso Red Completa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-17 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1 y A2 - Área Caribe – Subárea Resultado de análisis de cargabilidades, tal y como se presenta en las figuras anteriores, se identifica que en condiciones de red35 completa se presentan de manera general variaciones marginales en los flujos a través de los elementos monitoreados, aproximadamente una reducción de 2.8 % en promedio para la alternativa A1, y 1.5% en promedio para la alternativa A2.

GCM Red Completa.

35 Comisión de Regulación de Energía y Gas. (1995). Resolución CREG 025 de 1995 – Código de Redes del Sistema Interconectado Nacional. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0025_1995.htm comportamiento de la tensión de dichas subestaciones en el caso base y el comportamiento de la tensión ya con el proyecto A1 y A2 implementado.

Por otra parte, a continuación, se muestra la distribución de los eventos en los cuales se superan las restricciones de cargabilidad durante el horizonte de planeación. Además, esta reducción en la cantidad de eventos en los cuales se superan los límites de cargabilidad solo es ligeramente apreciable a partir del año 2034.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-19 Comparación del número de casos por fuera de los límites de cargabilidad entre el caso base y los casos con proyecto - A1 y A2 – Red Completa - Área Caribe.

3.1.3.5.3. Comportamiento del sistema ante contingencias N-1, Área Caribe En esta sección se presentan los análisis técnicos del comportamiento y el impacto de la obra en evaluación en la tensión y cargabilidades de los diferentes elementos en el área de influencia bajo la condición de contingencia N-1, evaluando el impacto sobre la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía. Los resultados obtenidos son presentados a continuación. a. Perfiles de tensión – Contingencias N-1 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-20 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Teniendo en cuenta los escenarios de generación (3), escenarios de demanda (3), contingencias (129) y años de estudio (10), se realiza la simulación de los casos de estudio para cada una de las 113 subestaciones evaluadas y que pertenecen al área de influencia del proyecto. En las siguientes figuras se presenta una comparación del Atlántico Contingencias N-1. Parte 1.

87 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-22 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Figura 3.1.3-21 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de Bolívar Contingencias N-1. influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Atlántico Contingencias N-1. Parte 2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-24 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de Figura 3.1.3-23 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea GCM influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea GCM Contingencias N-1. Parte 2.

Contingencias N-1. Parte 1.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 88 DIARIO OFICIAL Resultado de análisis de tensiones, tal y como se presenta en las figuras anteriores, se identifican 94233 restricciones para el caso base A0 y 12496 para el caso con el proyecto alternativa A1, teniendo una reducción de 81737 de estas restricciones con la incorporación del proyecto, y 8396 para el caso con el proyecto alternativa A2, teniendo una reducción de 85837 de estas restricciones con la incorporación del proyecto. A continuación, se muestra la distribución de dichas restricciones durante el horizonte de planeación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-26 Comparación del número de casos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos – Alternativas A1- A2 – Contingencias N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-25 Comparación del perfil de tensiones para las subestaciones del área de Adicionalmente, en la siguiente figura se presenta la distribución de las restricciones identificadas entre subtensiones y sobretensiones para el caso base A0 y para el caso con el proyecto A1 y A2 en evaluación. influencia del proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe – Subárea Córdoba-Sucre Contingencias N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-27 Comparación del número de casos por fuera de los límites de seguridad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2, discriminados por subtensiones y sobretensiones – Contingencias N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-28 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y el caso Ahora bien, de los análisis efectuados se muestran a continuación los resultados para 11 subestaciones críticas en las cuales se identifican escenarios en los cuales se incumplen los lineamientos establecidos sobre la calidad, seguridad y confiabilidad del sistema. En la siguiente figura (parte 1) se muestra el impacto del proyecto en evaluación, alternativas A1 y A2, sobre estas 11 subestaciones y su resultado sobre los eventos en los cuales se supera los límites regulatorios. Como se puede observar con las 2 alternativas se produce una reducción significativa de eventos en los cuales se superan los límites de tensión ante contingencias. con el proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe en evaluación – Contingencias N-1 – Parte 1.

89 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL De las figuras anteriores se observa una disminución importante en el número de eventos en las subestaciones con tensiones por fuera de los límites de seguridad dada la entrada de la obra en evaluación en las 2 alternativas A1 y A2. b. Perfil de cargabilidades – Contingencias N-1 Teniendo en cuenta los escenarios de generación (3), escenarios de demanda (3), contingencias (129) y años de estudio (10), se realiza la simulación los casos de estudio para cada uno de los 129 elementos (líneas y transformadores) evaluados y que pertenecen al área de influencia del proyecto. En las siguientes figuras se presenta una comparación del comportamiento de la cargabilidad de dichos elementos en el caso base A0 y el comportamiento de la cargabilidad ya con el proyecto implementado, alternativas A1 y A2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-29 Comparación de las subestaciones críticas para el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos - A1- A2 Área Caribe en evaluación – Contingencias N-1 – Parte 2.

Figura 3.1.3-30 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Bolívar - Contingencias N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-32 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea GCM - Figura 3.1.3-31 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de Contingencias N-1. influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Atlántico - Contingencias N-1.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 90 DIARIO OFICIAL ejemplos de elementos: La Loma 1 500/110 kV o Sabana 1 220/110 kV, que presentan sobrecargas en el caso base A0, y que con la implementación del proyecto en sus alternativas A1 y A2, se perciben reducciones mínimas en los flujos. O también el caso de ligeros incrementos en la cantidad de eventos con la implementación del proyecto, como es el caso de los elementos: Valledupar 9 40 MVA, El Banco – El Paso 1 110 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-33 Comparación de los perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe – Subárea Córdoba- Sucre - Contingencias N-1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-34 Comparación del número de eventos por fuera de los límites de cargabilidad entre el caso base y el caso con proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Contingencias N-1.

Resultado del análisis de cargabilidades, presentado en las Figuras 30 a 33, se identifica de manera general para el área Caribe que ante un estado de contingencia N-1, no se produce una variación significativa en los flujos de potencia entre el caso base y las alternativas de obra analizadas A1 y A2. De los resultados de las simulaciones se determinó una reducción del valor medio en los flujos del 0,78% para la alternativa A1 y 0,79% para la alternativa A2.

Adicionalmente se observa, en las figuras a continuación que los cambios en la cantidad de eventos por fuera de los limites regulatorios son pocos y se materializan a partir de 2034, específicamente de 1691 eventos en la alternativa 0, se reduce a 1441 para la alternativa A1, y 1436 para la alternativa 2. Y que además se puede observar topología y condiciones operativas, fueron modeladas con base a la información presentada por el transportador en el PARATEC y la ventanilla única 37.

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, a continuación, para el periodo 2029 - 2037 se presenta de manera gráfica el impacto del proyecto en evaluación sobre el nivel de corriente de cortocircuito de las 113 subestaciones que se encuentran dentro del área de influencia de este.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-35 Comparación de los elementos críticos para el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 en evaluación – Contingencia N-

1.

En conclusión, para el caso del análisis de cargabilidades tanto en red completa como ante contingencia N-1, la obra planteada tiene efectos, pero son mínimos en este aspecto en particular.

3.1.3.5.4. Comportamiento de las corrientes de cortocircuito en la zona de influencia Para el cálculo del nivel máximo de corriente de cortocircuito se emplea la norma IEC 60909 – 2016 36, bajo un escenario en el cual se ponen en línea la mayor cantidad de unidades de generación de manera que se pueda encontrar el máximo nivel de cortocircuito en cada una de las subestaciones que pertenecen a la subárea de interés.

Es importante aclarar que todos los parámetros eléctricos de la red, como las características de los transformadores, líneas y demandas, así como también la 36 Según la IEC 60909-0:2016 (International Electrotechnical Commission, 2016), correspondiente a el cálculo de corrientes de cortocircuito.

37 Comisión de Regulación de Energía y Gas. (2022). Circular CREG 014 de 2022. Información de transportadores necesaria para la elaboración de estudios Clase 1. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/circular_creg_0014_2022.htm 91 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-36 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso Figura 3.1.3-37 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico - Parte 2.

Atlántico - Parte 1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-38 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso Figura 3.1.3-39 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM - Parte 1.

Bolívar.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 92 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-41 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Figura 3.1.3-40 Comparación de los niveles de corriente de cortocircuito entre el caso Córdoba-Sucre, Cerromatoso. base y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM - Parte 2. a. Análisis subárea Atlántico Como se observa en las figuras anteriores, los impactos más significativos en el nivel de corto circuito por la implementación del proyecto se observan en las subestaciones: Caracolí 110 kV, Nv Barranquilla 220 kV, Tebsa 220 kV, Malambo 110 kV, Sabanalarga 500 kV, Copey 220 kV, Cuestecitas 220 kV, Cuestecitas 500 kV, Colectora 500 kV, Valledupar 220 kV, Bolívar 220 kV, Carreto 500 kV, Sahagún 500 kV, Chinú 500 kV, Toluviejo 230 kV, esto es, los puntos de instalación de los compensadores.

En la gráfica a continuación se presenta el análisis de propagación de sags para Caribe, para esto se toma como puntos de monitoreo de sag de tensión un total de 113 subestaciones en las cuales se simulan contingencias para cada subestación, tanto en red completa como bajo condición de contingencia N-1 de 129 elementos. A continuación, se agrupan los eventos sag en los conjuntos indicados, se considera para este caso que los cortocircuitos simulados se producen únicamente en las subestaciones de la subárea Atlántico.

3.1.3.5.5. Propagación de SAGs como indicador de fortaleza de red Un SAG de tensión, también conocido como hueco o hundimiento de tensión38, es una disminución temporal en el voltaje eficaz de una o más fases de un sistema eléctrico, generalmente con una duración de entre medio ciclo y varios segundos. Este fenómeno se origina principalmente por fallas en el sistema eléctrico, como cortocircuitos, arranques de grandes motores o conexiones de cargas pesadas. La propagación de un sag ocurre a través de la red eléctrica, desde el punto de origen de la perturbación hacia otros puntos de conexión, afectando a equipos y cargas conectados a la red. La magnitud y duración del sag disminuyen a medida que la distancia desde el origen aumenta, pero, aun así, puede causar problemas significativos en equipos sensibles. La reducción de la propagación de los sags es crucial para garantizar la calidad del suministro eléctrico y proteger los equipos conectados. Los sags pueden provocar fallas en equipos, interrupciones en procesos industriales, pérdidas de datos y daños en equipos, lo que puede producir costos económicos significativos. En este contexto minimizar la propagación de los sags mejora la confiabilidad del sistema eléctrico y reduce el riesgo de interrupciones y daños, asegurando un suministro eléctrico estable y de calidad.

En esta sección se presenta como la implementación de los Compensadores Sincrónicos en el área Caribe en sus alternativas A1 y A2 reduce apreciablemente la propagación y el impacto de los sags causados por cortocircuitos.

En primer lugar, se presenta el análisis del área Caribe dividido en secciones para presentar los resultados, así: Atlántico, GCM, y Córdoba-Sucre junto con Bolívar. Al final se presenta el análisis de todo el STN a nivel de 500 kV.

38 ICONTEC. (2008). NTC 5001 – Calidad de la energía eléctrica – Definiciones, clasificación y métodos de medida. Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación. https://es.scribd.com/document/671093045/NTC-5001-2008 93 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-42 Comparación de cantidad de sags por rango de magnitud y acumulados a una mayor fortaleza de la red por la presencia de los compensadores 39. Esto ocurre para las 2 alternativas, sin embargo, esto es más relevante para la alternativa A1 por que se consideran más compensadores en el análisis. entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – con origen cortocircuito en la Subárea Atlántico.

En la gráfica se presenta 3 casos: parte a) sin compensadores caso base A0, parte b) con compensadores alternativa A1 y parte c) con compensadores alternativa A2. Para cada parte se muestran 2 gráficas: la gráfica a la izquierda representa la cantidad de sag por rango de magnitud, y la gráfica de la derecha presenta la cantidad acumulada de sag hasta el nivel de 0.9 por unidad (p.u.)

Del análisis de la gráfica para la Subárea Atlántico se pueden establecer la siguiente información: x Al producirse los eventos de cortocircuito en la subárea Atlántico, los sag más profundos, es decir, los de menor magnitud de tensión residual se presentan en la misma subárea. x Los eventos de cortocircuito en Atlántico se reflejan a lo largo de toda el área Caribe, pero en especial son más relevantes en la subárea de Bolívar. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce la redistribución de la cantidad de sag por magnitud, esto es, los sag se relocalizan en los rangos de mayor tensión residual respecto al caso base. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas. x Dada la menor cantidad de compensadores de la alternativa A2, también se produce una redistribución de la cantidad de sag por magnitud, y una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas, sin embargo, su efecto es menor con respecto a la alternativa 1.

Para mayor énfasis en estas conclusiones a continuación se incluyen tres (3) graficas de diagrama de caja, en las cuales se presenta la distribución de la tensión residual para varias subestaciones de la subárea Atlántico. Por ejemplo, para la subestación Nueva Barranquilla 220, para la alternativa A1 y A2, la mediana, los puntos del cuartil 1 y 3 de la distribución de tensiones se desplazan hacia la derecha con respecto a la alternativa A0. Esto indica que los valores de tensión residual se han incrementado para esta subestación, es decir, se redujo el efecto de propagación de los sag debido 39 En relación con el inciso 2.4 en cuanto a los criterios de recuperación del voltaje y la curva de soportabilidad ante huecos de tensión en la carga y los generadores tradicionales. Concepto CREG 9885 de 2024 sobre métricas de fortaleza de red, soportabilidad ante huecos de tensión y servicios de apoyo de compensadores síncronos. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/concepto_creg_0009885_2024.htm Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-44 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Figura 3.1.3-43 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y Atlántico – Parte 2. el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico – Parte 1.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 94 DIARIO OFICIAL b. Análisis subárea Bolívar y Córdoba – Sucre En la gráfica a continuación, se presenta el análisis de propagación de sags para Caribe, para esto se toma como puntos de monitoreo de sag de tensión un total de 113 subestaciones en las cuales se simulan contingencias para cada subestación, tanto en red completa como bajo condición de contingencia N-1 de 129 elementos. A continuación, se agrupan los eventos sag en los conjuntos indicados, se considera para este caso que los cortocircuitos simulados se producen únicamente en las subestaciones de las subáreas Bolívar y Córdoba-Sucre.

En esta gráfica se presenta 3 casos: parte a) sin compensadores caso base A0, parte b) con compensadores alternativa A1 y parte c) con compensadores alternativa A2. Para cada parte se muestran 2 graficas: la gráfica a la izquierda representa la cantidad de sag por rango de magnitud, y la gráfica de la derecha presenta la cantidad acumulada de sag hasta el nivel de 0.9 por unidad (p.u.).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-45 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Atlántico – Parte 3.

En la gráfica se presenta 3 casos: parte a) sin compensadores caso base A0, parte b) con compensadores alternativa A1 y parte c) con compensadores alternativa A2. Para cada parte se muestran 2 graficas: la gráfica a la izquierda representa la cantidad de sag por rango de magnitud, y la gráfica de la derecha presenta la cantidad acumulada de sag hasta el nivel de 0.9 por unidad (p.u.)

Del análisis de la gráfica se pueden establecer la siguiente información: x Al producirse los eventos de cortocircuito en las subáreas Bolívar y Córdoba- Sucre, los sag más profundos, es decir, los de menor magnitud de tensión residual se presentan dentro de estas estas mismas subáreas. x Los eventos de cortocircuito en Bolívar y Córdoba-Sucre se reflejan a lo largo de toda el área Caribe, pero en especial son más relevantes en la subárea de Atlántico. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce la redistribución de la cantidad de sag por magnitud, esto es, los sag se relocalizan en los rangos de mayor tensión residual respecto al caso base. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas. x Dada la menor cantidad de compensadores de la alternativa A2, también se produce una redistribución de la cantidad de sag por magnitud, y una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas, sin embargo, su efecto es menor respecto de la alternativa A1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-46 Comparación de cantidad de sag por rango de magnitud y acumulados entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe Para mayor énfasis en estas conclusiones a continuación se incluye 3 graficas de diagrama de caja, en las cuales se presenta la distribución de la tensión residual para varias subestaciones de las subáreas Bolívar y Córdoba-Sucre. Por ejemplo, para la subestación Cerromatoso 500, para la alternativa A1 y A2, la mediana, los puntos del cuartil 1 y 3 de la distribución de tensiones se desplazan hacia la derecha con respecto a la alternativa A0. Esto indica que valores de tensión residual se han incrementado para esta subestación, es decir, se redujo el efecto de propagación de los sag debido a una mayor fortaleza de la red por la presencia de los compensadores. Esto ocurre para las 2 alternativas, sin embargo, esto es más relevante para la alternativa A1 por que se consideran más compensadores en el análisis.

A1-A2 – con origen cortocircuito en las Subáreas Bolívar y Córdoba-Sucre.

95 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-47 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y Figura 3.1.3-48 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre – Parte 1.

Córdoba-Sucre – Parte 2. c. Análisis subárea GCM En las gráficas a continuación se presenta el análisis de propagación de sags para Caribe, para esto se toma como puntos de monitoreo de sag de tensión un total de 113 subestaciones en las cuales se simulan contingencias para cada subestación, tanto en red completa como bajo condición de contingencia N-1 de 129 elementos. A continuación, se agrupan los eventos sag en los conjuntos indicados, se considera para este caso que los cortocircuitos simulados se producen únicamente en las subestaciones de la subárea GCM.

En la gráfica se presenta 3 casos: parte a) sin compensadores caso base A0, parte b) con compensadores alternativa A1 y parte c) con compensadores alternativa A2. Para cada parte se muestran 2 graficas: la gráfica a la izquierda representa la cantidad de sag por rango de magnitud, y la gráfica de la derecha presenta la cantidad acumulada de sag hasta el nivel de 0.9 por unidad (p.u.)

Del análisis de la gráfica se pueden establecer la siguiente información: x Al producirse los eventos de cortocircuito en la subárea GCM, los sag más profundos, es decir, aquellos de menor magnitud de tensión residual se presentan en esta subárea. x Los eventos de cortocircuito en GCM se reflejan a lo largo de toda el área Caribe, pero en especial son más relevantes en la subárea de Atlántico y Bolívar. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce la redistribución de la cantidad de sag por magnitud, esto es, los sag se relocalizan en los rangos de mayor tensión residual respecto al caso base. x La incorporación de compensadores síncronos alternativa A1 produce una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas. x Dada la menor cantidad de compensadores de la alternativa A2, también se produce una redistribución de la cantidad de sag por magnitud, y una disminución en la cantidad de sag acumulados en todas las subáreas, sin embargo, su efecto es menor.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-49 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea Bolívar, Córdoba-Sucre – Parte 3.

Para mayor énfasis en estas conclusiones a continuación se incluye a continuación tres (3) graficas de diagrama de caja, en las cuales se presenta la distribución de la tensión residual para varias subestaciones de la subárea GCM. Por ejemplo, para la subestación La Loma 500, para la alternativa A1 y A2, la mediana, los puntos del cuartil 1 y 3 de la distribución de tensiones se desplazan hacia la derecha con respecto a la alternativa A0. Esto indica que valores de tensión residual se han incrementado para Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 96 DIARIO OFICIAL Figura 3.1.3-50 Comparación de cantidad de sag por rango de magnitud y acumulados entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – con origen cortocircuito en la Subárea GCM. esta subestación, es decir, se redujo el efecto de propagación de los sag debido a una mayor fortaleza de la red por la presencia de los compensadores. Esto ocurre para las dos (2) alternativas, sin embargo, esto es más relevante para la alternativa A1 por que se consideran más compensadores en el análisis.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-51 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y Figura 3.1.3-52 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – Parte 1.

Parte 2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 97 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Figura 3.1.3-53 Comparación de las tensiones residuales del SAG entre el caso base A0 y el caso con el proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe A1-A2 – Subárea GCM – ࢁ࢐,૙: es la tensión pre falla en el nodo j Parte 3.

ࡼࡸ࢕ࢇࢊ,࢐: es la demanda en el nodo j d. Análisis SIN ࡼࡵ࡮ࡾ,࢐: es la generación conectada mediante inversores en el nodo j De manera simplificada se puede indicar que el ܫܫܨ es una métrica que busca cuantificar cómo una falla en un nodo i afecta al resto del sistema (nodos j), teniendo en cuenta la sensibilidad/variación de la tensión de otros nodos respecto a la falla en i, y la importancia eléctrica de esas barras j en términos de carga y generación basada en inversores (IBR), esto es que, a mayor potencia conectada, mayor relevancia del nodo j en la estabilidad general.

Con el propósito de evaluar el comportamiento del SIN por la incorporación de la obra en evaluación, a continuación, se muestra los resultados de la simulación para el año 2031, esto es el comportamiento de la propagación de sag y la evaluación del resultado de fortaleza de red para el STN para distintos puntos. Para la evaluación se consideran escenarios con alta penetración de generación renovable que desplaza generación sincrónica especialmente en el área Caribe donde está presente el mayor nivel de capacidad asignada que se conectara en los próximos años.

La métrica ܫܫܨ௜ (Índice de Impacto de la Falla en el nodo i) no tiene un rango fijo universal, ya que su valor depende directamente de tres factores del sistema eléctrico. Esto implica que sus valores son relativos al sistema evaluado, y deben interpretarse comparativamente entre nodos o escenarios. Tal como se analizará en lo que sigue, en la que se presenta la evaluación para varias subestaciones del STN:

Considerando este contexto, y ante el evento que se produzcan fallas en el sistema eléctrico, estas podrían producir huecos de tensión en áreas amplias y afectar una porción significativa, tanto de carga, como de generadores basados en inversores, esto debido a la reducción significativa del aporte de corriente de cortocircuito de las plantas síncronas, las cuales ayudan de forma natural a limitar la propagación de las fallas a lo largo del sistema.

Subestación Cerromatoso 500 kV Es importante señalar que, en función de la magnitud y duración de las fallas, esta condición puede desencadenar fenómenos de inestabilidad de tensión, inestabilidad de inversores, desconexión de generadores basados en inversores, sobretensiones por desconexión masiva de cargas, fenómenos de recuperación lenta inducida de tensión, entre otros. Para medir el efecto que las fallas tienen en el sistema, a partir del informe de “Resultados Estudio de Flexibilidad Horizonte 2029-2030” de XM, se toma como métrica el índice de impacto de fallas (ܫܫܨ௜), el cual mide la influencia de una falla en un punto del sistema, tanto sobre la carga, como sobre la generación conectada mediante inversores:

൫ܲ௟௢௔ௗ,௝+ܲ ூ஻ோ,௝൯൱ ܫܫܨ௜= ෍൭οܷ௝,௜ܷ ௝,଴ ௝ Donde:

NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

ࡵࡵࡲ࢏: Índice de impacto de la falla en nodo i Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc ࢤࢁ࢐,࢏: es la caída de tensión en el nodo j, debida a una falla en el nodo i medida en los primeros milisegundos del evento.

Subestación Primavera 500 kV evidenciando una mejora en la distribución de la tensión, especialmente en la región Caribe. El Índice de Impacto por Falla (IIF) disminuye a 2250, lo que refleja un menor impacto sistémico y una mayor capacidad de contención del evento. Esta mejora se atribuye al soporte dinámico de tensión proporcionado por los compensadores síncronos. x En la Parte c) de la gráfica se muestra un diagrama de dispersión comparativo NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc entre los valores residuales de tensión en p.u. (Ujcc) obtenidos bajo dos escenarios distintos de simulación frente a una falla en la subestación Primavera 500 kV. Primero se muestra el caso SCS (en el eje X- con instalación de compensadores), y segundo, el caso NCS (en el eje Y – caso base sin compensadores). Cada punto representa una barra del SIN, donde se evalúa la tensión durante la falla. La línea roja discontinua indica el comportamiento ideal (y = x), es decir, donde ambos casos darían exactamente el mismo resultado. x En esta gráfica, se observa que la mayoría de los puntos se encuentran por Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-54 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 1.

En la figura anterior se pude observar, para el caso de la subestación Primavera 500 kV lo siguiente: x En la Parte a) de la figura, se presenta la distribución de la tensión residual Ujcc debajo de la línea de igualdad, lo cual implica que el valor de Ujcc en el caso NCS es menor que en el caso SCS. Esto significa que, bajo las condiciones del escenario NCS, las barras/nodos del sistema sufren mayores caídas de tensión ante una falla en Primavera 500 kV. La dispersión amplia de puntos alejados de la línea sugiere que la red es menos robusta y más vulnerable a sags eléctricos en el escenario NCS, evidenciando un desempeño técnico inferior en términos de sustentación del voltaje. x También se muestra la evaluación del índice IIF para la subestación Primavera 500 kV, pasando desde un valor de 2983 a 2250 con la implementación del proyecto, es decir una reducción de 24.63%. mediante mapas de calor en distintos nodos del sistema, considerando el escenario sin compensadores síncronos y ante una falla en la subestación Primavera 500 kV. Se identifica una amplia zona en tonos rojos y naranjas — particularmente en la región Caribe y el norte del país— que evidencia valores de tensión muy bajos, inferiores a 0.7 p.u. Esta condición indica una alta severidad del sag y un elevado Índice de Impacto por Falla (IIF = 2983), lo que pone de manifiesto una red menos robusta y una significativa propagación del disturbio a lo largo del sistema. x En la Parte b), se analiza la misma contingencia —una falla en la subestación A continuación, se presentan varias figuras que muestran los resultados del análisis en distintas subestaciones de 500 kV del STN, con el fin de evidenciar el efecto de los compensadores síncronos sobre la fortaleza de la red a nivel nacional. La interpretación de estas figuras sigue la misma lógica explicativa empleada previamente para el caso de la subestación Primavera.

Primavera 500 kV— pero bajo un escenario con compensadores síncronos instalados según la alternativa A1. En este caso, la zona crítica con tensiones muy bajas (representada en rojo intenso) se reduce de forma significativa, Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 98 DIARIO OFICIAL Figura 3.1.3-55 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores Subestación Nueva Esperanza 500 kV conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 2.

Subestación Heliconia 500 kV NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Subestación San Carlos 500 kV Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc Subestación Virginia 500 kV NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-56 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 3.

NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

Subestación Ocaña 500 kV Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-57 Mapa de calor propagación de sag SIN. Parte a) Sin compensadores conectados. Parte b) Con compensadores conectados A1. Parte (c) Grafica de dispersión de la tensión residual Ujcc. Parte 4.

3.1.3.5.6. Análisis complementarios – Sobretensiones red de STN – Subárea GCM 2026-2029. Reactores Colectora 500 kV y Cuestecitas 500 kV NCS (Sin Compensadores) vs SCS (Con Compensadores)

La incorporación progresiva de la infraestructura de transmisión en 500 kV incrementa de forma material la generación de potencia reactiva capacitiva propia de la red (asociada principalmente a la capacitancia de líneas, barras y equipos). Esta condición provoca la elevación del perfil de tensión en el área Caribe, con mayor sensibilidad en la subárea GCM, especialmente bajo escenarios de baja transferencia de potencia por la red de 500 kV.

Parte a) Sin Compensadores Parte b) Con Compensadores Parte c) Dispersión Tensión residual Ujcc Subestación Sogamoso 500 kV A noviembre de 2025 ya se encuentran en operación la S/E Cuestecitas 500 kV y el circuito El Copey–Cuestecitas 500 kV; no obstante, debido a los ajustes y retrasos en las fechas de puestas en operación de los proyectos de generación previstos, el nodo Cuestecitas 500 kV permanece sin unidades conectadas, lo cual obliga a operar el corredor con bajo nivel de carga y reduce la capacidad de absorción local de reactiva. En este contexto, la red presenta un balance Q neto excedentario que se refleja en sobretensiones en barras críticas, particularmente en El Copey y Cuestecitas 500 kV.

99 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Adicionalmente para el año 2026 se proyecta la entrada de nuevos activos 500 kV, a saber: circuito La Loma–Sogamoso, circuitos Cuestecitas–La Loma 1 y 2, y la S/E Colectora 500 kV con sus enlaces hacia Cuestecitas 500 kV, los cuales aumentarán la capacitancia equivalente del sistema y, por ende, el excedente de reactiva en condiciones de baja carga.

Bajo este contexto, si la generación asociada a Cuestecitas no se materializa oportunamente, se intensificarán las restricciones de control de tensión y de gestión de potencia reactiva, con riesgo de incumplimiento de bandas operativas y, en el extremo, de limitaciones para la energización y puesta en servicio segura de los nuevos elementos de trasmisión.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-58 Perfil general de tensiones en Red Completa. Horizonte 2026-2029.

Para mitigar este riesgo y robustecer la operabilidad, se propone complementar la solución de compensadores síncronos en Cuestecitas y Colectora 500 kV con reactores de barra por 120 MVAr en cada subestación, a instalarse previo a los compensadores síncronos.

Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV.

Anterior a la instalación de los compensadores, los reactores absorberán la componente estructural del excedente capacitivo en escenarios de demanda baja o baja utilización de la red de 500 kV, esto entre los años 2027 y 2029. a. Colectora 500 kV b. Cuestecitas 500 kV Por otro lado, a partir del año 2030 los compensadores aportarán regulación dinámica y en operación conjunta con los reactores, se incrementará el margen de control y se preservará la reserva dinámica del compensador para contingencias y variaciones rápidas, reduciendo la probabilidad de sobretensiones sostenidas y mejorando la viabilidad de energización de los proyectos. a. Análisis de desempeño de reactores c. La Loma 500 kV d. El Copey 500 kV El análisis que se presenta a continuación se realizó para el periodo 2026-2029, bajo las condiciones del sistema como descrito en las secciones de “Consideraciones y supuestos”.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-59 Perfil de tensiones en Subestaciones 500 kV Red Completa. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV.

A continuación, se presenta gráficas que resumen el estado con y sin los reactores tanto para operación norma como en contingencia N-1.

(500 kV) mejora el desempeño del sistema, particularmente en el STN de la subárea GCM, al contribuir al control del perfil de tensión y a la gestión de excedentes de potencia reactiva a partir de 2027, año estimado de entrada en servicio de dichos equipos en el sistema eléctrico nacional.

3.1.3.6. Análisis económicos Dados los resultados técnicos y el impacto de la obra en la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía40, en esta sección se realiza un análisis económico para cuantificar la viabilidad de la obra bajo el criterio de relación Beneficio/Costo mayor a 1. A continuación se presentan los costos asociados de la obra en evaluación, así como también, los beneficios cuantificados dados los impactos de la obra en la reducción de restricciones en el sistema.

3.1.3.6.1. Costos Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-60 Perfil general de tensiones en Contingencia N-1. Horizonte 2026-2029.

Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV.

Teniendo en cuenta el alcance de la obra en evaluación se realiza la valoración de los costos de esta considerando los valores de referencia de las unidades constructivas asociadas a activos del STR y STN41.Con esa información se estima los costos de capital (CAPEX) y operación (OPEX) asociados a la obra en evaluación utilizando una proyección de anualidades. a. Colectora 500 kV b. Cuestecitas 500 kV Para determinar las anualidades es importante establecer cierta información inicial correspondiente con el proyecto. Lo primero es el año de fecha de puesta en operación, siendo este el primer año para el cálculo de las anualidades. También se debe determinar la tasa de descuento utilizada para proyectar los costos de las unidades constructivas, esta tasa es diferente para unidades constructivas del STR y del STN. De igual manera, se debe establecer el valor porcentual de cada anualidad que va a corresponder a los costos de administración, operación y mantenimiento, es decir, la tasa de AOM42. Y, por último, se debe resaltar que no todas las unidades c. La Loma 500 kV d. El Copey 500 kV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.1.3-61 Perfil de tensiones en Subestaciones 500 kV Contingencia N-1. Horizonte 2026-2029. Resultados con y sin reactores en Colectora y Cuestecitas 500 kV.

40 Ley 143 de 1994 por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. Diario Oficial No. 41.434. Resolución CREG 025 de 1995 – Código de Redes como parte del Sistema Interconectado Nacional.

Artículo 5.

4.1. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0025_1995.htm 41 Los costos de referencias para las unidades constructivas se calculan a partir de los listados contenidos en, para las unidades constructivas de activos en el STR, la resolución CREG 015 de 2018 y para las unidades constructivas de activos en el STR, la resolución CREG 011 de 2009. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0015_2018.htm https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0011_2009.htm 42Resolución CREG 022 de 2001 Por las cuales se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional, y se estableció la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Con base en los resultados mostrados en las figuras anteriores, se concluye que la puesta en operación de los reactores en las subestaciones Colectora y Cuestecitas Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 100 DIARIO OFICIAL Sistema VPN - Costo en USD STN 1,054,469,000.00 STR 68,044,000.00 Total 1,122,513,000.00 constructivas cuentan con el mismo horizonte de tiempo en su vida útil (10 años, 30 años, 35 años, 45 años, etc.), por lo que se debe separar el costo de las unidades constructivas en grupos de acuerdo con este, es decir, se debe tener un total de costos para los activos con vida útil de 10 años, otro para los activos con vida útil de 30 años y así sucesivamente. Para cada uno de estos grupos se obtendrá un valor de anualidades.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Las anualidades de los grupos diferenciados por años de vida útil se determinan a través del factor de recuperación de capital, tal y como se muestra a continuación:

Tabla 3.1.3-12 Distribución de costos según componentes de obra.

Componente Millones USD CAPEX compensadores 737.500 ܣ=ܲ ቈ݅ (1 +݅)௡ (1 +݅)௡−1቉ OPEX Compensadores 36.875 Obras Corto 150.000 UUCC 163.458 Donde A representa el valor calculado de las anualidades, P es el valor presente de la inversión de las unidades constructivas de cada grupo (grupo 10 años, grupo 30 años, etc.), i es la tasa de descuento obtenida de las resoluciones correspondientes (STR o STN) y n es el número de años de vida útil de cada grupo. Es importante mencionar que el valor A no contiene el valor correspondiente de AOM (2.5 %), por lo cual al incluirlo la fórmula queda de la siguiente manera:

Reactores 34.680 COSTO TOTAL 1,122.513 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución ܣ=ܲ ቈ݅ (1 +݅)௡ (1 +݅)௡−1቉כ 1.025 3.1.3.6.2. Beneficios por reducción de Generación de Seguridad Después de obtener las anualidades de los activos separadas por grupos de vida útil, es posible sumar las series año a año, obteniendo una serie de anualidades del proyecto completo. De esta manera es posible calcular el valor presente neto (VPN) de esta serie de anualidades, obteniendo el costo total de la obra en el año de puesta en operación. Finalmente, es importante mencionar que el proceso anterior se realiza por separado para el STR y el STN, considerando que la tasa de descuento es diferente para ambos sistemas. Por lo cual, el valor de la obra viene dado por la suma del VPN calculado para el STR y el VPN calculado para el STN.

Para el cálculo de los beneficios se realizó la valoración de los impactos del proyecto en la disminución de la generación de seguridad (GS), que se requiere por efectos de las condiciones operativas del sistema, como voltaje, frecuencia y estabilidad43. La cual se determina mediante simulaciones de flujos de carga y análisis de contingencias (como la falla N-1, que implica la salida de un elemento del sistema) buscando que el racionamiento esperado sea igual a cero, es decir, que no haya interrupciones en el suministro ante la falla de un componente.

En la siguiente tabla se presentan los valores presentes netos para el STR y STN y que incluyen el CAPEX y OPEX de la obra propuesta.

Tabla 3.1.3-11 Costo del proyecto Nueva Compensadores Sincrónicos Área Caribe y líneas asociadas en UC al 2025 La cuantificación de los beneficios económicos de la obra planteada (costos de reconciliación positiva y emisiones de CO2) se realizó considerando la utilización de la herramienta SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming), la cual permite realizar simulaciones energéticas de largo plazo. Esta simulación se ejecutó representando de Sistema. República de Colombia; Artículo 4. Elementos de eficiencia en la ejecución del plan de expansión de transmisión de referencia (STN) y metodología de remuneración. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm 43 En relación con la Resolución CREG 025 de 199 Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0025_1995.htm manera estocástica la hidrología mediante 100 series que buscan representar diferentes escenarios climáticos en la hidrología, mostrando condiciones: húmedas, medias o secas. Los insumos requeridos para realizar esta simulación corresponden a la mejor información disponible con corte a diciembre de 2024.

Para estimar los beneficios a partir de las simulaciones energéticas, se realizaron tres ejecuciones. x La primera, que se toma como caso base, sin la obra propuesta de Compensadores Síncronos Área Caribe, y considerando la generación de seguridad estimada mediante análisis eléctricos en el horizonte de planeación. x La segunda, considerando la integración de la infraestructura propuesta como Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución alternativa A1, como definida en la Tabla 1 a partir del año 2030, y tomando como generación de seguridad la reducción de unidades estimada mediante análisis eléctricos en el horizonte de planeación. x La tercera, considerando la integración de la infraestructura propuesta como Figura 3.1.3-62 Relación Beneficio/Costo de la obra Compensadores Síncronos Área Caribe en función de los diferentes escenarios. alternativa A2, como definida en la Tabla 10 a partir del año 2030, y tomando como generación de seguridad la reducción de unidades estimada mediante análisis eléctricos en el horizonte de planeación.

De este modo, a partir del resultado de las simulaciones y de las conclusiones de los análisis técnicos y la definición de fases de implementación del proyecto se calcularon los beneficios del proyecto.

3.1.3.6.3. Relación Beneficio – Costo De acuerdo con los resultados presentados, la relación B/C se mantiene mayor que 1 en la totalidad de los casos evaluados (100 simulaciones), con valores en el rango aproximado [1.94; 3.22] y una media de 2.88. En consecuencia, bajo los supuestos del modelo (beneficios, costos y horizonte de evaluación), la obra evidencia conveniencia económica robusta, en tanto los beneficios descontados superan los costos descontados en todos los escenarios analizados, por lo que se concluye su viabilidad económica.

3.1.3.7. Fecha de puesta en operación Una vez estimados los beneficios socioeconómicos asociados a la obra propuesta, así como los costos de inversión, operación y mantenimiento (O&M) a lo largo del horizonte de análisis, se calcula la relación beneficio/costo (B/C) para cada escenario hidrológico considerado44. La Figura a continuación presenta los valores de B/C obtenidos para el conjunto de escenarios/simulaciones evaluadas, ordenados de mayor a menor, con el fin de visualizar su dispersión y robustez.

La fecha de puesta en operación del proyecto Compensadores Síncronos Área Caribe se definió para el 31 de diciembre de 2030 en la fase A y 31 de diciembre de 2031 para la fase B, en función de los tiempos establecidos por la UPME.

Para el caso de los reactores de barra en Colectora y Cuestecitas 500 kV se definió el 31 de junio de 2027 como fecha de puesta en operación.

3.1.3.8. Conclusiones Como resultado de los análisis elaborados se puede determinar lo siguiente: x Los beneficios asociados a la reducción de generación de seguridad y la reducción de emisiones resultado de la implementación del proyecto 44 Se guarda relación con la Resolución CREG 022 de 2001 Por las cual se aprueban los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional, y se estableció la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema. República de Colombia; Artículo 4. Elementos de eficiencia en la ejecución del plan de expansión de transmisión de referencia (STN) y metodología de remuneración. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm 101 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Tabla 3.1.3-14 Compensadores Fase B.

Tensión Potencia Compensadores Síncronos STN/STR son superiores a los costos de la obra, por lo que se recomienda su ejecución45. x Tomando los tiempos definidos por la consultoría contratada por la UPME en Ítem Subestación Subárea Localización kV MVAR 1 Caracolí 110 Atlántico 110 STR 50 relación con las características de los Compensadores Síncronos donde se estableció un tiempo de implementación de 4 años, esto implica como FPO inicial del proyecto el año 2030. x A partir de los análisis realizados se estableció que es necesaria la 2 TEBSA 220 Atlántico 220 STN 150 implementación del proyecto, esto es, instalación de 15 compensadores en el STN y STR de la siguiente forma.

3 Malambo 110 Atlántico 110 STR 50 o En primer lugar, para el 31 de diciembre de 2030 se llevará a cabo la fase 4 Copey 220 GCM 220 STN 150 A del proyecto, el cual comprende los siguientes compensadores:

Tabla 3.1.3-13 Compensadores Fase A.

5 Cuestecitas 220 GCM 220 STN 300 Tensión Potencia 6 Valledupar 220 GCM 220 STN 150 Ítem Subestación Subárea Localización kV MVAR 7 Bolívar 220 Bolívar 220 STN 300 1 Nv Barranquilla 220 Atlántico 220 STN 150 8 Sahagun 500 Córdoba-Sucre 500 STN 300 2 Sabanalarga 500 Atlántico 500 STN 150 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución x Instalar 1 reactor de barra de 120 MVAR en la subestación Colectora 500 kV, 3 Cuestecitas 500 GCM 500 STN 300 4 Colectora 500 GCM 500 STN 300 con FPO para el 31 de diciembre de 2027. x Instalar 1 reactor de barra de 120 MVAR en la subestación Cuestecitas 500 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2027.

5 Carreto 500 Bolívar 500 STN 300 x De esta forma se define el proyecto de Fortalecimiento del Sistema 6 Chinú 500 Córdoba-Sucre 500 STN 150 7 Toluviejo 230 Córdoba-Sucre 230 STN 150 Interconectado Nacional mediante Compensadores Síncronos en dos fases A y B, y reactores como descrito anteriormente. x Debido a la implementación del proyecto de fortalecimiento del SIN, y el Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución o Luego se implementará la Fase B del proyecto para el año 2031, esto es se estado actual del nivel del corto circuito en las subestaciones del SIN, es necesario como parte de la ejecución del proyecto, definir obras complementarias que permitan superar esta situación. complementa la instalación de 8 compensadores restantes localizados en los siguientes puntos:

3.1.3.9. Recomendaciones Se recomienda la ejecución de la obra evaluada para su integración al Sistema de Transmisión Nacional de acuerdo con los procedimientos normativos y regulatorios vigentes, esto es la instalación de compensadores síncronos en 2 fases A y B, y los reactores de barra en las subestaciones Colectora y Cuestecitas 500 kV, como es descrito en las conclusiones de la subsección anterior.

45 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2024). Plan Maestro de Modernización y Expansión de la Infraestructura de Transmisión –Tomo I- Resumen de beneficios de compensadores síncronos. UPME. https://www.cnogas.org.co/documentos/UPME_Plan_Maestro_Portafolio_estructural_de_transmisi_n _1738340181.pdf?utm_source=chatgpt.com Instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos en la subestación 3.2. Área Antioquia – Chocó Guarne 230/110 kV de 180 MVA cada banco.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.2.1. Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA) – Subestación Guarne 230 kV 3.2.1.1. Antecedentes El proyecto contempla la construcción de la subestación Guarne 230/110 kV, a partir del seccionamiento del circuito Guatapé – Miraflores 220 kV para establecer el barraje Guarne 230 kV, formando el corredor Guatapé – Guarne – Miraflores 230 kV. Asimismo, se prevé el seccionamiento del circuito Ayurá – Córdoba 110 kV con el propósito de crear el barraje Guarne 110 kV y conformar el corredor Ayurá – Guarne – Córdoba 110 kV.

En el siguiente diagrama se muestra la zona de impacto del proyecto, junto con las obras nuevas y las intervenciones previstas sobre la red existente.

Desde el año 2020, con la presentación del proyecto de expansión Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA) por parte del Operador de Red (OR)

Empresas Públicas de Medellín (EPM), se ha evidenciado un alto crecimiento de la

demanda energética en la zona oriente del departamento de Antioquia. Este incremento se refleja en el elevado número de solicitudes de conexión registradas en el Sistema de Distribución Local (SDL), las cuales suman 58.4 MVA.

En particular, se han solicitado 30.1 MVA en el SDL de la subestación Guarne, 20.1 MVA en el de la subestación Córdoba y 8.2 MVA en el de la subestación Rionegro. No obstante, la infraestructura existente en estos SDL opera cercana a sus límites de cargabilidad y tensión, lo que impide atender la nueva demanda sin generar sobrecargas y problemas de calidad de tensión en los elementos del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Por esta razón, EPM ha propuesto una obra estructural orientada a asegurar la atención de la demanda futura bajo los criterios de seguridad, calidad y confiabilidad establecidos en el Código de Redes (CREG 025 de 1995).

3.2.1.2. Proyecto Propuesto Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-1 Proyecto SACOA – A1 Ante el acelerado crecimiento de la demanda eléctrica en el oriente antioqueño, EPM presentó un proyecto de expansión que busca mitigar las restricciones operativas que se evidencian con la incorporación de nueva demanda en la zona. En respuesta, la UPME evaluó el proyecto denominado “Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACO)”, la cual incluye un conjunto de obras orientadas a mejorar la capacidad de transporte y la mejora de los perfiles de tensión, en concordancia con los criterios del Código de Redes.

Tabla 3.2.1-1 Alcance del proyecto “SACOA".

Por otra parte, considerando los plazos típicos de ejecución de obras estructurales en el STR y el STN, la FPO propuesta se establece como el punto de partida del horizonte de análisis, equivalente al 31 de diciembre de 2031.

Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA)

3.2.1.3. Análisis técnico Subestación Guarne 230/110 kV mediante el seccionamiento de los circuitos Guatapé – Miraflores 220 kV y Ayurá - Córdoba 110 kV.

A continuación, se presentan los resultados más relevantes de los análisis eléctricos efectuados en condiciones de Red Completa y bajo contingencias sencilla (N-1), tanto para el escenario sin proyecto (A0) como para la alternativa evaluada (A1).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 102 DIARIO OFICIAL 3.2.1.3.1. Consideraciones y supuestos Adicionalmente, se consideraron los proyectos de inversión a nivel del SDL reportados en el estudio de conexión remitido por Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Los resultados incluidos en esta sección se sustentan en las condiciones operativas, los supuestos y las consideraciones técnicas detallados en la sección siguiente. c. Proyectos de Expansión en el Sistema de Distribución Local (SDL) a. Horizonte de análisis Los análisis técnicos realizados por la UPME abarcan el periodo comprendido entre 2031, año estimado de la Fecha de Entrada en Operación (FPO) del proyecto, y 2037. b. Proyectos de Expansión y Generación El estudio de conexión presentado por EPM incluye la ejecución de diversos proyectos de inversión en el Sistema de Distribución Local (SDL), orientados a complementar las alternativas analizadas y a fortalecer la infraestructura existente. Estas obras tienen como objetivo asegurar la adecuada prestación del servicio de energía eléctrica, en concordancia con los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad definidos en el Código de Redes. Las obras consideradas se presentan a continuación:

1. Subestación Oriente: instalación de un transformador bidevanado 110/44 kV

Los análisis realizados incorporan los proyectos de expansión aprobados por la UPME y aquellos adoptados oficialmente por el Ministerio de Minas y Energía en versiones anteriores del Plan de Expansión para el área Antioquia–Chocó. A continuación, se relacionan los proyectos de expansión incluidos en el análisis. de 60 MVA y de un transformador tridevanado 110/44/13,2 kV de 60 MVA.
2. Subestación Córdoba: reposición del transformador tridevanado existente 110/44/13,2 kV de 60 MVA y adición de un segundo transformador con las mismas características nominales. x Compensador estático variable (SVC) 30 MVAr Subestación Cértegui 115 kV. x UPME 01-2023: Segundo Transformador Primavera 500/230 kV. x UPME 03-2021: Subestación Carrieles y líneas de transmisión asociadas 230 d. Nueva demanda de potencia kV. x UPME 10-2021: Subestación Corrientes 230 kV y líneas de transmisión asociadas Los análisis consideran la incorporación de 58,4 MVA de nueva demanda en los niveles de 110 kV del Sistema de Distribución Local (SDL), específicamente en las subestaciones Guarne 44, Córdoba 110/44 y Rionegro 110/44. x UPME 05-2024: Subestación Nueva Quibdó 220 kV y líneas de transmisión e. Condiciones operativas asociadas x UPME STR 02-2025: Subestación Nueva Quibdó 115 kV y líneas de transmisión asociadas El modelo de red contempla el cierre del enlace Apartadó – Caucheras 110 kV, el cual opera normalmente abierto en el extremo asociado a la subestación Caucheras 110 kV. f. Evolución de la Demanda de Energía Eléctrica x Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño x Nueva subestación Lagunas 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Carrieles 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Guárcama 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Corrientes 110 kV y obras asociadas x Proyecto de expansión del Valle de Aburrá Los valores de demanda empleados en el análisis se obtuvieron a partir de los reportes del Centro Nacional de Despacho (CND) y del Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo – IPOELP 1-2024. Para el estudio se utilizaron las demandas asociadas al área operativa Antioquia, garantizando la representación adecuada de las particularidades regionales dentro del modelo eléctrico.

Asimismo, el análisis considera los proyectos de generación y carga que actualmente están en operación, los que se encuentran en ejecución y aquellos que disponen de un concepto de conexión aprobado por la UPME.

Cabe resaltar que los escenarios de demanda regional no necesariamente coinciden con la fecha de máxima demanda nacional. En consecuencia, el análisis se desarrolló tomando como referencia los días y períodos de mayor exigencia para la región, utilizando dichos valores como base para la distribución del pronóstico de demanda de la UPME en las barras del sistema.

Finalmente, se empleó el modelo de red IPOELP 1-2024 elaborado por el CND, y las validaciones eléctricas de flujos de carga y de cortocircuito se desarrollaron en el software PowerFactory DIgSILENT. Cabe destacar que dicho modelo incluye los activos del STN, el STR y el SDL.

La proyección de la demanda a lo largo del horizonte de estudio se construyó con base en el documento Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2025–2039 – Rev. Julio 2025, cuyos valores fueron incorporados al modelo para simular el comportamiento futuro de la red bajo diferentes condiciones de generación y carga.

Cabe resaltar que, con los pronósticos actuales, la subestación Guarne 44 kV presenta niveles de tensión por debajo de los límites regulatorios en algunos escenarios de alta demanda. No obstante, con la ejecución del proyecto, estas restricciones se eliminan, garantizando niveles de tensión superiores a 0,95 p.u. incluso bajo la condición de entrada de la nueva demanda.

Se consideraron principalmente los escenarios de demanda máxima, media y mínima, lo cual permitió evaluar de forma detallada los perfiles de tensión en el oriente antioqueño, así como identificar potenciales sobrecargas en los activos de transmisión bajo condiciones críticas de operación. g. Escenarios de Generación de Energía Los escenarios de generación evaluados corresponden a condiciones operativas en las que se han identificado restricciones dentro del área de estudio o en sus zonas aledañas, y en las que se evidencia un elevado nivel de exigencia sobre los activos de transmisión que interconectan ambos sistemas.

En consecuencia, para el horizonte de análisis 2031-2037 se definieron los siguientes escenarios de generación: x G0: Escenario de alta generación en el área Antioquia–Chocó. x G1: Escenario de baja generación en el área Antioquia–Chocó. x G2: Escenario con alta generación en el área Antioquia–Chocó en el nivel de 500 kV y baja generación en los niveles de tensión inferiores.

Es importante señalar que, en los escenarios de baja generación, no se consideraron las restricciones asociadas a la generación de seguridad definida por el CND. Dicho esquema se despliega únicamente bajo condiciones operativas específicas para preservar la seguridad del sistema, por lo que su operación sostenida indicaría limitaciones estructurales que deben ser atendidas mediante una adecuada planeación de la expansión.

3.2.1.3.2. Análisis de resultados a. Tensiones – Red Completa Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Con la entrada en operación del proyecto de expansión propuesto, se observa un impacto en los perfiles de tensión del área Antioquia–Chocó, caracterizado por una leve disminución en las tensiones de las subestaciones y barras monitoreadas, sin embargo, dichas tensiones se mantienen dentro de los rangos permitidos por el Código de Redes (CREG 025 de 1995). Este comportamiento es consistente con lo esperado ante la incorporación de nueva demanda en el sistema.

103 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Figura 3.2.1-2 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa.

Los resultados indican que el proyecto genera variaciones en las cargabilidades de dichos elementos, incrementándolas en algunos casos y reduciéndolas en otros. No obstante, estos efectos son de carácter marginal y no comprometen la seguridad del sistema. Asimismo, la entrada en operación de los proyectos Refuerzos Subestación Heliconia 500/230 kV e Interconexión Antioquia–Oriental, abordados en este documento, contribuyen a la eliminación de varias restricciones estructurales del área Antioquia, mitigando los impactos asociados al proyecto analizado.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La Figura 3.2.1-3 presenta la comparación del número de restricciones asociadas a los perfiles de tensión en el área de influencia, para los escenarios con y sin la entrada en operación del proyecto. Los resultados muestran que, en ningún año del horizonte de análisis, el número de restricciones con el proyecto excede las registradas en la condición sin proyecto. En este sentido, los impactos asociados al proyecto resultan mayoritariamente favorables, al contribuir a la reducción de restricciones y, por ende, a la mejora en la calidad del servicio de energía eléctrica.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-3 Número de restricciones por año - Tensiones en Red completa. b. Cargabilidades – Red Completa Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-4 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Red Completa.

El análisis de cargabilidades considera las líneas y los transformadores localizados en la zona de influencia del proyecto, así como las principales restricciones operativas identificadas por la UPME y XM en los informes de operación de mediano y largo plazo. Dentro de estas restricciones se destacan las sobrecargas en los enlaces Barbosa – Girardota 110 kV y Heliconia – Occidente 230 kV en condición de Red Completa, así como la sobrecarga del enlace La Sierra – San Carlos 230 kV ante contingencia sencilla (N-1), además de las restricciones asociadas a los transformadores Heliconia 500/230 kV y San Carlos 500/230 kV.

La Figura 3.2.1-5 muestra la comparación del número de restricciones asociadas a los niveles de cargabilidad de los elementos del área de influencia en los escenarios con y sin la entrada en operación del proyecto. Los resultados evidencian que, a lo largo de todo el horizonte de análisis, el número de restricciones con el proyecto es similar al registrado en la condición sin proyecto.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-5 Número de restricciones por año - Cargabilidades en Red completa c. Tensiones – Contingencias Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución De manera consistente con los resultados en condición de Red Completa, la entrada en operación del proyecto genera una leve disminución en los perfiles de tensión de las subestaciones y barras monitoreadas bajo escenarios de indisponibilidad de elementos por fallas o mantenimientos. No obstante, en términos generales, los valores se mantienen dentro de los límites regulatorios.

Figura 3.2.1-6 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Contingencia.

A pesar de lo anterior, los análisis evidencian la necesidad de ejecutar obras adicionales en la zona de impacto del proyecto, dado que, ante contingencias en la red, la subestación Guarne 44 kV presenta niveles de tensión que pueden descender por debajo de 0,88 p.u., incumpliendo los criterios de calidad definidos en el Código de Redes.

De manera consistente con los resultados en condición de Red Completa, el número de restricciones asociadas a los perfiles de tensión bajo escenarios de contingencia sencilla (N-1) no excede las registradas en la condición sin proyecto; por el contrario, con la entrada en operación del proyecto, dichas restricciones se reducen en todos los casos analizados. Este comportamiento se explica porque el proyecto permite mitigar las condiciones de baja tensión existentes en el oriente antioqueño, las cuales han constituido una limitante para el crecimiento de la demanda.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 104 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-8 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 1.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-7 Número de restricciones por año - Tensiones ante contingencia. d. Cargabilidades – Contingencias Por su parte, la Figura 3.2.1-9 muestra los niveles de cargabilidad de los nuevos elementos incorporados como resultado de las intervenciones contempladas en el proyecto de expansión propuesto, los cuales, según los resultados del análisis, presentan cargabilidades inferiores al 80 % bajo condiciones de contingencia sencilla (N-1).

Los resultados obtenidos bajo escenarios de indisponibilidad de elementos del sistema evidencian un comportamiento similar al observado en condición de Red Completa, en el cual el proyecto presenta impactos marginales sobre las restricciones del área, reflejados en ligeros incrementos en algunos elementos y leves reducciones en otros. No obstante, tal como se ha señalado previamente, el presente documento incorpora el análisis de otros proyectos en el área que contribuyen a resolver las restricciones identificadas en la infraestructura existente y proyectada del área Antioquia–Chocó.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-9 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 2.

La Figura 11 presenta los valores máximos de cortocircuito, considerando fallas monofásicas y trifásicas, en las subestaciones del área de influencia del proyecto, junto con las capacidades de interrupción asociadas a cada una de ellas. Los resultados evidencian que los niveles de cortocircuito se incrementan debido al mayor enmallamiento generado por la conexión del proyecto, el cual reduce las impedancias equivalentes vistas desde las subestaciones y, en consecuencia, aumenta las corrientes de cortocircuito. Sin embargo, los incrementos atribuibles al proyecto son marginales y no generan afectaciones significativas en las subestaciones analizadas.

De forma consistente con los resultados en condición de Red Completa, como puede observarse en Figura 3.2.1-10, el análisis bajo escenarios de contingencia sencilla (N-
1. muestra que el número de restricciones asociadas a los niveles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto es comparable al observado en dicha condición. Este comportamiento indica que el proyecto propuesto no introduce impactos relevantes sobre las cargabilidades del oriente antioqueño, dado que no da lugar a nuevas restricciones en el sistema y mantiene las existentes.

Cabe resaltar que, aunque el proyecto contribuye de forma leve al aumento de los niveles de cortocircuito en algunas instalaciones, las limitaciones en la capacidad de interrupción corresponden a una condición preexistente en varias subestaciones de la región. En este sentido, resulta necesario implementar medidas orientadas al refuerzo de la capacidad de interrupción en el corto y mediano plazo, a fin de garantizar la seguridad operativa y la estabilidad del sistema eléctrico.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.1-10 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia. e. Corrientes de cortocircuito El análisis de cortocircuito se desarrolla de acuerdo con la metodología definida en la norma IEC 60909-2016, considerando un escenario de máxima generación en el que se modelan todas las unidades en servicio, con el propósito de estimar los niveles máximos de cortocircuito. Adicionalmente, se representa la topología de la red en condiciones normales de operación, incorporando la totalidad de los elementos disponibles, a fin de evaluar el mayor nivel de enmallamiento del sistema.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 105 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Descripción Costos en USD Figura 3.2.1-11 Resultados de cortocircuito en el área de influencia.

Total beneficios (VPN) $21,064,739 3.2.1.4. Análisis Económico Total costos (VPN) $767,467,654 3.2.1.4.1. Costos (C)

Relación B/C 36.434 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.2.1.5. Conclusiones x El proyecto de expansión presenta una relación beneficio/costo (B/C) superior La estimación de costos del proyecto se desarrolla a partir de las unidades constructivas establecidas en las Resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 011 de 2009, considerando las obras que lo conforman en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). A partir de esta información se determinan los costos de inversión (CAPEX) y de operación y mantenimiento (OPEX) asociados a la obra evaluada, mediante una proyección de anualidades. a uno (1), lo que indica que genera mayores beneficios que costos para el sistema eléctrico colombiano. x El proyecto de expansión propuesto permite atender el acelerado crecimiento En la tabla siguiente se presentan los valores presentes netos del STR y del STN, los cuales incorporan los costos de CAPEX y OPEX de la alternativa propuesta.

Tabla 3.2.1-2 Costos asociados al proyecto en UC. de la demanda en el Sistema de Distribución Local (SDL) del Oriente Antioqueño, mediante la mejora de los perfiles de tensión en la zona. x Las obras de expansión propuestas no generan nuevas restricciones en el Descripción Costos en USD Costos del STN (VPN) $15,961,280 Sistema Interconectado Nacional (SIN) y presentan únicamente impactos marginales sobre las restricciones existentes. x Las problemáticas asociadas a los niveles de cortocircuito identificadas en el Costos del STR (VPN) $5,103,458 Total (VPN) $21,064,738 área Antioquia–Chocó corresponden a condiciones preexistentes, por lo que se requiere la formulación de proyectos adicionales de expansión para su mitigación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.2.1.6. Recomendaciones 3.2.1.4.2. Beneficios (B)

Se efectuó valoración económica de los beneficios asociados a la atención de nueva demanda y la mitigación de Demanda No Atendida (DNA) causada por efectos del agotamiento de la red, así como de la energía no suministrada (ENS) con ocasión de la realización de eventos contingentes en activos del sistema de transmisión regional (STR).

Se recomienda la ejecución del proyecto de expansión Solución Altas Cargabilidades Oriente Antioqueño (SACOA), el cual incluye la construcción de la subestación Guarne 230/110 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2031. Esta recomendación se sustenta en que la relación beneficio/costo de la alternativa evaluada es superior a la unidad y en que la implementación del proyecto no compromete los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad definidos en el Código de Redes.

3.2.1.4.3. Relación Beneficios/Costos 3.2.2. Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV 3.2.2.1. Antecedentes A continuación, se presentan las relaciones beneficio/costo del proyecto de expansión propuesto, evaluadas para un horizonte de 25 años y calculadas a partir del valor presente neto (VPN) de los beneficios y de los costos.

Tabla 3.2.1-3 Relación Beneficio-Costo del proyecto.

Desde 2024, XM, en su calidad de operador del Sistema Interconectado Nacional y administrador del Mercado de Energía Mayorista, ha identificado en sus informes de planeamiento operativo de largo plazo y en los informes trimestrales de evaluación de restricciones la presencia de limitaciones operativas en los bancos de Bahía de transformación en el barraje de 230 kV de la subestación Heliconia 500/230 kV Bahía de transformación en el barraje de 500 kV de la subestación Heliconia 500/230 kV autotransformadores existentes de la subestación Heliconia 500/230 kV, ubicada en el departamento de Antioquia. Estas restricciones se manifiestan bajo escenarios de alta generación en el Oriente y baja generación en el norte del departamento, en los cuales la salida de uno de los transformadores conduce a la sobrecarga del equipo remanente.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución El proyecto considera la instalación de un tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV, con una capacidad de 450 MVA, en la subestación Heliconia, incluyendo las bahías de transformación asociadas en los niveles de 500 kV y 230 kV, así como la construcción de un segundo circuito Heliconia–Occidente 230 kV de 32,45 km de longitud.

Adicionalmente a la restricción identificada desde 2024 en la subestación Heliconia 500/230 kV, durante 2025 se reportó una nueva limitación operativa en la misma área, asociada a la sobrecarga del enlace Heliconia – Occidente 230 kV en condición de red completa. Esta restricción se presenta bajo escenarios caracterizados por alta generación en el nivel de 220 kV, baja generación en 500 kV y reducida importación desde la región Caribe.

En el siguiente diagrama se muestra la zona de impacto del proyecto, junto con las obras nuevas y las intervenciones previstas sobre la red existente.

Estas restricciones han sido identificadas por la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME), en su calidad de planeador del sistema eléctrico colombiano, bajo diferentes escenarios de generación que contemplan condiciones de alta y baja generación en el área Antioquia–Chocó. Por tal motivo, y teniendo en cuenta la importancia de la subestación Heliconia 500/230 kV para la importación y exportación de energía desde y hacia el área Antioquia–Chocó, se han planteado diferentes alternativas de solución a las problemáticas previamente mencionadas, con el fin de garantizar los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos en el Código de Redes.

3.2.2.2. Proyecto Propuesto Con el fin de mitigar las restricciones identificadas en los elementos propios o que conectan a la subestación Heliconia 500/230 kV se ha propuesto el proyecto de expansión Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV, el cual contempla un conjunto de obras encaminadas a ampliar la capacidad de exportación e importación de energía por parte del área Antioquia-Chocó.

Tabla 3.2.2-1 Alcance del proyecto Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV.

Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-1 Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV – A1.

Tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación Heliconia de 450 MVA.

Segundo enlace Heliconia – Occidente 230 kV de 32,45 km con una capacidad mínima de 805 Amperios.

Finalmente, se debe resaltar que el proyecto propuesto contempla la entrada en operación en dos etapas las cuales son contempladas en la forma indicada a continuación:

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 106 DIARIO OFICIAL x UPME 05-2024: Subestación Nueva Quibdó 220 kV y líneas de transmisión asociadas x UPME STR 02-2025: Subestación Nueva Quibdó 115 kV y líneas de transmisión Etapa 1: Correspondiente a la Alternativa 1 (A1) en los resultados de este capítulo, esta etapa considera la ejecución de las obras requeridas para la instalación de un tercer banco de autotransformadores monofásicos Heliconia 500/230 kV, con una capacidad nominal de 450 MVA y una Fecha de Puesta en Operación (FPO) para el 31 de diciembre de 2028. asociadas x Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño x Nueva subestación Lagunas 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Carrieles 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Guárcama 110 kV y obras asociadas x Nueva subestación Corrientes 110 kV y obras asociadas x Proyecto de expansión del Valle de Aburrá Etapa 2: Correspondiente a la Alternativa 2 (A2) en los resultados de este capítulo, esta etapa considera la ejecución de las obras requeridas para la instalación de un segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV, con una capacidad mínima de 805 A y una Fecha de Puesta en Operación (FPO) para el 31 de diciembre de 2030.

3.2.2.3. Análisis técnico Asimismo, el análisis considera los proyectos de generación y carga que actualmente están en operación, los que se encuentran en ejecución y aquellos que disponen de un concepto de conexión aprobado por la UPME.

A continuación, se presentan los resultados más relevantes de los análisis eléctricos realizados en condiciones de Red Completa y bajo contingencias de tipo N-1, considerando el escenario sin proyecto (A0), la entrada en operación del tercer banco de transformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación Heliconia (A1) y la entrada en operación del segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV (A2).

Finalmente, se empleó el modelo de red IPOELP 1-2024 elaborado por el CND, y las validaciones eléctricas de flujos de carga y de cortocircuito se desarrollaron en el software PowerFactory DIgSILENT. Cabe destacar que dicho modelo incluye los activos del STN, el STR y el SDL.

3.2.2.3.1. Consideraciones y supuestos c. Nueva demanda de potencia Los resultados incluidos en esta sección se sustentan en las condiciones operativas, los supuestos y las consideraciones técnicas detallados en la sección siguiente. a. Horizonte de análisis Los análisis realizados no incluyen la incorporación de nueva demanda en el sistema eléctrico del área Antioquia–Chocó, diferente de aquella que ha sido oficialmente aprobada por la UPME mediante concepto de conexión. d. Condiciones operativas Los análisis técnicos desarrollados por la UPME consideran un horizonte de evaluación comprendido entre los años 2028 y 2032. b. Proyectos de Expansión y Generación El modelo de red considera el cierre del enlace Apartadó–Caucheras 110 kV a partir de 2030, en la actualidad operado en condición normalmente abierta en el extremo de la subestación Caucheras 110 kV, como resultado de la ejecución del proyecto Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño. e. Evolución de la demanda de energía eléctrica Los análisis realizados incorporan los proyectos de expansión aprobados por la UPME y aquellos adoptados oficialmente por el Ministerio de Minas y Energía en versiones anteriores del Plan de Expansión para el área Antioquia–Chocó. A continuación, se relacionan los proyectos de expansión incluidos en el análisis. x Compensador estático variable (SVC) 30 MVAr Subestación Cértegui 115 kV. x UPME 01-2023: Segundo Transformador Primavera 500/230 kV. x UPME 03-2021: Subestación Carrieles y líneas de transmisión asociadas 230 Los valores de demanda empleados en el análisis se obtuvieron a partir de los reportes del Centro Nacional de Despacho (CND) y del Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo – IPOELP 1-2024. Para el estudio se utilizaron las demandas asociadas al área operativa Antioquia, garantizando la representación adecuada de las particularidades regionales dentro del modelo eléctrico. kV. x UPME 10-2021: Subestación Corrientes 230 kV y líneas de transmisión asociadas Cabe resaltar que los escenarios de demanda regional no necesariamente coinciden con la fecha de máxima demanda nacional. En consecuencia, el análisis se desarrolló tomando como referencia los días y períodos de mayor exigencia para la región, utilizando dichos valores como base para la distribución del pronóstico de demanda de la UPME en las barras del sistema.

3.2.2.3.2. Análisis de resultados La proyección de la demanda a lo largo del horizonte de estudio se construyó con base en el documento Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2025–2039 – Rev. Julio 2025, cuyos valores fueron incorporados al modelo para simular el comportamiento futuro de la red bajo diferentes condiciones de generación y carga. a. Tensiones – Red Completa Se consideraron principalmente los escenarios de demanda máxima, media y mínima, lo cual permitió evaluar de forma detallada los perfiles de tensión en el oriente antioqueño, así como identificar potenciales sobrecargas en los activos de transmisión bajo condiciones críticas de operación.

La entrada en operación del proyecto de expansión propuesto genera un impacto en los perfiles de tensión del área Antioquia–Chocó, reflejado en un leve incremento de las tensiones en las subestaciones y barras monitoreadas a nivel de 110 kV. f. Escenarios de generación de energía Los escenarios de generación evaluados corresponden a condiciones operativas en las que se han identificado restricciones dentro del área de estudio o en sus zonas aledañas, y en las que se evidencia un elevado nivel de exigencia sobre los activos de transmisión que interconectan ambos sistemas.

En consecuencia, para el horizonte de análisis 2031-2037 se definieron los siguientes escenarios de generación:

En términos generales, los niveles de tensión se mantienen dentro de los rangos establecidos por el Código de Redes (CREG 025 de 1995). Por lo anterior, puede observarse que las alternativas analizadas contribuyen a la mejora de los perfiles de tensión en las subestaciones Lagunas 110 kV, Chorodó 110 kV y Cruzada 110 kV, las cuales son mitigadas con la entrada en operación del proyecto de expansión Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño, el cual permite resolver dichas restricciones.

- G0: Alta generación en el área Antioquia – Baja generación en Córdoba - Sucre.

- G1: Baja generación en el área Antioquia – Alta generación en Córdoba - Sucre.

- G2: Baja generación en el área Antioquia – Baja generación en Córdoba - Sucre.

A pesar de lo anterior, se identifican casos específicos, como las subestaciones Guatapé 110 kV y Playas 110 kV, en las cuales se presentan incumplimientos regulatorios bajo determinados escenarios de generación que requerirían obras adicionales a definir.

- G3: Alta generación en el área Antioquia – Alta generación en Córdoba - Sucre.

- G4: Alta generación en Antioquia a 500 kV y baja generación en el área en niveles de tensión inferiores.

Es importante señalar que, en los escenarios de baja generación, no se consideraron las restricciones asociadas a la generación de seguridad definida por el CND. Dicho esquema se despliega únicamente bajo condiciones operativas específicas para preservar la seguridad del sistema, por lo que su operación sostenida indicaría limitaciones estructurales que deben ser atendidas mediante una adecuada planeación de la expansión.

107 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Girardota 110 kV y Heliconia – Occidente 1 230 kV en condición de Red Completa, así como la sobrecarga del enlace La Sierra – San Carlos 230 kV ante contingencia sencilla (N-1), además de las restricciones asociadas a los bancos de autotransformadores existentes de Heliconia 500/230 kV y San Carlos 500/230 kV.

Los resultados muestran que las alternativas evaluadas generan variaciones en las cargabilidades de los elementos del sistema, con incrementos en algunos casos y reducciones en otros. En particular, la línea Heliconia – Occidente 1 230 kV presenta un incremento en su nivel de cargabilidad, alcanzando valores cercanos al 120 % con la entrada en operación del tercer banco de autotransformadores monofásicos en la subestación Heliconia 500/230 kV, efecto mitigado por medio de la construcción del segundo enlace Heliconia – Occidente 2 230 kV, el cual permite reducir la cargabilidad de dicho enlace existente a niveles inferiores al 90 %.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-2 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa. b. Cargabilidades – Red Completa El análisis de cargabilidades considera las líneas y los transformadores localizados en la zona de influencia del proyecto, así como las principales restricciones operativas identificadas por la UPME y XM en los informes de operación de mediano y largo plazo. Dentro de estas restricciones se destacan las sobrecargas en los enlaces Barbosa – Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-4 Evolución de los niveles de cargabilidad en el banco de autotransformadores Heliconia 1 500/230 kV – Red Completa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-3 Perfil de cargabilidades elementos del área de influencia - Red Completa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Las Figura 3.2.2-4 y Figura 3.2.2-5 presentan la evolución de los niveles de cargabilidad asociados al primer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV existente en la subestación Heliconia y al circuito Heliconia – Occidente 1 230 kV a lo largo del horizonte de análisis. Los resultados evidencian que, bajo condición de Red Completa, el proyecto de expansión propuesto contribuye de manera efectiva a la mitigación de dichas restricciones en el tiempo.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 108 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-5 Evolución de los niveles de cargabilidad en el circuito Heliconia – Occidente 1 230 kV – Red Completa.

Figura 3.2.2-6 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia P1 - Contingencia. c. Tensiones – Contingencias De forma consistente con los resultados en condición de Red Completa, la entrada en operación del proyecto genera un leve incremento en los perfiles de tensión de las subestaciones y barras monitoreadas bajo escenarios de indisponibilidad de elementos por fallas o mantenimientos. A pesar de lo anterior, bajo estas condiciones de red degradada se identifican situaciones de baja tensión en elementos del STN y del STR, asociadas a la salida de los circuitos Antioquia – Heliconia 1 500 kV y Porce III – San Carlos 500 kV, particularmente en escenarios caracterizados por baja generación en Antioquia en niveles de tensión iguales o inferiores a 230 kV y alta generación en el nivel de 500 kV.

Con base en los resultados obtenidos, se evidencia que el proyecto genera impactos favorables en el sistema, al contribuir a la mejora de los perfiles de tensión del área de influencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-7 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia P2- Contingencia. d. Cargabilidades – Contingencia Los análisis realizados bajo escenarios de indisponibilidad de elementos del sistema muestran un comportamiento consistente con los resultados en condición de Red Completa, evidenciando que, en términos generales, el proyecto genera impactos favorables sobre las restricciones del área. Sin embargo, la entrada en operación del tercer banco de autotransformador monofásicos 500/230 kV en la subestación Heliconia incrementa las restricciones asociadas a los enlaces Heliconia – Occidente 1 230 kV y Ancón Sur – Heliconia 230 kV. Este efecto es mitigado con la puesta en servicio del segundo circuito Heliconia – Occidente 2 230 kV, el cual permite reducir dichas restricciones a niveles incluso inferiores a los registrados en la condición sin proyecto.

Adicionalmente, se identifica un incremento relevante en la cargabilidad del enlace La Tasajera – Occidente 220 kV, que pasa de valores cercanos al 110 % en el escenario base a niveles superiores al 120 % con la entrada en operación del tercer banco de autotransformadores de Heliconia y del segundo circuito propuesto. No obstante, el enlace se mantiene dentro de su capacidad de emergencia (130%). En este contexto, el proyecto de expansión Interconexión Antioquia – Oriental, analizado en este capítulo, contribuye de manera positiva a la mitigación de dicho impacto.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-9 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-10 Evolución de los niveles de cargabilidad en el circuito Heliconia – Figura 3.2.2-8 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Occidente 1 230 kV – Red Completa.

Contingencia - Parte 1. e. Corrientes de cortocircuito El análisis de cortocircuito se desarrolla conforme a la metodología establecida en la norma IEC 60909:2016, considerando un escenario de máxima generación en el cual se modelan todas las unidades en servicio, con el fin de estimar los niveles máximos de corriente de cortocircuito. Adicionalmente, se representa la topología de la red bajo El análisis de la evolución de los niveles de cargabilidad del banco de autotransformadores Heliconia 1 500/230 kV y del enlace Heliconia – Occidente 1 230 kV a lo largo del período de análisis evidencia que el proyecto logra eliminar las restricciones que motivaron su formulación. En efecto, como se muestra en la Figura 3.2.2-9 y Figura 3.2.2-10, en ninguno de los años evaluados los niveles de cargabilidad superan los límites de cargabilidad en condición de emergencia de dichos elementos (130 %).

109 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL condiciones normales de operación, incorporando la totalidad de los elementos disponibles, con el objetivo de evaluar el mayor grado de enmallamiento del sistema.

La Figura 3.2.2-11 presenta los valores máximos de cortocircuito para fallas monofásicas y trifásicas en las subestaciones del área de influencia del proyecto, junto con las capacidades de interrupción correspondientes. Los resultados muestran un incremento en los niveles de cortocircuito como consecuencia del mayor enmallamiento generado por la conexión del proyecto, el cual reduce las impedancias equivalentes vistas desde las subestaciones y, en consecuencia, aumenta las corrientes de falla. No obstante, los incrementos atribuibles al proyecto son marginales y no generan afectaciones significativas en la mayoría de las subestaciones analizadas. Se observan incrementos más relevantes en las subestaciones Heliconia 230 kV y Occidente 230 kV, lo cual es consistente dado que son las subestaciones directamente impactadas por el proyecto. Sin embargo, los valores de corriente de cortocircuito se mantienen por debajo de las capacidades de interrupción de los equipos instalados.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-11 Resultados de cortocircuito en el área de influencia.

3.2.2.4. Análisis económico Cabe resaltar que, aunque el proyecto contribuye de forma leve al aumento de los niveles de cortocircuito en algunas instalaciones, las limitaciones en la capacidad de interrupción corresponden a una condición preexistente en varias subestaciones de la región. En este sentido, se insta a los Operadores y Transportadores representantes de las subestaciones con agotamiento en la capacidad de interrupción de presentar a la UPME las medidas necesarias orientadas al refuerzo de la capacidad de interrupción de sus subestaciones en el corto y mediano plazo, a fin de garantizar la seguridad operativa y la estabilidad del sistema eléctrico.

3.2.2.4.1. Costos (C)

La estimación de costos del proyecto se desarrolla a partir de las unidades constructivas establecidas en las Resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 011 de 2009, considerando las obras que lo conforman en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). A partir de esta información se determinan los costos de inversión 1400 1200 (CAPEX) y de operación y mantenimiento (OPEX) asociados a la obra evaluada, mediante una proyección de anualidades.

1000 800 En la tabla siguiente se presentan los valores presentes netos del STR y del STN, los cuales incorporan los costos de CAPEX y OPEX de la alternativa propuesta.

600 USD/MWh Tabla 3.2.2-2 Costos asociados al proyecto en UC.

400 200 Descripción Costos en USD 0 Costos del STN (VPN) $17,097,244.36 jul-35 jul-28 dic-34 dic-27 jun-31 jun-38 feb-29 feb-36 oct-33 oct-26 abr-30 abr-37 nov-30 nov-37 ago-25 ago-39 ago-32 sep-29 sep-36 ene-25 ene-39 ene-32 mar-33 mar-26 may-34 may-27 Costos del STR (VPN) $0 SIN CON Total (VPN) $17,097,244.36 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.2-12 Costo marginal con y sin proyecto de generación.

3.2.2.4.2. Beneficios (B)

3.2.2.4.3. Relación Beneficios- Costos A continuación, se presentan las relaciones beneficio/costo del proyecto de expansión propuesto, evaluadas para un horizonte de 25 años y calculadas a partir del valor presente neto (VPN) de los beneficios y de los costos.

Tabla 3.2.2-3 Relación Beneficio-Costo del proyecto.

Descripción Costos en USD Total beneficios (VPN) $3,148,139,886 Total costos (VPN) $17,097,244 Los beneficios del proyecto se asocian a la posibilidad de exportar e importar energía desde el área Antioquia–Chocó, considerando que, bajo determinados escenarios operativos, las restricciones de la red impiden el despacho completo de la generación disponible en el área. La estimación de dichos beneficios se realizó mediante la aplicación del Despacho Hidrotérmico Estocástico con Restricciones de Red (SDDP), a partir del cual se calcularon los precios marginales de la energía eléctrica con y sin la incorporación de los 1.200 MW de generación correspondientes a la segunda etapa del proyecto Ituango, para el período comprendido entre el 1 de enero de 2025 y el 31 de diciembre de 2039.

Relación B/C 92,07 Esta simulación fue realizada con base en el escenario 2 analizado en el Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2023-2037. Considerando:

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución x Una expansión fija del sistema compuesta por proyectos con compromisos 3.2.2.5. Conclusiones adquiridos en las subastas de OEF y CLPE, así como por proyectos con compromisos de conexión a la red de transmisión respaldados mediante garantías bancarias. x El proyecto Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV presenta una relación beneficio/costo (B/C) superior a uno (1), lo que indica que genera mayores beneficios que costos para el sistema eléctrico colombiano. x La generación habilitada por el proyecto de expansión incorpora 1.200 MW de capacidad adicional con tecnología hidráulica.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 110 DIARIO OFICIAL x El proyecto de expansión propuesto mitiga las altas cargabilidades que se presentan en los bancos de autotransformadores de la subestación Heliconia 500/230 kV y en el enlace Heliconia – Occidente 1 230 kV. x La obra de expansión propuesta no genera nuevas restricciones en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y presentan únicamente impactos marginales sobre las restricciones existentes. x Las problemáticas asociadas a los niveles de cortocircuito identificadas en el Heliconia 500 kV, las cuales constituyen los principales puntos de evacuación hacia la red de 500 kV. La capacidad limitada de la infraestructura existente para gestionar estos flujos, sumada a las restricciones presentes en los corredores de 220 kV, reduce la flexibilidad operativa del sistema y obliga a la imposición de límites de despacho para preservar condiciones de operación segura ante contingencias de tipo N-1. En este contexto, se evidencia la necesidad de una expansión estratégica del sistema de transmisión que permita optimizar los corredores de salida y asegurar la evacuación confiable de la energía generada en el área. área Antioquia–Chocó corresponden a condiciones preexistentes, por lo que se requiere la formulación de proyectos adicionales de expansión para su mitigación.

3.2.2.6. Recomendaciones Se recomienda la ejecución de los Refuerzos subestación Heliconia 500/230 kV, correspondientes a la construcción del tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación Heliconia, con Fecha de Puesta en Operación para el 31 de diciembre de 2028 y el segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV, con Fecha de Puesta en Operación para el 31 de diciembre de 2030. Toda vez que el proyecto tiene impactos positivos tanto en tensiones como en cargabilidades de los elementos que conforman el SIN.

Adicionalmente, el sistema presenta restricciones operativas durante periodos de baja generación interna en el área, asociados principalmente a condiciones de hidrología desfavorable, como las derivadas del fenómeno de El Niño. En estos escenarios, las subestaciones Heliconia 500/230 kV y San Carlos 500/230 kV actúan como nodos de importación desde la red de 500 kV, facilitando la redistribución de potencia hacia niveles inferiores del sistema. Sin embargo, ante una contingencia sencilla (N-1) en el enlace Antioquia – Heliconia 500 kV, se produce una alteración significativa en el balance de flujos, dejando al área con un único punto de conexión al nivel de 500 kV. Esta condición da lugar a fenómenos de subtensión de carácter sistémico, originados en el STN y amplificados en el Sistema de Transmisión Regional (STR) y el Sistema de Distribución Local (SDL), afectando la adecuada atención de la demanda en el área.

3.2.3. Interconexión Antioquia–Oriental – Subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas 3.2.3.1. Antecedentes Por su parte, el área Oriental atiende aproximadamente el 26 % de la demanda eléctrica nacional, lo que resalta su carácter estratégico dentro del SIN. En consecuencia, esta región ha sido objeto de atención prioritaria en los procesos de planeación, en los cuales se han identificado de manera recurrente, durante los últimos doce años, diversas problemáticas estructurales del sistema eléctrico, tal como se evidencia en los diferentes planes de expansión de transmisión. El crecimiento sostenido de la demanda, junto con la limitada oferta de generación al interior del área, ha hecho necesario el desarrollo de proyectos de carácter estructural que fortalezcan la capacidad del sistema y permitan atender de forma eficiente los requerimientos presentes y futuros.

El área Antioquia–Chocó se ha consolidado como uno de los principales polos de generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Actualmente, cuenta con una capacidad instalada aproximada de 7.147 MW, mientras que su demanda se estima en alrededor de 1.600 MW, lo que representa cerca del 22,4% de la energía generada en el área. Esta marcada diferencia entre generación y consumo origina un excedente significativo de energía con potencial de exportación hacia otras zonas del país, en particular hacia el área Oriental, principal centro de consumo nacional.

En el estado actual, la infraestructura de transmisión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) en el área Antioquia-Chocó opera cercana a sus límites técnicos, lo que ha derivado en sobrecargas en equipos de transformación y en determinados circuitos de transmisión. En particular, la elevada capacidad de exportación de energía ha generado un cuello de botella estructural en las subestaciones San Carlos 500 kV y En este contexto, el área Oriental se caracteriza por una alta dependencia de la importación de energía desde otras áreas del sistema, especialmente bajo condiciones de baja generación interna, lo que incrementa la exigencia sobre los corredores de transmisión existentes. La configuración actual de la red, el retraso en la entrada en operación de obras estructurales y la concentración de flujos en nodos estratégicos han conducido a condiciones operativas cada vez más exigentes, 3.2.3.2. Proyecto Propuesto particularmente ante contingencias sencillas (N-1) y periodos de mantenimiento. Estas condiciones ponen en evidencia limitaciones estructurales en términos de capacidad de transporte, perfiles de tensión y confiabilidad. Lo anterior ha sido reiteradamente señalado en los análisis y alertas emitidos por el Centro Nacional de Despacho (CND), tanto en el Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP) como en el de Mediano Plazo (IPOEMP), en los cuales se identifican restricciones recurrentes que comprometen la atención de la demanda y la operación segura del sistema en el área Oriental.

De acuerdo con las características del problema identificado, la solución se orienta al fortalecimiento del (STN) mediante el refuerzo de la capacidad de interconexión entre las áreas Antioquia – Chocó y Oriental, a través de un nuevo enlace con punto de conexión en Corzo 500 kV. Esta intervención tiene como objetivo mejorar el comportamiento eléctrico del sistema, particularmente en términos de perfiles de tensión y cargabilidad de los activos, garantizando condiciones adecuadas de confiabilidad y seguridad operativa.

En este contexto, a continuación, se presenta la alternativa recomendada producto de los análisis realizados. x Alternativa 0: Sin Proyecto En línea con lo anterior, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) propuso en el Plan de Expansión 2024 – 2038 la obra “Nueva Subestación Corzo 500/115 kV y líneas asociadas”, como parte de los análisis de planeamiento del STN, con el objetivo de fortalecer la infraestructura de transmisión en el área Oriental y mejorar las condiciones de atención de la demanda. En dicho plan se evaluaron alternativas de conexión de un enlace a nivel de 500 kV entre la subestación Corzo 500 kV y las subestaciones Primavera 500 kV o San Carlos 500 kV, las cuales presentaron desempeños técnicos similares en términos de cargabilidad y perfiles de tensión. No obstante, la conexión a Primavera 500 kV incrementa la criticidad operativa de esta subestación, que cumple un rol estratégico al articular las áreas Caribe, Antioquia, Nordeste y Oriental, y al concentrar la atención de la demanda del área Oriental en escenarios de contingencia.

Por su parte, aunque la alternativa de conexión a San Carlos 500 kV evidenció un mejor desempeño técnico y operativo, su localización dentro de la Reserva Forestal Protectora Regional Punchiná, sujeta a un régimen de preservación reforzado, impone restricciones ambientales significativas que dificultan su materialización. En consecuencia, ninguna de estas alternativas resultó viable dentro del marco del análisis desarrollado para dicho plan de expansión.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-1 Interconexión Antioquia Oriental – A0. x Alternativa 1: Con Proyecto o Subestación La Montera 500 kV mediante la intercepción del circuito Con base en lo anterior, y considerando tanto las restricciones estructurales identificadas en el área Antioquia – Chocó para la evacuación e importación de energía como las limitaciones en términos de importación, confiabilidad y perfiles de tensión en el área Oriental, la UPME inició la evaluación de una nueva alternativa de conexión. Esta busca fortalecer la interconexión entre ambas áreas, optimizar los corredores de transmisión existentes y mejorar las condiciones de atención de la demanda, en cumplimiento de los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos en el Código de Redes.

Antioquia – Porce III 500 kV, generando las líneas Antioquia – La Montera 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV. o Subestación La Montera 230 kV, reconfigurando los circuitos Porce – Barbosa 220 kV, Bello – El Salto 220 kV, Guadalupe IV – Barbosa 220 kV y Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera – Porce II 230 kV, La 111 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL En relación con la alternativa planteada, y teniendo en cuenta los plazos asociados a la ejecución de obras estructurales en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), la Fecha de Puesta en Operación (FPO) se fija para el 31 de diciembre de 2032, definiendo esta fecha también como el punto de partida del horizonte de análisis.

Montera – Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera – Guadalupe IV 2 230 kV, La Montera – El Salto 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera
- Barbosa 2 230 kV, La Montera – Bello 230 kV y La Montera – Occidente 230 kV. o Doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, conformado por dos circuitos, 3.2.3.3.
Análisis técnico cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios. o Tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 A continuación, se presentan los resultados más relevantes de los análisis eléctricos efectuados en condiciones de Red Completa y bajo contingencias sencilla (N-1), tanto para el escenario sin proyecto (A0) como para la alternativa evaluada (A1).

MVA cada banco, en la subestación La Montera. o Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la 3.2.3.3.1. Consideraciones y supuestos subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. o Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la Los resultados incluidos en esta sección se sustentan en las condiciones operativas, los supuestos y las consideraciones técnicas detallados en la sección siguiente. a. Horizontes de análisis subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV. o Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV, para los circuitos Antioquia – La Montera 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

Los análisis técnicos realizados por la UPME abarcan el periodo comprendido entre el año 2032, estimado como la Fecha de Entrada en Operación (FPO) del proyecto, y el año 2037. b. Proyectos de Expansión y Generación Los análisis realizados incorporan los proyectos de expansión aprobados por la UPME y aquellos adoptados oficialmente por el Ministerio de Minas y Energía en versiones anteriores del Plan de Expansión de Transmisión. A continuación, se relacionan los principales proyectos de expansión incluidos en el análisis. x UPME 03 – 2010: Chivor – Norte – Bacatá 230 kV. x UPME 01 – 2013: Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500 kV. x Subestación Norte 115 kV y líneas asociadas. x UPME 07 – 2016: Línea de Transmisión Virginia – Nueva Esperanza 500 kV. x UPME 03 – 2023: Bahía Nueva Esperanza 500 kV. x Segundo Transformador Nueva Esperanza 500/115 kV. x UPME 01 – 2024: Nueva Subestación Sopó 230 kV y líneas de transmisión asociadas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución x Nueva Subestación Corzo 500/115 kV y líneas asociadas. x Subestación Tren Occ 115 kV y líneas asociadas. x Subestación Occidente 115 kV y líneas asociadas.

Figura 3.2.3-2 Interconexión Antioquia Oriental – A1. x Subestación Montevideo 115 kV y líneas asociadas. x Subestación Porvenir 115 kV y líneas asociadas. d. Condiciones Operativas x Subestación Puerto Gaitán 230/115 kV y líneas asociadas STR y STN (proyecto x El modelo de red considera el cierre del enlace Apartadó – Caucheras 110 kV a propuesto en el presente documento). x Nueva Subestación Amanecer 500/220/115 kV y líneas asociadas. x Compensador estático variable (SVC) 30 MVAr Subestación Cértegui 115 kV. x UPME 01 – 2023: Segundo Transformador Primavera 500/230 kV. x UPME 03 – 2021: Subestación Carrieles y líneas de transmisión asociadas 230 partir de 2030, en la actualidad operado en condición normalmente abierta en el extremo de la subestación Caucheras 110 kV, como resultado de la ejecución del proyecto Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño. x Se considera el enlace de Guateque – Sesquilé 115 kV abierto en el extremo de Guateque 115 kV, para todo el horizonte de análisis. kV. x UPME 10 – 2021: Subestación Corrientes 230 kV y líneas de transmisión e. Evaluación de la Demanda de Energía Eléctrica asociadas. x UPME 05 – 2024: Subestación Nueva Quibdó 220 kV y líneas de transmisión asociadas. x UPME STR 02 – 2025: Subestación Nueva Quibdó 115 kV y líneas de transmisión Los valores de demanda empleados en el análisis se obtuvieron a partir de los reportes del Centro Nacional de Despacho (CND) y del Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo. Para el estudio, se utilizaron las demandas asociadas a las áreas operativas de Antioquia y Oriental, garantizando la representación adecuada de las particularidades regionales dentro del modelo eléctrico. asociadas. x Interconexión Nordeste y Urabá Antioqueño. x Nueva subestación Lagunas 110 kV y obras asociadas. x Nueva subestación Carrieles 110 kV y obras asociadas. x Nueva subestación Guárcama 110 kV y obras asociadas. x Nueva subestación Corrientes 110 kV y obras asociadas. x Refuerzo subestación Heliconia 500/230 kV (proyecto propuesto en el presente Cabe resaltar que los escenarios de demanda regional no necesariamente coinciden con la fecha de máxima demanda nacional. En consecuencia, el análisis se desarrolló tomando como referencia los días y períodos de mayor exigencia para las regiones, utilizando dichos valores como base para la distribución del pronóstico de demanda de la UPME en las subestaciones del sistema. documento). x Proyecto de expansión del Valle de Aburrá.

Asimismo, el análisis considera los proyectos de generación y carga que actualmente se encuentran en operación comercial, los que se encuentran en ejecución y aquellos que disponen de un concepto vigente de conexión aprobado por la UPME.

La proyección de la demanda a lo largo del horizonte de estudio se construyó con base en el documento “Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2025–2039 – Revisión Julio 2025”, cuyos valores fueron incorporados al modelo para simular el comportamiento futuro de la red bajo diferentes condiciones de generación y carga.

Finalmente, se empleó el modelo de red elaborado por el CND, y las validaciones eléctricas de flujos de carga y de cortocircuito se desarrollaron en el software Power Factory DIgSILENT. Cabe destacar que dicho modelo incluye los activos del STN y el STR.

Se consideraron principalmente los escenarios de demanda máxima, media y mínima, lo cual permitió evaluar de forma detallada los perfiles de tensión en el oriente antioqueño, así como identificar potenciales sobrecargas en los activos de transmisión bajo condiciones críticas de operación. c. Nueva demanda de potencia f. Escenarios de Generación de Energía Para el análisis realizado, se consideró la demanda vegetativa del SIN y aquella relacionada con los Grandes Consumidores de Energía (GCE) que contaran con concepto vigente de capacidad asignada por la UPME.

Los escenarios de generación evaluados corresponden a condiciones operativas en las que se han identificado restricciones dentro de las áreas de estudio o en sus zonas aledañas, y en las que se evidencia un elevado nivel de exigencia sobre los activos de transmisión que interconectan ambos sistemas.

En consecuencia, para el horizonte de análisis 2032 – 2037 se definieron los siguientes escenarios de generación:

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 112 DIARIO OFICIAL

- G0: Alta generación en el área Antioquia – Baja generación en Córdoba - Sucre.

- G1: Baja generación en el área Antioquia – Alta generación en Córdoba - Sucre.

- G2: Baja generación en el área Antioquia – Baja generación en Córdoba - Sucre.

Guayabal 220 y Tasajera 220), su integración introduce nuevos desafíos para el control de tensión en la red regional. Se ha identificado que la nueva configuración induce sobretensiones que superan el límite operativo de 1.1 p.u. en un grupo significativo de subestaciones, entre las que destacan San Carlos 230 kV, Primavera 230 kV, Envigado 220 kV, Guatapé 220 kV, Jaguas 230 kV y Oriente 220 kV, entre otras.

- G3: Alta generación en el área Antioquia – Alta generación en Córdoba - Sucre.

- G4: Alta generación en Antioquia a 500 kV y baja generación en el área en niveles de tensión inferiores.

- G5: Alta generación en el área Antioquia – Baja generación Caribe.

- G6: Alta generación en el área Antioquia – Baja Generación en Oriental.

- G7: Baja generación en el área Antioquia – Alta generación en Caribe.

- G8: Alta generación en el área Antioquia a niveles de 220 kV e inferiores – Baja generación en Antioquia 500 kV – Baja generación en Caribe.

- G9: Alta generación en el área Antioquia 500 kV – Baja generación en Antioquia a niveles de 220 kV e inferiores.

- G10: Baja Generación en el área Oriental, principalmente en la Cadena del Río Bogotá.

- G11: Máxima generación en el área Suroccidental y en el sur del área Oriental, con mínima generación en el resto del área Oriental.

- G12: Baja Generación en el área Oriental, principalmente en las unidades de Chivor y Guavio.

Es importante señalar que, en los escenarios de baja generación, no se consideraron las restricciones asociadas con la generación de seguridad definida por el CND. Dicho esquema se despliega únicamente bajo condiciones operativas específicas para preservar la seguridad del sistema, por lo que su operación sostenida indicaría limitaciones estructurales que deben ser atendidas mediante una adecuada planeación de la expansión.

3.2.3.3.2. Análisis de Resultados a. Tensiones – Red Completa Si bien la entrada en operación de la Interconexión Antioquia – Oriental representa un beneficio estructural para el área Antioquia – Chocó al robustecer los perfiles de tensión en nodos críticos de 500 kV y 220 kV (como Heliconia 500, San Carlos 500, Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-3 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Red Completa.

La Figura 3.2.3-4 presenta la comparación del número de restricciones asociadas a los perfiles de tensión en el área Antioquia – Choco, para los escenarios con y sin la entrada en operación del proyecto. La primera figura representa los escenarios G0 a G4. La segunda figura representa los escenarios G5 a G9.

Los resultados muestran que, en ningún año del horizonte de análisis, el número de restricciones con el proyecto excede las registradas en la condición sin proyecto. En este sentido, los impactos asociados al proyecto resultan mayoritariamente favorables, al contribuir a la reducción de restricciones y, por ende, a la mejora en la calidad de la prestación del servicio de energía eléctrica.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-4 Número de restricciones por año - Tensiones en Red completa.

Por su parte, la Figura 3.2.3-5, presenta los perfiles de tensión en red completa para distintas subestaciones del área Oriental, para las alternativas (A0) y (A1).

113 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL razón por la cual le corresponde proponer proyectos de expansión que brinden solución a esta problemática. Sin embargo, se precisa que la UPME se encuentra evaluando alternativas de expansión que permitan mitigar las condiciones de subtensión identificadas en esta zona del área Oriental.

Ahora bien, al considerar la entrada en operación del proyecto en cuestión (A1), se observa una mejora en el comportamiento de los perfiles de tensión en las distintas subestaciones del área Oriental, evidenciándose únicamente subtensiones en la subestación San José del Guaviare 115 kV debido a su condición de radialidad, tal como se expuso previamente, por lo que la solución de dicha problemática no se encuentra dentro del alcance del presente proyecto.

Por otra parte, es preciso aclarar que en los presentes resultados no se evidencian las problemáticas de subtensión en las subestaciones Puerto Gaitán 115 kV, Puerto López 115 kV y Campobonito 115 kV, previamente reportadas por el operador del sistema, XM, debido a que en los análisis se tuvo en cuenta el proyecto propuesto en este documento, titulado “Subestación Puerto Gaitán 230 kV y líneas asociadas”, el cual soluciona de fondo dichas problemáticas. Lo anterior se realizó con el propósito de evidenciar el comportamiento del área Oriental considerando de manera conjunta ambos proyectos de expansión.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución b. Cargabilidades – Red Completa Figura 3.2.3-5 Perfiles de tensión en distintas subestaciones del área Oriental - Red Completa.

El análisis de cargabilidades considera las líneas y transformadores localizados en la zona de impacto del proyecto, así como las principales restricciones identificadas por la UPME y XM en sus informes operativos de mediano y largo plazo. Entre estas se destacan las sobrecargas del enlace Heliconia – Occidente 230 kV, y las restricciones asociadas a los transformadores de San Carlos 500/230 kV.

Se observa que, bajo condiciones normales de operación, los perfiles de tensión de la mayoría de las subestaciones del área Oriental, sin considerar el proyecto propuesto (A0), se encuentran dentro de los rangos establecidos por la regulación vigente. No obstante, la subestación San José del Guaviare 115 kV presenta valores de tensión por debajo del límite inferior establecido por la regulación vigente, situación que ha sido previamente reportada por el Operador del Sistema, XM, en sus Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano y Largo Plazo.

Los resultados indican que el proyecto actualmente presentado genera variaciones positivas en las cargabilidades de dichos elementos, reduciéndolas significativamente. Sin embargo, para las restricciones en la zona de la subestación La Sierra 230 kV más específicamente para el enlace La Sierra – San Carlos 230 kV y para los transformadores de esta subestación, el impacto de la cargabilidad disminuye de manera marginal, lo que indica que se necesita un proyecto adicional por definir para mitigar estas restricciones.

Estas condiciones se deben principalmente a que dicha subestación corresponde a una radialidad de aproximadamente 187 km, conectada desde la subestación Granada 115 kV. Al respecto, es pertinente aclarar que el OR correspondiente, es el responsable de la planeación del sistema que opera, de conformidad con lo establecido en el numeral 3 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-7 Número de restricciones por año - Cargabilidades en Red completa.

Figura 3.2.3-6 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Red Completa.

La Figura 3.2.3-7 muestra la comparación del número de restricciones asociadas a los niveles de cargabilidad de los elementos del área Antioquia-Choco dentro del área de influencia, en los escenarios con y sin la entrada en operación del proyecto. La primera figura representa los escenarios G0 a G4. La segunda figura representa los escenarios G5 a G9.

En lo que se refiere al área Oriental, como se puede observar en la Figura 3.2.3-8, en condiciones normales de operación, tanto sin la entrada del proyecto propuesto (A0) como con su entrada en operación (A1), las cargabilidades de los distintos elementos del área Oriental se mantienen por debajo del 100%. No obstante, se evidencia un leve incremento en la cargabilidad de algunos elementos, como por ejemplo las líneas de transmisión Fontibón – Salitre 115 kV y Corzo – Fontibón 115 kV, el cual se explica por el aumento de la capacidad de importación del área a través de la subestación Corzo 500 kV. Sin embargo, dicho incremento no supera los límites de cargabilidad de los elementos analizados.

Los resultados evidencian que, a lo largo de todo el horizonte de análisis, el número de restricciones con el proyecto es igual o inferior a las registradas en la condición sin proyecto.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 114 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-8 Perfiles de cargabilidad para distintos elementos del área Oriental - Red Completa. c. Tensiones – Contingencias Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-9 Perfiles de tensión en las subestaciones del área de influencia - Contingencia.

De manera consistente con los resultados de Red Completa, dentro del área de influencia del proyecto en el área operativa Antioquia – Oriental, la entrada en operación del proyecto genera una mejora en los perfiles de tensión a nivel del STN mitigando las subtensiones existentes en los diferentes escenarios de generación, impactando directamente a las subestaciones que están presentando restricciones tanto del STN como del STR. De manera similar aquellas subestaciones que en red completa superaban el 1.1 p.u. con la entrada del proyecto, también presentan sobretensiones en escenarios de demanda mínima.

De igual manera que para los resultados en condición de Red Completa, el número de restricciones asociadas a los perfiles de tensión bajo escenarios de contingencia sencilla (N-1) no excede las registradas en la condición sin proyecto, por el contrario, con la entrada en operación del proyecto, dichas restricciones se reducen en todos los casos analizados. Este comportamiento se explica porque el proyecto permite mitigar las restricciones existentes en el área de Antioquia – Chocó, las cuales han constituido una limitante para el crecimiento de la demanda. La primera figura representa los escenarios G0 a G4. La segunda figura representa los escenarios G5 a G9.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-11 Perfiles de tensión en distintas subestaciones del área Oriental - Contingencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-10 Número de restricciones por año - Tensiones ante contingencia.

A partir de la Figura anterior, se observa que, para el escenario sin proyecto (A0) se presentan condiciones de subtensión en la mayoría de las subestaciones del área Oriental, las cuales se manifiestan principalmente ante la contingencia Bacatá – Primavera 500 kV, considerando un escenario de baja generación en el área. Bajo estas condiciones, se registran niveles de tensión inferiores al límite regulatorio establecido, alcanzando incluso valores por debajo de 0,8 p.u.

Por otro lado, para el área Oriental, ante contingencia sencilla (N-1), se evidencia el comportamiento en los perfiles de tensión mostrado en la Figura 3.2.3-11.

La mitigación de esta problemática sin recurrir a obras de expansión requeriría la disponibilidad de una mayor cantidad de unidades de generación en el área, lo cual limita la posibilidad de realizar mantenimientos en los distintos elementos del SIN, además de reducir la flexibilidad operativa del sistema.

115 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Ahora bien, al considerar la entrada en operación del proyecto (A1), se observa que se mitigan las condiciones de subtensión identificadas en la mayoría de las subestaciones del área Oriental, lo cual permite reducir la necesidad de disponer de unidades de generación en el área. Adicionalmente, el proyecto incrementa el límite de importación de potencia hacia esta zona del país, contribuyendo a mejorar la flexibilidad operativa y la confiabilidad del SIN.

No obstante, como se describió anteriormente, persisten condiciones de subtensión en algunas subestaciones, tales como San José del Guaviare 115 kV, Granada 115 kV, Villeta 115 kV, entre otras, las cuales obedecen a condiciones de radialidad. La solución de dichas problemáticas no se encuentra dentro del alcance del presente proyecto y requiere el análisis y propuestas de obras estructurales adicionales. d. Cargabilidades – Contingencias Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-12 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 1.

Para el caso de los elementos evaluados en el área Antioquia – Choco, los resultados obtenidos bajo escenarios de indisponibilidad de elementos del sistema evidencian un comportamiento similar al observado en condición de Red Completa. El proyecto presenta impactos positivos significativos sobre la eliminación de las restricciones asociadas a los elementos: los transformadores de las subestaciones San Carlos 500/230, Primavera 500/230 y Heliconia 500/230 y, en los enlaces Porce III – San Carlos 500 kV, La Tasajera – Occidente 220 kV, Heliconia – Occidente 230 kV y Ancón Sur – Heliconia 230 kV.

Sin afectar los efectos positivos anteriores, se observan sobrecargas del transformador de la subestación La Sierra 230/115 kV y el enlace La sierra – San Carlos 230 kV, siendo necesaria la propuesta de obras adicionales que mitiguen estas restricciones.

Adicionalmente, en la Figura 3.2.3-13 se muestran los niveles de cargabilidad de los nuevos elementos incorporados como resultado de las intervenciones contempladas en el proyecto de expansión propuesto, los cuales, según los resultados del análisis, presentan cargabilidades inferiores a la capacidad de emergencia bajo condiciones de contingencia sencilla (N-1) consideradas durante los análisis.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-13 Perfiles de cargabilidad de los elementos del área de influencia - Contingencia - Parte 2.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-14 Número de restricciones por año – Cargabilidades ante contingencia.

De forma consistente con los resultados presentados en condición de Red Completa, el análisis bajo escenarios de contingencia sencilla (N-1) muestra que el número de restricciones asociadas a los niveles de cargabilidad de los elementos del área de influencia del proyecto es comparable al observado en dicha condición. Este comportamiento indica que el proyecto propuesto no introduce impactos relevantes sobre las cargabilidades del área Antioquia – Chocó, dado que no da lugar a nuevas restricciones en el sistema y mitiga o reduce las existentes. La primera figura representa los escenarios G0 a G4. Por otro lado, la segunda figura representa los escenarios G5 a G9.

Al considerar las cargabilidades en las diferentes líneas de transmisión y transformadores de potencia del área Oriental, ante la condición de contingencia sencilla (N-1), se obtienen los resultados presentados en la Figura 3.2.3-15.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 116 DIARIO OFICIAL Esta condición podría verse acentuada ante eventuales retrasos en la entrada en operación del proyecto Norte 500/230/115 kV (UPME 01 – 2013, UPME 03 – 2010 y Norte 115 kV y líneas asociadas), dado que en dicho escenario se incrementa la importación de potencia a través de los enlaces La Montera – Corzo 1 y 2 500 kV.

Considerando lo anterior, a continuación, se presentan los resultados de un ejercicio de sensibilidad, en el cual se evalúan dos escenarios con diferentes valores de corrientes nominales definidos para los enlaces con mayor afectación asociados a la subestación Corzo. Este ejercicio buscando evaluar posibles requerimientos de cara a lograr la materialización de los beneficios totales del proyecto Interconexión Antioquia – Oriental.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-15 Perfiles de cargabilidad para los distintos elementos del área Oriental - Figura 3.2.3-16 Perfil de cargabilidades para los elementos asociados con la subestación Contingencia.

Corzo 115 kV – 800 A - Contingencia.

Se evidencia que la entrada en operación del proyecto propuesto (A1) permite reducir la cargabilidad de diversos elementos del área Oriental, destacándose las líneas de transmisión Noroeste – Purnio 1 y 2 230 kV, las cuales presentaban altas cargabilidades ante la contingencia Bacatá – Primavera 500 kV. Esta condición, actualmente y de acuerdo con lo reportado por XM en sus Informes de Planeamiento Operativo de Mediano y Largo Plazo, obliga a limitar la potencia de importación a través de dicho enlace.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-17 Perfil de cargabilidades para los elementos asociados con la subestación Corzo 115 kV – 1200 A - Contingencia.

Si bien la entrada en operación de la línea Virginia – Nueva Esperanza 500 kV mitiga la problemática anteriormente descrita en los enlaces Noroeste – Purnio 230 kV, con la puesta en servicio del proyecto actualmente en evaluación, se logra un mayor impacto reduciendo las cargabilidades de estos elementos a valores inferiores al 80 %.

Al considerar el incremento significativo en la capacidad de importación del área Oriental, se observa que el proyecto (A1) afecta las cargabilidades de algunos elementos dentro de la zona respecto al caso sin proyecto (A0). En particular, en las líneas de transmisión del STR asociadas a la subestación Corzo 115 kV, las cuales evidencian aumentos significativos, llegando incluso a valores superiores del 90%.

Frente a la situación planteada y considerando los resultados anteriores, la UPME recomendó al OR, Enel Colombia, considerar la repotenciación de las líneas de transmisión Tren Occidente – Mosquera 115 kV y Tren Occidente – Noroeste 115 kV a una capacidad de 1200 A, con el propósito de que cuando sean reconfiguradas en las líneas de expansión futuras Corzo – Occidente 115 kV y Corzo – Mosquera 115 kV, estas cuenten con dicha capacidad al momento de su entrada en operación. e. Cortocircuito El análisis de cortocircuito se desarrolla de acuerdo con la metodología definida en la norma IEC 60909-2016, considerando un escenario de máxima generación en el que se modelan todas las unidades en servicio, con el propósito de estimar los niveles máximos de cortocircuito. Adicionalmente, se representa la topología de la red en condiciones normales de operación, incorporando la totalidad de los elementos disponibles, a fin de evaluar el mayor nivel de enmallamiento del sistema.

La Figura 3.2.3-18 presenta los valores máximos de cortocircuito para las subestaciones en el área de Antioquia - Choco, considerando fallas monofásicas y trifásicas, junto con las capacidades de interrupción asociadas a cada una de ellas.

Los resultados evidencian que los niveles de cortocircuito se incrementan debido al mayor enmallamiento generado por la conexión del proyecto, el cual reduce las impedancias equivalentes vistas desde las subestaciones y, en consecuencia, aumenta las corrientes de cortocircuito. Este efecto se evidencia en el impacto directo sobre las subestaciones de El Salto 220 Kv, Porce 220 kV, Bello 220 kV y Barbosa 220 kV, lo que indica que se necesitan medidas de mitigación y modernización de estas subestaciones.

En relación con las subestaciones que exceden su capacidad de interrupción tras la entrada en operación del proyecto, se identifica únicamente la subestación Barbosa 230 kV, la cual presenta una superación de su capacidad del 24,9 %. Este comportamiento corresponde a un efecto esperado, asociado a la proximidad de dicha subestación con la nueva subestación La Montera 500/230 kV. Esta condición fue informada al propietario y administrador del activo (EPM), con el propósito de que el mismo proponga un plan de acción que considere medidas de mitigación y modernización de la subestación.

Cabe resaltar que, aunque el proyecto contribuye de forma significativa al aumento de los niveles de cortocircuito en algunas subestaciones, las limitaciones en la capacidad de interrupción corresponden a una condición preexistente en varias subestaciones del área. En este sentido, resulta necesario implementar medidas orientadas al refuerzo de la capacidad de interrupción en el mediano y largo plazo, a fin de garantizar la seguridad operativa y la estabilidad del SIN.

Frente a los niveles de cortocircuito del área Oriental, en la Figura 3.2.3-19, se presentan los resultados para las subestaciones más relevantes.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-18 Resultados de cortocircuito en el área de influencia.

117 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 3.2.3.4. Análisis Económico 3.2.3.4.1. Costos (C)

La estimación de los costos del proyecto se realiza con base en las Unidades Constructivas (UC) definidas en las Resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 011 de 2009, considerando las obras que lo conforman dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN). A partir de esta información, se determinan los costos de inversión (CAPEX) y de operación y mantenimiento (OPEX) asociados a la alternativa evaluada, mediante la correspondiente proyección de anualidades.

En la siguiente tabla se presentan los valores presentes netos del Sistema de Transmisión Nacional (STN), los cuales incorporan los costos de CAPEX y OPEX de la alternativa propuesta.

Tabla 3.2.3-1 Costos asociados al proyecto en UC.

Descripción Costos en USD Costos del STN (VPN) $422,466,608 Total (VPN) $422,466,608 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.2.3-19 Resultados de cortocircuito en el área Oriental.

3.2.3.4.2. Beneficios (B)

Se efectuó la valoración económica del proyecto propuesto, en un horizonte de 25 años, mediante la estimación de los beneficios asociados con la reducción de Demanda No Atendida (DNA) causada por efectos del agotamiento de la red, así como de la energía no suministrada (ENS) con ocasión de la realización de eventos contingentes en activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

3.2.3.4.3. Relación Beneficio-Costo (B/C)

Se evidencia que, en la mayoría de las subestaciones del área Oriental, se presenta un incremento en los niveles de cortocircuito al considerar la inclusión del proyecto propuesto (A1). Este comportamiento se explica principalmente por la incorporación del doble enlace La Montera – Corzo 500 kV, el cual incrementa el grado de enmallamiento del STN dentro del SIN y reduce la impedancia equivalente vista desde las subestaciones del área Oriental. Como consecuencia, se incrementan los aportes de corriente de cortocircuito provenientes del área de Antioquia hacia el área Oriental.

El análisis beneficio/costo (B/C) se realizó específicamente para la alternativa propuesta. En consecuencia, en la presenta sección se presenta la relación beneficio/costo calculada para un horizonte de evaluación de 25 años, asociada a la construcción del proyecto, cuyo alcance comprende: x Subestación La Montera 500/230 kV que reconfigura la línea Antioquia - Porce La subestación en la que se evidencia un mayor impacto corresponde, principalmente, a Nueva Esperanza 115 kV, donde los niveles de cortocircuito superan su capacidad de interrupción. Esta condición constituye una señal clara de proponer, por parte de los representantes de los activos, un plan de acción de mediano y largo plazo orientado a aumentar las capacidades de interrupción de las distintas subestaciones del área, con el fin de garantizar la operación segura y confiable del sistema ante fallas.

III 500 kV en Antioquia - La Montera - Porce III 500 kV y contempla la interconexión del área de Antioquia con el área Oriental a través de un doble x Las problemáticas asociadas a los niveles de cortocircuito identificadas en el circuito La Montera - Corzo 500 kV. Adicionalmente, reconfigura las siguientes líneas: o Guadalupe IV – Occidente 220 kV en Guadalupe IV – La Montera – área Antioquia – Chocó y Oriental corresponden a condiciones preexistentes, por lo que se requiere la formulación de proyectos adicionales de expansión para su mitigación. x Las problemáticas asociadas a los niveles de cortocircuito identificada en la Occidente 230 kV. o Barbosa – Guadalupe IV 220 kV en Barbosa – La Montera – Guadalupe IV 230 kV. o Bello – El Salto 220 kV en Bello – La Montera – El Salto 230 kV. o Barbosa – Porce II 220 kV en Barbosa – La Montera – Porce II 230 kV.

Subestación Barbosa 220 kV corresponde al enmallamiento propio del sistema debido a la entrada del proyecto, por lo que se requiere la formulación de proyectos adicionales para la mitigación de la restricción. x Los resultados obtenidos muestran una mejoría en los perfiles de tensión de las Al efecto se calculó el valor presente neto (VPN) de los beneficios y de los costos del proyecto de expansión, con lo cual se determinó que la relación Beneficio/ Costo resulta ser superior a 1 como se observa en la siguiente Tabla:

Tabla 3.2.3-2 Beneficio - Costo Proyecto Propuesto. áreas Antioquia – Chocó y Oriental, fortaleciendo el desempeño operativo del sistema y contribuyendo al cumplimiento de los criterios de calidad y confiabilidad del SIN. x Para el área Oriental, la alternativa evaluada permite mejorar los perfiles de VPN - USD Total, Beneficios $4.682.331.605 Total, Costos $422.466.608 Relación B/C 11,08 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución tensión en las distintas subestaciones del área de influencia. No obstante, se evidencia que dicha mejora es de carácter parcial, toda vez que la solución no resuelve de manera estructural las problemáticas del área, siendo necesaria la entrada en operación del Proyecto Norte 500/230/115 kV el cual se encuentra en construcción, esto, para lograr que los niveles de tensión en algunas subestaciones se sitúen de forma sostenida por encima de 0,9 p.u., esto se observa en mayor medida en la sabana Norte de Bogotá. x La incorporación del nuevo enlace fortalece la capacidad de importación de energía hacia el área Oriental, disminuyendo la necesidad de respaldar la atención de la demanda exclusivamente con generación interna y mitigando las restricciones operativas asociadas a escenarios de baja generación local.

El proyecto propuesto aporta beneficios significativos al sistema eléctrico, al mejorar de manera estructural su confiabilidad y capacidad de transmisión. Desde el punto de vista de su viabilidad económica, se evidencia que la relación beneficio/costo es superior a 1, lo cual respalda y justifica su ejecución. En consecuencia, el proyecto genera un retorno económico positivo y contribuye de forma favorable al desarrollo y fortalecimiento del sistema de transmisión en las áreas operativas de Antioquia y Oriental.

3.2.3.6. Fecha de Puesta en Operación 3.2.3.5. Conclusiones x El proyecto Interconexión Antioquia – Oriental presenta una relación beneficio/costo (B/C) superior a uno (1), lo que indica que genera mayores beneficios que costos para el SIN. x El proyecto de expansión propuesto mitiga las altas cargabilidades que se La obra de expansión considerada tiene una Fecha de Puesta en Operación (FPO) prevista para el 31 de diciembre de 2032, la cual se tomó como referencia para el desarrollo de la evaluación técnica y para el análisis de los impactos del proyecto a lo largo del horizonte de planeamiento. Esta fecha permite contextualizar los resultados obtenidos en función de la evolución esperada de la demanda, la entrada en operación de otras infraestructuras y las condiciones del sistema previstas para dicho periodo, garantizando así la coherencia y consistencia de los análisis realizados.

3.2.3.7. Recomendaciones presentan en los transformadores de las subestaciones San Carlos 500/230 kV, Primavera 500/230 kV y Heliconia 500/230 kV, también reduce las cargabilidades de los enlaces Porce III – San Carlos 500 kV, Tasajera – Occidente 220 kV, Heliconia – Occidente 230 kV y Ancón Sur – Heliconia 230 kV. x La obra de expansión propuesta no genera impactos marginales sobre las Durante el desarrollo de este capítulo se evaluó el desempeño técnico del proyecto asociado a la Subestación La Montera en los niveles de tensión de 500 kV y 230 kV, restricciones existentes.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 118 DIARIO OFICIAL analizando su impacto sobre la operación del sistema eléctrico en el área de influencia, en términos de perfiles de tensión, cargabilidad de los activos y niveles de cortocircuito, tanto en condiciones normales de operación como bajo contingencias sencillas (N-1).

3.3. Área Oriental 3.3.1. Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras Adicionalmente, se analizaron los efectos de la integración del proyecto al Sistema de Transmisión Nacional y Regional, considerando la reconfiguración de la infraestructura existente en los niveles de 500 kV y 230 kV, así como su comportamiento a lo largo del horizonte de análisis. Los resultados obtenidos evidencian que la solución propuesta permite fortalecer la capacidad de transmisión del sistema, facilitar la redistribución de los flujos de potencia y mejorar las condiciones de confiabilidad y seguridad operativa, sin introducir nuevas restricciones relevantes en la operación del sistema. asociadas Con base en lo anterior, la Unidad recomienda la ejecución del proyecto:

3.3.1.1. Introducción La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) tiene como misión fundamental la planificación energética de Colombia, garantizando que el crecimiento de la demanda sea cubierto de manera eficiente mediante el uso adecuado de los recursos energéticos disponibles, tanto convencionales como no convencionales, según lo establecido en la Ley 143 de 1994. Dentro de este marco, la UPME es responsable de elaborar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN)46, un instrumento clave que guía los esfuerzos del Estado y los actores privados en la provisión de energía eléctrica de manera segura y confiable.

En el ejercicio de esta función, la UPME ha identificado, a través de información suministrada por diversos agentes del sector, situaciones críticas que comprometen los estándares de calidad, seguridad y confiabilidad del sistema 47, tal como lo estipula el Código de Redes (Resolución CREG 025 de 1995).

Entre las principales problemáticas identificadas se encuentra la insuficiencia de infraestructura de transmisión tanto del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y del Sistema de Transmisión Regional (STR), para garantizar el cumplimiento de los

- Subestación La Montera 500 kV mediante la intercepción del circuito Antioquia
- Porce III 500 kV, generando las líneas Antioquia – La Montera 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.
- Subestación La Montera 230 kV, reconfigurando los circuitos Porce – Barbosa 220 kV, Bello – El Salto 220 kV, Guadalupe IV – Barbosa 220 kV y Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera - Porce II 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 2 230 kV, La Montera - El Salto 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera – Barbosa 2 230 kV, La Montera - Bello 230 kV y La Montera - Occidente 230 kV.
- Doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, conformado por dos circuitos, cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios.
- Tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada banco, en la subestación La Montera.
- Se recomienda que la capacidad de interrupción de las subestaciones La Montera 230 kV y La Montera 500 kV sea de 63 KA.
- Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.
- Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.
- Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para los circuitos Antioquia – La Montera 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

46 Ministerio de Minas y Energía. (2011). Decreto 4130 de 2011 por el cual se reasignan funciones a la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME. Diario Oficial No. 48.242. https://www.alcaldiabogota.gov.co/sisjur/normas/Norma1.jsp?i=44685 47 En concordancia con la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (1998) y la Resolución CREG 070 de 1998, por la cual se establecen criterios de confiabilidad y seguridad del SIN. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0070_1998.htm de la evaluación económica, así como las conclusiones y recomendaciones derivadas del estudio.

3.3.1.2. Antecedentes criterios de tensión en la subárea eléctrica del Meta, la cual comprende la totalidad del departamento del Meta y desde donde se atiende y se conecta desde el STN, a través del STR, la única subestación que abastece la demanda del departamento del Guaviare. El crecimiento natural de la demanda en esta subárea, incrementado las exigencias sobre la red existente, particularmente en las subestaciones Puerto Gaitán 115 kV, Campobonito 115 kV y San José del Guaviare 115 kV.

En el año 2024, el Centro Nacional de Despacho (CND) informó a la UPME la declaratoria de alerta para la atención de la demanda en las subestaciones Suria 115 kV, Puerto López 115 kV, Campobonito 115 kV y Puerto Gaitán 115 kV, asociada a la limitada robustez de la red de transmisión en la subárea Meta. Esta condición se evidenció durante la ejecución de mantenimientos programados por el Operador de Red (OR) EMSA en la línea Campobonito – Puerto Gaitán 1 a 115 kV, escenario en el cual la ocurrencia de una contingencia adicional en las líneas Puerto Gaitán – Puerto López 1 a 115 kV o Campobonito – Puerto López 1 a 115 kV comprometía la atención de la demanda bajo los criterios de confiabilidad establecidos.

Adicionalmente, el retraso en la entrada en operación de proyectos de expansión previamente previstos, sumado a la evolución de la demanda, ha derivado en condiciones de subtensión bajo ciertos escenarios operativos. La topología asociada a la red existente y proyectada, si bien cuenta con una capacidad significativa de compensación reactiva mediante bancos de condensadores, resulta insuficiente para gestionar adecuadamente contingencias simples (criterio N-1)48 en los principales corredores de alimentación hacia Puerto Gaitán. En particular, la salida de servicio de alguno de estos enlaces genera reducciones importantes en los niveles de tensión en dicha subestación y en la subestación Campobonito 115 kV, afectando la calidad del suministro.

En el año 2025, aun con la entrada en operación, el 1 de abril, de los dos transformadores Santa Helena 1 y 2 de 150 MVA 230/115 kV que interconectan la subestación Suria 230 kV con la subestación Santa Helena 115 kV, el CND ha continuado reportando condiciones operativas restrictivas en la subárea Meta. En particular, ante escenarios de alta demanda en las subestaciones Campobonito 115 kV y Puerto Gaitán 115 kV, la ocurrencia de la contingencia Campobonito – Puerto López 1 a 115 kV genera bajos niveles de tensión, comprometiendo la atención de la demanda y el cumplimiento de los criterios de confiabilidad establecidos.

Como consecuencia de estas restricciones, el sistema ha requerido hacer uso intensivo de la totalidad de los recursos de compensación reactiva disponibles. Esta situación se acentúa en escenarios de mínima generación, limitando la capacidad de control de tensión y reduciendo los márgenes operativos ante contingencias, de modo que las acciones correctivas resultan, en algunos casos, insuficientes para garantizar el cumplimiento de los criterios técnicos establecidos.

Estas condiciones, junto con la configuración radial de la red y la dependencia de un número limitado de activos para el abastecimiento de la demanda, afectan la confiabilidad y la estabilidad operativa de la subárea Meta. En particular, incrementa la vulnerabilidad del sistema frente a eventos contingentes y restringe la capacidad de respuesta ante el crecimiento esperado de la demanda.

El presente informe describe, en primer lugar, la motivación de la obra a partir de la problemática detectada, la solución propuesta y los criterios empleados para su evaluación. Posteriormente, se presenta un análisis detallado de las restricciones del sistema y del impacto de la obra sobre estas. Finalmente, se exponen los resultados En línea con lo anterior, la UPME ha identificado que las condiciones operativas restrictivas señaladas por el CND tienden a acentuarse como resultado del crecimiento vegetativo de la demanda en la zona y de la proyección de nuevas cargas reportadas por el Operador de Red. Adicionalmente, el reducido número de puntos de importación desde el Sistema de Transmisión Nacional (STN) incrementa las exigencias eléctricas sobre el Sistema de Transmisión Regional (STR), limitando los márgenes operativos disponibles. Bajo este escenario, se prevé que en los próximos años uno de los principales desafíos del sistema sea el control de los niveles de tensión, particularmente en escenarios de baja generación interna. En atención a lo anterior, la Unidad inició un trabajo coordinado con el Operador de Red del área, orientado a validar la disponibilidad de espacio en subestaciones existentes y las posibilidades de utilización de la infraestructura actual para el tendido de nuevas redes. Como resultado de este análisis, la UPME estructuró tres alternativas de solución, las cuales se presentan y evalúan en las secciones posteriores del informe.

48 Esto definido en el marco de la Resolución CREG 022 de 2001 de la CREG; por la cual se establecen los criterios para la expansión, reposición y adecuación del Sistema de Transmisión Nacional. República de Colombia. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0022_2001.htm 119 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Finalmente, es importante resaltar que, en el año 2024, la UPME presentó los análisis asociados a la incorporación de la nueva subestación Aguaclara 230 kV50, destinada a conectar la subestación Aguaclara 115 kV ubicada en el municipio de Sabanalarga, en el departamento del Casanare, proyecto que contempla además la construcción de un doble circuito de 230 kV entre las subestaciones Chivor II, Aguaclara y Alcaraván, con el objetivo de reforzar la infraestructura del STN en el oriente del país y mejorar las condiciones de confiabilidad y capacidad de transferencia entre áreas operativas.

En este contexto, el incremento en las solicitudes de conexión de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en la subárea del Meta, junto con la generación ya existente, puede dar lugar a condiciones de atrapamiento de energía ante las limitaciones actuales de la red. En este sentido, el refuerzo del Sistema de Transmisión Regional (STR) y la incorporación de un nuevo punto de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) permiten mejorar la capacidad de evacuación de la energía generada, fortalecer la confiabilidad operativa y facilitar una integración más eficiente de estos recursos al sistema interconectado49.

3.3.1.3. Propuesta de Solución De acuerdo con las características del problema y en concordancia con lo expuesto anteriormente, la solución debe brindar fortalecimiento en la red del STR del departamento del Meta, para mejorar los perfiles de tensión en la región y las cargabilidades. Es por ello por lo que, a continuación, se muestran las tres alternativas analizadas:

3.3.1.3.1. Alternativa 1 De forma complementaria, es necesario resaltar que la red de transmisión que abastece la subárea presenta extensos tramos radiales. En particular, la longitud de la línea que conecta las subestaciones Santa Helena y Puerto López 115 kV es del orden de 60 km; la correspondiente al tramo Puerto López – Puerto Gaitán 115 kV es cercana a 110 km; y el corredor que interconecta las subestaciones Puerto López, Campobonito y Puerto Gaitán 115 kV alcanza aproximadamente 122 km. Como resultado de esta configuración, la distancia efectiva desde el punto de conexión al STN hasta la última subestación de uso, correspondiente a Puerto Gaitán 115 kV, es del orden de 190 km, lo que incrementa las exigencias operativas del sistema y limita los márgenes de control de tensión.

Contempla la construcción de un nuevo circuito Santa Helena – Puerto López 2 a 115 kV, un nuevo circuito Puerto López – Campobonito 2 a 115 kV y la incorporación de una compensación capacitiva de 12,5 MVAr en la subestación Campobonito 115 kV, con una fecha prevista de puesta en operación (FPO) para el 31 de diciembre del año 2028.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-1 Topología red existente A0.

49 Este análisis es consistente con las disposiciones regulatorias sobre acceso y conexión de proyectos de generación, la planeación del Sistema de Transmisión Nacional y los criterios de confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional, de conformidad con las Resoluciones CREG 174 de 2021, CREG 011 de 2009 y CREG 015 de 2018.

50 Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME. (2024). Segundo paquete de obras urgentes: Proyecto de expansión de generación y transmisión (Versión final). https://www1.upme.gov.co/siel/Plan_expansin_generacion_transmision/Segundo_paquete_obras_urg entes_VF_completo.pdf Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-2 Topología Alternativa A1.

3.3.1.3.2. Alternativa 2 Considera la ejecución de las obras definidas en la Alternativa 1, manteniendo su FPO en el año 2028, y adiciona la construcción de un nuevo circuito Puerto Gaitán – Campobonito a 115 kV, con una FPO prevista para el 31 de diciembre del año 2029.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-4 Topología Alternativa A3.

En el presente documento, la condición sin proyecto se denomina Alternativa 0, la cual será evaluada de manera comparativa junto con las Alternativas 1, 2 y 3, con el fin de analizar su capacidad para mitigar las problemáticas de bajas tensiones bajo contingencia N-1 y reforzar las redes del STR que permitan atender tanto la demanda proyectada por el OR como el crecimiento vegetativo de la demanda en el departamento del Meta.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-3 Topología Alternativa A2.

3.3.1.3.3. Alternativa 3 Es necesario indicar que las Alternativas 1 y 2 contemplan exclusivamente refuerzos en el STR, mientras que la Alternativa 3 incorpora un refuerzo estructural mediante la conexión del STR asociado a la última subestación de uso, Puerto Gaitán 115 kV, a una nueva subestación del STN, enlazada con la subestación Aguaclara 230 kV. Esta configuración permite disponer de un nuevo punto de conexión al STN, no directamente asociado a la subestación Guavio 230 kV.

Las fechas de puesta en operación (FPO) correspondientes a cada una de las alternativas se describen líneas atrás.

3.3.1.4. Análisis técnico Incluye las obras contempladas en la Alternativa 2, conservando las fechas de puesta en operación previamente definidas, y adiciona la construcción de un doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV, la construcción de la subestación Puerto Gaitán 230 kV y la instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco, con una FPO prevista para el 31 de diciembre de 2031.

Los resultados más relevantes de los análisis eléctricos realizados en red completa y ante contingencia, se presentan a continuación, tanto para la condición sin proyecto (A0), como para cada la alternativa A1, A2 y A3.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 120 DIARIO OFICIAL 3.3.1.4.1. Supuestos y consideraciones Las problemáticas descritas en la sección anterior se presentan bajo condiciones específicas de la red; por tal motivo, a continuación, se exponen las consideraciones y supuestos adoptados para el desarrollo del análisis. como en los insumos del Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP). Los ajustes de demanda derivados de la puesta en servicio de nuevas subestaciones fueron incorporados conforme a los escenarios de planeación reportados por el Operador de Red, considerando para el análisis las demandas asociadas al área operativa Oriental. a. Consideraciones topológicas Referente a la topología tenida en cuenta para la evaluación de las 3 alternativas propuestas, se debe precisar que el horizonte de evaluación es desde el año 2028 al 2038, en el cual se tuvieron en cuenta los proyectos de transmisión relevantes para el área de influencia del proyecto, los cuales se listan a continuación:

La proyección de la demanda durante el horizonte de estudio se realizó a partir de los resultados oficiales de proyección de energía y potencia máxima elaborados por la UPME51 los cuales fueron integrados al modelo de red con el propósito de evaluar el comportamiento del sistema en escenarios futuros y bajo diferentes condiciones de operación. c. Escenarios de generación de energía Dado que las problemáticas identificadas en la subárea Meta se asocian principalmente a condiciones de baja tensión bajo escenarios de contingencia, se observa que estas se presentan y se acentúan en situaciones de reducida generación interna en el área operativa Oriental. En consecuencia, a continuación, se describe el escenario de generación considerado para el análisis En atención a las condiciones bajo las cuales se acentúan las problemáticas de baja tensión en la subárea Meta, el análisis se desarrolla considerando el siguiente escenario de generación:

- Mínima generación interna en el área Oriental, caracterizada por bajos niveles de generación en las centrales Guavio y Chivor.

3.3.1.4.2. Análisis de resultados

- Subestación Corzo 500/115 kV y líneas asociadas.
- Subestación Aguaclara 230 kV y el doble circuito Chivor II - Aguaclara 230 kV - Alcaraván 230 kV
- UPME 07 – 2021: Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas.
- UPME 07-2016: Línea de Transmisión Virginia - Nueva Esperanza 500 kV
- UPME 01-2013: Sogamoso - Norte - Nueva Esperanza 500 kV
- UPME 03 – 2010: Chivor - Chivor II - Norte - Bacatá 230 kV
- UPME 01 2024: Subestación Sopó 230 kV
- UPME 09 -2021: Subestación Cabrera 230 kV y líneas de transmisión asociadas
- Segundo transformador TR3 Nueva Esperanza 500/115 kV
- Subestación Santa Helena 230/115 kV, con dos transformadores de 150 MVA 230/115 kV
- Subestación Violetas (Guamal) 115 kV y líneas asociadas
- Subestación Catama 115 kV, junto con las líneas de transmisión asociadas Ocoa – Catama 115 kV y Catama – Santa Helena 115 kV
- Repotenciación líneas Chivor - Aguaclara - Aguazul - Alcaraván 115 kV.

Los resultados del análisis técnico permiten corroborar las problemáticas previamente identificadas y evidenciar el impacto de las obras propuestas en la mitigación de estas, bajo las distintas alternativas evaluadas. El análisis se desarrolla inicialmente a partir de la evaluación del comportamiento del sistema en condición de red completa y estado estacionario, considerando los perfiles de tensión y la cargabilidad de los elementos, para posteriormente analizar su desempeño bajo escenarios de contingencia.

En el análisis se incluyeron los proyectos de generación y carga que se encuentran en operación, en ejecución y aquellos que cuentan con concepto de conexión aprobado por parte de la UPME. Asimismo, el modelo de red empleado considera exclusivamente activos del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y del Sistema de Transmisión Regional (STR), excluyendo la topología correspondiente al Sistema de Distribución Local (SDL). b. Demanda de energía eléctrica La caracterización de la demanda empleada en el análisis se fundamenta en la información operativa suministrada por el Centro Nacional de Despacho (CND), así 51 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2025, 9 de mayo). Proyección de demanda. Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC). https://www.upme.gov.co/simec/planeacionenergetica/proyeccion_de_demanda/ a. Tensiones – Red Completa Se observa en las Figura 3.3.1-5 y Figura 3.3.1-6, para todo el horizonte de análisis el caso base A0 presenta incumplimientos en los perfiles de tensión en condición de red completa, particularmente en las subestaciones Puerto Gaitán 115 kV, Puerto López 115 kV y Campobonito 115 kV, evidenciando una problemática estructural asociada a la configuración y robustez de la red en la subárea Meta.

En la Figura 3.3.1-5 se aprecia que las alternativas A1 y A2, las cuales no contemplan un refuerzo directo en el STN, permiten una mejora en los perfiles de tensión de las subestaciones críticas, acercando los valores al rango regulatorio; no obstante, los márgenes operativos continúan siendo reducidos, lo que limita la capacidad del sistema para absorber variaciones de demanda o enfrentar escenarios más exigentes.

En la Figura 3.3.1-6 muestra que la alternativa A3, que incorpora un nuevo punto de conexión al STN, produce una mejora sustancial en los perfiles de tensión, alcanzando valores más elevados a lo largo del horizonte de análisis, lo que refleja una mayor robustez operativa.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-6 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 – A3. b. Cargabilidades – Red Completa La Figura 3.3.1-7 presenta los perfiles de cargabilidad de los principales elementos del área de influencia en condición de red completa. Para el caso base A0, si bien no se identifican sobrecargas, algunos activos presentan cargabilidades de alrededor del 70%.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-5 Perfil de tensión periodo 2028 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 - A1 – A2.

Las alternativas A1 y A2, que incorporan refuerzos en el STR, permiten una redistribución de los flujos de potencia y una reducción de las cargabilidades en varios de los elementos analizados. Por su parte, la alternativa A3, que contempla la conexión al STN, evidencia una disminución más generalizada de las cargabilidades, proporcionando mayores márgenes y una operación más holgada del sistema.

121 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL de análisis. Cabe resaltar que estos resultados se obtienen considerando la proyección de demanda informada por el OR, junto con el crecimiento vegetativo que estima la UPME, lo que evidencia que esta alternativa proporciona una solución estructural que fortalece la confiabilidad y resiliencia del sistema ante escenarios futuros de mayor exigencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-7 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 – A1 -A2 -A3. c. Tensiones – Contingencias En la Figura 3.3.1-8 y Figura 3.3.1-9 se presentan los perfiles de tensión del área de influencia bajo condición de contingencia para todo el horizonte de análisis. Para el caso base A0, se evidencia un comportamiento crítico del sistema, observando la presencia de no convergencias del flujo de potencia, los cuales son representados por valores de tensión iguales a cero.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-8 Perfil de tensión periodo 2028 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia- A0 – A1 – A3.

Adicionalmente, aun en los escenarios donde el flujo de carga converge para el caso A0, se presentan incumplimientos significativos en los niveles de tensión en varias subestaciones del área, particularmente en aquellas eléctricamente más alejadas del punto de conexión al STN, como Puerto Gaitán, Puerto López y Campobonito 115 kV. Estas condiciones se agravan a lo largo del horizonte de análisis, en concordancia con el crecimiento de la demanda.

Por su parte, las alternativas A1 y A2 que se observan en la Figura 3.3.1-8, muestran una mejora sustancial en el desempeño del sistema bajo contingencia, al elevar los perfiles de tensión respecto al caso base. No obstante, si bien estos refuerzos permiten mitigar parcialmente las problemáticas identificadas, en algunos escenarios persisten condiciones de operación por debajo del límite regulatorio, lo que evidencia que los refuerzos a nivel del STR resultan limitados frente a contingencias severas.

En la Figura 3.3.1-9 donde se observa el comportamiento de la alternativa A3, la cual incorpora un nuevo punto de conexión al STN, presenta el mejor desempeño bajo condición de contingencia. En este caso, se obtienen perfiles de tensión más altos y con un mayor margen en todas las subestaciones del área de influencia, manteniéndose dentro de los rangos operativos aceptables durante todo el horizonte Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-9 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 – A3. ambos casos, las cargabilidades se reducen a valores inferiores al 100 %, eliminando las sobrecargas presentes en el escenario base. No obstante, los transformadores Santa Helena (Suria) 1 y 2 230/115 kV mantienen niveles de cargabilidad superiores al 90 %, lo que evidencia que, si bien estas alternativas mitigan las restricciones más severas, los márgenes operativos continúan siendo limitados bajo escenarios de contingencia y alta demanda proyectada.

En la Figura 3.3.1-10 se tiene el horizonte de análisis específico para la subestación Puerto Gaitán 115 kV, la cual se localiza en el extremo eléctrico de la subárea Meta. Los resultados muestran que, bajo la alternativa A2, aun cuando se incorpora una mayor robustez en el STR, se presentan incumplimientos de tensión a partir del año 2031. En contraste, al incorporar un nuevo punto de conexión al STN mediante la alternativa A3, los perfiles de tensión en esta subestación se mantienen por encima del límite inferior regulatorio durante todo el horizonte de análisis.

Por su parte, la alternativa A3, que incorpora un nuevo punto de conexión al STN, presenta una reducción sustancial de las cargabilidades en todos los elementos analizados. Con esta alternativa, la línea Campobonito – Puerto Gaitán 1 a 115 kV, los transformadores Santa Helena (Suria) 1 y 2 230/115 kV y la línea Santa Helena – Suria 1 a 115 kV registran niveles de cargabilidad inferiores al 60 %, lo que refleja que la conexión al STN permite una redistribución más eficiente de los flujos de potencia y una operación más robusta del sistema ante contingencias.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-10 Perfil de tensión periodo 2031 – 2038 de la subestación Puerto Gaitan 115 kV - Contingencia - A0 – A3. d. Cargabilidades – Contingencias Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-11 Cargabilidad del área de influencia periodo 2028 – 2038 de las En la Figura 3.3.1-11 y Figura 3.3.1-12 se observa que, bajo condición de contingencia, el caso base A0 evidencia limitaciones estructurales relevantes en la subárea Meta. En particular, se observan cargabilidades superiores al 100 % en la línea Campobonito – Puerto Gaitán 1 a 115 kV, así como en los transformadores Santa Helena (Suria) 1 y 2 de 230/115 kV y en la línea Santa Helena – Suria 1 a 115 kV. Estos resultados confirman que, ante la ocurrencia de contingencias simples, la red existente presenta cargabilidades que comprometen el cumplimiento de los criterios de confiabilidad. subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 – A1 -A2.

Con la incorporación de los refuerzos contemplados en las alternativas A1 y A2, se observa una mejora significativa en la cargabilidad de los elementos identificados. En Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 122 DIARIO OFICIAL e. Cortocircuito El seguimiento de los niveles de cortocircuito en las subestaciones del sistema resulta fundamental para verificar la compatibilidad entre las condiciones eléctricas futuras y la capacidad de interrupción de los equipos instalados. En este análisis se empleó la metodología establecida en la norma IEC 60909, a partir de la cual se calcularon las corrientes de falla monofásica y trifásica, con el propósito de contrastarlas con los valores máximos admisibles de cortocircuito en cada subestación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-12 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de las subestaciones del área de influencia - Contingencia - A0 -A3.

La evaluación se realizó para el año 2038, seleccionado como escenario representativo del horizonte de planeación, considerando que no se prevé la entrada en operación de nuevos proyectos de generación o transmisión con fecha de puesta en operación posterior a dicho año. Asimismo, el análisis se concentró en la alternativa A3, dado que esta corresponde al escenario con mayor nivel de enmallamiento de la red, condición que potencialmente conduce a incrementos más significativos en los niveles de cortocircuito.

En relación con los nuevos activos del STN asociados a la alternativa A3, en particular las líneas Aguaclara – Puerto Gaitán 1 y 2 a 230 kV y los dos transformadores Puerto Gaitán 230/115 kV de 150 MVA, se puede observar en los resultados mostrados en la Figura 3.3.1-13 que, bajo condiciones de contingencia, las cargabilidades máximas se mantienen en niveles holgados. En efecto, los transformadores presentan cargabilidades máximas del orden del 60%, mientras que las líneas alcanzan valores cercanos al 20%, lo que evidencia que estos elementos operan por debajo de sus límites de emergencia, incluso bajo el escenario considerado en el análisis.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución De acuerdo con los resultados presentados en la Figura 3.3.1-14 y Figura 3.3.1-14, se observa que, dentro de las subestaciones analizadas en la subárea Meta, la subestación Puerto Gaitán 115 kV presenta uno de los mayores incrementos en los niveles de cortocircuito, con un aumento aproximado de 8 kA frente a los valores actuales. Si bien este incremento se explica por el refuerzo de la red y el mayor enmallamiento asociado a la alternativa A3, los niveles de cortocircuito calculados se mantienen por debajo de la capacidad nominal de interrupción de los equipos existentes, por lo que no se identifican restricciones operativas desde el punto de vista de cortocircuito para la Subárea Meta.

Figura 3.3.1-13 Cargabilidad del área de influencia periodo 2031 – 2038 de los elementos asociados al STN - Contingencia - A0 -A3.

En referencia a la nueva subestación Puerto Gaitán 230 kV asociada a la alternativa A3, la Unidad estima que la capacidad de interrupción de cortocircuito de los equipos asociados a esta subestación debe ser, como mínimo, de 63 kA. Si bien en el horizonte de evaluación la corriente máxima de cortocircuito es cerca de 6.82kA, considerando el incremento en el nivel de enmallamiento del sistema derivado de la conexión al STN y el refuerzo del STR, la incorporación de nuevos enlaces en 230 kV, la proyección de crecimiento de la demanda y de la generación en la subárea, se recomienda un valor normalizado de 63 kA para el nivel de tensión de 230 kV o superiores, garantizando un margen que busca mitigar la necesidad de modernización de las subestaciones del SIN en un horizonte de mediano y largo plazo.

3.3.1.5. Análisis Económico 3.3.1.5.1. Costos Figura 3.3.1-14 Subestaciones Subárea Meta capacidad de interrupción 1.

Se valoran los costos en unidades constructivas según Resoluciones CREG 015 de 2017 y CREG 011 de 2009 para el proyecto. La TRM considerada durante el análisis fue de COP $4.409,15 del 31 de diciembre 2024. La Tabla a continuación, presentan el VPN de los costos asociados.

Tabla 3.3.1-1 Costo del proyecto en UC.

Ítem Costo en USD - UC Costo en STR $22.820.854,51 Costo en STN $43.467.241,34 Costo total $66.288.095,85 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.3.1.5.2. Beneficios Se efectuó la valoración económica del proyecto propuesto, en un horizonte de 25 años, mediante la estimación de los beneficios asociados con la reducción de Demanda No Atendida (DNA) causada por efectos del agotamiento de la red, así como de la energía no suministrada (ENS) con ocasión de la realización de eventos contingentes en activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

3.3.1.5.3. Relación Beneficio – Costo Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.1-15 Subestaciones Subárea Meta capacidad de interrupción 2.

De acuerdo con los resultados del análisis técnico, la alternativa A3 es la que presenta el mejor desempeño eléctrico, al resolver de manera integral las problemáticas de tensión y cargabilidad identificadas en la subárea Meta, tanto en condición de red completa como bajo contingencias, y al incorporar un nuevo punto de conexión al 123 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 3.3.1.7. Conclusiones Sistema de Transmisión Nacional que mejora de forma estructural la confiabilidad del sistema. En este contexto, el análisis beneficio/costo se realizó exclusivamente para la alternativa A3, por constituir la solución técnicamente más robusta y adecuada para atender el crecimiento proyectado de la demanda y la posible integración de nuevos proyectos de generación. A continuación, se presenta la relación beneficio/Costo para un horizonte de 25 años asociados a la construcción de la alternativa A3 que contempla el siguiente alcance:

La alternativa A3 mejora de manera estructural la confiabilidad de la subárea Meta al eliminar las restricciones de tensión y sobrecarga identificadas en los activos del STR, fortaleciendo la capacidad de atención de la demanda proyectada y la seguridad operativa del sistema ante contingencias N-1. La incorporación del nuevo punto de conexión al STN mediante la subestación Puerto Gaitán 230 kV y su infraestructura asociada redistribuye los flujos de potencia, incrementa los márgenes operativos y reduce la exigencia sobre los activos existentes, mitigando el riesgo de restricciones operativas recurrentes. Con lo anterior, se generan condiciones favorables para la integración futura de nueva demanda y generación en la subárea, disminuyendo la vulnerabilidad del sistema a eventos de demanda no atendida (DNA) y consolidando una solución más robusta a lo largo del horizonte de planeamiento.

3.3.1.8. Recomendaciones La construcción de los circuitos Santa Helena – Puerto López 2 y Puerto López – Campobonito 2 115 kV, así como la instalación de una compensación capacitiva de 12,5 MVAr en la subestación Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2028; construcción del circuito Puerto Gaitán – Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2029; y, la construcción del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV, de la subestación Puerto Gaitán 230 kV y la instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco, con FPO para el 31 de diciembre de 2031.

Al efecto se calculó el valor presente neto (VPN) de los beneficios y de los costos del proyecto de expansión, con lo cual se determinó que la relación Beneficio/ Costo resulta ser superior a 1 como se observa en la siguiente tabla:

Tabla 3.3.1-2 Beneficio - Costo Proyecto A3.

Durante el desarrollo de este capítulo se evaluó el desempeño técnico de las alternativas de expansión propuestas para la subárea Meta, analizando su impacto sobre la operación del sistema eléctrico en términos de perfiles de tensión, cargabilidad de los activos y niveles de cortocircuito, tanto en condición de red completa como ante contingencias sencillas (N-1), considerando además el crecimiento vegetativo de la demanda y las proyecciones de carga reportadas por el OR.

VPN - USD Total, Beneficios $201.954.765,27 Total, Costos $66.288.095,85 Relación B/C 3,047 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución El proyecto propuesto aporta significativos beneficios al sistema eléctrico, mejorando su confiabilidad y capacidad de transmisión. En su viabilidad económica se observa que la relación beneficio-costo del proyecto es superior a 1, lo que confirma y justifica su ejecución. Esto asegura un retorno positivo sobre la inversión y un impacto favorable en el desarrollo y fortalecimiento del sistema de transmisión en la región.

Los resultados del análisis evidencian que la alternativa A3 presenta el mejor comportamiento eléctrico, al resolver de manera estructural las problemáticas identificadas en la subárea, garantizar el cumplimiento de los criterios operativos en todo el horizonte de análisis y reducir de forma significativa la exigencia sobre los activos del STR. La incorporación de un nuevo punto de conexión al STN mediante la subestación Puerto Gaitán 230 kV y sus obras asociadas, permite mejorar la confiabilidad, aumentar los márgenes operativos y posiblemente facilitar la integración futura de nueva demanda y generación, sin introducir restricciones adicionales por tensión, cargabilidad o cortocircuito.

3.3.1.6. Fecha de Puesta en Operación Con base en lo anterior, la Unidad recomienda la ejecución de la alternativa A3, la cual contempla: x La construcción de los circuitos Santa Helena – Puerto López 2 y Puerto López La obra de expansión considerada contempla una Fecha de Puesta en Operación (FPO) para los activos asociados al STN (Subestación Puerto Gaitán 230 y del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán a 230 kV) para el 31 de diciembre de 2031, fecha que se usó como año de referencia para la evaluación técnica y el análisis de los impactos del proyecto a lo largo del horizonte de planeamiento.

- Campobonito 2 a 115 kV, así como la instalación de una compensación capacitiva de 12,5 MVAr en la subestación Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 diciembre de 2028.

x La construcción del circuito Puerto Gaitán – Campobonito a 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2029. x La construcción del doble circuito Aguaclara – Puerto Gaitán 230 kV, con una principalmente a través de las subestaciones Mosquera 115 kV y Balsillas 230/115 kV, las cuales presentan altas cargabilidades. Adicionalmente, ante un eventual retraso en la entrada en operación del proyecto Subestación Corzo 500/115 kV y líneas asociadas, el sistema se vuelve vulnerable ante contingencias en el STR, evidenciando escenarios de bajas tensiones y condición radial de algunos nodos, como en el caso de la contingencia de la línea Mosquera – Balsillas 115 kV. capacidad mínima recomendada de 1.5 kA y con una FPO para el 31 de diciembre de 2031. x La construcción de la subestación Puerto Gaitán 230 kV y la instalación de dos EL SOL bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco, con FPO para el 31 de diciembre de 2031.

BACATÁ x Se recomienda que la capacidad de interrupción de la subestación Puerto FACA VILLETA TENJO Gaitán 230 kV sea de 63 KA.

3.3.2. Subestación Sabana Occidente y líneas BALSILLAS NOROESTE TORCA LA MESA asociadas SUBA A SAN FELIP E TIBABUYES 3.3.2.1. Introducción A MIROLINDO AUTOPISTA MOSQUERA ARANJUEZ MORATO BOLIVIA FLORIDA CASTELLANA USAQUÉN LA GUACA FONTIBÓN SALITRE CALLE 67 CALLE 51 CHICALÁ BAVARIA MO NTEVI DEO BARZALOSA FLANDES COLEGIO TECHO CARRERA 5ta LA PAZ D. VALENCIA S.

De acuerdo con información suministrada por el OR ENEL Colombia S.A. E.S.P., la Sabana Occidente presenta un número significativo de solicitudes de conexión de nuevas demandas, muchas de las cuales han sido condicionadas a proyectos de expansión debido a la falta de capacidad disponible en las subestaciones existentes. Estas solicitudes representan del orden de más de 200 MW de capacidad instalada, con una demanda efectiva superior a los 100 MW.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-1 Sistema eléctrico asociado a la Sabana Occidente de Cundinamarca, visión a mediano plazo.

3.3.2.2. Propuesta de Solución Los análisis técnicos realizados por el OR muestran que una ampliación en la subestación Balsillas 230/115 kV, además de que presentaría tiempos de ejecución prolongados, resultaría insuficiente para resolver las restricciones actuales de atención del crecimiento esperado de la demanda. De manera similar, en la subestación Mosquera 115 kV se presentan limitaciones tanto en capacidad de transformación como en cargabilidad de las líneas asociadas, lo que representa un riesgo de sobrecarga y deterioro de los niveles de tensión y de la calidad del servicio.

El proyecto contempla la construcción de una nueva subestación 230/34.5 kV tipo GIS (Gas Insulated Substation) denominada Sabana Occidente en configuración interruptor y medio, esta nueva subestación se conectará al STN mediante la reconfiguración de la línea La Mesa – Noroeste 230 kV, la cual será seccionada, resultando en los siguientes tramos:

- La Mesa – Sabana Occidente 230 kV
- Sabana Occidente – Noroeste 230 kV

La Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV, al integrarse al STN mediante la reconfiguración de la línea La Mesa – Noroeste 230 kV, no solo mejora la distribución de flujos de potencia en el área, sino que también incrementa la fortaleza del subsistema de la sabana occidente de Cundinamarca ante contingencias, reduce los niveles de cargabilidad de corredores importantes y mitiga el riesgo de limitaciones operativas.

Esta configuración permite integrar la nueva subestación sin la necesidad de llevar a cabo la construcción de extensos enlaces en 230 kV, optimizando el uso de En la Figura 3.3.2-1 se observa el sistema eléctrico de la sabana occidental de Cundinamarca a mediano plazo. En esta zona, la atención de la demanda se realiza Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 124 DIARIO OFICIAL infraestructura existente y reduciendo los impactos asociados a su ejecución, especialmente aquellos de carácter socioambiental.

La subestación contará inicialmente con dos transformadores trifásicos 230/34,5 kV de 63 MVA cada uno, para una capacidad instalada de 126 MVA. La Fecha de Puesta en Operación (FPO) del proyecto se establece para el 31 de diciembre de 2029, en concordancia con los horizontes de análisis utilizados en los estudios técnicos y tiempos típicos de ejecución para proyectos en el STN.

- Dos bahías de línea asociadas a los tramos La Mesa – Sabana Occidente 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV.
- Dos bahías de transformación para la instalación de dos transformadores trifásicos 230/34,5 kV de 63 MVA cada uno.
- Barrajes en 230 kV, con sistemas de protección y control asociados.
- Sistemas de protección, control, medición y comunicaciones compatibles con los requerimientos del CND y del OR.
- Bahías de 34.5 kV asociadas al SDL conforme a la configuración que realice el OR.

La subestación se desarrollará bajo tecnología GIS, seleccionada por su confiabilidad operativa, menor requerimiento de espacio y adaptabilidad a entornos urbanos e industriales, propios de la zona de influencia del proyecto.

EL SOL En el nivel de 34,5 kV, la subestación permitirá la conexión de alimentadores destinados a la atención de nuevas demandas y la descongestión de niveles inferiores de tensión del sistema de distribución.

FACA VILLETA 3.3.2.3. Análisis técnico BACATÁ SAB ANA OC CID ENTE 3.3.2.3.1. Supuestos y Consideraciones TENJO NOROESTE LA MESA GUAYMARAL TORCA BALSILLAS Las problemáticas descritas en la sección anterior se presentan bajo condiciones específicas de la red; por tal motivo, a continuación, se exponen las consideraciones y supuestos adoptados para el desarrollo del análisis.

A SAN FELIP E

SUBA a. Consideraciones Topológicas PORTUGAL OCCIDENTE A MIROLINDO TRE N OCCIDENTE MOSQUERA TIBABUYES AUTOPISTA ARANJUEZ MORATO 115 500 BOLIVIA El análisis técnico se desarrolló considerando supuestos representativos acordes con las prácticas de planeación del SIN.

LA CALERA

FLORIDA CASTELLANA

DES DE LA MON TERA ] LA GUACA USAQUÉN CO R ZO TERMINAL SALITRE FONTIBÓN CALLE 67 CALLE 51 El horizonte de análisis considerado para la evaluación técnica del proyecto comprende el periodo 2029 – 2039, siendo el año 2029 coherente con la Fecha de Puesta en Operación (FPO) propuesta para la Subestación Sabana Occidente 230 kV.

CHICALÁ MO NTEV IDEO

BARZALOSA BAVARIA

FLANDES

COLEGIO LA PAZ

TECHO CARRERA 5ta D. VALENCIA S.

HAC IA Nva ESPER ANZA Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-2 Alternativa propuesta para el proyecto Sabana Occidente 230/34,5 kV.

La configuración eléctrica en general de la subestación contempla lo siguiente:

Los escenarios de demanda analizados corresponden a condiciones de demanda media y demanda máxima del área Oriental, incorporando un crecimiento adicional del orden de 60 MW en el área de influencia del proyecto. Este crecimiento está asociado a solicitudes de factibilidad realizadas a las subestaciones Mosquera 115 kV y Balsillas 115 kV a nivel del SDL y a traslados progresivos de demanda instalada desde estas subestaciones para aliviar el agotamiento de su capacidad.

A continuación, se enuncian los proyectos de transmisión relevantes en el área de influencia, que fueron considerados durante el análisis:

- Nivel de tensión 230 kV, en esquema de interruptor y medio, que garantiza altos estándares de confiabilidad y flexibilidad operativa ante contingencias y mantenimientos programados.

- UPME 03 – 2010: Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230 kV.
- UPME 01 – 2013: Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500 kV.

Demanda 2023 – 2039 – Revisión Julio de 2025” de la UPME53. Dichos valores se incorporaron al modelo para simular el comportamiento futuro de la red bajo diferentes condiciones operativas. c. Escenarios de Generación de Energía Las restricciones identificadas surgen ante escenarios de baja generación interna, más puntualmente, en momentos de alta importación del área Oriental con ausencia de generación de las plantas asociadas a la cadena del río Bogotá. En este contexto, para el horizonte de análisis (2029 - 2039), se consideró el siguiente escenario de generación:

- Mínima generación interna del área Oriental. Con énfasis en una baja disponibilidad de las plantas Guavio y Chivor y ausencia de las plantas asociadas a la cadena del río Bogotá.

Este escenario se modeló para maximizar la exigencia en los activos que alimentan el STR de occidente de la subárea Bogotá, y a su vez evidencia bajas tensiones y altas cargabilidades en los activos donde se tienen conexiones con el STN, más específicamente en los activos del área de influencia de la sabana occidente de Cundinamarca.

- UPME 07 – 2016: Línea de transmisión Virginia – Nueva Esperanza 500 kV.
- UPME 07 – 2021: Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas.
- UPME 01 – 2024: Subestación Sopó 230 kV.
- Nueva subestación Aguaclara 230/115 kV y líneas asociadas.
- Nueva subestación Amanecer 500/230/115 kV y líneas asociadas.
- Nueva subestación Corzo 500/115 kV y líneas asociadas.
- Segundo transformador TR3 Nueva Esperanza 500/115 kV
- Subestación Santa Helena 230/115 kV, con dos transformadores de 150 MVA 230/115 kV.
- Subestación Violetas (Guamal) 115 kV y líneas asociadas.
- Subestación Catama 115 kV, junto con las líneas de transmisión asociadas Ocoa – Catama 115 kV y Catama – Santa Helena 115 kV.
- Subestación Tren Occidente 115 kV, Etapa 1 y Etapa 2.
- Subestación Occidente 115 kV y líneas asociadas.
- Nueva subestación Intexzona 115 kV.
- Nueva línea de transmisión Noroeste – Bolivia 115 kV.
- Reconfiguración de la línea Noroeste – Tenjo 115 kV en Bacatá – Tenjo 115 kV
- La Ceiba 115 kV y líneas asociadas

3.3.2.3.2. Análisis de resultados Asimismo, los proyectos de generación y usuarios finales considerados en el análisis incluyen todos aquellos que ya se encuentran en operación, los que se encuentran en ejecución y aquellos que tienen concepto de conexión aprobado por parte de la UPME. b. Demanda de Energía Eléctrica El análisis técnico se desarrolló en consideración de supuestos conservadores, acordes con las prácticas de planeación del SIN. Este análisis considera la condición de red completa y condiciones de contingencias sencillas (N-1), evaluando el comportamiento de tensiones y cargabilidades en los activos relevantes del STN y STR. a. Tensiones – Red Completa Los valores de demanda considerados para el análisis provienen de los reportes elaborados por el Centro Nacional de Despacho (CND), en conjunto con el Informe de Planeamiento Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP) 52. Asimismo, los traslados de demanda realizados ante la entrada de operación de nuevas subestaciones se realizaron de acuerdo con lo reportado por el operador de red en su formato de información de planeamiento estándar. Para este análisis se tomaron las demandas correspondientes al área operativa Oriental.

En la Figura 3.3.2-3, se pueden observar los resultados de tensión en condición de red completa, estos muestran que, tanto en el escenario sin proyecto como con la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente 230 kV, los niveles de tensión se mantienen dentro de los límites operativos permitidos. Adicionalmente, con la implementación del proyecto se observa una mejoría notable del perfil de tensión de los nodos Balsillas 230 kV, Fontibón 115 kV y Mosquera 115 kV, sin presentar afectaciones negativas a las demás barras del área de influencia.

La evolución de los escenarios de demanda a lo largo del horizonte de análisis fue proyectada a partir de las cifras presentadas en el documento “Anexo Proyección de 53 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2025, 9 de mayo). Proyección de demanda. Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC). https://www.upme.gov.co/simec/planeacion-energetica/proyeccion_de_demanda/ 52 Informe de planeamiento de la operación eléctrica cumpliendo con los criterios generales indicados en la Resolución CREG 025 de 1995, con un horizonte de cinco (5) años y resolución semestral. (2025) https://www.xm.com.co/planeaci%C3%B3n/planeaci%C3%B3n-largo-plazo/informe-deplaneamiento-operativo-electrico-de-largo-plazo 125 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-4 Cargabilidad en el horizonte de análisis de los elementos del área de influencia - Red Completa - A0 y A1. c. Tensiones – Contingencias Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-3 Perfiles de tensión en el horizonte de análisis de las subestaciones del área de influencia - Red Completa - A0 y A1. b. Cargabilidades – Red Completa En condición de contigencia, el sistema eléctrico de la Sabana Occidental presenta escenarios de operación más exigentes, asociados a altos niveles de demanda y a una limitada interconexión de algunos nodos del STR. En la Figura 3.3.2-5 se muestra el perfil de tensión de las subestaciones del área de influencia del proyecto, donde se pueden apreciar múltiples puntos de operación con subtensiones, tanto en el caso con proyecto y sin proyecto, particularmente en subestaciones como Facatativá, Colegio y Villeta en 115 kV. Estas condiciones se asocian a características estructurales del sistema que exceden el alcance del proyecto Sabana Occidente 230 kV En la Figura 3.3.2-4 se presentan los perfiles de cargabilidad de los activos eléctricos del área de influencia. En condición de red completa la incorporación de la Subestación Sabana Occidente 230 KV permite redistribuir los flujos de potencia, reduciendo la cargabilidad de líneas y transformadores de la zona.

Con la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV no se observan afectaciones negativas bajo contingencia; por el contrario, se evidencia una mejoría notable en las tensiones de las barras de Fontibón y Mosquera 115 kV, lo cual refuerza la necesidad de la incorporación de este nuevo punto de atención de demanda al sistema.

No obstante, algunas subestaciones cuya condición operativa es predominantemente radial, como Facatativá y Villeta 115 kV, no presentan variaciones significativas en sus perfiles de tensión con la inclusión del proyecto. Este comportamiento es consistente con la topología del sistema, dado que estas barras no experimentan reconfiguraciones relevantes en los escenarios analizados.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-6 Evolución de subtensiones en el horizonte de análisis.

Si bien la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente contribuye a la mejora de los perfiles de tensión en algunas barras del área de influencia bajo condiciones de contingencia, hay restricciones que persisten, tal como se observa en la Figura 3.3.2-6, que no son mitigables mediante el proyecto propuesto, dado que su objetivo principal es la atención de nueva demanda y redistribución de flujos de potencia.

El remanente de restricciones se explica principalmente por condiciones radiales de algunas subestaciones, ya sea estructurales o inducidas por determinadas contingencias, las cuales no son reconfiguradas por la entrada en operación del proyecto en cuestión. Este comportamiento se evidencia al agrupar la cantidad de incumplimientos por contingencia, como se presenta en la Figura 3.3.2-7, donde se observa un número significativo de restricciones se concentra en eventos específicos del STR.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-5 Perfiles de tensión en el horizonte de análisis de los elementos del área de influencia - Contingencia - A0 y A1.

En la Figura 3.3.2-6 se muestra la evolución de las restricciones a lo largo del horizonte de análisis.

En particular, la contingencia Facatativá – Tren Occidente 115 kV genera una cantidad considerable de incumplimientos. Antes del año 2032, dicha contingencia dejaría sin servicio las subestaciones Facatativá 115 kV y Villeta 115 kV. Posteriormente, con la entrada en operación del proyecto La Ceiba 115 kV en 2032, ante la misma contingencia estas subestaciones quedarían en condición radial desde La Dorada 115 kV, manteniendo una elevada sensibilidad operativa.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 126 DIARIO OFICIAL De manera similar, la contingencia Chicalá – Salitre 115 kV agrupa el mayor número de restricciones al dejar radial la subestación Chicacalá 115 kV, situación que se ve agravada por la presencia de cargas relevantes, como el Metro de Bogotá, conectadas a la subestación Porvenir 115 kV. En este contexto, el impacto de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV sobre dichas restricciones resulta limitado, al tratarse de STN.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-8 Reducción de cargabilidades ante contingencia.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-7 Restricciones por subtensión ordenadas por contingencia. d. Cargabilidades – Contingencias La Figura 3.3.2-9 presenta el perfil de cargabilidades de algunos de los elementos del área de influencia que, bajo determinadas contingencias, alcanzan niveles elevados de cargabilidad. En particular, se observa que la alta cargabilidad del enlace Colegio – Porvenir 115 kV se presenta en escenarios en los cuales se cuenta con la totalidad de la demanda asociada a la primera línea del Metro de Bogotá, condición que incrementa de manera significativa la exigencia sobre este corredor.

La Figura 3.3.2-8 presenta el perfil de cargabilidades de algunos de los elementos representativos del área de influencia del proyecto, comparando el escenario sin proyecto (A0) y el escenario con la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV (A1), ante contingencias.

Esta sensibilidad ha sido identificada y comunicada al OR del área, con quien se mantiene un trabajo continuo de coordinación técnica, orientado a mitigar la ocurrencia de esta restricción mediante medidas operativas y de planeación en el sistema que él administra.

De igual forma, el OR ha sido informado de las altas cargabilidades evidenciadas en la Figura 3.3.2-9 para otros elementos del área de influencia. Si bien algunos de estos activos alcanzan valores elevados de operación, se observa que no se superan los límites de emergencia establecidos para los elementos analizados, lo que permite mantener márgenes operativos aceptables bajo los escenarios evaluados.

En términos generales, se observa que la implementación del proyecto permite una reducción significativa de las cargabilidades de varios corredores y transformadores del sistema, como los asociados a los enlaces Balsillas – Mosquera 115 kV, Corzo – Mosquera 115 kV y los transformadores de Balsillas 230/115 kV y Corzo 500/115 kV.

No obstante, estas condiciones continuarán siendo objeto de seguimiento y análisis por parte del OR, en el marco de su rol como planeador de la expansión de su propio sistema, con el fin de definir oportunamente las obras y acciones que permitan preservar la confiabilidad y calidad del servicio en el mediano y largo plazo.

No obstante, para los transformadores de la subestación Nueva Esperanza 500/120/11,4 kV, si bien en la Figura 3.3.2-8 se observan altas cargabilidades en los escenarios considerados, el comportamiento de estos activos requiere de un análisis más detallado, por cuanto su atención excede el alcance del proyecto analizado.

- A nivel de 230 kV: Mesa, Torca, Guavio.

En línea con lo anterior, se realizaron simulaciones de cortocircuito para fallas monofásicas y trifásicas para las siguientes alternativas:

- A0: Escenario sin proyecto.
- A1: Escenario con la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.3.2-9 Altas cargabilidades en los elementos del área de influencia del proyecto Los resultados obtenidos, presentados en la Figura 3.3.2-10, muestran que la entrada en operación de la Subestación Sabana Occidente 230/34.5 kV no genera incrementos en los niveles de corriente de cortocircuito en las subestaciones evaluadas del área de influencia, manteniéndose valores prácticamente iguales entre los escenarios A0 y A1. En consecuencia, el proyecto no introduce nuevas restricciones ni agrava las condiciones preexistentes relacionadas con la capacidad de interrupción de los equipos. en el horizonte de análisis. e. Cortocircuito Para la Subestación Sabana Occidente 230 kV, se estima una corriente máxima de cortocircuito del orden de 23 kA, valor significativamente inferior al umbral de 40 kA considerado en la evaluación del proyecto. Sin embargo, esta Unidad recomienda que la capacidad de interrupción de cortocircuito de los equipos asociados a la Nueva Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV sea, como mínimo, de 63 kA.

Además de realizar un monitoreo detallado de las cargabilidades y tensiones en estado estacionario, es fundamental supervisar los niveles de cortocircuito en las subestaciones del sistema eléctrico. En este análisis, se aplicó la metodología definida en la norma IEC 60909 para calcular los valores de falla monofásica y trifásica. Estos resultados fueron comparados con la capacidad máxima de interrupción de cada subestación.

El análisis se enfocó en el año 2037, considerando que no se tienen previstos proyectos de generación o transmisión con Fecha de Puesta en Operación (FPO) posterior a este año.

Esta recomendación se fundamenta en el incremento esperado del nivel de enmallamiento del sistema, derivado de la conexión al STN y del refuerzo del STR, así como en la incorporación de nuevos enlaces en 230 kV y en la proyección de crecimiento de la demanda y de la generación en la subárea. La adopción de un valor normalizado de 63 kA para el nivel de tensión de 230 kV o superiores proporciona un margen de seguridad adecuado y contribuye a mitigar la necesidad de futuras modernizaciones en las subestaciones del SIN en un horizonte de mediano y largo plazo.

Los Informes Trimestrales de Restricciones (ITR) publicados por el Centro Nacional de Despacho (CND) identifican regularmente las subestaciones con agotamiento o superación de su capacidad de interrupción de cortocircuito. En el caso específico del STR y STN de Oriental, las subestaciones afectadas incluyen:

- A nivel de 115 kV: Salitre, Veraguas, Circo, Tunal, Nueva Esperanza, Techo, Torca, Bacatá.

127 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 3.3.2.4.2. Beneficios Se efectuó la valoración económica del proyecto propuesto, en un horizonte de 25 años, mediante la estimación de los beneficios asociados con la reducción de Demanda No Atendida (DNA) causada por efectos del agotamiento de la red, así como de la energía no suministrada (ENS) con ocasión de la realización de eventos contingentes en activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) y del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

3.3.2.4.3. Relación Beneficio – Costo Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La evaluación económica se desarrolló para un horizonte de análisis de 25 años, considerando el alcance del proyecto, el cual contempla la construcción de una nueva subestación tipo GIS en el nivel de tensión de 230 kV, conectada al Sistema de Transmisión Nacional mediante la reconfiguración de la línea Mesa – Noroeste 230 kV, conformando los tramos La Mesa – Sabana Occidente 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV, con Fecha de Puesta en Operación (FPO) prevista para el 31 de diciembre de 2029.

Figura 3.3.2-10 Niveles de cortocircuito de las subestaciones del área de influencia.

3.3.2.4. Análisis Económicos 3.3.2.4.1. Costos Para efectos de la evaluación, se calculó el Valor Presente Nero (VPN) de los costos y los beneficios asociados al proyecto de expansión, determinándose que la relación Beneficio/Costo es superior a 1, lo cual evidencia la conveniencia económica del proyecto como se observa en la siguiente Tabla.

Tabla 3.3.2-2 Beneficio/Costo del proyecto en su alternativa 1 (A1).

VPN – USD Total, Beneficios $972.903.932 Total, Costos $35.459.415,02 Relación B/C 27,437 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Los costos del proyecto se valoraron en Unidades Constructivas, con base en lo establecido en las Resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 011 de 2009. Para el caso de Unidades Constructivas de tipo especial, y considerando que la subestación propuesta es de tecnología GIS, se aplicó un factor de multiplicación que refleja el mayor nivel de inversión requerido para este tipo de activos eléctricos. La TRM considerada para el análisis fue de $3.924,24 del 30 de septiembre de 2025. En este contexto, el análisis Beneficio/Costo se realizó para la alternativa (A1) correspondiente a la construcción de la Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV y líneas asociadas. En la Tabla 3.3.2-1 presenta el VPN de los costos asociados a esta:

Tabla 3.3.2-1 Costo del proyecto en UC.

La alternativa propuesta presenta un beneficio significativo para el sistema eléctrico, mejorando la capacidad de atención de la demanda y favoreciendo al desarrollo socioeconómico de la zona.

3.3.2.5. Fecha de Puesta en Operación Descripción Costo en USD - A1 Costos del STN $35.459.415,02 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La obra de expansión considerada cuenta con una Fecha de Puesta en Operación (FPO) prevista para el 31 de diciembre de 2029, la cual fue adoptada como referencia para la evaluación técnica y el análisis de los impactos del proyecto durante el horizonte de planeamiento.

3.3.2.6. Conclusiones 3.4. Área Suroccidental 3.4.1. Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas 3.4.1.1. Antecedentes El proyecto Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV mejora la confiabilidad del sistema eléctrico en la Sabana Occidente de Bogotá al fortalecer la capacidad del sistema para atender el crecimiento proyectado de la demanda y mejorar la operación de la red ante contingencias sencillas (N-1). La incorporación de la nueva subestación y la reconfiguración asociada a 230 kV, permiten una redistribución eficiente de los flujos de potencia, mejoran los perfiles de tensión y reducen la cargabilidad de los activos existentes, sin introducir restricciones en el área de influencia. Con lo anterior, se disminuye la exposición del sistema a eventos de demanda no atendida (DNA) y se fortalece la seguridad operativa de la región, consolidando una solución técnicamente viable y consistente con los objetivos de expansión del sistema de transmisión.

3.3.2.7. Recomendaciones La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) es la entidad encargada de la planificación de la infraestructura del sistema eléctrico nacional. Esta entidad formula planes y programas para garantizar la seguridad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica del país. Al identificar las necesidades futuras, se desarrollan obras de expansión que aseguran el cumplimiento de estas necesidades conforme a la normativa vigente54. Lo anterior en un horizonte de planeación de corto, mediano y largo plazo con ventanas de 3, 5 y mayores a 10 años, respectivamente. Entre los planes desarrollados por la UPME están los de expansión de generación y transmisión, que sirven como referencia. Estos planes buscan diagnosticar la red en el horizonte de tiempo establecido, buscando problemáticas que puedan impedir el correcto funcionamiento del sistema y afectar la prestación del servicio en el territorio nacional.

Durante el desarrollo de este capítulo se evaluó el desempeño técnico del proyecto Subestación Sabana Occidente 230/34,5 kV, analizando su impacto sobre la operación del sistema eléctrico en la Sabana Occidental en términos de perfiles de tensión y cargabilidad de los activos y niveles de cortocircuito, tanto en condición normal de operación como ante contingencias sencillas (N-1).

En particular, para el área Cauca-Nariño, el operador de red Compañía Energética de Occidente – CEO ha manifestado un inminente crecimiento de la demanda en la zona suroccidental, además de restricciones de transporte de la infraestructura del STN y STR, lo que podría ocasionar posibles interrupciones en la prestación del servicio y un gran porcentaje de Energía No Suministrada en la zona a la cual pertenece CEO. Para mitigar dichas restricciones, se presentan los siguientes antecedentes: x En el año 2012 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el Adicionalmente, se analizaron los efectos de la integración del proyecto al sistema de 230 kV, considerando la reconfiguración de la infraestructura existente y su comportamiento a lo largo del horizonte de análisis. Los resultados obtenidos evidencian que la solución propuesta permite atender el crecimiento proyectado de la demanda, redistribuir los flujos de potencia y mejorar la confiabilidad del sistema, sin introducir nuevas restricciones operativas.

Con base en lo anterior, la Unidad recomienda la ejecución del proyecto:

Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2012-2025, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en la subestación Jamondino, las violaciones ante contingencias en los transformadores de las subestaciones Páez y San Bernardino y bajas tensiones en la subestación Tumaco. Como solución, la Unidad recomendó la posibilidad de aumentar la posibilidad de aumentar la capacidad de transformación en las subestaciones San

- Subestación Sabana Occidente 230/34.5 kV y líneas asociadas, la cual contempla la construcción de una nueva subestación tipo GIS en el nivel de tensión de 230 kV, conectada al Sistema de Transmisión Nacional.
- Reconfiguración de la línea La Mesa – Noroeste 230 kV, conformando los tramos La Mesa – Sabana Occidente 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV.
- Instalación de dos transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno en la subestación Sabana Occidente.

54 De conformidad con lo establecido en la Ley 143 de 1994 y el Decreto 2121 del 2023 del MME, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) es la entidad responsable de la planeación integral del sector minero-energético, incluyendo la formulación de los planes de expansión de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, orientados a garantizar la seguridad, confiabilidad y eficiencia en la prestación del servicio de energía eléctrica en los horizontes de corto, mediano y largo plazo.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 128 DIARIO OFICIAL x En el año 2016 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el Bernardino y Páez, además de la pronta entrada del transformador Jamondino 230/115 kV. x En el año 2013, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2012- Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2015-2029, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en las subestaciones Jamondino y San Bernardino y el agotamiento de la red en 115 kV. La Unidad recomendó presentar nuevos puntos de conexión al STN y/o repotenciar los actuales. x En el año 2017 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el 2022, en donde propone la instalación de un segundo transformador de 150 MVA en la subestación San Bernardino 230/115 kV de forma tal que se minimice el riesgo de falla en el suministro de energía en el sistema, con el objetivo de atender el crecimiento de demanda y mejorar la confiabilidad de la red. x En el año 2013 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2013-2027, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en las subestaciones Jamondino y San Bernardino y el agotamiento de la red en 115 kV. x En el año 2014, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2014 – Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en las subestaciones Jamondino y San Bernardino, el agotamiento de la red en 115 kV debido a contingencias simples y bajas tensiones en escenarios de exportación a Ecuador. La Unidad recomendó presentar nuevos puntos de conexión al STN (Junín 115 o Tumaco 115 kV) y estudiar soluciones relacionadas con compensación. x En el año 2018, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2018 – 2023 en donde se propuso nuevamente el segundo transformador de 150 MVA en la subestación San Bernardino 230/115 kV como solución a las restricciones presentes en el área Cauca – Nariño. x En el periodo 2014-2015, el proyecto de San Bernardino fue sometido a una 2027 en donde se actualizaron los estudios técnicos de acuerdo con las nuevas condiciones de demanda y se plantea nuevamente el proyecto correspondiente a la puesta en operación del segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación San Bernardino. Por otro lado, se menciona que ISA – INTERCOLOMBIA considera inviable implementar la conexión del segundo transformador con unidades constructivas tradicionales en el barraje de 230 kV por problemas de disponibilidad de espacio físico, por lo que recomendó realizar ingeniería de detalle con el objetivo de identificar unidades constructivas especiales. x En el año 2018 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el serie de estudios complementarios con miras a desarrollar alternativas para su implementación. El concepto técnico emitido por ISA - INTERCOLOMBIA en 2015, indicó la inviabilidad de implementar físicamente la conexión del segundo transformador con unidades constructivas convencionales en el barraje de 230 kV por problemas de disponibilidad de espacio, y conceptuó que se deben considerar unidades constructivas especiales para la conexión del segundo transformador en la subestación San Bernardino. x En el año 2015, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2015 – 2024 en donde se plantea el proyecto correspondiente a la puesta en operación del segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación San Bernardino y se presentaron los estudios correspondientes. x En el año 2016, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2016 – Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2017-2031, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en las subestaciones Jamondino y San Bernardino, el agotamiento de la red en 115 kV debido a contingencias simples y bajas tensiones en escenarios de exportación a Ecuador. La Unidad recomendó presentar nuevos puntos de conexión al STN (Junín 115 o Tumaco 115 kV) y estudiar soluciones relacionadas con compensación. x En el año 2019, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2019 – 2028 en donde informa que, de acuerdo con lo solicitado previamente por ISA – TRANSELCA, se encuentra en el proceso de consultoría con el objetivo de realizar los estudios técnicos y el cálculo de las unidades constructivas 2025 en donde se actualizaron los estudios técnicos de acuerdo con las nuevas condiciones de demanda y se plantea nuevamente el proyecto correspondiente a la puesta en operación del segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación San Bernardino. Por otro lado, se menciona que en 2015 ISA – INTERCOLOMBIA entregó el concepto positivo al estudio de conexión del segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación San Bernardino. especiales necesarias para la puesta en servicio del segundo transformador en la subestación San Bernardino 230 kV. x En el año 2019 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el MVA – 230/115 kV en la subestación San Bernardino y de 90 MVA – 230/115 kV en la subestación Páez. Además, se proponen nuevamente los proyectos subestación Corrales 30 MVA 115/34.5 kV con obras asociadas y subestación Corintio 30 MVA 115/34.5 kV. Finalmente, se incorporan los proyectos Modernización de la subestación El Zaque y seccionamiento de la barra de 115 kV en la subestación Cabaña. x En el año 2022 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de capacidad de transformación 230/115 kV en las subestaciones Jamondino y San Bernardino, el agotamiento de la red en 115 kV debido a contingencias simples y bajas tensiones en escenarios de exportación a Ecuador. La Unidad recomendó la repotenciación de los enlaces Catambuco – El Zaque y Jamondino – Catambuco 115 kV, Jamondino – Jardinera y Jardinera – Junín 115 kV. Además de nuevos refuerzos correspondientes a la Nueva línea Pasto – Catambuco, Jamondino – Catambuco 115 kV y tercer transformador en Jamondino. x En el año 2020, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2020 – Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020 - 2034, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de la red en 115 kV debido a contingencias simples. La Unidad recomendó la repotenciación de los corredores El Zaque – Popayán 115 kV, El Zaque – San Martín – Catambuco 115 kV y San Martín – Pasto 115 kV. Además de nuevos refuerzos correspondientes a la Nueva línea Pasto – Catambuco, Jamondino – Catambuco 115 kV y tercer transformador en Jamondino. x En el año 2023, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2023 – 2029 en donde informa que, de acuerdo con las expansiones realizadas, especialmente la entrada en operación de las subestaciones San Martín y Jardinera 115 kV, se solucionaron problemáticas relacionadas con tensiones en el STR. Por otro lado, el OR CEO informa que mantiene la señal de expansión con el proyecto segundo banco de transformadores 230/115 kV 150 MVA en la subestación San Bernardino, desplazando la fecha de entrada en operación para el segundo quinquenio del horizonte 2020 – 2030. x En el año 2021, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2021 – 2032 en donde se propone de un segundo banco de transformadores de 150 MVA – 230/115 kV en la subestación San Bernardino y de 90 MVA – 230/115 kV en la subestación Páez. Por otro lado, se propone nuevamente el proyecto subestación Corrales 30 MVA 115/34.5 kV con obras asociadas, además de un tercer centro de transformación de 30 MVA en la subestación Caloto 115/34.5 kV. Finalmente se propone fortalecer la subestación El Zaque 115 kV a través de la intercepción de la línea Principal (Popayán) – Río mayo 115, además de migrar de una configuración barra sencilla a doble barra. x En el año 2023, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2023 – 2030 en donde se propone la subestación Corrales 30 MVA 115/34.5 kV, viabilizando la segunda etapa de la subestación Inzá 115/35.5 kV. Además, se propone el proyecto subestación Corinto 30 MVA 115/34.5 kV. Finalmente destaca la necesidad de la instalación del segundo banco de transformadores de 150 MVA 230/115 kV en la subestación San Bernardino. x En el año 2021 la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME publicó el 2032 en donde se propone la subestación El Zaque 180 MVA 230/115 kV, segundo transformador San Bernardino 150 MVA 230 kV, repotenciación doble circuito San Bernardino – Principal, segundo transformador Páez 230/115 kV. Obras con el objetivo de eliminar sobrecargas y restricciones presentes en el sistema eléctrico de CEO.

3.4.1.2. Proyecto propuesto Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020 - 2034, en donde, para el área de Cauca – Nariño, se menciona el agotamiento de la red en 115 kV debido a contingencias simples. La Unidad recomendó la repotenciación de los corredores Zaque – Popayán 115 kV, Zaque – San Martín
- Catambuco 115 kV y San Martín – Pasto 115 kV. Además de nuevos refuerzos correspondientes a la Nueva línea Pasto – Catambuco, Jamondino – Catambuco 115 kV y tercer transformador en Jamondino. x En el año 2022, el operador de red CEO, presentó el Plan de Expansión 2022 – En la subárea Cauca–Nariño se evidencia un crecimiento significativo y sostenido de la demanda eléctrica en la zona suroccidental del país, el cual ha llevado al progresivo agotamiento de la capacidad de transformación 230/115 kV y de la red de 115 kV existente.
Adicionalmente, los estudios de planeación han identificado incumplimientos del criterio de confiabilidad N-1, reflejados en sobrecargas, violaciones operativas ante contingencias simples y problemas de perfiles de tensión 2031 en donde se propone de un segundo banco de transformadores de 150 129 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL en condiciones normales y de exportación. Esta combinación de crecimiento de la demanda y restricciones estructurales en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y el Sistema de Transmisión Regional (STR) podría derivar en interrupciones del servicio y en un incremento significativo de la Demanda No Atendida (DNA), justificando la necesidad de nuevas obras de expansión en la subárea.

En este contexto, se desarrolló una propuesta inicial que contempla cuatro soluciones técnicas orientadas a mitigar las limitaciones identificadas y a fortalecer la confiabilidad del sistema. Dichas soluciones se describen a continuación: x Solución 1 (A1 en la figura): Construcción de la nueva subestación El Zaque Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-2 Diagrama unifilar Solución 2 propuesta para el proyecto.

230 kV a partir de la apertura de la reconfiguración del doble circuito San Bernardino – Jamondino 230 kV en el doble circuito San Bernardino – El Zaque – Jamondino 230kV. Así mismo, se considera la instalación de dos transformadores trifásicos 230/115 kV en la nueva subestación El Zaque, de 90 MVA cada uno. Adicionalmente, se considera la normalización de la subestación El Zaque 115 kV existente, a una configuración de barra principal con transferencia. x Solución 3 (A3 en la figura): Instalación de un segundo autotransformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación San Bernardino y construcción del tercer circuito Popayán – San Bernardino 115 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-1 Diagrama unifilar Solución 1 propuesta para el proyecto. x Solución 2 (A2 en la figura): Instalación de un segundo autotransformador Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 230/115 kV en la subestación San Bernardino de 150 MVA.

Figura 3.4.1-3 Diagrama unifilar Solución 3 propuesta para el proyecto. x Solución 4 (A4 en la figura): Instalación de un segundo transformador trifásico 230/115 kV de 90 MVA en la subestación Páez 230kV y construcción del tercer circuito Popayán – San Bernardino 115 kV.

Adicionalmente, el proyecto incluye la instalación de dos transformadores trifásicos 230/115 kV de 90 MVA cada uno, los cuales permitirán establecer un nuevo enlace con la subestación El Zaque 115 kV. Esta última será normalizada a una configuración de barra principal más barra de transferencia, con el fin de mejorar la flexibilidad operativa y la confiabilidad del sistema.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-4 Diagrama unifilar Solución 2 propuesta para el proyecto.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-1 Diagrama unifilar Alternativa 1 proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y A partir de las soluciones planteadas y con el objetivo de identificar la opción más adecuada para el sistema, se definieron y evaluaron tres configuraciones de expansión, resultantes de distintas combinaciones de las soluciones propuestas: obras asociadas.

- Alternativa 1: Solución 1

- Alternativa 2: Soluciones 1, 2 y 3

- Alternativa 3: Soluciones 1 y 4

Como alternativa 2, además de la subestación El Zaque 230 kV y las obras mencionadas anteriormente, se propone el segundo autotransformador 150 MVA en la subestación San Bernardino 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. La subestación San Bernardino constituye un nodo estratégico para el Sistema de Transmisión Regional (STR) del Suroccidente, contribuyendo a la regulación de los flujos de potencia activa y reactiva, a la reducción de la cargabilidad en las líneas de 115 kV y asegurar que el sistema opere dentro de los rangos de tensión establecidos por la normativa vigente.

La Alternativa 1 contempla la construcción de la nueva subestación El Zaque a 230 kV en configuración de interruptor y medio. Esta obra se desarrollará mediante el seccionamiento del doble circuito San Bernardino – Jamondino 230 kV, dando origen a los tramos reconfigurados El Zaque – San Bernardino 230 kV (circuitos 1 y 2) y El Zaque
- Jamondino 230 kV (circuitos 1 y 2), manteniendo la capacidad de corriente nominal de 800 A.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 130 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-3 Diagrama unifilar Alternativa 3 proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo Transformador 90 MVA Páez 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

La ubicación geográfica del proyecto propuesto se presenta a continuación:

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-2 Diagrama unifilar Alternativa 2: proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo autotransformador 150 MVA San Bernardino 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

Como alternativa 3, además de la subestación El Zaque 230 kV y las obras mencionadas anteriormente, se propone el segundo transformador trifásico 90 MVA en la subestación Páez 230/115 kV y la tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. Esta obra busca ampliar la capacidad de transformación en la subestación Páez, así como mitigar las sobrecargas actualmente presentes en el transformador existente y corregir las bajas tensiones en las en las barras de 115 kV del área de influencia, garantizando una operación segura y confiable.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-4 Disposición geográfica de los activos del proyecto subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

Proyectos FPO Repotenciación El Zaque - San Martín 115 kV 2025 3.4.1.3. Análisis técnicos Repotenciación Rio Mayo - San Martín 115 kV 2025 Repotenciación Catambuco - Jamondino 2023 Segundo corredor Jardinera - Junín - Buchely 115 kV y nuevo corredor Olaya A continuación, se presenta el análisis técnico de la obra propuesta, listando los supuestos y consideraciones del análisis. Posteriormente, son presentados escenarios críticos que presentan violaciones sobre las restricciones operativas del SIN.

Herrera - Buchely 115 kV 2027 3.4.1.3.1. Supuestos y consideraciones Nueva Subestación Macana 230/115 kV y obras asociadas 2030 Las condiciones operativas tenidas en cuenta para la validación eléctrica son:

Nueva Subestación Carlosama 230/115 kV y obras asociadas 2029 x Los taps de los transformadores en la zona de influencia del proyecto se Nueva Subestación Amanecer 500/230/115 kV y obras asociadas 2032 consideran en su posición neutral. x No son modelados los activos del Sistema de Distribución Local (SDL), por lo Subestación Renacer Etapa 2 2026 tanto, las demandas son referidas a las subestaciones de nivel de tensión 4.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.4.1.3.2. Horizonte de análisis 3.4.1.3.4. Escenarios de demanda y despacho de generación El horizonte de evaluación está definido entre los años 2031 – 2036 utilizando las proyecciones de demanda de la UPME reportados en “Proyección de la demanda de energía eléctrica, potencia máxima y gas natural 2025 - 2039”.55 A continuación, se presentan los escenarios de demanda y generación definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas.

3.4.1.3.3. Obras Expansión Tabla 3.4.1-2 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

Dentro de los análisis realizados, fueron consideradas las obras de expansión más relevantes dentro del área Suroccidental, tal como se muestra en la siguiente Tabla.

Escenario de Tabla 3.4.1-1 Obras consideradas para la evaluación de las obras del área Suroccidental. generación Descripción Proyectos FPO Baja generación interna y Valle.

G1 Subestación Renacer Etapa 1 2025 Alta exportación hacia Ecuador - 450 MW Repotenciación Pasto - San Martín 115 kV 2025 Baja generación interna y Valle, alta generación en Huila-Tolima.

Repotenciación Jamondino - Pasto 115 kV 2025 G2 Alta importación desde Ecuador - 450 MW Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 55 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2025, 9 de mayo). Proyección de demanda. Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC). https://www.upme.gov.co/simec/planeacionenergetica/proyeccion_de_demanda/ 131 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL a. Tensiones Tabla 3.4.1-3 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

Escenario de demanda Descripción Dmax Demanda máxima en el área Suroccidental Dmed Demanda media en el área Suroccidental Dmin Demanda mínima en el área Suroccidental Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.4.1.4. Análisis de resultados A continuación, se presentan los análisis técnicos del comportamiento y el impacto de la obra en evaluación en los perfiles de tensión y las cargabilidades de los diferentes elementos en el área de influencia. Considerando dos (2) escenarios de generación y tres (3) escenarios de demanda, se realizan las simulaciones de los casos de estudio para cada una de las subestaciones evaluadas, las cuales hacen parte del área de influencia del proyecto.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-5 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230/115 kV y obras 3.4.1.4.1. Alternativa A1: Subestación El Zaque 230/115 kV asociadas.

En las siguientes figuras se presenta una comparación del comportamiento de la tensión de las subestaciones y las cargabilidades de los elementos de la zona de influencia del proyecto en evaluación.

Con base en los resultados anteriores, se observa el cumplimiento de los límites de tensión establecidos en la regulación para todas las subestaciones del área de influencia del proyecto, incluso en el caso base. En general se observa que la inclusión del proyecto mejora el perfil de tensión en el área de influencia, pasando de un valor medio de 1,020 p.u. en el caso base a 1,026 p.u. en el escenario de estudio. b. Cargabilidades Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-6 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución x Con la entrada en operación de la obra se mejoran las tensiones en las Figura 3.4.1-7 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque 230/115 kV y obras asociadas. subestaciones San Martín 115 kV, San Bernardino 115 kV, Río Mayo 115 kV, Popayán 115 kV, Pasto 115 kV, El Zaque 115 kV y Catambuco 115 kV. x No obstante, lo anterior, en el escenario de estudio de contingencia N-1, x Se garantiza que, en el caso base o bajo la condición de red completa, las específicamente ante las contingencias críticas de los circuitos Alférez – Tesalia 1 y Alférez – Tesalia 2 a 115 kV, se mantienen las subtensiones en las subestaciones San Bernardino 115 kV, Popayán 115 kV y Páez (Cabaña) 115 kV. x La subestación Páez (Cabaña) 115 kV presenta la mayor cantidad de restricciones, siendo la más crítica el transformador de Páez 230/115 kV que llevan a la subestación a tensiones cercanas a 0,82 pu. cargabilidades de todos los elementos del área de influencia se mantienen dentro de los límites regulatorios establecidos con la implementación del proyecto. Adicionalmente, se observa una redistribución de los flujos de potencia, con un incremento de la cargabilidad en elementos como la línea El Zaque – Popayán 115 kV y una disminución en otros corredores, tales como Pasto – San Martín 115 kV, El Zaque – San Martín 115 kV y los transformadores de San Bernardino 230/115 kV y Páez 230/115 kV.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 132 DIARIO OFICIAL x El Zaque – Popayán 1 115 kV presenta un aumento en la cargabilidad ante

- Se observa un aumento leve en la cargabilidad de la línea El Zaque – Popayán 1 115 kV, sin embargo, no supera su capacidad máxima.

algunos escenarios, sin superar su capacidad máxima. x Se observa un aumento de la cargabilidad del transformador El Zaque 230/115 c. Cortocircuito kV, sin embargo, no supera su capacidad máxima.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-9 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-8 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas.

- Con los resultados anteriores, se observa que ninguna subestación del área de influencia presenta agotamiento de su capacidad de interrupción con la implementación del proyecto. El mayor impacto encontrado corresponde a la subestación El Zaque 115 kV, la cual, al incorporar un nuevo punto de conexión al STN, incrementa su nivel de corriente de cortocircuito de 5,05 kA a 11,63 kA.

3.4.1.4.2. Alternativa A2: Subestación El Zaque 230/115 kV y obras

- Con la entrada en operación del proyecto se observa una reducción en la cargabilidad de los elementos San Bernardino 230/115 kV, Pasto – San Martín 1 115 kV, Páez 230/115 kV, El Zaque – San Martín 1 115 kV, Catambuco – Pasto 1 115 kV y Catambuco – Jamondino 1 115 kV.

asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV

- Ante contingencia N-1, el transformador Páez 230/115 kV presenta restricciones por sobrecarga, superiores a su capacidad de emergencia.
Particularmente, la contingencia más crítica para este elemento es la línea Juanchito – Páez 230 kV.

a. Tensiones Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-11 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230 y obras Figura 3.4.1-10 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

- Con la entrada en operación de la obra se mejoran las tensiones en las subestaciones El Zaque 115 kV, San Martín 115 kV, San Bernardino 115 kV, Río Mayo 115 kV, Popayán 115 kV, Pasto 115 kV y Catambuco 115 kV.

- Con la obra se mejoran las tensiones en las subestaciones El Zaque 115 kV, Pasto 115 kV, Popayán 115 kV, Río Mayo 115 kV, San Bernardino 115 kV, Jamondino 115 kV, Catambuco 115 kV, San Martín 115 kV.

- Se presentan subtensiones en las subestaciones El Zaque 115 kV, San Bernardino 115 kV y Popayán 115 kV las cuales son solucionadas completamente por la obra.

- En las subestaciones de la zona de influencia de la obra las tensiones se mantienen dentro de los límites regulatorios.

- Las demás subestaciones de la subárea no se ven impactadas significativamente con las obras del proyecto.

- La subestación Páez (Cabaña) 115 kV presenta la mayor cantidad de restricciones, siendo la más crítica el transformador Páez 230/115 kV que llevan a la subestación a tensiones cercanas a 0,82 pu.

b. Cargabilidades 133 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-12 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Figura 3.4.1-13 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

Zaque 230 y obras asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

- Se observa, con la entrada en operación de la obra, una reducción en las cargabilidades de los elementos San Bernardino 230/115 kV, Pasto – San Martín 1 115 kV, Páez 230/115 kV, El Zaque – San Martín 1 115 kV, Catambuco – Pasto 1 115 kV y Catambuco – Jamondino 1 115 kV. Se destaca la reducción considerable del transformador San Bernardino 230/115 kV.

- El Zaque – Popayán 1 115 kV y Catambuco – San Martín 1 115 kV presentan un aumento en la cargabilidad, sin superar su capacidad máxima.

- Se observa, con la entrada en operación del proyecto, una reducción en la cargabilidad de los elementos San Bernardino 230/115 kV, Pasto – San Martín 1 115 kV, Páez 230/115 kV, El Zaque – San Martín 1 115 kV, Catambuco – San Martín 1 115 kV, Catambuco – Pasto 1 115 kV y Catambuco – Jamondino 1 115 kV. Se destaca una reducción considerable en el autotransformador San Bernardino 230/115 kV.

- Se observa un aumento de la cargabilidad del transformador El Zaque 230/115 kV, sin embargo, no supera su capacidad máxima.

- El transformador Páez 230/115 presenta restricciones que generan sobrecargas incluso por encima de su capacidad máxima. Sin embargo, se

3.4.1.4.3. Alternativa A3: Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. observa que la entrada en operación de la obra soluciona estas restricciones reduciendo las sobrecargas por debajo de su capacidad máxima. a. Tensiones

- Se observa un aumento en la cargabilidad de las líneas Río Mayo – San Martín 1 115 kV y El Zaque – Popayán 1 115 kV, sin embargo, no superan su capacidad máxima.

c. Cortocircuito Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-15 Resultados de las tensiones en red completa. El Zaque 230 y obras Figura 3.4.1-14 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea asociadas + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 Popayán - San Bernardino 115 kV. kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

- Se garantiza el cumplimiento de los límites de tensión establecidos en la regulación para todas las subestaciones del área de influencia del proyecto, incluso en el caso base. Lo anterior se verifica a partir de los resultados de tensión, para los cuales, en la subárea operativa Cauca–Nariño, el valor medio pasa de 1,020 p.u. en el caso base a 1,027 p.u. en el escenario de estudio.

- Con la implementación del proyecto, se observa un impacto relevante en términos de incremento del nivel de la corriente de cortocircuito en las subestaciones San Bernardino 115 kV y El Zaque 115 kV. Las demás subestaciones del área de influencia del proyecto no sufren impactos relevantes.

- En las subestaciones de la zona de influencia de la obra las tensiones se mantienen dentro de los límites regulatorios.

- Las demás subestaciones de la subárea no se ven impactadas significativamente con las obras del proyecto.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 134 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-16 Resultados de las tensiones en contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-17 Resultados del nivel de carga de los elementos – Red completa. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y

- Los perfiles de tensión en la subestación El Zaque 115 kV cumplen los límites regulatorios con la entrada del proyecto. Por otra parte, en las subestaciones Páez 230 kV, San Bernardino 230 kV, Popayán 115 kV y Páez (Cabaña) 115 kV los perfiles de tensión mejoran, subiendo la media de los resultados de 0.989 p.u. en caso base, a 1.008 p.u. en caso de estudio.

tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV. x Se garantiza el cumplimiento de los límites regulatorios con las cargabilidades

- Para la subestación Páez (Cabaña) 115 kV, la restricción más crítica se presenta ante la contingencia del actual transformador Páez 230/115 kV. Esta condición se elimina con la entrada en operación del proyecto.

de los elementos del área de influencia del proyecto en condición de red completa. x Con la implementación del proyecto se logra una redistribución de flujos

- Bajo escenarios de contingencia sencilla, particularmente ante la salida del circuito Alférez – Virginia 1 a 500 kV, se identifican restricciones residuales que generan tensiones cercanas a 0,87 pu, las cuales justifican la evaluación de soluciones complementarias.

b. Cargabilidades aprovechando mejor la infraestructura existente. Por ejemplo, en los transformadores 230/115 kV en las subestaciones Páez y San Bernardino, la media de las cargabilidades pasa de 47,0 % en caso base a 31,1 % en caso de estudio. De la misma manera, se logra aprovechar corredores en 115 kV que se encontraban subutilizados como la línea El Zaque – Popayán 115 kV. x Adicionalmente, se observa que la cargabilidad del nuevo transformador El

- La máxima cargabilidad en la línea Catambuco – Jamondino 115 kV, ante la contingencia de la línea Jamondino – Pasto 115 kV, pasa de 93,2% en caso base a 72,8% con la implementación del proyecto.

Zaque 230/115 kV, bajo los parámetros de evaluación utilizados, no supera los límites permitidos por la regulación en condición de red completa dentro del horizonte de planeación.

- La cargabilidad de los demás elementos del área de influencia cumplen los límites regulatorios tanto en caso base, como con la implementación del proyecto.

c. Cortocircuito Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-19 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.1-18 Resultados del nivel de carga de los elementos – Contingencia N-1. El Zaque 230 y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

- Ninguna subestación del área de influencia presenta agotamiento de su capacidad de interrupción con la implementación del proyecto. Siendo la única subestación que presenta un impacto relevante la subestación El Zaque 115 kV, la cual, al incorporar un nuevo punto de conexión al STN, incrementa su nivel de corriente de cortocircuito de 5,05 kA a 11,67 kA.

3.4.1.5. Análisis económicos

- Las restricciones por sobrecarga ante contingencia N-1 identificadas en el transformador de Páez 230/115 kV se eliminan, pasando de una cargabilidad máxima de 107,7% en caso base a 58,9% con la implementación del proyecto.

- La máxima cargabilidad en el autotransformador de San Bernardino 230/115 kV, ante la contingencia de la línea Alférez – San Bernardino 230 kV, pasa de 93,8% en caso base a 74,8% con la implementación del proyecto.

Dados los resultados técnicos y el impacto de las alternativas en la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía, en esta sección se realiza un análisis económico para cuantificar la viabilidad de las alternativas bajo el criterio de relación Beneficio/Costo mayor a 1. A continuación se presentan los costos asociados de las 135 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Tabla 3.4.1-6 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán - alternativas en evaluación, así como también, los beneficios cuantificados dados los impactos de las alternativas en la reducción de restricciones en el sistema.

San Bernardino 115 kV.

3.4.1.5.1. Costos Sistema Costo en COP$ -UC Costo en USD - UC STR $62.276.047.078,03 $14.124.274,99 STN $77.392.199.772,30 $17.552.634,81 Total $139.668.246.850,34 $31.676.909,80 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Teniendo en cuenta el alcance de las obras presentes en cada alternativa se realiza la valoración de los costos de estas en unidades constructivas, según lo estipulado en las resoluciones CREG 015 de 2018 (remuneración STR) y CREG 011 de 2009 (remuneración STN). Con esa información es posible determinar los costos de capital (CAPEX) y operación (OPEX) asociados a las obras en evaluación presentes en cada alternativa utilizando una proyección de anualidades.

3.4.1.5.2. Beneficios En las siguientes tablas se presentan los valores presentes netos para el STR y STN que incluyen el CAPEX y OPEX de las obras propuestas en cada alternativa.

Tabla 3.4.1-4 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras Teniendo en cuenta una proyección a 25 años, los beneficios de la obra se estiman con relación a la demanda no atendida debido a condiciones de baja tensión y sobrecargas en red completa, así como a contingencia N-1: asociadas.

Tabla 3.4.1-7 Beneficios por alternativa.

Sistema Costo en USD - UC Alternativa Beneficios (VPN) en USD STR $5.939.093,75 Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas $34.403.628,25 STN $17.009.380,01 Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras Total $22.948.473,76 asociadas + segundo autotransformador 150 MVA $39.276.799 subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución línea Popayán - San Bernardino 115 kV Tabla 3.4.1-5 Costo de la obra Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras + segundo autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y tercera asociadas + segundo transformador 90 MVA $56.630.575 subestación Páez 230/115 kV y tercera línea línea Popayán - San Bernardino 115 kV.

Popayán - San Bernardino 115 kV Sistema Costo en COP$ -UC Costo en USD - UC Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución STR $66.440.382.950,53 $15.068.750,88 3.4.1.5.3. Relación Beneficio – Costo STN $77.392.199.772,30 $17.552.634,81 Total $143.832.582.722,84 $32.621.385,69 A continuación, se presenta la relación beneficio/Costo para un horizonte de 25 años asociados a la construcción de la obra. Al efecto se calculó el valor presente de los beneficios y de los costos del proyecto de expansión, con lo cual se determinó que la relación beneficio/costo resulta ser superior a 1 para cada una de las alternativas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución cargabilidades de todos los elementos del área de influencia, en el STN y STR, cumplen los límites regulatorios.

Tabla 3.4.1-8 Relación B/C Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas.

Características B/C Nueva Subestación El Zaque 230/115 kV y obras asociadas 1,499

- Si bien la alternativa 2 y la alternativa 3 analizadas tienen el mismo valor de costos, evaluado por medio de las Unidades Constructivas de referencia, es la alternativa 3 la que mayores beneficios económicos representa para el sistema, aumentando en mayor medida la máxima demanda atendible de la subárea Cauca Nariño.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.4.1-9 Relación B/C El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo

- La alternativa 3 mejora las tensiones en las subestaciones Páez (Cabaña) 115 kV, Pasto 115 kV, Popayán 115 kV, Río Mayo 115 kV, San Bernardino 115 kV, Jamondino 115 kV, El Zaque 115 kV, Catambuco 115 kV y San Martín 115 kV en condición de red completa.

autotransformador 150 MVA subestación San Bernardino 230/115 kV y obras asociadas.

Características B/C El Zaque 230/115 kV y obras asociadas +

- La alternativa 3 mejora los perfiles de tensión para la mayoría de las subestaciones del área de influencia, principalmente para la subestación El Zaque 115 kV, San Bernardino y Popayán en condición de red completa.

segundo autotransformador 150 MVA 1,204 subestación San Bernardino 230/115 kV y obras asociadas Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución

- La alternativa 3 reduce las cargabilidades de las subestaciones San Bernardino 230/115 kV, Pasto – San Martín 1 115 kV, Páez 230/115 kV, El Zaque – San Martín 1 115 kV, Catambuco – Pasto 1 115 kV y Catambuco – Jamondino 1 115 kV en condición de red completa.

Tabla 3.4.1-10 Relación B/C El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + Segundo

- La alternativa 3 elimina la restricción por sobrecarga en el transformador Páez 230/115 kV, pasando de un valor máximo de 107,7% en caso base a 58,9%.

transformador 90 MVA subestación Páez 230/115 kV y obras asociadas.

Características B/C

- La alternativa 3 mitiga las altas cargabilidades en el autotransformador de San Bernardino 230/115 kV, pasando de un valor máximo de 93,8% a 74,8%.

El Zaque 230/115 kV y obras asociadas + segundo transformador 90 MVA 1,788

- La alternativa 3 mitiga las altas cargabilidades en la línea Catambuco – Jamondino 115 kV, pasando de un valor máximo de 93,2% a 72,8%.

subestación Páez 230/115 kV y tercera línea Popayán – San Bernardino 115 kV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución

- La alternativa 3 tiene un impacto considerable en las subestaciones El Zaque 115 kV y Páez (Cabaña) 115 kV, aumentando el nivel de cortocircuito aproximadamente 2,2 veces y 1,2 respectivamente.

3.4.1.6. Conclusiones

- La combinación de la nueva subestación El Zaque 230/115 kV y segundo transformador en Páez 230/115 kV (Alternativa 3) presenta el mejor desempeño técnico, mejorando la media en los perfiles de tensión de 1,015 p.u. en caso base a 1,022 p.u. en caso de estudio. Mientras se garantiza que las

- Si bien todas las alternativas presentan una relación Beneficio/Costo superior a 1, la selección de la alternativa recomendada considera de manera conjunta el desempeño técnico, la eliminación de restricciones estructurales y la viabilidad constructiva, además del indicador económico.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 136 DIARIO OFICIAL 3.4.2. Segundos bancos de autotransformadores 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La 3.4.1.7. Fecha de puesta en operación Virginia, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas 3.4.2.1. Introducción La fecha de puesta en operación de la obra “El Zaque 230 kV y obras asociadas” + “segundo transformador 90 MVA en la subestación Páez 230/115 kV y obras asociadas” se define para el 31 de diciembre de 2031 en función de los tiempos establecidos por la UPME.

3.4.1.8. Recomendaciones Se recomienda la ejecución del proyecto en su alcance, correspondiente con la construcción de la subestación El Zaque 230 kV, en configuración interruptor y medio, la cual incorporará dos transformadores trifásicos 230/115 kV, cada uno con una capacidad de 90 MVA. Adicionalmente, se contemplan los tramos de reconfiguración El Zaque – San Bernardino 230 kV (circuitos 1 y 2) y El Zaque – Jamondino 230 kV (circuitos 1 y 2), cada uno con una capacidad mínima de 800 A por circuito.

Las limitaciones históricas del área suroccidental del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para la importación de energía desde el Sistema de Transmisión Nacional (STN) constituyen una de las principales causas de su dependencia de la generación local y de la necesidad de implementar medidas operativas restrictivas para el control de sobrecargas y niveles de tensión. Estas restricciones se acentúan en escenarios de alta demanda y ante contingencias simples, debido a la capacidad limitada de los autotransformadores 500/230 kV existentes en las subestaciones San Marcos y La Virginia, lo cual impacta negativamente la robustez del sistema, la eficiencia en la operación del despacho y la adecuada programación de los mantenimientos obligatorios. En este contexto, el fortalecimiento de la infraestructura de transformación en el nivel de 500/230 kV se configura como una solución necesaria para mejorar la capacidad de importación de energía desde el STN, garantizar la seguridad y confiabilidad del suministro, aumentar la flexibilidad operativa y asegurar una atención adecuada de la demanda en el área suroccidental, la cual cumple un papel estratégico dentro del SIN y en la integración eléctrica regional.

Adicionalmente, esta Unidad recomienda que la capacidad de interrupción de cortocircuito de los equipos asociados a la subestación El Zaque 230 kV sea, como mínimo, de 63 kA. Si bien, en el horizonte de evaluación, la corriente máxima de cortocircuito estimada es cercana a 8,45 kA, al considerar el incremento en el nivel de enmallamiento del sistema derivado de la conexión al STN y del refuerzo del STR, la incorporación de nuevos enlaces en 230 kV, así como la proyección de crecimiento de la demanda y de la generación en la subárea, se recomienda adoptar un valor normalizado de 63 kA para el nivel de tensión de 230 kV o superiores. Este criterio garantiza un margen adecuado que permite mitigar la necesidad de futuras modernizaciones en las subestaciones del SIN en un horizonte de mediano y largo plazo.

Si bien la entrada en operación de refuerzos en el nivel de 500 kV ha contribuido a mitigar parcialmente las restricciones de transporte en el área Suroccidental, dichas obras no resultan suficientes sin un incremento proporcional en la capacidad de transformación. En consecuencia, se hace necesario complementar la red existente mediante la incorporación de segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La Virginia, con el fin de aliviar sobrecargas, mejorar el desempeño ante contingencias N-1, ampliar la capacidad de importación de energía y reducir la dependencia de medidas operativas extraordinarias.

De manera complementaria, se recomienda la instalación de un segundo transformador 230/115 kV de 90 MVA en la subestación Páez, así como la construcción de la tercera línea de transmisión Popayán – San Bernardino a 115 kV.

La obra de expansión denominada “Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La Virginia, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas” responde a estas necesidades estructurales del sistema y se enmarca en la evolución natural del planeamiento de la x En el Estudio de Oportunidades de Conexión de ISA INTERCOLOMBIA 2023– red del STN para el área Suroccidental, orientada a fortalecer la confiabilidad, seguridad y eficiencia del SIN en el horizonte de planeación.

3.4.2.2. Antecedentes 2027, el Operador de Red (OR) señala, en el resumen de limitaciones de la subárea Suroccidental, la existencia de restricciones en los transformadores 500/230 kV de las subestaciones La Virginia y San Marcos. Dichas limitaciones se originan ante distintas contingencias en los elementos San Marcos–La Virginia 500 kV, Alférez–La Virginia 500/230 kV y Alférez–San Marcos 500 kV. En este contexto, el OR propone como oportunidades de conexión la incorporación del segundo transformador 500/230 kV en la subestación San Marcos y del segundo transformador 500/230 kV en la subestación La Virginia. x En los planes de expansión presentados en 2024 y 2025 CELSIA presento el A continuación se presentan los principales antecedentes técnicos y de planeación que sustentan la necesidad de la obra “Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La Virginia, y sus bahías de transformación 500 kV y 230 kV asociadas”, los cuales evidencian de manera progresiva las limitaciones operativas del área Suroccidental del SIN y la evolución de los análisis que han llevado a la definición de este refuerzo como una solución estructural para mejorar la capacidad de transformación y la confiabilidad del sistema. x Mediante Resolución MME 90772 del 17 de septiembre de 2013, el Ministerio de proyecto “NUEVO TRANSFORMADOR 500/220 kV EN SAN MARCOS 500/220 kV” indicando que es necesario conectar este segundo transformador para garantizar la transformación en la subestación cuando se presente una contingencia N-1 en el transformador paralelo, debido a la gran cantidad de generación que se conectará en la zona. x En el Informe Trimestral de Restricciones (ITR) de 2025-T3, el Centro Nacional Minas y Energía adoptó el Plan de Transmisión 2013 - 2027, el cual definió la Obra denominada Refuerzo Suroccidental 500 kV que consiste en una nueva Subestación Alférez 500 kV y las líneas de transmisión asociadas en 500 kV, para eliminar y mitigar restricciones en el área Suroccidental. Las obras asociadas vienen siendo ejecutadas producto de la convocatoria UPME 04- 2014. x En el Informe de Planeamiento Operativo de Largo Plazo 2017-1, XM manifestó de Despacho XM manifestó que, “se propone la incorporación de los segundos transformadores 500/230 kV en las subestaciones La Virginia y San Marcos”. Esta recomendación se fundamenta en la existencia de indisponibilidades que afectan de manera sustancial la capacidad de importación del área y que pueden generar un impacto significativo sobre la generación de seguridad interna. Adicionalmente, la proporción de cortes registrada evidencia que el sistema opera de forma recurrente en condiciones de red degradada.

En este contexto, la instalación de dichos transformadores resulta fundamental para incrementar la flexibilidad, confiabilidad y seguridad operativa del área, lo cual pone de manifiesto la necesidad de refuerzos en la transformación del sistema en la región Suroccidental. que, “El área Suroccidental presenta limitaciones en la importación de energía desde el STN y es controlada con los recursos de generación disponibles en el área. Dichas limitaciones de importación se dan por dos condiciones: sobrecarga en los transformadores de San Marcos y Virginia 500/230 kV “, con lo cual dejó en evidencia la necesidad de aumento en la capacidad de transformación del área Suroccidental. x En el Informe Trimestral de Restricciones de 2019-T2, XM manifestó que, “La 3.4.2.3. Proyecto propuesto importación del área Suroccidental a través del circuito San Carlos – Virginia 500 kV se limita a 500 MW para evitar sobrecargas en San Marcos 500/230 kV y Virginia 500/230 kV ante la contingencia N-1 de uno de ellos. Adicionalmente, se requiere despachar un mínimo número de unidades para el control de tensión al interior del área.”, con lo cual muestra la necesidad de refuerzos de transformación en el área Suroccidental. x En el Plan de expansión de referencia 2022-2036, la UPME presentó por primera Con el fin de atender las problemáticas estructurales identificadas en el área Suroccidental del Sistema Interconectado Nacional (SIN), asociadas principalmente a limitaciones en la capacidad de transformación 500/230 kV y a la reducción de los márgenes operativos ante contingencias, la UPME evaluó un conjunto de alternativas de expansión orientadas a fortalecer la confiabilidad, flexibilidad operativa y capacidad de atención de la demanda del sistema. vez el Proyecto Suroccidental – Segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 kV.

137 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Previo a la descripción de las alternativas analizadas, en la siguiente figura se presenta el diagrama unifilar que representa la condición actual de la red en el área de influencia del proyecto, el cual permite identificar la topología existente del STN, los puntos de transformación 500/230 kV y los principales corredores de transmisión asociados. Este diagrama constituye la base de referencia para la evaluación comparativa de las alternativas propuestas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-2 Diagrama unifilar Alternativa 1: Segundo banco de autotransformadores San Marcos 500/230 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-1 Diagrama unifilar red actual. x Alternativa 2: se propone la construcción del segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación Virginia de 450 MVA.

A partir de los análisis de planeamiento desarrollados, y considerando los criterios de confiabilidad establecidos para el STN, la UPME definió las siguientes alternativas de solución, las cuales buscan incrementar la capacidad de transformación en el nivel 500/230 kV y mejorar el desempeño del sistema ante diferentes escenarios. x Alternativa 1: se propone la construcción del segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación San Marcos de 450 MVA.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-3 Diagrama unifilar Alternativa 2: Segundo bancos de autotransformadores Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Virginia 500/230 kV.

Figura 3.4.2-4 Diagrama unifilar Alternativa 3: Segundos bancos de autotransformadores 500/230 kV en la subestación Virginia y San Marcos. x Alternativa 3: se propone la construcción de los Segundos bancos de A continuación, se presenta la ubicación geográfica del proyecto propuesto: autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones de Virginia y San Marcos cada uno de 450 MVA.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 138 DIARIO OFICIAL x No son modelados los activos del Sistema de Distribución Local (SDL), por lo tanto, las demandas son referidas a las subestaciones de nivel de tensión 4.

3.4.2.4.2. Horizonte de análisis El horizonte de evaluación está definido entre los años 2028 – 2036 utilizando las proyecciones de demanda de la UPME reportados en “Proyección de la demanda de energía eléctrica, potencia máxima y gas natural 2025 - 2039”.56 3.4.2.4.3. Obras de expansión Dentro de los análisis realizados, fueron consideradas las obras de expansión más relevantes dentro del área Suroccidental, tal como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 3.4.2-1 Obras consideradas para la evaluación de las obras del área Suroccidental.

Proyectos FPO Segundo corredor Jardinera - Junín - Buchelly 115 kV y nuevo corredor Olaya Herrera - Buchelly 115 kV 2027 Nueva Subestación Macana 230/115 kV y obras asociadas 2030 Nueva Subestación Carlosama 230/115 kV y obras asociadas 2029 Nueva Subestación Amanecer 500/230/115 kV y obras asociadas 2032 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-5 Disposición geográfica de los activos del proyecto Segundos bancos de 3.4.2.4.4. Escenarios de demanda y despacho de generación autotransformadores monofásicos 500/230 kV de las subestaciones Virginia y San A continuación, se presentan los escenarios de demanda y generación definidos para el desarrollo de las validaciones eléctricas.

Marcos.

Tabla 3.4.2-2 Escenarios de generación considerados para la evaluación de la obra 3.4.2.4. Análisis técnicos Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos.

Escenario de generación Descripción A continuación, se presenta el análisis técnico de la obra propuesta, listando los supuestos y consideraciones del análisis. Posteriormente, son presentados escenarios críticos que presentan violaciones sobre las restricciones operativas del SIN.

G0 Mínima generación en el área suroccidental con alta exportación hacia Ecuador - 450 MW 3.4.2.4.1. Supuestos y consideraciones Las condiciones operativas tenidas en cuenta para la validación eléctrica son: x Los taps de los transformadores en la zona de influencia del proyecto se consideran en su posición neutral.

56 Unidad de Planeación Minero-Energética. (2025, 9 de mayo). Proyección de demanda. Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC). https://www.upme.gov.co/simec/planeacionenergetica/proyeccion_de_demanda/ G1 Máxima generación en el área suroccidental con alta importación desde Ecuador - 450 MW Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.4.2-3 Escenarios de demanda considerados para la evaluación de la obra Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos.

Escenario de demanda Descripción Dmax Demanda máxima en el área Suroccidental Dmed Demanda media en el área Suroccidental Dmin Demanda mínima en el área Suroccidental Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-6 Resultados de análisis de los perfiles de tensión.

3.4.2.4.5. Análisis de resultados x Los perfiles de tensión en las subestaciones no presentan variaciones significativas para cada una de las alternativas en comparación del caso base. x Las demás subestaciones de la subárea no presentan impactos relevantes sobre sus perfiles de tensión, lo que indica que las obras propuestas no generan efectos adversos sobre el comportamiento de la red en el resto de la subárea.

A continuación, se presentan los análisis técnicos del comportamiento y el impacto de la obra en evaluación en los perfiles de tensión, las cargabilidades y cortocircuito de los diferentes elementos en el área de influencia. Los resultados se presentan de manera gráfica los resultados de las simulaciones efectuadas en DigSilent – PowerFactory para el proyecto, indicando para cada parámetro observado los aspectos más relevantes. b. Perfiles de cargabilidades a. Perfiles de tensión En esta sección se presentan los análisis técnicos del comportamiento y el impacto de las cargabilidades de los diferentes elementos en el área de influencia bajo la condición de contingencia N-1.

Teniendo en cuenta los escenarios de generación (2) y escenarios de demanda (3), se realiza la simulación de los casos de estudio para cada una de las subestaciones evaluadas y que pertenecen al área de influencia del proyecto.

Para esto se siguen los lineamientos establecidos por la Resolución CREG 025 de 1995 con el objetivo de garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía.

Estos lineamientos son: x La cargabilidades de las líneas y transformadores no deben sobrepasar el En la siguiente figura se presenta una comparación del comportamiento de la tensión de dichas subestaciones de la zona de influencia del proyecto en evaluación para el caso base y el comportamiento de la tensión con el proyecto implementado para las tres alternativas planteadas. máximo valor de emergencia declarado en PARATEC en condición de contingencia N-1.

139 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL x Para la alternativa 3, se observa una reducción generalizada de las cargabilidades en los transformadores Alférez 1 y Alférez 2 500/230 kV, manteniéndose los niveles de operación por debajo de los umbrales de advertencia, lo que indica una mejora en el balance del sistema. c. Análisis de cortocircuito Teniendo en cuenta los escenarios de generación (2), escenarios de demanda (3) y contingencias, se realiza la simulación de los casos de estudio para cada uno de los elementos (líneas y transformadores) evaluados y que pertenecen al área de influencia del proyecto. En la siguiente figura se presenta una comparación del comportamiento de la cargabilidad ante contingencia n-1 de dichos elementos en el caso base y el comportamiento de la cargabilidad ya con el proyecto implementado.

Para el cálculo del nivel máximo de corriente de cortocircuito se emplea la norma IEC 60909 – 2016 57 bajo un escenario en el cual se ponen en línea la mayor cantidad de unidades de generación de manera que se pueda encontrar el máximo nivel de cortocircuito en cada una de las subestaciones que pertenecen a la subárea de interés. Es importante precisar que los parámetros eléctricos del sistema, incluyendo las características de los transformadores, líneas y demandas, así como la topología de la red y las condiciones operativas consideradas en los estudios, fueron modelados con base en la información suministrada por los transportadores a través del PARATEC 58 y de la Ventanilla Única, de conformidad con lo establecido en la Circular CREG 014 de 2022.

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, a continuación, se presenta de manera gráfica el impacto del proyecto en evaluación sobre el nivel de corriente de cortocircuito de las 48 subestaciones que se encuentran dentro del área de influencia de este.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-7 Resultados del nivel de carga de los elementos. Proyecto Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV subestaciones Virginia y San Marcos. x Se observa que, con la entrada en operación de la alternativa 1, se presenta una reducción de las cargabilidades en el elemento San Marcos 500/230 kV, evidenciando un alivio en la operación de este nodo frente al escenario base. No obstante, los elementos Alférez 1 y Alférez 2 500/230 kV mantienen niveles de cargabilidad relativamente elevados. x Con la alternativa 2, se evidencia una mejor distribución de las cargabilidades en el área de influencia, reduciendo los valores promedio y máximos en los elementos La Virginia 500/230 kV y San Marcos 500/230 kV, sin presentarse superación de la capacidad nominal en los escenarios evaluados.

57 International Electrotechnical Commission. (2016). Short-circuit currents in three-phase a.c. systems
- Part 0: Calculation of currents (IEC Standard No. 60909-0:2016). IEC. https://webstore.iec.ch 58XM S.A. ESP. (s. f.). PARATEC [Plataforma de información técnica del sistema eléctrico]. https://paratec.xm.com.co/ limitadores de corriente o ajustes en la configuración del sistema, con el fin de asegurar la viabilidad técnica de las soluciones propuestas. d. Análisis de Demanda Máxima Atendible – Red Degradada La sección de Demanda Máxima Atendible (DMA) presenta los resultados del análisis orientado a determinar la máxima potencia que puede ser suministrada por la red en el área Suroccidental, bajo criterios de seguridad y calidad del servicio. Para ello, se incrementa de manera progresiva y uniforme la demanda del área, mientras se supervisa el comportamiento de las cargabilidades y los niveles de tensión de los distintos elementos del sistema para importación de energía, hasta identificar los límites operativos. Este ejercicio permite establecer la capacidad efectiva de atención de la demanda en el escenario sin proyecto y contrastarla con el escenario con proyecto, evidenciando el impacto de las nuevas obras sobre la capacidad y desempeño de la red.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Con el fin de evaluar el comportamiento del sistema bajo condiciones de red degradada, el análisis de DMA se desarrolló considerando contingencias múltiples del tipo N-1-1, asociadas a la indisponibilidad simultánea de dos elementos relevantes del STN en el área de estudio. Para ello, se definió el conjunto de mantenimientos críticos que se presentan a continuación:

Tabla 3.4.2-4 Listado de Mantenimientos evaluados.

Figura 3.4.2-8 Resultados del nivel de corriente de cortocircuito máximo.

MANTENIMIENTOS EVALUADOS

1 La Virginia 500/230 kV 2 Alférez - San Marcos 1 500 kV 3 San Marcos - Virginia 1 500 kV 4 San Marcos 500/230 kV 5 Alférez - Virginia 1 500 kV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La metodología aplicada consistió en seleccionar, de manera iterativa, uno de los elementos listados como contingencia inicial N-1, y combinarlo sucesivamente con la indisponibilidad de cada uno de los elementos restantes, configurando así los distintos escenarios N-1-1 evaluados. Este enfoque permite capturar condiciones operativas críticas asociadas a la programación de mantenimientos y a la ocurrencia de fallas adicionales en el sistema. x Con la Alternativa 2 y la Alternativa 3, se observa que la subestación Virginia 220 kV supera el límite de 31.5 kA, evidenciando una condición crítica desde el punto de vista de capacidad de interrupción de los equipos asociados a este nivel de tensión. x Con la Alternativa 1 y la Alternativa 3, la subestación San Marcos 220 kV opera muy cercana al límite de 31.5 kA, lo que reduce el margen de seguridad y podría comprometer la confiabilidad ante futuras expansiones o cambios en la topología del sistema. x Para los niveles de 500 kV (Alférez 500, Virginia 500 y San Marcos 500), las corrientes de cortocircuito se mantienen dentro de los valores admisibles, sin superar los límites técnicos establecidos, aunque con incrementos moderados al implementar las alternativas de refuerzo. x En términos generales, las Alternativas 2 y 3 presentan mayores impactos en los niveles de cortocircuito, particularmente en el nivel de 220 kV, por lo que se requerirán medidas de mitigación tales como actualización de equipos, Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 140 DIARIO OFICIAL La evaluación de la Demanda Máxima Atendible se realizó para dos horizontes de análisis representativos del planeamiento de largo plazo: x Año 2028, correspondiente a la entrada en operación de la obra de expansión de los segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones San Marcos y La Virginia. x Año 2032, asociado a la entrada en operación del proyecto de la nueva subestación Amanecer 500/230/115 kV, el cual introduce modificaciones relevantes en la topología y capacidad del sistema.

En las siguientes figuras se presentan los resultados de la Demanda Máxima Atendible para el año 2028 bajo condiciones de red degradada, considerando las diferentes combinaciones de contingencias N-1-1 evaluadas.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-10 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (Alférez - San Marcos 500 kV).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-9 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (La Virginia 500/230 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución kV).

Figura 3.4.2-11 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (San Marcos - La Virginia 500 kV). x En el escenario sin proyecto, la Demanda Máxima Atendible se ve limitada, lo que reduce significativamente los márgenes operativos del sistema ante indisponibilidades simultáneas. x Con la incorporación de las alternativas de expansión, se observa una mejora sustancial en la capacidad de atención de la demanda. x La Alternativa 3 presenta el mejor desempeño, al permitir los mayores incrementos de Demanda Máxima Atendible en todos los escenarios N-1-1 analizados, evidenciando una mayor resiliencia del sistema frente a condiciones severas de operación.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución En las siguientes figuras se muestran los resultados correspondientes al año 2032, considerando la entrada en operación de la nueva subestación Amanecer.

Figura 3.4.2-12 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (San Marcos 500/230 kV).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-14 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (La Virginia 500/230 Figura 3.4.2-13 Máxima demanda atendible (2028) en red degradada (Alférez - La Virginia kV).

500 kV).

141 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-17 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (San Marcos 500/230 Figura 3.4.2-15 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (Alférez - San kV).

Marcos 500 kV).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura 3.4.2-16 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (San Marcos - La Figura 3.4.2-18 Máxima demanda atendible (2032) en red degradada (Alférez - La Virginia Virginia 500 kV).

500 kV).

Sistema Costo en USD - UC x En este horizonte, se observa un incremento general en la Demanda Máxima STN 12´122.942 Total 12´122.942 Atendible respecto al año 2028, como resultado de las nuevas obras estructurales incorporadas al sistema. x No obstante, bajo condiciones de red degradada, el escenario sin proyecto Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.4.2-6 Costo de la obra Alternativa 2. Segundo banco de autotransformadores monofásicos Virginia 500/230 kV de 450 MVA. continúa presentando restricciones relevantes asociadas a la capacidad de transformación 500/230 kV, lo que limita la atención de la demanda ante contingencias múltiples. x La implementación de los segundos bancos de autotransformadores Sistema Costo en USD - UC STR 0 monofásicos, especialmente bajo la Alternativa 3, permite aprovechar de manera más eficiente las nuevas infraestructuras, incrementando los márgenes operativos y reduciendo la severidad de las restricciones ante escenarios N-1-1.

STN 12´122.942 Total 12´122.942 3.4.2.5. Análisis económicos Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.4.2-7 Costo de la obra Alternativa 3. Segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos cada uno de 450 MVA.

Dados los resultados técnicos y el impacto de las alternativas en la calidad, seguridad y confiabilidad del suministro de energía, en esta sección se realiza un análisis económico para cuantificar la viabilidad de las alternativas bajo el criterio de relación Beneficio/Costo mayor a 1. A continuación se presentan los costos asociados de las alternativas en evaluación, así como también, los beneficios cuantificados dados los impactos de las alternativas en la reducción de restricciones en el sistema.

Sistema Costo en USD - UC 3.4.2.5.1. Costos STR 0 STN 24´245.885 Total 24´245.885 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.4.2.5.2. Beneficios Teniendo en cuenta el alcance de las obras presentes en cada alternativa se realiza la valoración de los costos de estas en unidades constructivas, según lo estipulado en las resoluciones CREG 015 de 2017 (remuneración STR) y CREG 011 de 2009 (remuneración STN). Con esa información es posible determinar los costos de capital (CAPEX) y operación (OPEX) asociados a las obras en evaluación presentes en cada alternativa utilizando una proyección de anualidades.

En las siguientes tablas se presentan los valores presentes netos para el STR y STN que incluyen el CAPEX y OPEX de las obras propuestas en cada alternativa.

Teniendo en cuenta una proyección a 25 años, los beneficios de la obra se estiman con relación a la demanda no atendida debido a condiciones de baja tensión y sobrecargas en red completa, así como a contingencia N-1:

Tabla 3.4.2-5 Costo de la obra Alternativa 1. Segundo banco de autotransformadores Tabla 3.4.2-8 Beneficios del proyecto discriminados por alternativa evaluada. monofásicos San Marcos 500/230 kV de 450 MVA.

Alternativa Beneficios USD Sistema Costo en USD - UC A1 13´849.758 STR 0 A2 72´919.670 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 142 DIARIO OFICIAL Alternativa Beneficios USD A3 72´919.670 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.4.2.5.3. Relación Beneficio – Costo confiabilidad operativa del sistema. Con la implementación de la Alternativa 3, dichas cargabilidades se reducen de manera significativa, restableciendo márgenes adecuados de operación de los equipos evaluados, fortaleciendo la capacidad del sistema para atender contingencias y evidenciando una mejora sustancial en la seguridad y confiabilidad de la operación. x Respecto a la Demanda Máxima Atendible, la evaluación bajo condiciones de A continuación, se presenta la relación beneficio/Costo para un horizonte de 25 años asociados a la construcción de la obra. Al efecto se calculó el valor presente de los beneficios y de los costos del proyecto de expansión, con lo cual se determinó que la relación beneficio/costo resulta ser superior a 1 para cada una de las alternativas.

Tabla 3.4.2-9 Relación B/C de la Alternativa 1. Segundo banco de autotransformadores red degradada (contingencia N-1-1) muestra que, tanto para el año 2028 como para el año 2032, las tres alternativas analizadas generan mejoras significativas. Sin embargo, la Alternativa 3 presenta el mejor desempeño operativo entre ellas. x En cuanto al análisis de cortocircuito, se observa que con las Alternativas 2 y 3 monofásicos San Marcos 500/230 kV de 450 MVA.

Características B/C San Marcos 2 500/230 kV 1,14 se supera el límite de 31,5 kA en La Virginia 230 kV, mientras que con las Alternativas 1 y 3 San Marcos 230 kV opera al límite. En consecuencia, será necesario definir e implementar medidas de mitigación que permitan garantizar la viabilidad técnica y el cumplimiento de los límites normativos del sistema. x Finalmente, la evaluación económica del proyecto de transmisión, basada en Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Tabla 3.4.2-10 Relación B/C de la Alternativa 2. Segundo banco de autotransformadores monofásicos Virginia 500/230 kV de 450 MVA.

Características B/C Virginia 2 500/230 kV 6,01 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución el análisis de beneficios por Demanda No Atendida (DNA) en escenarios con y sin proyecto, y validada bajo condiciones de red degradada (contingencia N-1-
1. para diferentes contingencias, confirma la viabilidad económica de las tres alternativas analizadas. De acuerdo con los resultados de la relación beneficio/costo, la Alternativa 2 presenta el mejor desempeño económico, seguida por la Alternativa 3, mientras que la Alternativa 1 resulta la menos favorable desde el punto de vista económico, aunque todas superan el umbral de viabilidad económica (B/C > 1).

Tabla 3.4.2-11 Relación B/C de la obra Alternativa 3. Segundos bancos de 3.4.2.7. Fecha de puesta en operación autotransformadores monofásicos 500/230 kV en las subestaciones Virginia y San Marcos cada uno de 450 MVA.

Características B/C San Marcos 2 y Virginia 2 500/230 kV 3,01 La fecha de puesta en operación del proyecto correspondiente a los segundos bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada uno en las subestaciones La Virginia y San Marcos se estableció para el 31 de diciembre de 2028, en concordancia con los plazos definidos por la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME).

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 3.4.2.8. Recomendaciones 3.4.2.6. Conclusiones x Se recomienda la Alternativa 3, dado que presenta el mejor desempeño técnico x En relación con las cargabilidades, en el caso base se identifican niveles de carga del orden del 110 % en los transformadores Alférez 500/230 kV 1 y 2, lo cual representa una condición que compromete los criterios de seguridad y integral del sistema. Si bien no muestra la mayor relación beneficio/costo, esta condición obedece a que el análisis económico considera únicamente los beneficios asociados a la Demanda No Atendida, sin incorporar beneficios

4. Recomendaciones

Como resultado de los análisis técnico-económicos presentados en detalle en el capítulo anterior, a continuación, se resume el listado de obras recomendadas por la Unidad para su ejecución en el Sistema de Transmisión Nacional, de conformidad con los procedimientos normativos y regulatorios vigentes. x Construcción de una bahía de transformación a nivel de 500 kV y la instalación de un cuarto banco de autotransformadores monofásicos 500/110 kV de 150 MVA en la subestación Chinú. La obra se recomienda con una FPO para el 31 de diciembre de 2028. x Construcción de los Compensadores Síncronos y obras asociadas, tal y como sistémicos adicionales, tales como el incremento en la confiabilidad, la flexibilidad operativa y la resiliencia del sistema. x La alternativa seleccionada deja en evidencia el agotamiento de capacidad de se detalla a continuación:

Fase A: Construcción e instalación de siete (7) compensadores síncronos en las subestaciones y de las potencias que se resumen en la siguiente tabla:

Ubicación Compensador Síncrono Potencia Compensador Síncrono interrupción en las subestaciones Virginia 230 kV y San Marcos 230 kV. Por esta razón, es necesario que el transportador presente un plan de mitigación y modernización que garantice la viabilidad técnica del proyecto.

(MVAr) Nva Barranquilla 220 kV 150 Sabanalarga 500 kV 150 Cuestecitas 500 kV 300 Colectora 500 kV 300 Carreto 500 kV 300 Chinú 500 kV 150 Toluviejo 230 kV 150 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Los anteriores Compensadores Síncronos se recomiendan con FPO para el 31 de diciembre de 2030.

Fase B: Construcción e instalación de ocho (8) compensadores síncronos en las subestaciones y de las potencias que se resumen en la siguiente tabla:

Ubicación Compensador Síncrono Potencia Compensador Síncrono (MVAr) Caracolí 110 kV 50 Tebsa 220 kV 150 Malambo 110 kV 50 143 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL x Construcción de la subestación Guarne 230 kV a partir de la apertura del Ubicación Compensador Síncrono Potencia Compensador Síncrono (MVAr) Copey 220 kV 150 Cuestecitas 220 kV 300 Valledupar 220 kV 150 Bolívar 220 kV 300 Sahagun 500 kV 300 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Los anteriores Compensadores Síncronos se recomiendan con FPO para el 31 de diciembre de 2031. circuito Guatapé – Miraflores 230 kV, formando el corredor Guatapé – Guarne – Miraflores 230 kV. Así mismo, se considera la apertura del circuito Ayurá – Córdoba 110 kV para la construcción de la Subestación Guarne 110 kV, formando el corredor Ayurá – Guarne – Córdoba 110 kV. Adicionalmente, el proyecto contempla la instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/110 kV, cada banco con capacidad de 180 MVA. La FPO del proyecto se recomienda para el 31 de diciembre de 2031. x Construcción de dos bahías de transformación, una en la subestación Adicionalmente, se recomienda la instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la Subestación Colectora 500 kV y la instalación de un (1) reactor de barra de 120 MVAr en la Subestación Cuestecitas 500 kV. Lo anterior, se recomienda con una FPO para el 30 de junio del 2027.

Heliconia 500 kV y otra en la subestación Heliconia 230 kV, para la instalación del tercer banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV en la subestación Heliconia, con una capacidad de 450 MVA. Se recomienda La FPO del proyecto para el 31 de diciembre de 2028.

Así mismo, se recomienda la construcción del segundo circuito Heliconia – Occidente 230 kV y sus bahías de línea asociadas en las subestaciones Heliconia 230 kV y Occidente 230 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2030. x Construcción de la subestación La Montera 500/230 kV y obras asociadas, tal Teniendo en cuenta los impactos de la instalación de compensadores síncronos sobre los niveles de corriente de cortocircuito en las subestaciones del SIN, se han identificado agotamientos en la capacidad de interrupción de algunas subestaciones. En consecuencia, se recomienda a los transportadores y a los operadores de red responsables de dichas subestaciones evaluar y proponer a la Unidad las obras complementarias de modernización correspondientes, de conformidad con los criterios establecidos en la regulación aplicable. x Instalación de un (1) reactor de línea de 84 MVAr en el extremo correspondiente a la subestación Magangué del circuito Nueva Magangué – El Copey 500 kV como ampliación del proyecto “Subestación Nueva Magangué 500 kV y líneas asociadas”. La topología de conexión se detalla en la siguiente imagen: y como se detalla a continuación:

Construcción de la subestación La Montera 500 kV mediante la intercepción del circuito Antioquia - Porce III 500 kV, generando las líneas Antioquia - La Montera 500 kV y La Montera - Porce III 500 kV.

Construcción de la subestación La Montera 230 kV, a partir de la reconfiguración de los circuitos Porce – Barbosa 220 kV, Bello – El Salto 220 kV, Guadalupe IV – Barbosa 220 kV y Guadalupe IV – Occidente 220 kV en La Montera - Porce II 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 1 230 kV, La Montera - Guadalupe IV 2 230 kV, La Montera - El Salto 230 kV, La Montera – Barbosa 1 230 kV, La Montera – Barbosa 2 230 kV, La Montera - Bello 230 kV y La Montera
- Occidente 230 kV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución La FPO recomendada para el proyecto es del 31 de diciembre de 2028.

Para la nueva subestación La Montera se contempla la instalación de tres (3) bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA cada banco.

Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

Instalación de dos (2) reactores de línea de 116 MVAr en el extremo de la subestación Corzo 500 kV para el doble circuito Corzo – La Montera 500 kV.

Instalación de dos (2) reactores de línea de 40 MVAr en el extremo de la subestación La Montera 500 kV para los circuitos Antioquia – La Montera 500 kV y La Montera – Porce III 500 kV.

Construcción de la subestación Sabana Occidente con tecnología GIS en el nivel de tensión 230 kV y con configuración Interruptor y Medio, a partir de la reconfiguración de la línea La Mesa – Noroeste 230 kV, conformando los tramos La Mesa – Sabana Occidente 230 kV y Sabana Occidente – Noroeste 230 kV. La obra se recomienda con una FPO para el 31 de diciembre de 2029.

En el SDL se contempla la Instalación de dos transformadores trifásicos 230/34.5 kV de 63 MVA cada uno en la subestación Sabana Occidente. x Construcción de la Subestación El Zaque 230 kV y obras asociadas, tal y como Para el desarrollo de la interconexión Antioquia – Oriental, se considera la construcción del doble circuito Corzo – La Montera 500 kV, cada uno con una capacidad mínima de 2400 Amperios.

Se recomienda que la capacidad de interrupción de las subestaciones La Montera 230 kV y La Montera 500 kV sea de 63 KA.

El proyecto, en su totalidad, se recomienda con FPO para el 31 de diciembre de 2032. x Construcción de la Subestación Puerto Gaitán 230 kV y obras asociadas, tal y se detalla a continuación:

Construcción de la subestación El Zaque 230 kV, en configuración interruptor y medio, a partir de la reconfiguración de los dos circuitos San Bernardino – Jamondino 1 y 2 230 kV en El Zaque – San Bernardino 1 y 2 230 kV y en El Zaque
- Jamondino 1 y 2 230 kV, cada uno con una capacidad mínima de 800 A. Así mismo se recomienda la instalación de dos transformadores trifásicos 230/115 kV con una capacidad de 90 MVA cada uno.

De manera complementaria, se recomienda la instalación de un segundo transformador trifásico 230/115 kV de 90 MVA en la subestación Páez.

Así mismo, se contempla la construcción de la tercera línea Popayán – San Bernardino 115 kV.

Se recomienda una FPO para el 31 de diciembre de 2031. x Construcción de las nuevas bahías de transformación en las subestaciones la como se detalla a continuación:

Construcción de un doble circuito entre las subestaciones Aguaclara y Puerto Gaitán 230 kV, cada uno con una capacidad mínima de 1500 Amperios, considerando la instalación de dos bancos de autotransformadores monofásicos 230/115 kV de 150 MVA cada banco. Lo anterior con FPO para el 31 de diciembre de 2031.

En el STR se considera la construcción de los circuitos Santa Helena – Puerto López 2, Puerto López – Campobonito 2 a 115 kV y la instalación de una compensación capacitiva de 12.5 MVAr en la Subestación Campobonito 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2028.

Adicionalmente, en el STR se considera la construcción del circuito Puerto Gaitán – Campobonito a 115 kV, con FPO para el 31 de diciembre de 2029. x Construcción de la subestación Sabana Occidente 230 kV y líneas asociadas, Virginia 500 kV, La Virginia 230 kV, San Marcos 500 kV y San Marcos 230 kV, para la instalación del segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación La Virginia y para la instalación del segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV de 450 MVA en la subestación San Marcos. La FPO recomendada para el proyecto corresponde al 31 de diciembre de 2028. tal y como se detalla a continuación:

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 144 DIARIO OFICIAL COLECTORA PTO. BOLÍVAR URIBIA RIOHACHA

5. Anexos

MAICAO LIBERTADOR

Acacias MANZANARES TERMONORTE TERMOGUAJIRA CUESTECITAS SANTA MARTA BONDA (TERMOCOL)

BURECHE A lo largo de este capítulo son presentados los diagramas unifilares por áreas eléctricas actualizados, considerando inclusive las obras recomendadas en el presente plan.

NUEVA CUESTECITAS

GAIRA Windpeshi PTO. DRUMMOND MINA INTERCOR 5.1. Área Caribe RÍO CÓRDOBA PLANETA RICA G SAN JUAN CIÉNAGA CUATRICENTENARIO (Venezuela)

NUEVA SAN JUAN

CERROMATOSO 500

CAUCASIA

GUACAMAYAL CERRO220

CERRO110 GUATAPURÍ

URABÁ FUNDACIÓN

G AGRIFUELS

VALLEDUPAR URRÁ

G SABANALARGA

Nva. CO LO NI A VALLEDUPAR 110 Valledupar 34.5 TIERRALTA APARTADÓ COPEY Guatapurí 34.5 La Paz 34.5 BOLÍVAR CODAZZI Salguero 34.5 APARTAD Ó 1 y 2 - 44 kV M AG ANG UÉ Nva COPEY GECELCA 3.2 GECELCA 3 CERROMAT CC NUEVA BOSCONIA LA JAGUA CAUCHERAS CHINÚ G LA LOMA 500 LAGUNAS LA LOMA 110 G EL PASO SAHAGÚN La Loma CHORODÓ EL BANCO OCAÑA CERROMATOSO HAC IA Nva MA GANG UÉ ANTIOQUIA MOMPOX OCCIDENTE SAN JERÓNIMO ÁREA GUAJIRA - CESAR - M AG DALENA 220 kV 500 kV 110 kV Proyectos de Expansión 66 kV Fuera de servicio Expansión Bajo Análisis Compensador Síncrono ÁREA CERRO MATOSO Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 500 k V 220 kV 110 kV Proyectos de Expansión Figura. 5.1-2 Diagrama Unifilar área Guajira – Cesar - Magdalena.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.1-1 Diagrama Unifilar área Cerromatoso.

SABANALARGA BOLÍVAR

COPEY MANZANILLO

BAYUNCA TERNERA

Nva.ARJONA 110 500 Nva BOLÍVAR MAGANGUÉ EL BANCO G EL CARMEN SIERRAFLOR BOSTON PASACABALLOS 220 110 Awarala TOLUVIEJO CHAMBACÚ SINCÉ Nva.TOLUVIEJO 110 MOMPOX V.ESTRELLA MAGANGUÉ BOSQUE COPEY Nva.TOLUVIEJO 220 LA MARINA CHINÚ 500 TERNERA ZARAGOCILLA CHINÚ-SVC TERNERA 66 COVEÑAS Nva. LORICA G CHINÚ 110 CHINÚ 220 TERNERA 110 CHINÚ-PLANTA SAN MARCOS CAMPESTRE BOCAGRANDE LA MOJANA CERETÉ Nva. MONTERÍA MONTERÍA T.CARTAGENA CANDELARIA SAHAGÚN 500 TURBACO CARTAGENA Nva SAHAGÚN 110 MONTERÍA ARGOS CONTECAR PLANETA RICA URABÁ NUEVA COSPIQUE RIO SINÚ PROELÉCTRICA CERROMATOSO 500 CERROMATOSO 220 COSPIQUE MEMBRILLAL CERROMATOSO 110 MAMONAL CALAMAR G GAMBOTE URRÁ TIERRA ALTA PASACABALLOS CARRETO CAUCASIA TOLUVIEJO S.JACINTO ZAMBRANO G EL CARMEN CHINÚ Awarala ÁREA CÓRDO BA - SUCRE ÁREA BOL ÍVAR 220 kV 110 kV Proyectos de Expansión Expansión Bajo Análisis 500 kV 66 kV Expansión Bajo Análisis 220 kV 500 kV 110 kV Proyectos de Expansión 66 kV Repotenciación C om pens ador Sínc rono Repotenciación C om pens ador Sínc rono Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.1-4 Diagrama Unifilar área Bolívar.

Figura. 5.1-3 Diagrama Unifilar área Córdoba - Sucre.

145 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL LAS FLORES TERMO-FLORES 5.2. Área Nordeste BANADÍA T-FLORES 2 LAS FLORES 34.5 LA PAZ Santa Rosa T-FLORES 1 Cimitarra Boavita Higueras PuertoNare El Huche Paz de Ariporo Barbosa Sta. T eres a Bavaria Holcim Belencito Argos NORTE Teca Cora li na PAIPA Cocorná La Yopalosa S.Pablo OASIS BARRANQUILLA Nva Diaco LA SI ER RA SAN ANTONIO La Mesa Chiquinquirá V.Diaco Pto. Boyacá Ramada DONATO San Lu RIOMAR 34.5 PAIPA A.Ricaurte Sidenal EL TECAL Firavia Toquilla SAN ANTONIO S. Ros Vasconia Hunza SILENCIO Yopal ESTADIO JUAN MINA TMechero MUISCAS Suamox SOCHAGOTA NUEVA GALAPA CENTRO Simijaca TermoYopa EL RÍO Jenesano CORDIALIDAD CARACOLÍ PALERMO ALCARAVÁN Miraflores MAGDALENA Ubaté Aguazul UNIÓN MAGDALENA 34.5 CHIVOR Peldar Guateque Sesquilé 115 TEBSA AG UACLAR A Zipaquirá 230 BARRANQUILLA Tunjita VTE. DE JULIO SantaMaría TEBSA Termozipa GUAVIO Mambita MALAMBO DES DE SAN LUI S (CH IVOR 2)

Ubalá BARANOA SABANALARGA El Sol Polo Nuevo Tenjo G SALAMINA ÁREA ATLÁNTICO ÁREA BOYACÁ - CASANARE 220 kV 110 kV 34,5 kV Proyectos de Expansión Expansión Bajo Análisis 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión Alm ac enamiento c on Batería - SA EB C om pens ador Sínc rono Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.2-1 Diagrama Unifilar área Boyacá - Casanare.

Figura. 5.1-5 Diagrama Unifilar área Atlántico.

TIBÚ AYACUCHO

CONVENCIÓN 5.3. Antioquia – Chocó ZULIA AGUACHICA URABÁ CADAFE ÍNSULA DON JUANA BUTURAMA TONCHALÁ 115 OCAÑA Nva. CO LO NI A SEVILLA 230 APARTADÓ CAUCHERAS SAN MATEO CÚCUTA LAGUNAS CHORODÓ COROZO (Venezuela)

ANTIOQUIA SAN ALBERTO

TASAJERO SA N JERÓ NI M O

PTO. WILCHES

SABANA T.TASAJERO 1 Y 2

OCCIDENTE TOLEDO

Arauquita SAMORÉ Arauca LA PAZ CAÑO LIMÓN PALOS BANADÍA BELÉN LIZAMA BARRANCA RODEO ITAGÜÍ PALENQUE Conuco Ac.Bosconia Principal BUENAVISTA CALDAS Realminas AMAGÁ B2 BOLOMBOLO SOGAMOSO Pesquera Florida T. Santos Tame S.SILVESTRE RIOPIEDRAS Rio Frío BUCARAMANGA ENVIGADO AMAGÁ B1 ANCÓN SUR Playitas MAGDALENA CIRA INFANTA BARROSO EL SIETE ANCÓN ISA GUATIGUARÁ HISPANIA Paz_Ariporo QUIBDÓ COMUNEROS Mesa del Sol G La Yopalosa TRINITARIA San Gil SAN ANTONIO Suamox PRIMAVERA San Luis Belencito Oiba CARRIELES 115 Bavaria Yopal Argos 220 115 Toquilla PAIPA Holcim Higueras Suaita Coralina S.Rosalía Cimitarra Sta.

Ter esa Santa Rosa 220 QUIBDÓ Nva CÉRTEGUI San Antonio Barbosa ALCARAVÁN Firavia TermoYopal SOCHAGOTA ESMERALDA Aguazul VIRGINIA ISTMINA A CHI VOR 115 AG UACLAR A 230 DES DE SAN LUI S (CH IVOR 2)

ÁREA NORD ESTE

ÁREA ANTIOQUIA - CHOCÓ

Fuera de servicio 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión 34,5 kV Repotenciac ión 220 kV 110 kV Proyectos de Expansión Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.2-2 Diagrama Unifilar área Nordeste (Santander, Norte de Santander y Arauca).

Figura. 5.3-1 Diagrama Unifilar área Antioquia - Chocó.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 146 DIARIO OFICIAL 5.4. Área Oriental CERROMATOSO CAUCASIA URABÁ SOG AMO SO YARUMAL-2 EL TIGRE SEGOVIA (CRUZADA)

Guadalupe III YARUMAL Nva H-Ituango CO LO NI A Doña Teresa Luzma1 y 2 PORCE APARTADÓ AMALFI NORTE Cascada y Santiago PORCE II 230 TRONERAS PRIMAVERA CAUCHERAS SALTO GUADALUPE C_LLE RAS GU ARCAM A 110 230 110 LAGUNAS BARBOSA PURNIO GIRARDOTA Santa Rosa BACATÁ CHORODÓ HAC IA ALCA RAVÁN AG UACLAR A RIOGRANDE Caruquia y Guanaquitas ANTIOQUIA TASAJERA Montañitas SOPÓ Riogrande 230 500 BELLO ZAMORA HAC IA ANTI OQ UIA HAC IA PO RCE I I SAN LUIS (CHIVOR 2)

Niquía HAC IA C ORZO] SA N JERÓ NI M O CA BA ÑAS HORIZONTE PRIMAVERA BALSILLAS NOROESTE P.BLANCAS CASTILLA TORCA V.HERMOSA OCCIDENTE MALENA COLOMBIA CENTRAL CHIVOR SIERRA JAGUAS SAN DIEGO MIRAFLORES GRAMALOTE CO RZ O INDUSTRIALES 230 A SAN FELIPE BELÉN HELICONIA GUATAPÉ 110 POBLADO INMARCO PTO G UAR NE AYURÁ GUAVIO GUAYABAL PLAYAS LA MESA PTO NARE CORDOVA JAGÜEY RODEO COROCORA SAN CARLOS CALDERAS CALIZAS A MIROLINDO RIOCLARO RIONEGRO O RI ENT E LA GUACA ITAGÜÍ CIRCO COCORNA QUIFA CALDAS ENVIGADO BOLOMBOLO BARROSO EL TECAL RUBIALES Agua Fresca Mulatos R.Piedras SURIA LA CEJA LORENZO II SAN Ayurá TEXAS EL SIETE S.Rita AMAGÁ STA HELENA ANCÓN SUR HISPANIA SONSÓN REFORMA Vasconia QUIBDO CO RR IE NTE S TUNAL Aures Bajo Aures Alto ANCÓN ISA PTO.

BOYACÁ EL PARAÍSO SAN LORENZO CARRIELES SAN

MATEO QUIBDÓ

CÉRTEGUI VIRGINIA ESMERALDA MACANA 230 ISTMINA NUEVA

ESPERANZA A LA VIRGINIA 500 kV A AMANECER 500 kV ÁREA ANTIOQUIA 220 kV 110 kV Proyectos de Expansión Expansión Bajo Análisis ÁREA BOGO TÁ STN Y TRANSF ORM ACIÓ N Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.3-2 Diagrama Unifilar área Antioquia.

Figura. 5.4-1 Diagrama Unifilar área Bogotá STN y Transformación.

PRIMAVERA AG UACLAR A

HAC IA ALCA RAVÁN DORADA JENESANO SOGAMOSO PURNIO PRIMAVERA SESQUILÉ SAN LUIS (CHIVOR 2)

BO CHIC A GUADUERO

DORADA (Caldas)

PELDAR TERMOZIPA

PURNIO NORTE

GUATEQUE LEONA

SESQUILÉ UBATÉ

SIMIJACA

AGAFANO CHIVOR

ZIPAQUIRÁ GUADUERO

PELDAR T. PELDAR

BO CHIC A TERMOZIPA

FACA VILLETA GUATEQUE DIACO EL SOL LA CEIBA LEONA UBATÉ SIMIJACA DER.CHIVOR AGAFANO ZIPAQUIRÁ T. PELDAR FACA VILLETA G. SABANA DIACO CHÍA DER.CHIVOR EL SOL BACATÁ TUNJITA JAGÜEY CHÍA COROCORA SANTA MARÍA TUNJITA TENJO BACATÁ QUIFA SOPÓ SANTA MARÍA SABA NA OC CID ENTE RUBIALES TENJO MAMBITA UBALÁ BALSILLAS NOROESTE TORCA MAMBITA LA MESA CHIVOR NOROESTE LA MESA GUAYMARAL TORCA SUBA BALSILLAS A SAN FELIP E A SAN FELIP E SUBA TIBABUYES A MIROLINDO PORTUGAL AUTOPISTA MOSQUERA OCCIDENTE A MIROLINDO ARANJUEZ TREN OCCIDENTE MOSQUERA TIBABUYES MORATO BOLIVIA AUTOPISTA ARANJUEZ LA CALERA MORATO FLORIDA 115 500 CASTELLANA BOLIVIA USAQUÉN LA CALERA LA GUACA GUAVIO FLORIDA FONTIBÓN GUAVIO CASTELLANA DES DE LA MON TERA SALITRE ] LA GUACA USAQUÉN JAGÜEY CO RZ O CALLE 67 TERMINAL SALITRE FONTIBÓN COROCORA CALLE 51 CALLE 67 CHICALÁ MO NTEVI DEO S. FAÇON BARZALOSA BAVARIA FLANDES COLEGIO CALLE 51 LA PAZ CHICALÁ TECHO CARRERA 5ta QUIFA BAVARIA MO NTEVI DEO BARZALOSA FLANDES COLEGIO CIRCO GORGONZOLA LA PAZ TECHO CARRERA 5ta RUBIALES D. VALENCIA S. S. FAÇON CIRCO LAGUNETA GORGONZOLA S.JOSÉ SURIA CONCORDIA SURIA STA HELENA VERAGUAS Avenida 1ra VERAGUAS LAGUNETA STA HELENA CONCORDIA PAVCO MUZÚ SALTO II S.JOSÉ PAVCO SALTO II Avenida 1ra REFORMA BOSA SALTO I MUZÚ REFORMA EL PARAÍSO CHARQUITO El Rio EL PARAÍSO BOSA Indumil Compartir TUNAL El Rio VICTORIA Compartir SALTO I CANOAS Charquito SIDEMUÑA TUNAL Indumil VICTORIA CANOAS Charquito MUÑA SAN CÁQUEZA MATEO MUÑA 3 CÁQUEZA MUÑA 3 SAN MATEO SAN CARLOS MUÑA SAN CARLOS USME USME NUEVA ESPERANZA FUSAGASUGÁ SAUCES NUEVA ESPERANZA A LA VIRGINIA 500 kV A AMANECER 500 kV A LA VIRGINIA 500 kV ÁREA BOGO TÁ CON EXPAN SIÓ N ÁREA BOGO TÁ ACTUAL 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión 57.5 kV Expansión bajo análisis 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión 57.5 kV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.4-3 Diagrama Unifilar área Bogotá con expansión.

Figura. 5.4-2 Diagrama Unifilar área Bogotá actual.

147 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL REFORMA 220 SAN L UIS (CHIVOR 2)

CHIVOR TUNAL

HAC IA ALCA RAVÁN 230 AGUACL ARA GUAVIO VICTORIA CÁQUEZA LA REFORMA REFORMA 115 SAN FERNANDO SURIA BARZAL 3 X 35 MVAr STA HELENA 230 OCOA SAN FERNANDO 115 Yaguarito PTO. LÓPEZ PTO. GAITÁN SURIA VIOLETAS CATAMA HACIA RED DE 115 kV DE ECOPETROL G Solar Green CAMPOBONITO CRISTALINA GRANADA Bioenergy SURIA-ECP ALTILLANURA S.J. ARAMA SJOSE GUAVIARE ÁREA META - GUAVIARE 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión ÁREA META - SISTEM A ECOPETROL Expansión Bajo Análisis Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 230 kV 500 kV 115 kV 57.5 kV Figura. 5.4-5 Diagrama Unifilar área Meta – Guaviare.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.4-4 Diagrama Unifilar área Meta – Sistema Ecopetrol.

A SAN CARLOS

PURNIO Cértegui MACANA 230 5.5. Área suroccidental Frisolera Riosucio YUMBO Dorada Norte Salamina PANCE JUANCHITO ALFÉREZ JAMUNDÍ Victoria Dorada Irra Manzanare SANTANDER PAEZ Mariquita Peralonso ESMERALDA MIEL 1 SAN FELIPE FLORIDA CABAÑA Manizales Insula Viterbo POPAYÁN Proenca Incauca SAN BERNARDINO PROPAL GUAPI Esmeralda LA ENEA BETANIA EL ZAQUE San Francisco 23 0 Guaduero RIO MAYO TESALIA OLAYA H.

SAN MARTÍN

HERMOSA VIRGINIA PASTO ALTAMIRA RENACER (MOCOA)

JAMONDINO Dosquebradas CATAMBUCO MOCOA 115 Rosa Pavas Molinos TUMACO Cuba JUNÍN Papeles Nacionales JARDINERA P.CAICEDO IPIALES (PANAMERICANA)

CARTAGO ARMENIA

YARUMO Ipiales Ecuador CARLOSAMA 11 5 Ipiales 34.5 Regivit Cajamarca TULCÁN CARLOSAMA 23 0 SMARCOS Tebaida PIMAMPIRO ÁREA CALDAS - QUIND ÍO - RISARALDA ÁREA CAUCA - NARIÑO 220 kV 34.5 kV 115 kV Proyectos de Expansión Expansión bajo análisis 138 kV 220 kV 115 kV Proyectos de Expansión Expansión bajo análisis Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.5-1 Diagrama Unifilar área Cauca – Nariño.

Figura. 5.5-2 Diagrama Unifilar área Caldas – Quindío - Risaralda.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 148 DIARIO OFICIAL Mariquita VIRGINIA SAN FELIPE CARTAGO PAPELES NACIONALES La Mesa UNIÓN Rio Paila ZARZAL TULUÁ CALIMA MIROLINDO Arreboles Alto y Bajo Tuluá CERRITO SAN MARCOS BUGA AMAIME A TESALIA La Guaca Regivit VIJES Papayo Brisas Gualanday CODAZZI LAS PALMAS MULALÓ BARZALOSA Diamante N. Cajamarca Escobal Cucuana PACÍFICO GUACHAL 1 YUMBO2 Flandes Lanceros TULUNÍ T-VALLE S-BARBARA MÁLAGA N. Espinal SUCROMILES PRODESAL YUMBO1 Arroyohondo G SCD 230 YUMBO Solar Yumbo A Nva ESPERANZA GUACHAL 2 P/SECA PRADO Amoya TABOR T-EMCALI 115 500 SAN LUIS Natagaima PAILÓN ESTAMBUL HUILA Tenay CAMPIÑA AMANECER ALTO ANCHICAYÁ A VIRGINIA CHIPICHAPE JUANCHITO JUANCHITO Oriente Bote DIESEL 2 SAN ANTONIO ALFÉREZ BAJO ANCHICAYÁ Sur Seboruco SUR CANDELARIA CARMELO LADERA BETANIA AGUABLANCA PAPELCAUCA PANCE MELÉNDEZ Hobo ALFÉREZ ALFÉREZ II TESALIA (QUIMBO)

SAN BERNARDINO

ALFÉREZ I

Segovianas JAMONDINO JAMUNDÍ SAN BERNARDINO SALVAJINA PÁEZ ALTAMIRA SANTANDER Pitalito Doncello Florencia MOCOA ÁREA VALLE ÁREA TO LIM A - HUIL A - CAQUETÁ 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión Repotenciac ión 230 kV 500 kV 115 kV Proyectos de Expansión Expansión Bajo Análisis Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Figura. 5.5-4 Diagrama Unifilar área Valle.

Figura. 5.5-3 Diagrama Unifilar área Tolima – Huila - Caquetá.

DIAGRAM A UNIF ILAR SISTEM A DE T RANSMISIÓN NACI ONAL

5.6. Unifilares generales – Sistema de EXPANSI ÓN DEFINI DA Y VISIÓN DE LARGO PLAZO COLECTORA 1 COLECTORA 2 Transmisión Nacional BONDA TERMOFLORES GUAJIRA EL RÍO SANTA MARTA DIAGRAM A UNIF ILAR SISTEM A DE T RANSMISIÓN NACI ONAL TEBSA BARRANQUILLA COLECTORA 3 FUNDACIÓN.

CARACOLÍ SANJUAN

RÍO CÓRDOBA

VALLEDUPAR BOSQUE

CUESTECITAS BOLÍVAR

TERNERA SABANALARGA

TERMOFLORES BONDA

CARTAGENA CANDELARIA

GUAJIRA COPEY

EL RÍO CUESTECITAS

SANTA MARTA

CUATRICENTENARIO TEBSA

G BARRANQUILLA

FUNDACIÓN CARACOLÍ

PASACABALLOS CARRETO SAN JUAN M AG ANG UÉ Nva CHINÚ RÍO CÓRDOBA VALLEDUPAR BOSQUE LA LOMA G URABÁ MONTERÍA SABANALARGA BOLÍVAR TERNERA SAHAGÚN TOLUVIEJO COROZO LAGUNAS CARTAGENA CANDELARIA COPEY OCAÑA SAN MATEO CERROMATOSO PANAMÁ II 230 kV CUATRICENTENARIO URRÁ MERILÉCTRICA G UAR CA MA SOGAMOSO CÚCUTA TASAJERO CIRA INFANTA CHINÚ TONCHALÁ LA LOMA COMUNEROS MONTERÍA LA PAZ SAHAGÚN GUADALUPE4 COROZO ANTIOQUIA (ITUANGO)

BARRANCA BANADÍA

CAÑO LIMÓN

MAGDALENA OCAÑA

PORCE 3 SALTO EPM

TERMOCENTRO URABÁ

PALOS TOLEDO SAMORÉ

SAN MATEO

BUCARAMANGA PO RC E2

CERROMATOSO PALENQUE

URRÁ PRIMAVERA

MERILÉCTRICA TASAJERO

CIRA BELLO

INFANTA CÚCUTA

SOGAMOSO LA TASAJERA

GUATAPE BARBOSA

COMUNEROS LA

MONTERA

CAÑO LIMÓN

GUADALUPE4 ALCARAVÁN

JAGUAS PALOS

TOLEDO SAMORÉ

M IR AFLO RE S

BANADÍA GUATIGUARÁ

TRINITARIA TERMOCENTRO

OCCIDENTE MALENA

BARRANCA PORCE2

SALTO EPM

GUARNE MAGDALENA

PAIPA GUAYABAL

BUCARAMANGA BARBOSA

PLA YAS PALENQUE

ENVIGADO ORIENTE LA SIERRA ANTIOQUIA (ITUANGO) LA TASAJERA HE LIC ON IA NORTE BELLO ANCÓN SUR PRIMAVERA SOCHAGOTA PORCE 3 PORVENIR GUATAPE G JAGUAS SA N CAR LO S AG UA CLA RA ANCÓN SUR ISA MALENA OCCIDENTE MIRAFLORES CORRIENTES GUATIGUARÁ SAN ANTONIO GUAYABAL ENVIGADO MACANA ORIENTE BACATÁ PURNIO SAN LUIS PLAYAS PAIPA SOPÓ MIEL ESMERALDA CARRIELES SAN FELIPE LA SIERRA NOROESTE LA VIRGINIA LA ENEA HELICONIA (KATIOS)

SOCHAGOTA ANCÓN SUR

CHIVOR TORCA SAN CARLOS LA HERMOSA ANCÓN SUR ISA SABANA OCCIDENTE BALSILLAS CO RZ O JAGÜEY ARMENIA COROCORA CARTAGO PURNIO BACATÁ SAN ANTONIO LA MESA SAN MARCOS CHIVOR MIEL ESMERALDA GUAVIO TORCA QUIFA SAN FELIPE NUEVA ESPERANZA LA ENEA CIRCO RUBIALES PACÍFICO LA GUACA MIROLINDO NOROESTE LA VIRGINIA TULUNÍ YUMBO LA HERMOSA G BALSILLAS JAGÜEY SAN MATEO ALTO ANCHICAYÁ ESTAMBUL ARMENIA AM AN EC ER LA MESA PARAÍSO PT O GA ITA N SAN MARCOS CARTAGO TUNAL JUANCHITO COROCORA GUAVIO SURIA LA REFORMA Nva. ESPERANZA CIRCO NORTE (HUILA)

ALFÉREZ PANCE

QUIFA MIROLINDO

LA GUACA TULUNÍ

BETANIA SALVAJINA PÁEZ YUMBO RUBIALES ALTO ANCHICAYÁ 500 kV ALTAMIRA 220 kV SAN BERNARDINO SAN MATEO PARAISO JUANCHITO Expansión definida TESALIA (QUIMBO)

SURIA TUNAL

EL ZAQUE LA REFORMA

ALFÉREZ Expansión bajo análisis Conexión P. Eólicos Alternativa DC RENACER (MOCOA)

JAMONDINO PANCE

Fuera de servicio BETANIA G SALVAJINA CARLOSAMA PÁEZ Posible Proyecto de generación Gran Consumidor propuesto 500 kV Área Influencia SVC’s propuestos ECUADOR PIMAMPIRO COCACODO 500 ALTAMIRA SAN BERNARDINO Conexión HVDC 220 kV POMASQUI Compensador estático variable TESALIA Fuera de servicio Compensador sincrónico estático JAMONDINO Compensador estático variable RENACER (MOCOA)

PIMAMPIRO Compensador sincrónico estático Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución POMASQUI ECUADOR Figura. 5.6-2 Diagrama unifilar Sistema de Transmisión Nacional (SIN) expansión Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución definida y visión de largo.

Figura. 5.6-1 Diagrama unifilar Sistema de Transmisión Nacional – SIN.

149 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 6.2. Área Caribe

6. Proyectos aprobados a los operadores de

El recuento de las obras del STR aprobadas a los Operadores de Red asociadas al área Caribe se presentan en la siguiente Tabla. red Tabla 6.2-1 Resumen de proyectos en el STR aprobados a los Operadores de Red en el Área Caribe.

6.1. Introducción OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA AIRE SUBESTACIÓN GUACAMAYAL 110 202459 KV En el marco del proceso de planeación del sistema eléctrico para el horizonte 2025– 2039, la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME consolidó la información correspondiente a los planes de expansión presentados por los Operadores de Red (OR) durante el año 2025, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución CREG 024 de 2013 y demás normas regulatorias aplicables. Dicha información comprende los proyectos propuestos en los niveles de Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Distribución Local (SDL) que impactan en el STR, orientados a garantizar la adecuada atención de la demanda, la confiabilidad del servicio y el fortalecimiento de la infraestructura eléctrica regional y local.

INTERSECCIÓN DE LA LÍNEA FUNDACIÓN – RIO CÓRDOBA 110 kV, PARA RECONFIGURAR LAS LÍNEAS EN FUNDACIÓN – GUACAMAYAL 110 kV Y GUACAMAYAL – RÍO CÓRDOBA 110 kV. INTERSECCIÓN DE LA LÍNEA GUACAMAYAL – RÍO CÓRDOBA 110 kV, Y CONSTRUCCIÓN DE UN DOBLE CIRCUITO PARA RECONFIGURAR LAS LÍNEAS EN GUACAMAYAL – CIÉNAGA 110 kV Y CIÉNAGA – RIO CÓRDOBA 110 kV.

202459 En concordancia con el marco regulatorio vigente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG ha precisado que los proyectos de expansión del STR forman parte del ámbito de responsabilidad de los Operadores de Red y se enmarcan en las disposiciones de la Resolución CREG 024 de 2013, con independencia de su inclusión en el Plan de Expansión del SIN elaborado por la UPME o de su tratamiento para efectos de remuneración. Este entendimiento resalta el carácter integral del proceso de planeación y expansión de los sistemas STR y SDL, y sirve como referencia para el análisis de los proyectos presentados por los OR en el presente capítulo.

AIRE SUBESTACIÓN BURECHE 110 KV NUEVA SUBESTACIÓN BURECHE, ALIMENTADA A NIVEL DE 110 kV POR MEDIO DEL SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA SANTA MARTA – GAIRA SEGUNDA LÍNEA SUBTERRÁNEA DESDE LA SUBESTACIÓN SANTA MARTA HASTA LA NUEVA SUBESTACIÓN BURECHE, LÍNEA SUBTERRÁNEA MANZANARES - LIBERTADOR 110 kV.

AIRE 2025 NUEVA

SUBESTACIÓN SAN JUAN 220/110

KV La consolidación realizada por la UPME permite identificar las principales iniciativas de inversión planteadas por los OR, las cuales incluyen ampliaciones y refuerzos de subestaciones, construcción y reconfiguración de líneas, incorporación de nueva capacidad de transformación y otras obras requeridas para atender el crecimiento de la demanda, la incorporación de nuevos usuarios y generadores, y la mitigación de restricciones técnicas y operativas en las redes. Estos proyectos responden a las necesidades particulares de cada área de influencia y se estructuran con base en criterios técnicos de planeación, operación y expansión de los sistemas bajo responsabilidad de los OR.

SUBESTACIÓN NUEVA SAN JUAN

110 kV MEDIANTE LA RECONFIGURACIÓN DE LAS LÍNEAS VALLEDUPAR - GUATAPURÍ
- SAN JUAN EN VALLEDUPAR - GUATAPURÍ – NUEVA SAN JUAN - SAN JUAN 110 kV.

UN TRANSFORMADOR DE 220/115

A continuación, son resumidos los proyectos aprobados para cada uno de los Operadores de Red clasificados por área eléctrica.

59 Se encuentra en trámite ante la UPME la aprobación de un cambio de FPO para el proyecto.

OR NOMBRE DEL OR NOMBRE DEL MAGANGUÉ PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA DE CONVOCATORIA PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA kV DE 100 MVA. LÍNEA SAN JUAN – NUEVA SAN JUAN 110 kV.

AIRE 2026 NUEVA

SUBESTACIÓN PALERMO 110 KV

NUEVA SUBESTACIÓN PALERMO

110 kV MEDIANTE LA APERTURA DE LA LÍNEA EL RÍO - TEBSA 110 kV

202459 AIRE SUBESTACIÓN NUEVA RÍO 110 KV SUBESTACIÓN NUEVA RÍO INTERCONECTANDO MEDIANTE UN NUEVO CORREDOR TEBSA – EL RÍO – TERMO FLORES A 220 kV, DOBLE TRANSFORMACIÓN 220/115 kV – 150 MVA EN EL RÍO Y ADECUACIONES AIRE 202459 NUEVA SUBESTACIÓN GALAPA 110 KV 500/110 KV RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA CHINÚ – EL COPEY 500 KV, EN CHINÚ – NUEVA MAGANGUÉ – EL COPEY.

ADICIONALMENTE, LA OBRA SE

COMPLEMENTA CON REFUERZOS

EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

REGIONAL (STR) LOS CUALES

CONSISTEN EN LA REPOTENCIACIÓN DE LA LÍNEA MAGANGUÉ – MOMPOX (LN 715) 110 KV, LA CONSTRUCCIÓN DE UN DOBLE CIRCUITO MOMPOX – EL BANCO 110 KV Y LA CONSTRUCCIÓN DE UNA SEGUNDA LÍNEA MAGANGUÉ – MOMPOX 110 KV NUEVA SUBESTACIÓN NUEVA GALAPA 110/13,8 kV.

NUEVO CIRCUITO CARACOLÍ -

NUEVA GALAPA 110 kV.

NUEVO CIRCUITO NUEVA GALAPA

- JUAN MINA 110 kV.

EN PROCESO DE

ESTRUCTURACIÓN

SUBESTACIÓN NUEVA BOSCONIA 2028 110/34.5 KV DE CONVOCATORIA SUBESTACIÓN URIBIA 110 KV Y AIRE 2025 SUBESTACIÓN NUEVA BOSCONIA 110/34,5/13,8 KV. CONEXIÓN MEDIANTE LA INTERCEPCIÓN DE LA LÍNEA EXISTENTE COPEY - EL PASO 110 KV PARA LA CREACIÓN DE LAS LÍNEAS COPEY – NUEVA BOSCONIA 110 KV Y NUEVA BOSCONIA - EL PASO 110 KV.

OBRAS ASOCIADAS EN PROCESO DE ESTRUCTURACIÓN 2029 ETAPA A1:

SEGUNDA LÍNEA

NUEVA MONTERÍA INTERSECCIÓN

DE LA LÍNEA CUESTECITAS – JOUKTAI 110 KV PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA NUEVA SUBESTACIÓN URIBIA 110 KV.

CONSTRUCCIÓN DE UN DOBLE

CIRCUITO PARA RECONFIGURAR

LAS LÍNEAS EN CUESTECITAS –

URIBIA 110 KV Y URIBIA – JOUKTAI

110 KV.

- RÍO SINÚ 110 KV

DE CONVOCATORIA ETAPA A1: SEGUNDA LÍNEA NUEVA MONTERÍA - RÍO SINÚ 110 KV ETAPA A2:

SEGUNDO EN PROCESO DE

ESTRUCTURACIÓN SUBESTACIÓN

NUEVA SAHAGÚN 2027 CIRCUITO

CORREDOR RÍO

SINÚ-TIERRALTA- 500/110 KV EN PROCESO DE

ESTRUCTURACIÓN URRÁ 110 KV Y DE

CONVOCATORIA 2029 BARRA 110 KV DE

CONVOCATORIA ETAPA A2: SEGUNDO CIRCUITO

CORREDOR RÍO SINÚ-TIERRALTA-

URRÁ 110 KV Y BARRA 110 KV PARA

EL TRANSFORMADOR URRÁ 220/110/13,8 KV 90MVA PARA EL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN NUEVA SAHAGÚN 110 kV, DOS BANCOS DE TRANSFORMACIÓN 500/110 kV - 150 MVA EN SUBESTACIÓN SAHAGÚN, NUEVO CIRCUITO SAHAGÚN - LA MOJANA 110 kV, NUEVO CIRCUITO SAHAGÚN - PLANETA 110 kV Y NUEVO CIRCUITO SAHAGÚN - NUEVA MONTERÍA 110 KV.

EN PROCESO DE

ESTRUCTURACIÓN

URRÁ 220/110/13,8 KV 90MVA SUBESTACIÓN NUEVA LORICA 2027 ETAPA A3: BARRA 110 KV DE CONVOCATORIA EN PROCESO DE ESTRUCTURACIÓN SUBESTACIÓN NUEVA LORICA 110 KV, NUEVO CIRCUITO NUEVA LORICA - CHINU PLANTA 110 kV Y NUEVO CIRCUITO NUEVA LORICA
- COVEÑAS 110 KV 110 KV PARA EL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN ETAPA A3: BARRA 110 KV PARA EL TRANSFORMADOR MONTERÍA 3 100 MVA 230/110/13.8 KV 2029 MONTERÍA 3 100 DE CONVOCATORIA EN PROCESO DE ESTRUCTURACIÓN NUEVA NUEVA S/E MAGANGUÉ 500/110 KV, ALIMENTADA A TRAVÉS DE LA 2028 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 150 DIARIO OFICIAL OR NOMBRE DEL OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA MVA 230/110/13.8 KV 2027 AFINIA SUBESTACIÓN TURBACO 110 KV ACTUALIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN TURBACO, QUEDANDO UN SOLO TRANSFORMADOR 110/13,8 kV.

AFINIA 2027 PASACABALLOS

110 KV Y LÍNEAS ASOCIADAS

PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA DOS TRANSFORMADORES DE 220/115 kV DE 150 MVA CADA UNO RECONFIGURACIÓN DE SIERRA FLOR – TOLUVIEJO 110 kV EN SIERRA FLOR – NUEVA TOLUVIEJO – TOLUVIEJO 110 kV. RECONFIGURACIÓN DE EL CARMEN – TOLUVIEJO 110 kV EN EL CARMEN
- NUEVA TOLUVIEJO – TOLUVIEJO 110 kV.

RECONFIGURACIÓN DE COVEÑAS

– TOLUVIEJO 110 KV EN COVEÑAS

– NUEVA TOLUVIEJO – TOLUVIEJO

110 kV DOS BANCOS DE TRANSFORMACIÓN 220/110 kV - 2 X 150 MVA EN SUBESTACIÓN PASACABALLOS, RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA TERNERA - TOLUVIEJO 110 kV EN TERNERA - PASACABALLOS - TOLUVIEJO 110 kV. NUEVA LÍNEA PASACABALLOS - NUEVA COSPIQUE 110 kV REPOTENCIACIÓN 2027 AFINIA REPOTENCIACIÓN CIRCUITO GUATAPURÍ - VALLEDUPAR 110 KV DE 400 A 691 A CIRCUITO GUATAPURÍ - VALLEDUPAR 110 KV DE 400 A 691 A Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución SUBESTACIÓN CARRETO 66 KV Y AFINIA 2027 6.3. Área Nordeste LÍNEAS ASOCIADAS El recuento de las obras del STR aprobadas a los Operadores de Red asociadas al área Nordeste se presentan en la siguiente Tabla.

Tabla 6.3-1 Resumen de proyectos en el STR aprobados a los Operadores de Red en el SUBESTACIÓN CARRETO 66 kV MEDIANTE LA RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA EL CARMEN - GAMBOTE 66 kV EN CARRETO - GAMBOTE 66 kV, CARRETO - CALAMAR 66 kV Y CARRETO - SAN JACINTO 66 kV CON AUMENTO DE CAPACIDAD A 469 A Y CON CONEXIÓN AL STN A TRAVÉS DE DOS TRANSFORMADORES 500/66 kV DE 150 MVA. SEGUNDO CIRCUITO CARRETO - CALAMAR 66 KV NUEVO CIRCUITO SAN JACINTO
- ZAMBRANO 66 KV Área Nordeste.

OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA AFINIA SE CAMPESTRE 66 2026 KV CENS SUBESTACIÓN DON 202660 JUANA 115 kV NUEVA SUBESTACIÓN CAMPESTRE 66/13,8 kV -2X30 MVA, MEDIANTE LA RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA TERNERA - BOSQUE 66 kV EN TERNERA - CAMPESTRE - BOSQUE 66 kV NUEVA SUBESTACIÓN DON JUANA 115 kV CON CONEXIÓN MEDIANTE DOBLE CIRCUITO A LA SUBESTACIÓN TONCHALÁ 115 kV.

SVC DE 80 MVAR EN

CENS LA SUBESTACIÓN

AFINIA SUBESTACIÓN

NUEVA TOLUVIEJO

2026 INSTALACIÓN DE UN SVC DE 80 MVAr EN LA 2028 ÍNSULA 115 kV 220/110 KV SUBESTACIÓN NUEVA TOLUVIEJO 110 kV MEDIANTE LA RECONFIGURACIÓN DE PASACABALLOS – TOLUVIEJO 110 kV EN PASACABALLOS – NUEVA TOLUVIEJO – TOLUVIEJO 110 kV 60 Se encuentra en trámite ante la UPME la aprobación de un cambio de FPO para el proyecto.

OR NOMBRE DEL OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA SUBESTACIÓN ÍNSULA 115 kV SUBESTACIÓN NUEVA ENERCA AGUACLARA 115 kV Y 2030 2028 OBRAS ASOCIADAS INSTALACIÓN DE DOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 230/115 kV DE 150 MVA CADA UNO SUSESTACIÓN NUEVA AGUACLARA 115 kV CONECTADA MEDIANTE UN DOBLE CIRCUITO A LA SUBESTACIÓN AGUACLARA 115 KV CENS SUBESTACIÓN TONCHALÁ 230/115 KV 2027 SUBESTACIÓN TONCHALÁ 115 kV MEDIANTE LA RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA LA ÍNSULA - BELÉN EN 115 kV EN ÍNSULA - TONCHALÁ - BELÉN 115 kV ENERCA SUBESTACIÓN ALCARAVAN 115 kV Y 2027 LÍNEAS ASOCIADAS CENS RECONFIGURACIÓN 2026 S/E SEVILLA NUEVA SUBESTACIÓN ALCARAVÁN RECONFIGURANDO LA LÍNEA YOPAL – AGUAZUL 115 KV EN LA LÍNEA YOPAL – ALCARAVÁN – AGUAZUL 115 KV, ADICIONALMENTE, EL SEGUNDO CIRCUITO AGUAZUL - ALCARAVÁN 115 KV Y EL SEGUNDO CIRCUITO ALCARAVÁN – YOPAL 115 KV.

APERTURA DE LA LÍNEA SAN

MATEO – ÍNSULA 115 kV PARA LA RECONEXIÓN DE LA SUBESTACIÓN SEVILLA 115 kV MEDIANTE LA CONSTRUCCIÓN DE LAS LÍNEAS SAN MATEO – SEVILLA 115 kV Y SEVILLA – ÍNSULA 115 kV.

NUEVA SUBESTACIÓN

REPOTENCIACIÓN DE

ENELAR 2028 PLAYITAS 115 KV CON

NUEVA LÍNEA LA PAZ –

CENS 2027 LA LÍNEA

CONVENCIÓN - TIBÚ

PLAYITAS 115 KV

NUEVA SUBESTACIÓN PLAYITAS 115 KV CON NUEVA LÍNEA PLAYITAS - LA PAZ 115 KV REPOTENCIACIÓN A 670 A DE LA LÍNEA CONVENCIÓN
- TIBÚ 115 kV 115 kV REPOTENCIACIÓN DE 2028 CENS LA LÍNEA TIBÚ - ZULIA 115 kV REPOTENCIACIÓN A 670 A DE LA LÍNEA TIBÚ - ZULIA 115 kV 2026 ENELAR SUBESTACIÓN TAME 115 kV INSTALACIÓN DE UNA BAHÍA DE LÍNEA EN LA SUBESTACIÓN TAME 115 kV PARA LA SALIDA DE LA LÍNEA TAME – PLAYITAS 115 KV 2028 ESSA SUBESTACIÓN TRINITARIA 230/115 kV DEPENDE DE LA CONVOCATORIA SUBESTACIÓN TRINITARIA 115 kV, RECONFIGURANDO EL CIRCUITO SAN GIL - OIBA 115 kV EN SAN GIL - TRINITARIA 115 kV Y TRINITARIA - OIBA 115 kV.

NUEVA LÍNEA LA PAZ –

DE LA SE LA PAZ

NUEVA LÍNEA LA PAZ – TAME

115 KV 2028

TAME 115 KV 230 KV – EL OR

NO MANIFESTÓ

INTERES PROYECTO DE

CONEXIÓN DE CARGA

ENERCA 2028 DEPENDE DE LA

CONVOCATORIA

DE LA SE LA PAZ

SUBESTACIÓN LA PAZ

ESTACIONES MONTERREY Y PORVENIR DE 26 MW 2028 230/115 KV NUEVA SUBESTACIÓN NUEVA MONTERREY 115 kV, MEDIANTE APERTURA DEL CIRCUITO AGUACLARA - AGUAZUL 115 kV EN AGUACLARA - NUEVA MONTERREY 115 kV Y NUEVA MONTERREY - AGUAZUL 115 kV.

230 KV – EL OR NO MANIFESTÓ INSTALACIÓN DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO PAZ 115 KV 230/115 kV DE 60 MVA INTERES Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 151 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL OR NOMBRE DEL 6.4. Área Antioquia – Chocó PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA 2027 El recuento de las obras del STR aprobadas a los Operadores de Red asociadas al área Antioquia - Choco se presentan en la siguiente Tabla.

COMPENSACIÓN CAPACITIVA DINAMICA (SVC) EN LA SUBESTACIÓN CÉRTEGUI 115 KV.

Tabla 6.4-1 Resumen de proyectos en el STR aprobados a los Operadores de Red en el 2030 Área Antioquia – Choco.

SUBESTACIÓN NUEVA QUIBDÓ 115 KV

MEDIANTE LA APERTURA EL SIETE –

QUIBDÓ 115 KV.

DISPAC SUBESTACIÓN NUEVA QUIBDÓ 220/110 KV NUEVO CIRCUITO CERTEGUI – NUEVA QUIBDÓ 115 KV. 2030 OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA NUEVO CIRCUITO HISPANIA – NUEVA QUIBDÓ 115 KV. 2030 TRANSFORMADORES DE CONEXIÓN 220/110 KV - 2 X 180 MVA 2026 TRANSFORMADORES DE CONEXIÓN 220/115 KV – 2 X 45 MVA 2030 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución NUEVA SUBESTACIÓN CARRIELES 110 KV 2026 NORMALIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN AMAGA 110 KV 2027 6.5. Área Oriental EPM CARRIELES 110 KV NUEVO CIRCUITO CARIELES - HISPANIA 115 KV 2029 El recuento de las obras del STR aprobadas a los Operadores de Red asociadas al área Oriental se presentan en la siguiente Tabla.

Tabla 6.5-1 Resumen de proyectos en el STR aprobados a los Operadores de Red en el 2030 Área Oriental.

NORMALIZACIÓN DE LA T LA CLARA

110 KV (LÍNEA HISPANIA - BOLOMBOLO
- AMAGÁ 110 KV)
CONFIGURÁNDOSE EN:

ENLACE BOLOMBOLO - HISPANIA 110

KV DE 23.25 KM.

OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA 2026 SUBESTACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN GUÁRCAMA 110 KV, MEDIANTE LA APERTURA YARUMAL II–NUEVA SANTA ROSA EPM GUÁRCAMA 110 KV SUBESTACIÓN VIOLETAS (GUAMAL) 115 KV Y LÍNEA OCOA–VIOLETAS 115 KV 2027 EMSA VIOLETAS (GUAMAL) 115 KV Y NUEVA LÍNEA GUÁRCAMA – ANTIOQUIA 110 KV.61 2026 LÍNEA VIOLETAS–GRANADA 115 KV. 2028 LÍNEAS ASOCIADAS FACTS SOBRE LA LÍNEA ANCON SUR – ENVIGADO 110 KV EN OPERACIÓN FACTS SOBRE LA LÍNEA GUAYABAL – RODEO 110 KV EMSA 2025 TRASLADO DEL CIRCUITO SURIA - PUERTO LÓPEZ 115 EN OPERACIÓN FACTS SOBRE LA LÍNEA ENVIGADO – GUAYABAL 110 KV.

EPM SUR DEL VALLE DE KV ABURRÁ TRASLADO DEL CIRCUITO SURIA – PUERTO LÓPEZ 115 KV A LA SUBESTACIÓN SANTA HELENA 115 KV, CONFORMANDO EL CIRCUITO SANTA HELENA – PUERTO LÓPEZ 115 KV.

EN OPERACIÓN AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN CALDAS DE 44/13,2 A 110/44/13,2 EN OPERACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN INDUSTRIALES 110 KV 2026 NUEVA SUBESTACIÓN AYURÁ 110 KV 2031 EMSA63 2028 REFUERZO SISTEMA DE TRANSMISIÓN SUBÁREA META EPM 2030 INTERCONEXIÓN NORDESTE Y URABÁ ANTIOQUEÑO REFUERZO DEL STR MEDIANTE EL SEGUNDO CIRCUITO LAGUNAS – CHORODÓ 110 KV DE 28,8 KM.62 NUEVO CIRCUITO SANTA HELENA – PUERTO LÓPEZ 2 A 115 KV, UN NUEVO CIRCUITO PUERTO LÓPEZ – CAMPOBONITO 2 A 115 KV Y LA INCORPORACIÓN DE UNA COMPENSACIÓN CAPACITIVA DE 12,5 MVAR EN LA SUBESTACIÓN CAMPOBONITO 115 KV 61 EPM solicitó eliminar el enlace del proyecto subestación Guárcama 110 kV y obras asociadas. 62 EPM solicitó adelantar la FPO de la obra para el 31/12/2025.

63 La obra se encuentra pendiente de manifestación de interés por parte del Operador de Red.

OR NOMBRE DEL OR NOMBRE DEL 2029 PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA LA LÍNEA NOROESTE–TENJO 115 KV EN BACATÁ–TENJO 115 KV PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA CONSTRUCCIÓN DE UN NUEVO CIRCUITO PUERTO GAITÁN – CAMPOBONITO A 115 KV SUBESTACIÓN SOPÓ 115 KV Y 2029 SEGUNDO TRANSFORMADOR ENEL COLOMBIA NUEVA SUBESTACIÓN SOPÓ 115 KV Y LÍNEAS SOPÓ – GRAN SABANA Y SOPÓ – BOCHICA (LA AURORA) 115 KV, CON CAPACIDAD DE 1.200 A.

LÍNEAS ASOCIADAS 2026 ENEL COLOMBIA INSTALACIÓN DE 3 AUTOTRANSFORMADORES MONOFÁSICOS 500/115 KV DE 150 MVA CADA UNO.

SUBESTACIÓN GUAYMARAL 115 2028 NUEVA ESPERANZA 500/115 KV DE 450 MVA ENEL COLOMBIA KV SUBESTACIÓN GUAYMARAL 115 KV QUE RECONFIGURA EL ENLACE TORCA – AUTOPISTA 1 115 KV EN TORCA – GUAYMARAL – AUTOPISTA 115 KV SUBESTACIÓN 202564 ENEL COLOMBIA NORTE 115 KV SUBESTACIÓN NORTE 115 KV CON RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA ZIPAQUIRÁ – UBATÉ – T. PELDAR 115 KV, INSTALACIÓN DE DOS TRANSFORMADORES 230/115 KV DE 300 MVA Y CONSTRUCCIÓN DE LAS LÍNEAS NORTE – SESQUILÉ 115 KV Y NORTE – GRAN SABANA 115 KV.

SUBESTACIÓN CORZO 115 KV Y 2031 ENEL COLOMBIA SUBESTACIÓN TREN OCCIDENTE LÍNEAS ASOCIADAS 2027 ENEL COLOMBIA 115 KV Y LÍNEAS ASOCIADAS ETAPA 2: RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA OCCIDENTE - MOSQUERA 115 KV, CONFIGURÁNDOLA EN LAS LÍNEAS TREN OCC - MOSQUERA Y TREN OCC - NOROESTE115 KV NUEVA SUBESTACIÓN CORZO 115 KV, CONECTADA A LA SUBESTACIÓN CORZO 500 KV, MEDIANTE LA INSTALACIÓN DE DOS TRANSFORMADORES 500/115 KV DE 450 MVA CADA UNO. EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR) SE CONTEMPLA LA RECONFIGURACIÓN DE LAS LÍNEAS TREN OCCIDENTE – OCCIDENTE 115 KV, TREN OCCIDENTE – MOSQUERA 115 KV Y TREN OCCIDENTE – BALSILLAS – FONTIBÓN 115 KV, DANDO ORIGEN A LOS NUEVOS CIRCUITOS CORZO – OCCIDENTE 115 KV, CORZO – MOSQUERA 115 KV, CORZO – FONTIBÓN 115 KV Y 3 CIRCUITOS CORZO – TREN OCCIDENTE 115 KV.

SUBESTACIÓN OCCIDENTE 115 KV Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución 202565 ENEL COLOMBIA Y LÍNEAS ASOCIADAS 6.6. Área Suroccidental NUEVA SUBESTACIÓN OCCIDENTE 115 KV MEDIANTE INTERCEPCIÓN DE LAS LÍNEAS MOSQUERA – NOROESTE 115 KV Y TERMINAL – NOROESTE 115 KV, CONFIGURÁNDOLAS EN LAS LÍNEAS MOSQUERA
- OCCIDENTE 115 KV, NOROESTE – OCCIDENTE 115 KV, OCCIDENTE – TERMINAL 115 KV Y NOROESTE – OCCIDENTE II 115 KV.

El recuento de las obras del STR aprobadas a los Operadores de Red asociadas al área Suroccidental se presentan en la siguiente Tabla.

Tabla 6.6-1 Resumen de proyectos en el STR aprobados a los Operadores de Red en el 2026 SUBESTACIÓN INTEXZONA 115 KV Área Suroccidental.

ENEL COLOMBIA ETAPA 1: NUEVA SUBESTACIÓN INTEXZONA 115 KV MEDIANTE RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA NOROESTE – BOLIVIA, CONFORMANDO LOS CIRCUITOS NOROESTE – INTEXZONA 115 KV E INTEXZONA – BOLIVIA 115 KV.

Y LÍNEAS ASOCIADAS OR NOMBRE DEL ETAPA 2: NUEVA LÍNEA NOROESTE – BOLIVIA 115 KV Y RECONFIGURACIÓN DE 2027 ENLACE OLAYA 2027 PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA POR DEFINIR CONVOCATORIA 66 HERRERA - BUCHELLY CONSTRUCCIÓN DE UN SEGUNDO CORREDOR EN LAS SUBESTACIONES DE NIVEL DE 115 64 La obra depende de la modificación de la FPO de la convocatoria UPME 03 - 2010 en proceso de ejecución. 65 Enel Colombia solicitó un cambio de FPO del proyecto para el año 2032, el cual se encuentra en trámite.

66 El operador de red no manifestó interés por lo que se iniciará el proceso de estructuración de la respectiva convocatoria.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 152 DIARIO OFICIAL OR NOMBRE DEL OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA (TUMACO) 115 Y NUEVO CIRCUITO POR DEFINIR CONVOCATORIA MIROLINDO – GUALANDAY 115 POR DEFINIR KV NUEVA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ENTRE LAS SUBESTACIONES MIROLINDO 115 KV Y GUALANDAY 115 KV.

SEGUNDO CORREDOR JARDINERA - JUNIN - TUMACO 115 KV ENTRE JARDINERA-JUNÍN- BUCHELLY (TUMACO) CON LAS SIGUIENTES LONGITUDES:

- JARDINERA – JUNÍN 115 KV: 67

KM.

- JUNÍN – BUCHELLY (TUMACO): 85

KM.

- OLAYA HERRERA - BUCHELLY

(TUMACO): 106 KM NORMALIZACIÓN CHEC 2028 DE LA

SUBESTACIÓN VITERBO 115 KV Y RECONFIGUACIÓ N DE LA LINEA VIRGINIA – CERTEGUI 110 KV NUEVA SUBESTACIÓN 2029 POR DEFINIR CONVOCATORIA 67 RECONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA VIRGINIA – CÉRTEGUI 115 KV (PROPIEDAD DE DISPAC), PARA SU CONEXIÓN A LA SUBESTACIÓN VITERBO 115 KV (PROPIEDAD DE CHEC), A TRAVÉS DE LOS TRAMOS RECONFIGURADOS VIRGINIA – VITERBO 115 KV Y VITERBO – CÉRTEGUI 115 KV. EL PUNTO DE APERTURA DE LA LÍNEA EXISTENTE SE LOCALIZA A MENOS DE 2 KM DE LA SUBESTACIÓN VITERBO Y UN SEGUNDO TRANSFORMADOR 115/33 KV CON CAPACIDAD DE 40 MVA EN LA SUBESTACIÓN VITERBO.

CARLOSAMA 230/115 KV Y OBRAS ASOCIADAS STR NUEVA SUBESTACIÓN -CONSTRUCCIÓN DE DOS BANCOS DE AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA MONOFÁSICOS 230/115/13.8 KV DE CAPACIDAD 3X50 MVA CADA UNO, LOS CUALES PRESENTAN LAS MISMAS CARACTERÍSTICAS QUE LOS AUTOTRANSFORMADORES ATR1 Y ATR2 UBICADOS EN LA SUBESTACIÓN JAMONDINO 230/115 KV. -EN EL NIVEL 115 KV SE CONSTRUIRÁN TRES ENLACES HACIA LAS SUBESTACIONES PANAMERICANA, JARDINERA Y JUNÍN IMPLEMENTADO CONDUCTOR ACSR 397,5 KCMIL Y DE LONGITUDES DE 14 KM, 26,5 KM Y 72 KM RESPECTIVAMENTE.

2030 POR DEFINIR CONVOCATORIA SUBESTACIÓN PACÍFICO – MACANA (SALAMINA) 230/115 KV Y OBRAS ASOCIADAS EN EL DESISTIDA 202768 STR OBRAS COMPLEMENTARI AS -NUEVA SUBESTACIÓN PACÍFICO 115 KV. -RECONFIGURACIÓN CIRCUITO TABOR–PAILÓN EN TABOR– PACÍFICO–PAILÓN Y AUMENTO CAPACIDAD DE VARIOS CIRCUITOS A 540 A / 400 A.

STR:

-TRASLADO DEL PATIO 115 KV DE

LA ACTUAL SUBESTACIÓN SALAMINA CON SU TRANSFORMACIÓN 115/33 KV DE 40 MVA A LA NUEVA SUBESTACIÓN MACANA 230 KV.

-INGRESO DE UNA NUEVA LÍNEA

ENTRE LAS SUBESTACIONES RIOSUCIO Y MACANA 115 KV DE APROXIMADAMENTE 26.02 KM CON CAPACIDAD DE 530 A. -NORMALIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN RIOSUCIO A NIVEL DE 115 KV EN BARRA PRINCIPAL MÁS TRANSFERENCIA.

CONSTRUCCIÓN 2025

NUEVA SUBESTACIÓN ARREBOLES 115 CELSIA COLOMBIA NUEVA SUBESTACIÓN ARREBOLES 115 KV CON DOBLE CIRCUITO HACIA ESCOBAL.

ELECTROCAQUET DE LA SEGUNDA

LÍNEA ALTAMIRA –

2028 KV (SALADO)

A FLORENCIA 115

CONSTRUCCIÓN DE LA SEGUNDA

LÍNEA ALTAMIRA – FLORENCIA 115

KV

KV 67 El operador de red no manifestó interés por lo que se iniciará el proceso de estructuración de la respectiva convocatoria 68 El Operador de Red CELSIA desiste del desarrollo de la obra debido al desistimiento en el desarrollo de la obra UPME 02 – 2021 adjudicada al mismo inversionista. Se encuentra bajo análisis de la Unidad las medidas para materializar los beneficios que ocasiona la obra.

OR NOMBRE DEL

7. Proyectos presentados por los operadores

PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA HUILA 115 KV Y de red no motivados en la atención de la ELECTROHUILA 202669 OBRAS ASOCIADAS demanda SUBESTACIÓN HUILA 115 KV, DOS TRANSFORMADORES 230/115 KV DE 150 MVA LÍNEA HUILA - BOTE 115 KV, LÍNEA HUILA–ORIENTE 115 KV.

EMCALI MULALÓ 115 KV 2027 NUEVA S/E MULALÓ 115 KV MEDIANTE RECONFIGURACIÓN SAN MARCOS–CODAZZI.

SUBESTACIÓN Como complemento a las obras resumidas en el capítulo anterior, en este capítulo se presentan los proyectos de expansión del STR que han sido propuestos y aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) a los Operadores de Red, los cuales no están motivados por la atención de la demanda y que siguiendo con las definiciones presentadas en la Resolución CREG 015 de 2018 son catalogados como obras Tipo III y Tipo IV.

ENERPUTUMAYO 2030

RENACER 230/115/34.5 KV Dichas obras se toman del reporte entregado por los Operadores de Red a la UPME, como parte de la información correspondiente a su plan de expansión.

ETAPA 1:

-SUBESTACIÓN RENACER 115 KV,

ATR0 230/118/34.5 KV - 50 MVA EN EL PATIO DE LA SUBESTACIÓN RENACER 115 KV. ETAPA 2:

-DESCONEXIÓN DEL ATR1 DE LA

SUBESTACIÓN JUNÍN 115 KV Y

TRASLADO A LA NUEVA SUBESTACIÓN RENACER 115 KV 7.1. Área Nordeste Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Para el caso del área Nordeste, a continuación, se presentan los proyectos de expansión aprobados por la CREG a los Operadores de Red no motivados en la atención de la demanda.

Tabla 7.1-1 Proyectos presentados por los operadores de red no motivados en la atención de la demanda - Área Nordeste.

OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA EBSA 2027 SUBESTACIÓN EL TECAL 110 kV Y LÍNEAS ASOCIADAS CONEXIÓN DE LA SUBESTACIÓN EL TECAL 110 KV A PARTIR DE LA RECONFIGURACIÓN DEL CIRCUITO PUERTO BOYACÁ - VASCONIA 110 KV EN PUERTO BOYACÁ - EL TECAL - VASCONIA 110 KV EBSA 2025 Nueva S/E Santa Teresa 115 kV antes La Perla 115 kV Construcción nueva SE Santa Teresa 115 kV y conexión Santa Teresa - Higueras 115 kV y Santa Teresa – Suamox 115 kV EBSA 2026 Nueva S/E Coralina 115 kV antes Nueva Ricaurte 115 kV Construcción nueva SE Coralina 115 kV y conexión Coralina – Paipa 115 kV y Coralina – Barbosa 115 kV 69 Se informa que actualmente cursa ante la UPME una solicitud de cambio de Fecha de Puesta en Operación (FPO) para el proyecto.

153 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL 7.3. Área Oriental OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA EBSA Repotenciación cto Suamox – San Antonio 115 kV 2026 Nuevo circuito y repotenciación Suamox – San Antonio 115 kV Para el caso del área Oriental, a continuación, se presentan los proyectos de expansión aprobados por la CREG a los Operadores de Red no motivados en la atención de la demanda.

Tabla 7.3-1 Proyectos presentados por los operadores de red no motivados en la EBSA 2027 atención de la demanda - Área Oriental.

Construcción nueva SE Firavia 115/34.5/13.2 kV y conexión Sochagota – Firavia 115 kV Nueva S/E Firavia 115/34.5/13.2 kV y circuito Sochagota – Firavia 115 kV OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA EBSA 2028 Nueva S/E Miraflores 115/34.5/13.2 kV y circuito Tunjita – Nueva Miraflores 115 kV Construcción nueva SE Miraflores 115/34.5/13.2 y conexión Tunjita – Miraflores 115 kV EMSA SIERRA DE LA MACARENA (SAN JUAN 2029 DE ARAMA 115 KV)

NUEVA SUBESTACIÓN SAN

JUAN DE ARAMA 115/34.5 KV

DE 30 MVA Y LÍNEA GRANADA

- SAN JUAN DE ARAMA 115 KV.

EBSA 2029 Construcción nueva SE La Mesa 115/34.5 kV y conexión La Mesa – San Pablo 115 kV Nueva S/E La Mesa 115/34.5 y circuito La Mesa – San Pablo 115 kV 2027 ENEL COLOMBIA REPOSICIÓN DE SUBESTACIÓN SAN FACÓN 57,5 KV Y LÍNEAS EBSA 2030 ASOCIADAS REPOSICIÓN SUBESTACIÓN SAN FACÓN DE 57,5 KV A 115 KV Y SUS LÍNEAS ASOCIADAS:

SAN FACÓN – SALITRE 115 KV

Y SAN FACÓN – CONCORDIA

115 KV.

Construcción nueva SE Hunza 115/34.5/13.2 kV y conexión circuito Muiscas-Alto Ricaurte 2 115 kV Nueva S/E Hunza 115/34.5/13.2 kV conectada al circuito Muiscas-Alto Ricaurte 2 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución REPOSICIÓN ACTIVOS GIS SUBESTACIÓN 2027 7.2. Área Antioquia – Chocó ENEL COLOMBIA CIRCO 115 KV.

EL PROYECTO CONTEMPLA

LA REPOSICIÓN DE LAS BAHÍAS GIS DE LÍNEAS, DE TRANSFORMACIÓN, DE ACOPLE Y SECCIONAMIENTOS DE LA SUBESTACIÓN CIRCO 115 KV.

Para el caso del área Nordeste, a continuación, se presentan los proyectos de expansión aprobados por la CREG a los Operadores de Red no motivados en la atención de la demanda.

Tabla 7.2-1 Proyectos presentados por los operadores de red no motivados en la atención de la demanda - Área Antioquia - Choco.

SUBESTACIÓN LA CEIBA

2032 OR NOMBRE DEL ENEL COLOMBIA PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA 115 KV Y LÍNEAS ASOCIADAS.

NORMALIZACIÓN LA

EPM 2027 SIERRA 110 KV

(ASOCIADA A LA SE EL

TECAL)

NUEVA SUBESTACIÓN LA CEIBA 115 KV, INTERCONEXIÓN DE LOS STR DE ENEL COLOMBIA Y CHEC MEDIANTE LA LÍNEA LA CEIBA – VILLETA 115 KV, RECONFIGURACIÓN DEL ENLACE DORADA – GUADUERO EN DORADA – LA CEIBA – GUADUERO 115 KV, ADECUACIÓN DE LOS CT´S DE LA LÍNEA FACATATIVÁ – VILLETA 115 KV Y COMPENSACIÓN CAPACITIVA EN VILLETA 115 KV.

AMPLIACIÓN Y NORMALIZACIÓN DEL BARRAJE EN LA SUBESTACIÓN LA SIERRA 110 KV PARA LA NUEVA SUBESTACIÓN EL TECAL 115 KV.

Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Plan de expansión de transmisión 2025 - 2039 7.4. Área Suroccidental Para el caso del área Oriental, a continuación, se presentan los proyectos de expansión aprobados por la CREG a los Operadores de Red no motivados en la atención de la demanda.

Tabla 7.4-1 Proyectos presentados por los operadores de red no motivados en la atención de la demanda - Área Suroccidental.

OR NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN AÑO DE ENTRADA 2025 CELSIA COLOMBIA JUANCHITO (115 KV)

CAMBIO DE EQUIPOS, AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DE INTERRUPCIÓN A 40 KA REPOTENCIACIÓN LÍNEA CEO POPAYÁN - RÍO MAYO 1 2025 115 KV A 600 A NUEVOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE EN LAS BAHÍAS DE LÍNEA 600/5 Fuente: UPME – Elaboración GIT Transmisión y Distribución Debe recordarse que, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 2 del artículo 3 de la Resolución CREG 024 de 2013, se señala que:

“(…) El listado de proyectos identificados para los STR incluido en el Plan de Expansión del SIN podrá ser actualizado por la UPME, antes de la adopción del siguiente plan, cuando esta entidad considere necesario incluir nuevos proyectos en el STR o modificar los incluidos previamente (…)”.

En este sentido, los listados de obras contenidos en los capítulos 5 y 6 del presente PET se actualizan de manera periódica.

385 UPME.GOV.CO (C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 154 DIARIO OFICIAL

CONSIDERANDO:

Ministerio de Comercio,

Industria y Turismo Que la función administrativa se desarrolla con fundamento en los principios de eficacia, economía, celeridad y especialización, conforme a los artículos 209 de la Constitución Política y 3° de la Ley 489 de 1998.

Dirección de Comercio Exterior Que de conformidad con el artículo 211 de la Constitución Política y el artículo 9° de la Ley 489 de 1998, los ministros pueden delegar la atención y decisión de los asuntos a su cargo en los servidores públicos de los niveles directivo y asesor.

Avisos

La Dirección de Comercio Exterior, CONVOCA:

Que los artículos 11 y 12 de la Ley 80 de 1993, en concordancia con el artículo 21 de la Ley 1150 de 2007, facultan a los representantes legales de las entidades estatales para delegar total o parcialmente la competencia para contratar y ordenar el gasto.

Que, en todo caso, la delegación no exonera al delegante del deber de ejercer la vigilancia y control sobre la actividad delegada.

A quienes acrediten interés en la investigación administrativa iniciada mediante Resolución número 300 del 16 de junio de 2026 con el objeto de determinar la existencia, grado y efectos en la rama de producción nacional de un supuesto dumping en las importaciones de Ortoftalato de Dioctilo (DOP) clasificadas por la subpartida arancelaria 2917.32.00.00, originarias de la República Popular de China.

Que mediante la Resolución número 015536 del 21 de julio de 2025 se delegó la ordenación del gasto y la competencia contractual en distintos servidores del Ministerio de Educación Nacional.

Que el Consejo Nacional de Política Económica y Social (Conpes), mediante Documento número 4181 del 16 de enero de 2026, declaró de importancia estratégica el “Plan Nacional de Espacios Educativos como Centro de la Vida Comunitaria”, el cual comprende proyectos de inversión orientados al fortalecimiento de la infraestructura educativa a nivel nacional.

Lo anterior, conforme con lo dispuesto en el artículo 2.2.3.7.6.7 del Decreto número 1794 de 2020, para que las partes interesadas, dentro de los treinta (30) días hábiles contados a partir de la publicación de esta convocatoria en el Diario Oficial, expresen su opinión debidamente sustentada y aporten o soliciten, ante la Subdirección de Prácticas Comerciales de la Dirección de Comercio Exterior, las pruebas y documentos que consideren pertinentes, así como contestar los cuestionarios.

Que la ejecución de los recursos asociados a dicho Plan implica el desarrollo de proyectos de infraestructura educativa que requieren una gestión especializada, articulada y eficiente, en atención a su complejidad técnica, alcance territorial y volumen de inversión.

Oportuno manifestar que los documentos y pruebas que sirven de base para la presente investigación, así como los cuestionarios para exportadores o productores extranjeros e importadores, se encuentran en el expediente público que reposa en la URL: https://www.mincit.gov.co/mincomercioexterior/defensa-comercial Cualquier información al respecto será suministrada a través de los siguientes correos electrónicos: lchaparro@mincit.gov.co e info@mincit.gov.co El Director de Comercio exterior, Que la Oficina de Infraestructura Educativa, conforme al Decreto número 2269 de 2023, tiene a su cargo la dirección, estructuración, ejecución, seguimiento y evaluación de los proyectos de infraestructura educativa, lo que la posiciona como la dependencia idónea para asumir la ordenación del gasto de los recursos asociados a dichos proyectos, bajo criterios de especialidad funcional y responsabilidad administrativa.

Luis Fernando Angulo Bonilla.

(C. F.).

La Dirección de Comercio Exterior, Que mediante la Resolución número 002392 del 30 de enero de 2026 se delegó en el Jefe de la Oficina de Infraestructura Educativa la competencia para celebrar y ejecutar un contrato interadministrativo cuyo objeto consistía en la “PRESTACIÓN DE SERVICIOS Y ASISTENCIA TÉCNICA INTERDISCIPLINARIA, A TRAVÉS DE ACCIONES ENCAMINADAS AL DESARROLLO DE LOS PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA EDUCATIVA, DOTACIÓN, ADQUISICIÓN Y SANEAMIENTO PREDIAL CONTENIDOS EN EL PORTAFOLIO 1, PARA EL FORTALECIMIENTO DE LA EDUCACIÓN SUPERIOR PRIORIZADOS POR EL MINISTERIO DE EDUCACIÓN NACIONAL”, por un valor de dos billones doscientos cincuenta y cinco mil trescientos seis millones doce mil seiscientos veintiún pesos ($2.255.306.012.621) moneda corriente y con un plazo de ejecución proyectado hasta el 31 de diciembre de 2036.

CONVOCA: A quienes acrediten interés en la investigación administrativa iniciada mediante Resolución número 305 del 18 de junio de 2026 con el objeto de determinar la existencia, grado y efectos en la rama de producción nacional de un supuesto dumping en las importaciones de Grapas en Tiras clasificadas por la subpartida arancelaria 8305.20.00.00, originarias de la República Popular de China.

Lo anterior, conforme con lo dispuesto en el artículo 2.2.3.7.6.7 del Decreto 1794 de 2020, para que las partes interesadas, dentro de los treinta (30) días hábiles contados a partir de la publicación de esta convocatoria en el Diario Oficial, expresen su opinión debidamente sustentada y aporten o soliciten, ante la Subdirección de Prácticas Comerciales de la Dirección de Comercio Exterior, las pruebas y documentos que consideren pertinentes, así como contestar los correspondientes cuestionarios.

Que el citado negocio jurídico de carácter interadministrativo no fue suscrito, desapareciendo así los presupuestos fácticos y jurídicos que dieron origen a la delegación especial contenida en la Resolución número 002392 del 30 de enero de 2026; razón por la cual, en aplicación de los principios de seguridad jurídica, eficacia, economía y celeridad de la función administrativa, y con el fin de evitar la coexistencia de asignaciones de competencia sobre objetos contractuales inexistentes, se hace necesario proceder a su derogatoria expresa y formal.

Oportuno manifestar que los documentos y pruebas que sirven de base para la presente investigación, así como los cuestionarios para exportadores o productores extranjeros e importadores, se encuentran en el expediente público que reposa en la URL:

Que, en consecuencia, se hace necesario ajustar la delegación de la ordenación del gasto, con el fin de garantizar la adecuada ejecución de los recursos asociados al Conpes 4181 de 2026, asegurar la unidad de criterio institucional y fortalecer la eficiencia en la gestión contractual y presupuestal.

Que, en mérito de lo expuesto, https://www.mincit.gov.co/mincomercioexterior/defensa-comercial Cualquier información al respecto será suministrada a través de los siguientes correos electrónicos: lchaparro@mincit.gov.co e info@mincit.gov.co

RESUELVE:

El Director de Comercio exterior, Luis Fernando Angulo Bonilla.

Artículo 1°.

Modificación parcial. Modifíquese el artículo primero de la Resolución número 015536 del 21 de julio de 2025, adicionando el siguiente parágrafo:

(C. F.).

Parágrafo. séptimo Ministerio de Educación Nacional Resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 016435 DE 2026

En el marco de la distribución general de competencias establecida en el presente artículo, deléguese en el Jefe (a) de la Oficina de Infraestructura Educativa la ordenación del gasto, así como la competencia sin límite de cuantía para adelantar, decidir, suscribir y ejecutar todos los actos administrativos y contractuales correspondientes a las etapas precontractual, contractual y postcontractual (incluyendo la liquidación a que haya lugar) de los procesos que se financien o ejecuten con cargo a los recursos asignados al Ministerio de Educación Nacional derivados del Conpes 4181 del 16 de enero de 2026, denominado “Declaración de importancia estratégica del Plan Nacional de Espacios Educativos como Centro de la Vida Comunitaria”, de conformidad con la normativa vigente.

(junio 24) por la cual se modifica parcialmente la Resolución número 015536 de 2025 y se dictan otras disposiciones.

Artículo 2°.

Alcance de la modificación. Las demás disposiciones contenidas en la Resolución número 015536 de 2025 que no hayan sido modificadas expresamente mediante el presente acto administrativo continúan vigentes y producen plenos efectos jurídicos.

El Ministro de Educación Nacional, en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por los artículos 209 y 211 de la Constitución Política de Colombia, los artículos 11 y 12 de la Ley 80 de 1993, el artículo 110 del Decreto número 111 de 1996, los artículos 9°, 10 y 12 de la Ley 489 de 1998, el artículo 21 de la Ley 1150 de 2007, el Decreto número 2269 de 2023, y

Artículo 3°.

Responsabilidad. La delegación prevista en el presente acto administrativo no exime al Ministro de Educación Nacional de la responsabilidad de ejercer la vigilancia y control sobre la actividad delegada, en los términos previstos en la ley.

155 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 4°.

Derogatoria. Derogar en su totalidad la Resolución número 002392 del 30 de enero de 2026, por las razones expuestas en la parte considerativa del presente acto administrativo, al haber desaparecido el objeto y los presupuestos de hecho que sustentaron la delegación especial allí conferida.

Artículo 5°.

Comunicación. Comunicar el presente acto administrativo al Jefe de la Oficina de Infraestructura Educativa y a la Subdirección de Gestión Financiera del Ministerio de Educación Nacional para los fines pertinentes.

Que el artículo 1° de la Resolución número 12251 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto una (1) vacante definitiva del empleo denominado Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicados en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., en el que se señala en el segundo (2) lugar al señor Edwin Ignacio Uní Jiménez, identificado con cédula de ciudadanía número 1012370840.

Artículo 6°.

Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Comuníquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 24 de junio de 2026.

El Ministro de Educación Nacional, José Daniel Rojas Medellín.

(C. F.).

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01351 del 24 de junio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Edwin Ignacio Uní Jiménez identificado con cédula de ciudadanía número 1012370840 en el empleo denominado Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., del cual tomó posesión el día 6 de agosto de 2024.

Departamento administrativo para la Prosperidad Social Resoluciones Que mediante Resolución número 00246 del 13 de febrero de 2025, se declaró, a partir del 3 de marzo de 2025 la vacancia temporal del empleo Secretario Código 4178, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., al servidor Edwin Ignacio Uní Jiménez, identificado con cédula de ciudadanía número 1012370840 y posteriormente mediante Resolución número 02450 del 10 de octubre de 2025, se declaró la vacancia definitiva a partir del 14 de octubre de 2025.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03017 DE 2025

(noviembre 27) por medio de la cual se da por terminada la reubicación temporal de un empleo de la planta de personal, se efectúa un nombramiento en período de prueba, se termina un Que mediante Resolución número 01583 del 14 de julio de 2025, se reubicó de manera temporal el empleo de Secretario Código 4178, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, de la Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., a la Gerencia Regional Santander, con ocasión de la acción afirmativa del servidor público Roberto Oswaldo Rojas Saavedra. nombramiento provisional y se dictan otras disposiciones.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 12 de noviembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles por movilidad de la lista de elegibles conformada por la Resolución número 12251 del 28 de mayo de 2024 para nombrar en período de prueba en modalidad de abierto, a la señora Martha Aleida Ovalle Delgado, identificada con cédula de ciudadanía número 52733253, quien ocupó la tercera (3) posición de la lista de elegibles en el empleo nominado Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el código OPEC número 181232.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO), para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por la señora Martha Aleida Ovalle Delgado, identificada con cédula de ciudadanía número 52733253, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo denominado Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que en atención al nombramiento en periodo de prueba de la elegible Martha Aleida Ovalle Delgado, es procedente dar por terminada la reubicación temporal del empleo Secretario Código 4178, Grado 14 en el cual se encuentra vinculado en provisionalidad el servidor público Roberto Oswaldo Rojas Saavedra, identificado con cédula de ciudadanía número 1006690098, ubicado en la Gerencia Regional Santander a la Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12251 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Secretario Código 4178, Grado 14, distribuidos en diferentes dependencias entre las que se encuentra la vacante con ubicación en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el código OPEC número 181232, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

RESUELVE:

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12251 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que de conformidad con lo dispuesto con el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito los actos administrativos de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 1°.

Dar por terminada la reubicación temporal, efectuada mediante Resolución número 01583 del 14 de julio de 2025, de la vacante del empleo de Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, distribuido en la Gerencia Regional Santander a la Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C. identificado con el código OPEC número 181232, a partir de la fecha de posesión de la señora Martha Aleida Ovalle Delgado, identificada con cédula de ciudadanía número 52733253, de conformidad con lo previsto en la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 2°.

Nombrar en período de prueba a la señora Martha Aleida Ovalle Delgado, identificada con cédula de ciudadanía número 52733253, en el empleo de Secretario Código 4178, Grado 14, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 156 DIARIO OFICIAL Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que, conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 3°.

La señora Martha Aleida Ovalle Delgado, identificada con cédula de ciudadanía número 52733253, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 455286 de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas
- Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda.

Artículo 4°.

Dar por terminado el nombramiento provisional efectuado a Roberto Oswaldo Rojas Saavedra, identificado con cédula de ciudadanía número 1006690098, en el empleo de Secretario Código 4178, Grado 14 de la planta de personal global, ubicado en la Gerencia Regional Santander, a partir de la fecha de posesión de la señora Martha Aleida Ovalle Delgado, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 5°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 6°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Martha Aleida Ovalle Delgado y al servidor público Roberto Oswaldo Rojas Saavedra.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 455286, denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas
- Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda, es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181393, por concepto de “mismo empleo”, para el elegible Carlos Andrés Alfonso Martínez, identificado con cédula de ciudadanía número 80881616, quien ocupó la trigésima segunda (32) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181393.

Artículo 7°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 27 de noviembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que de acuerdo con lo anterior, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00983 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Carlos Andrés Alfonso Martínez para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Risaralda, hoy Gerencia Regional Risaralda.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03369 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-068982 de fecha 11 de junio de 2025, remitido por correo electrónico con fecha del 12 de junio de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00983 del 16 de mayo de 2025, al señor Carlos Andrés Alfonso Martínez y una vez vencidos los términos de aceptación el elegible no se pronunció, por lo que la entidad expidió la Resolución número 02036 del 3 de septiembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00983 del 16 de mayo de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Claudia Patricia Silva Silva, identificada con cédula de ciudadanía número 52221139, quien ocupó la quincuagésimo (50) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda identificado con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 455286 por concepto de “mismo empleo”.

Que, de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución 02337 del 29 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Claudia Patricia Silva Silva, para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-158374 de fecha 21 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico en la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02337 del 29 de septiembre de 2025, a la señora Claudia Patricia Silva Silva y una vez vencidos los términos de respuesta la elegible no se pronunció sobre el nombramiento, por lo que la entidad expidió la Resolución número 02809 del 19 de noviembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02337 del 29 de septiembre de 2025.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dieciocho (18) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes dependencias; e identificado con el código OPEC número 181393, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Lina 157 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que, de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Marcela Valderrama Pérez, identificada con cédula de ciudadanía número 1051266130, quien ocupó la sexagésima tercera (63) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias - Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda en la ciudad de Pereira, identificado con el ID del empleo número 223743 correspondiente a “mismo empleo”.

Que, en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad -SIMO- para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por la señora Lina Marcela Valderrama Pérez, identificada con cédula de ciudadanía número 1.051.266.130, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el cargo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias
- Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda en la ciudad de Pereira, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer ocho (8) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificadas con el código de la OPEC número 181396 modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias - Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda en la ciudad de Pereira, no se encuentra provisto en forma temporal.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que, conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Lina Marcela Valderrama Pérez, identificada con cédula de ciudadanía número 1051266130, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias - Dirección Regional Risaralda hoy Gerencia Regional Risaralda, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, a través del Sisitema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO); sistema que identificó con el ID de empleo número 223631 y la vacante con ID número 428288 de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas
- Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca.

Artículo 2°.

La señora Lina Marcela Valderrama Pérez, identificada con cédula de ciudadanía número 1051266130, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el Estudio técnico de empleo equivalente y/o mismo empleo para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de empleo número 223631 y la vacante con ID número 428288 denominado Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181396, por concepto de “mismo empleo” para el elegible Mike Alberto Díaz Granados Delgado, identificado con cédula de ciudadanía número 1045710452, quien ocupó la vigésima (20) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Lina Marcela Valderrama Pérez.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

Que, de acuerdo con lo anterior, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00961 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Mike Alberto Díaz Granados Delgado, para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas
- Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03370 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras Que, mediante oficio con radicado número S-2025-2400-085402 de fecha 26 de junio de 2025, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00961 del 16 de mayo de 2025, al señor Mike Alberto Díaz Granados Delgado quien no se manifestó al respecto, por lo que la entidad expidió la Resolución número 01972 del 29 de agosto de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00961 del 16 de mayo de 2025. disposiciones.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Kriystian Mauricio Barrios López, identificado con cédula de ciudadanía número 1044927162, quien ocupó la vigésima quinta (25) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca identificado con el ID del empleo número 223631 y la vacante con ID número 428288 por concepto de “mismo empleo”.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 158 DIARIO OFICIAL

RESOLUCIÓN NÚMERO 03371 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02350 del 29 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Kristian Mauricio Barrios López, para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-158305 de fecha 21 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02350 del 29 de septiembre de 2025, al señor Kristian Mauricio Barrios López y pasados el término para dar respuesta sobre el nombramiento no se manifestó al respecto, por lo que la entidad expidió la Resolución número 02819 del 19 de noviembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02350 del 29 de septiembre de 2025.

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que, de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que, mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Grace Yojaris Marín Yepes, identificada con cédula de ciudadanía número 55226586, quien ocupó la trigésima quinta (35) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca identificado con el ID del empleo número 223631 y la vacante con ID número 428288 por concepto de “mismo empleo”.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C., identificada con el Código OPEC número 181319, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, la señora Grace Yojaris Marín Yepes, identificada con cédula de ciudadanía número 55226586, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el cargo de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca, no se encuentra provisto de forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a la señora Grace Yojaris Marín Yepes, identificada con cédula de ciudadanía número 55226586, en el empleo de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Arauca hoy Gerencia Regional Arauca, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que, conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

Artículo 2°.

La señora Grace Yojaris Marín Yepes, identificada con cédula de ciudadanía número 55226586, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de empleo número 223821 y la vacante con ID número 429068 de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, ubicada en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Grace Yojaris Marín Yepes.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el Estudio técnico de empleo equivalente y/o mismo empleo para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de empleo número 223821 y la vacante con ID número 429068 denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global ubicada en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181319, por concepto de “empleo equivalente”.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que mediante radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de una (1) vacante en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C., con el (C. F.).

159 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

ID de empleo número 223821 e ID vacante número 429068, correspondiente a “empleo equivalente” para la elegible Jheny Zoraida Castellanos Méndez, identificada con cédula de ciudadanía número 1051184576, quien ocupó la segunda (2) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181319.

Artículo 2°.

El señor Edwin Fernando León, identificado con cédula de ciudadanía número 13.724.455, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 01016 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Jheny Zoraida Castellanos Méndez, para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 03 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Edwin Fernando León.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Jheny Zoraida Castellanos Méndez, identificada con cédula de ciudadanía número 1051184576, quien mediante correo electrónico de fecha 26 de junio de 2025 manifestó no aceptar el nombramiento, se procedió a expedir la Resolución número 01978 de 29 de agosto de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 01016 del 16 de mayo de 2025.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Luis Fernando Barbosa Palma, identificado con cédula de ciudadanía número 80495843 quien ocupó la tercera (3) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C., de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181319.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03372 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba, se termina un nombramiento provisional y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02293 del 25 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Luis Fernando Barbosa Palma para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que, mediante oficio con radicado número S-2025-2400-154141 de fecha 16 de octubre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, en la misma fecha procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba mediante correo electrónico, efectuado mediante la Resolución 02293 del 25 de septiembre de 2025, al señor Luis Fernando Barbosa Palma, quien mediante correo electrónico de fecha 31 de octubre de 2025 no aceptó el nombramiento en periodo de prueba, por lo que se procedió a expedir la Resolución 03008 de 26 de noviembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución 02293 del 25 de septiembre de 2025.

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que, de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Edwin Fernando León, identificado con cédula de ciudadanía número 13724455, quien ocupó la cuarta (4) posición, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, identificado con el ID del empleo número 223821 correspondiente a “empleo equivalente”.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por el señor Edwin Fernando León, identificado con cédula de ciudadanía número 13724455, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el cargo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12124 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificada con el código OPEC número 181224, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto en forma temporal.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12124 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que, conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Edwin Fernando León, identificado con cédula de ciudadanía número 13.724.455, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 160 DIARIO OFICIAL en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C. y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 224158 y la vacante con ID número 437152 de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que la Jefe de la Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por la señora Nicolth Daniela Castro Niño, identificada con cédula de ciudadanía número 1003811362, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el cargo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o empleo equivalente para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 224158 y la vacante con ID número 437152, denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181224, por concepto de “mismo empleo”.

Que actualmente el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044 Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., se encuentra provisto mediante nombramiento provisional efectuado a través de la Resolución número 01085 del 16 de mayo de 2023, a la servidora pública María Morelia Arias Manco, identificada con cédula de ciudadanía número 43545815, nombramiento que es procedente dar por terminado con ocasión de la provisión del empleo en periodo de prueba conforme la lista de elegibles.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminado.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que mediante radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de tres (3) vacantes en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, entre las que se encuentra la vacante ubicada en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., con el ID del empleo número 224158 e ID vacante número 437152, correspondiente a “mismo empleo”, para el elegible Jairo Alonso Manrique Calderón, identificado con cédula de ciudadanía número 80774034, quien ocupó la tercera (3) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12124 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181224.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Nicolth Daniela Castro Niño, identificada con cédula de ciudadanía número 1003811362, en el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución 00997 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en periodo de prueba al señor Jairo Alonso Manrique Calderón, para ocupar el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Dirección de Inclusión Productiva (hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria), en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el nombramiento provisional de la servidora pública María Morelia Arias Manco.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

Artículo 2°.

La señora Nicolth Daniela Castro Niño, identificada con cédula de ciudadanía número 1003811362, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba del señor Jairo Alonso Manrique Calderón, identificado con cédula de ciudadanía número 80774034, y estando en términos para la aceptación, mediante correo electrónico de fecha 17 de junio de 2025, manifestó no aceptar el nombramiento que le fue efectuado mediante Resolución número 00997 del 16 de mayo de 2025, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 01952 del 29 de agosto de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00997 del 16 de mayo de 2025.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que, mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto en periodo de prueba a la señora Fanny Ángela Chacare Caballero, identificada con cédula de ciudadanía número 1.090.389.794, quien ocupó la quinta (5) posición de la lista de elegibles para el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 3°.

Dar por terminado el nombramiento provisional efectuado a María Morelia Arias Manco, identificada con cédula de ciudadanía número 43545815, en el cargo de Auxiliar Administrativo Código 4044 Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., a partir de la fecha de posesión de la señora Nicolth Daniela Castro Niño, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 4°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a las señoras Nicolth Daniela Castro Niño y María Morelia Arias Manco.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución 02321 del 26 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en periodo de prueba a la señora Fanny Ángela Chacare Caballero, para ocupar el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Dirección de Inclusión Productiva hoy Dirección para la Soberanía Alimentaria, en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el nombramiento provisional de la servidora pública María Morelia Arias Manco.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba de la señora Fanny Ángela Chacare Caballero, identificada con cédula de ciudadanía número 1.090.389.794, y estando en términos para la aceptación, mediante oficio número E-2025-007-295817 de fecha 29 de octubre de 2025, manifestó no aceptar el nombramiento que le fue efectuado mediante Resolución número 02321 del 26 de septiembre de 2025, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 03006 del 26 de noviembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02321 del 26 de septiembre de 2025.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03373 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba, se termina un nombramiento provisional y se dictan otras disposiciones.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 05 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto en periodo de prueba a la señora Nicolth Daniela Castro Niño, identificada con cédula de ciudadanía número 1003811362, quien ocupó la sexta (6) posición de la lista de elegibles para el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, 161 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y el nombramiento en periodo de prueba, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 01976 de 29 de agosto de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 01013 del 16 de mayo de 2025.

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la Ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Verena del Carmen Núñez Blanco, identificada con cédula de ciudadanía número 1102806578, quien ocupó la séptima (7) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., para la vacante con ID de empleo número 223847 y la vacante con ID número 429162, correspondiente a “mismo empleo”, de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181258.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02299 del 25 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Verena del Carmen Núñez Blanco, identificada con cédula de ciudadanía número 1102806578, para ocupar el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el nombramiento provisional de la servidora pública Aura Lucía Nivia Manotas.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, distribuidos en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la Entidad, identificados con el código OPEC número 181258, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-154135 de fecha 16 de octubre de 2025, se le comunicó la Resolución número 02299 del 25 de septiembre de 2025 a la señora Verena del Carmen Núñez Blanco, identificada con cédula de ciudadanía número 1102806578, quien pasados los términos para la aceptación no se manifestó al respecto, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 03005, de 26 de noviembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02299 del 25 de septiembre de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Adriana Cecilia Sanjuan Bechara, identificada con cédula de ciudadanía número 1051444027 quien ocupó la novena (9) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181258.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 223847 de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, la señora Adriana Cecilia Sanjuan Bechara, identificada con cédula de ciudadanía número 1051444027, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 223847 y la vacante con ID número 429162 denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, ubicada en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indicó el oficio con radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181258, por concepto de “mismo empleo”.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., se encuentra provisto mediante nombramiento provisional efectuado a la servidora pública Aura Lucía Nivia Manotas, identificada con cédula de ciudadanía número 52423555, nombramiento que es procedente dar por terminado con ocasión de la provisión del empleo en período de prueba conforme la lista de elegibles.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

En virtud de lo anterior, Que mediante radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de una (1) vacante en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, 223847 y la vacante con ID número 429162, correspondiente a “mismo empleo”, para el elegible Wilmer Armando Salgado Rojas, identificado con cédula de ciudadanía número 1075234438, quien ocupó la tercera (3) posición meritoria de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181258.

RESUELVE:

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Adriana Cecilia Sanjuan Bechara, identificada con cédula de ciudadanía número 1051444027, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 01013 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Wilmer Armando Salgado Rojas, identificado con cédula de ciudadanía número 1075234438, para ocupar el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el nombramiento provisional de la servidora pública Aura Lucía Nivia Manotas.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-068150 de fecha 11 de junio de 2025, se le comunicó la Resolución número 01013 del 16 de mayo de 2025 al señor Wilmer Armando Salgado Rojas, identificado con cédula de ciudadanía número 1075234438, quien mediante correo electrónico de fecha 20 de junio de 2025, no aceptó Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 162 DIARIO OFICIAL para la Prosperidad Social, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificado con el código OPEC número 181267, en el que se señala en el segundo lugar al señor Álvaro Giovanni Márquez Erazo, identificado con cédula de ciudadanía número 12993664.

Artículo 2°.

La señora Adriana Cecilia Sanjuan Bechara, identificada con cédula de ciudadanía número 1051444027, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01762 del 26 de julio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Álvaro Giovanni Márquez Erazo, identificado con cédula de ciudadanía número 12993664 en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca.

Artículo 3°.

Dar por terminado el nombramiento provisional de la señora Aura Lucía Nivia Manotas, identificada con cédula de ciudadanía número 52423555, en el cargo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., a partir de la fecha de posesión de la señora Adriana Cecilia Sanjuan Bechara de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que mediante oficio con radicado número S-2024-2400-0498246 de fecha 23 de agosto de 2024, se comunicó el nombramiento en período de prueba, al señor Álvaro Giovanni Márquez Erazo, identificado con cédula de ciudadanía número 12993664 y estando en términos para la aceptación, mediante comunicación de fecha 23 de agosto de 2024, manifestó aceptar el nombramiento y tomó posesión el 4 de septiembre de 2024, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca.

Artículo 4°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a las señoras Adriana Cecilia Sanjuan Bechara y Aura Lucía Nivia Manotas.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que mediante Resolución número 00564 del 27 de marzo de 2025, se declaró, a partir del 2 de mayo de 2025, la vacancia temporal del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca, al servidor Álvaro Giovanni Márquez Erazo, identificado con cédula de ciudadanía número 12993664 y posteriormente mediante Resolución número 02735 del 12 de noviembre de 2025, se declaró la vacancia definitiva a partir del 2 de diciembre de 2025.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03374 DE 2025

(diciembre 22) Por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles por movilidad de la lista de elegibles conformada por la Resolución número 12260 del 28 de mayo de 2024 para nombrar en período de prueba en modalidad abierto, a la señora Johana Alexandra Armero García, identificada con cédula de ciudadanía número 1085277294, quien ocupó la quinta (5) posición de la lista de elegibles en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca, identificado con el código OPEC número 181267.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO), para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, la señora Johana Alexandra Armero García, identificada con cédula de ciudadanía número 1085277294, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Johana Alexandra Armero García, identificada con cédula de ciudadanía número 1085277294, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas - Dirección Regional Cauca hoy Gerencia Regional Cauca, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12260 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificado con el código OPEC número 181267, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12260 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Artículo 2°.

La señora Johana Alexandra Armero García, identificada con cédula de ciudadanía número 1085277294, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que el artículo primero de la Resolución número 12260 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

163 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Profesional Especializado Código 2028 Grado 18, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Johana Alexandra Armero García.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba al señor Gilberto Alejandro Villa Ayala, identificado con cédula de ciudadanía número 79400835, manifestó aceptación del nombramiento y mediante correo electrónico de 22 de julio de 2024, solicitó prórroga de 90 días hábiles para tomar posesión.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que mediante oficio del 30 de agosto de 2024, se le concede prórroga por cincuenta y siete (57) días hábiles, hasta el 16 de octubre de 2024, y mediante correo electrónico de fecha 30 de septiembre de 2024, manifestó no aceptar el nombramiento en periodo de prueba, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 02601 del 29 de octubre de 2024, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 01167 del 19 de junio de 2024.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03375 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 2 de diciembre de 2024, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Ninfa Mercedes Naranjo Mayorga, identificada con cédula de ciudadanía número 40023452, quien ocupó el segundo (2) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, en la ciudad de Bogotá, D. C.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 02910 del 11 de diciembre de 2024, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Ninfa Mercedes Naranjo Mayorga, identificada con cédula de ciudadanía número 40023452, para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba a la señora Ninfa Mercedes Naranjo Mayorga, identificada con cédula de ciudadanía número 40023452, y transcurridos los 10 días para la aceptación no se pronunció al respecto sobre el nombramiento, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 00525 del 20 de marzo de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02910 de 11 de diciembre de 2024.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 1° de abril de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Daily Reyes Trujillo, identificada con cédula de ciudadanía número 52471415, quien ocupó el tercer (3) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 00634 del 14 de abril de 2025, se nombró en período de prueba a la señora Daily Reyes Trujillo, identificada con cédula de ciudadanía número 52471415, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 18, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12160 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta global, ubicado en la Subdirección de Operaciones, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el Código OPEC número 181282, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12160 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-041459 de fecha 28 de abril de 2025, remitido por correo electrónico de fecha 29 de abril de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00634 del 14 de abril de 2025, a la señora Daily Reyes Trujillo, y mediante correo electrónico con fecha de 9 de mayo de 2025, manifestó aceptar el nombramiento, y solicitó prórroga para tomar posesión el 1° de julio de 2025.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Que mediante oficio con fecha 20 de mayo de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, le concedió prórroga de posesión a la señora Daily Reyes Trujillo, por dieciocho (18) días hábiles hasta el 5 de junio de 2025, tomando posesión ese mismo día.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que mediante la Resolución número 02574 del 23 de octubre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social aceptó la renuncia de la señora Daily Reyes Trujillo, identificada con cédula de ciudadanía número 52471415, a partir del 1° de diciembre de 2025.

Que el artículo primero de la Resolución número 12160 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, en el que se señala en el primer (1) lugar al señor Gilberto Alejandro Villa Ayala, identificado con cédula de ciudadanía número 79400835.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Flor Yanneth Carvajal Santos, identificada con cédula de ciudadanía número 47438225, quien ocupó el cuarto (4) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01167 del 19 de junio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Gilberto Alejandro Villa Ayala, identificado con cédula de ciudadanía número 79400835, en el empleo denominado Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 164 DIARIO OFICIAL Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022. del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por la señora Flor Yanneth Carvajal Santos, identificada con cédula de ciudadanía número 47438225, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12178 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, de la planta global, con ubicación en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas en la Dirección Regional Arauca, hoy asignada a la Gerencia Regional Arauca, identificado con el código OPEC número 181302, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto en forma temporal.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12178 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Flor Yanneth Carvajal Santos, identificada con cédula de ciudadanía número 47438225, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones, hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 233395 y la vacante con ID número 468302, denominado Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Artículo 2°.

La señora Flor Yanneth Carvajal Santos, identificada con cédula de ciudadanía número 47438225, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 233395 y la vacante con ID número 468302, denominado Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con radicado número 2025RS073885 del 29 de mayo de 2025 para la OPEC número 181302, por concepto de “mismo empleo”.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Flor Yanneth Carvajal Santos.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Que mediante radicado número 2025RS073885 del 29 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de una (1) vacante en el empleo denominado Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, con el ID del empleo número 233395 y la vacante con ID número 468302, correspondiente a “mismo empleo”, para el elegible José Pablo Navarrete Mogollón, identificado con cédula de ciudadanía número 91490771, quien ocupó la segunda (2) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12178 del 28 de mayo de 2024, para la OPEC número 181302.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03376 DE 2025

(diciembre 22) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se termina un nombramiento en encargo.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01208 del 10 de junio de 2025, se nombró en período de prueba al señor José Pablo Navarrete Mogollón, identificado con cédula de ciudadanía número 91490771, en el empleo denominado Profesional Universitario Código 2044 Grado 11, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, y se dio por terminado el nombramiento en encargo al servidor Germán Alonso Corredor Chacón.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-079694 de fecha 19 de junio de 2025, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación al Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 01208 del 10 de junio de 2025, al señor José Pablo Navarrete Mogollón y estando en términos para dar respuesta, mediante correo del 8 de julio de 2025, manifestó no aceptar el nombramiento, por lo que se expidió la Resolución número 01971 del 29 de agosto de 2025, por medio de la cual se derogó en todas sus partes la Resolución número 01208 del 10 de junio de 2025.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Yilma Graciela Sánchez Murillo, identificada con cédula de ciudadanía número 52353318, quien ocupó la tercera (3) posición en el empleo Profesional Universitario Código 2044, Grado 11 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de 165 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, a partir de la fecha de posesión del señor Alix Fernando Linares Castejón, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 02285 del 25 de septiembre de 2025, se nombró en período de prueba a la señora Yilma Graciela Sánchez Murillo, identificada con cédula de ciudadanía número 52353318, en el empleo denominado Profesional Universitario Código 2044 Grado 11, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, y se dio por terminado el nombramiento en encargo al servidor Germán Alonso Corredor Chacón.

Artículo 4°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a Alix Fernando Linares Castejón y Germán Alonso Corredor Chacón.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-154550 de fecha 16 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación al Ciudadano, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02285 del 25 de septiembre de 2025, a la señora Yilma Graciela Sánchez Murillo, y pasado el término de los diez (10) días para dar respuesta no se manifestó respecto del nombramiento, por lo que se expidió la Resolución número 02815 del 19 de noviembre de 2025, por medio de la cual se derogó en todas sus partes la Resolución número 02285 del 25 de septiembre de 2025.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03385 DE 2025

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto al señor Alix Fernando Linares Castejón, identificado con cédula de ciudadanía número 17590947, quien ocupó la cuarta (4) posición en el empleo Profesional Universitario Código 2044, Grado 11 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

(diciembre 22) por medio de la cual se da por terminada la reubicación temporal de un empleo de la planta de personal, se efectúa un nombramiento en período de prueba, se termina un nombramiento provisional y se dictan otras disposiciones.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que el señor Alix Fernando Linares Castejón, identificado con cédula de ciudadanía número 17590947, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en abierto en período de prueba en el cargo de Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que actualmente el empleo denominado Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, se encuentra provisto mediante encargo efectuado a través de la Resolución número 00580 del 24 de marzo de 2023, al servidor público Germán Alonso Corredor Chacón, identificado con cédula de ciudadanía número 1014203986, quien ostenta derechos de carrera administrativa en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora de Comunicaciones en la ciudad de Bogotá, D. C., encargo que es procedente dar por terminado con ocasión de la provisión del empleo en período de prueba conforme la lista de elegibles.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12228 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20, de la planta global, ubicado en la Dirección Regional Tolima, identificado con el Código OPEC número 181378, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Alix Fernando Linares Castejón, identificado con cédula de ciudadanía número 17590947, en el empleo de Profesional Universitario Código 2044, Grado 11, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas, en la Dirección Regional Cundinamarca, hoy Gerencia Regional Cundinamarca, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12228 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 2°.

El señor Alix Fernando Linares Castejón, identificado con cédula de ciudadanía número 17590947, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que el artículo primero de la Resolución número 12228 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad

Artículo 3°.

Dar por terminado el encargo efectuado a Germán Alonso Corredor Chacón, identificado con cédula de ciudadanía número 1014203986, en el cargo de

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 166 DIARIO OFICIAL de abierto una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, en el que se señala en el primer (1) lugar al señor José Darío Ruiz Hernández, identificado con cédula de ciudadanía número 1110482573.

Artículo 2°.

Nombrar en período de prueba a Omaira Patricia Avilés Pineda, identificada con cédula de ciudadanía número 38142579, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01489 del 25 de junio de 2024, y Resolución número 01983 del 13 de agosto de 2024, se nombró en período de prueba al señor José Darío Ruiz Hernández, identificado con cédula de ciudadanía número 1110482573, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, y se dio por terminado el nombramiento provisional de Luis Fernando Caicedo Rivera.

Artículo 3°.

La señora Omaira Patricia Avilés Pineda, identificada con cédula de ciudadanía número 38142579, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba al señor José Darío Ruiz Hernández, identificado con cédula de ciudadanía número 1110482573, manifestó aceptación del nombramiento y tomó posesión el 21 de agosto de 2024.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que mediante Resolución número 00413 del 12 de marzo de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social declaró la vacancia temporal a partir del 25 de marzo de 2025, del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima, en virtud del nombramiento en periodo al servidor público José Darío Ruiz Hernández, identificado con cédula de ciudadanía número 1110482573, en la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, efectuado mediante Resolución número 011623 del 4 de diciembre de 2025, emitida por esa entidad.

Artículo 4°.

Dar por terminado el nombramiento efectuado a Martha Lucía Castaño Calle, identificada con cédula de ciudadanía número 41895794, en el cargo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Talento Humano, hoy Oficina de Talento Humano, en la ciudad de Bogotá, D. C., a partir de la fecha de posesión de la señora Omaira Patricia Avilés Pineda, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Artículo 5°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 6°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a las señoras Omaira Patricia Avilés Pineda y a Martha Lucía Castaño Calle.

Artículo 7°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que mediante Resolución número 02864 del 19 de noviembre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social declaró la vacancia definitiva a partir del 2 de diciembre de 2025, del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima, en virtud del periodo de prueba superado por el servidor José Darío Ruiz Hernández, identificado con cédula de ciudadanía número 1110482573, en la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, efectuado mediante Resolución número 011623 del 4 de diciembre de 2025, emitida por esa entidad.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03386 DE 2025

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Omaira Patricia Avilés Pineda, identificada con cédula de ciudadanía número 38142579, quien ocupó el tercer (3) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima.

(diciembre 22) por medio de la cual se declara una vacancia temporal y se efectúa un nombramiento en período de prueba. La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por la señora Omaira Patricia Avilés Pineda, identificada con cédula de ciudadanía número 38142579, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que en atención al nombramiento en periodo de prueba de la elegible Omaira Patricia Avilés Pineda, es procedente dar por terminada la reubicación temporal del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 20, en el cual se encuentra vinculada en provisionalidad la servidora pública Martha Lucía Castaño Calle, identificada con cédula de ciudadanía número 41895794, ubicada en la Subdirección de Talento Humano, hoy Oficina de Talento Humano, en la ciudad de Bogotá, D. C., a la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, distribuidos en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificada con el Código OPEC número 181258, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Artículo 1°.

Dar por terminada la reubicación temporal, efectuada mediante Resolución número 02953 del 19 de noviembre de 2025, del empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en el cual se encuentra nombrada en provisionalidad la servidora pública Martha Lucía Castaño Calle, identificada con cédula de ciudadanía número 41895794, distribuido temporalmente en Subdirección de Talento Humano, hoy Oficina de Talento Humano, en la ciudad de Bogotá, D. C., en consecuencia el empleo en mención regresa a la Dirección Regional Tolima, hoy Gerencia Regional Tolima, a partir de la fecha de posesión de la señora Omaira Patricia Avilés Pineda, identificada con cédula de ciudadanía número 38142579, de conformidad con lo previsto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

167 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL de 28 de noviembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02279 del 28 de septiembre de 2025.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 5 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Edson Barrios Meza, identificado con cédula de ciudadanía número 92532429, quien ocupó la décima (10) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12259 de 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181258.

Que de acuerdo con la información que reposa en la Oficina de Talento Humano el señor Edson Barrios Meza, se encuentra actualmente vinculado a la entidad y ostenta derechos de carrera administrativa en el empleo de Profesional Especializado Código 2028 Grado 14, ubicado en la Dirección Regional Sucre, hoy Gerencia Regional Sucre.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18; a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de empleo número 223847 y la vacante con ID número 429158 de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por el señor Edson Barrios Meza, identificado con cédula de ciudadanía número 92532429, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleo equivalente y/o mismo empleo para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de empleo número 223847 y la vacante con ID número 429158 denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181258, por concepto de “mismo empleo”.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que mediante radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de tres (3) vacantes en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca con el ID de empleo número 223847 e ID vacante número 429158, correspondiente a “mismo empleo”, para el elegible Rubén Darío Gómez Javela, identificado con cédula de ciudadanía número 1078777589, quien ocupó la cuarta (4) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12259 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181258.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Edson Barrios Meza, identificado con cédula de ciudadanía número 92532429, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que en cumplimiento de lo anterior, se expidió la Resolución número 01014 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Rubén Darío Gómez Javela, identificado con cédula de ciudadanía número 1078777589, para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, ubicada en Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Artículo 2°.

El señor Edson Barrios Meza, identificado con cédula de ciudadanía número 92532429, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba al señor Rubén Darío Gómez Javela, identificado con cédula de ciudadanía número 1078777589, manifestó la no aceptación del nombramiento, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 01977 de 29 de agosto de 2025, por medio de la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 01014 del 16 de mayo de 2025.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

Declarar la vacancia temporal del empleo de Profesional Especializado Código 2028 Grado 14, ubicado en la Dirección Regional Sucre, hoy Gerencia Regional Sucre, sobre el cual ostenta derechos de carrera administrativa el señor Edson Barrios Meza, identificado con cédula de ciudadanía número 92532429, a partir de la fecha de su posesión y hasta que supere dicho período.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Sandra Lorena López Getial, identificada con cédula de ciudadanía número 69007364, quien ocupó la octava (8) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Artículo 4°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Edson Barrios Meza.

Que en cumplimiento de lo anterior, se expidió la Resolución número 02279 del 28 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Sandra Lorena López Getial, identificada con cédula de ciudadanía número 69007364, para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 18, de la planta de personal global, ubicada en Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Cundinamarca hoy Gerencia Regional Cundinamarca.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 22 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-154138 de fecha 16 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico de fecha 19 de junio de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02279 del 28 de septiembre de 2025, a la señora Sandra Lorena López y una vez vencidos los términos de aceptación el elegible no se pronunció, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 03019 (C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 168 DIARIO OFICIAL

RESOLUCIÓN NÚMERO 03387 DE 2025

al empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el artículo primero de la Resolución número 12196 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer el empleo en mención en el que señala en tercer (3) lugar a la señora Lina Camila Cortés Acosta, identificada con cédula de ciudadanía 1073241624, y que dicha resolución cobró firmeza completa el 11 de junio de 2024.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 26 de agosto de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Lina Camila Cortés Acosta, identificada con cédula de ciudadanía número 1073241624 quien ocupó la tercera (3) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02091 del 9 de septiembre de 2025 por la cual se nombró en período de prueba a la señora Lina Camila Cortés Acosta, identificada con cédula de ciudadanía número 1073241624, para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-137274 de fecha 22 de septiembre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Provisión de Empleo Público y Carrera Administrativa de la Oficina de Talento Humano se procedió a comunicar mediante correo electrónico de fecha 25 de septiembre de 2025, el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02091 del 9 de septiembre de 2025 a la señora Lina Camila Cortés Acosta, quien mediante correo electrónico del 8 de octubre de 2025 aceptó y solicitó prorroga por noventa días hábiles.

Que mediante Oficio con radicado número S-2025-2000-150862 del 10 de octubre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social le concede dieciocho (18) días hábiles de prórroga, informando que el acto de posesión se realizará el 5 de noviembre de 2025, quien no se presentó a la fecha de posesión programada, por lo que la entidad expidió la Resolución número 03007 del 26 de noviembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes la Resolución número 02091 del 9 de septiembre de 2025.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12196 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C., identificada con el Código OPEC número 181325, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12196 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 11 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Astrid Carolina Benítez Guzmán, identificada con cédula de ciudadanía número 1065810733, quien ocupó la sexta (6) posición, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual Se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por la señora Astrid Carolina Benítez Guzmán, identificada con cédula de ciudadanía número 1065810733, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Especifico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el cargo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que el artículo primero de la Resolución número 12196 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C., en el que se señala en primer (1) lugar a la señora Karen Lorena González Díaz, identificada con cédula de ciudadanía número 1018414659.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01179 del 19 de junio de 2024, se nombró en período de prueba a la señora Karen Lorena González Díaz, identificada con cédula de ciudadanía número 1018414659, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Astrid Carolina Benítez Guzmán, identificada con cédula de ciudadanía número 1065810733, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Karen Lorena González Díaz, identificada con cédula de ciudadanía número 1018414659, tomó posesión del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad, ubicado en la Oficina Asesora Jurídica hoy Oficina Jurídica en la ciudad de Bogotá, D. C., el 4 de septiembre de 2024.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que mediante memorando con radicado número M-2025-1406-030040 de fecha 16 de junio de 2025, la servidora pública Karen Lorena González Díaz presentó renuncia al empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, a partir del 2 de julio de 2025.

Que mediante Resolución número 01352 de 16 de junio de 2025, se le aceptó la renuncia a la servidora pública Karen Lorena González Díaz a partir del 2 de julio de 2025

Artículo 2°.

La señora Astrid Carolina Benítez Guzmán, identificada con cédula de ciudadanía número 1065810733, deberá manifestar si acepta el nombramiento en

169 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida. periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Astrid Carolina Benítez Guzmán.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleo equivalente y/o mismo empleo para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de empleo número 223825 e ID número 501854 denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, de la planta de personal global ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida, es posible hacer uso de las lista de elegibles conforme lo indica el oficio radicado número 2025RS170211 del 8 de octubre de 2025 para la OPEC número 181347, por concepto de “mismo empleo”.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03388 DE 2025

Que mediante radicado número 2025RS170211 del 8 de octubre de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de dos (2) vacantes en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, de la planta de personal global, entre las que se encuentra la vacantes ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida, con el ID de empleo número 223825 e ID vacante número 501854, correspondiente a “mismo empleo”, para la elegible Yaneth Fernanda Losada Hernández, identificada con cédula de ciudadanía número 52813324, quien ocupó la décima (10) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12277 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181347.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02544 del 22 de octubre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Yaneth Fernanda Losada Hernández para ocupar el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en la vacante con ubicación en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-168536 de fecha 31 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico en la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02544 del 22 de octubre de 2025 a la señora Yaneth Fernanda Losada Hernández, quien no se manifestó al respecto, por lo que se expidió la Resolución número 03003 de 26 de noviembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02544 del 22 de octubre de 2025.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 11 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Paul Andrés Pineda Herrera, identificado con cédula de ciudadanía número 73434049, quien ocupó la decimoquinta (15) posición, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía, identificado con el ID del empleo número 223825 correspondiente a “mismo empleo”.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12277 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad; identificado con el código OPEC número 181347, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12277 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, el señor Paul Andrés Pineda Herrera, identificado con cédula de ciudadanía número 73434049, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que actualmente el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de empleo número 223825 y la vacante con ID número 501854 de Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, distribuida en la Subdirección de

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba al señor Paul Andrés Pineda Herrera, identificado con cédula de ciudadanía número 73434049, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 170 DIARIO OFICIAL Monetarias Condicionadas de la Dirección Regional Guainía hoy Gerencia Regional Guainía en la ciudad de Inírida, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución. modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que el artículo primero de la Resolución número 12278 del 28 de mayo de 2024, conformó y adoptó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer el empleo en mención, en la que se señala en segundo (2) lugar a la señora Derly Yaneth Ramírez Ramos identificada con la cédula de ciudadanía número 53041006, y que dicha resolución cobró firmeza completa el pasado 11 de junio de 2024.

Artículo 2°.

El señor Paul Andrés Pineda Herrera, identificado con cédula de ciudadanía número 73434049, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01816 del 29 de julio de 2024, se nombró en período de prueba a la señora Derly Yaneth Ramírez Ramos identificada con cédula de ciudadanía número 53041006, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044 Grado 12, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba a la señora Derly Yaneth Ramírez Ramos identificada con cédula de ciudadanía número 53041006, transcurridos los diez (10) días no manifestó la aceptación del nombramiento que le fue efectuado mediante Resolución número 01816 del 29 de julio de 2024, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 02447 del 3 de octubre de 2024, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 01816 del 29 de julio de 2024.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Paul Andrés Pineda Herrera.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de octubre de 2024, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Yemla Susana Cristancho Colmenares identificada con cédula de ciudadanía número 1116805161 quien ocupó la tercera (3) posición en el empleo Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada.

Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03389 DE 2025

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 02569 del 24 de octubre de 2024, se nombró en período de prueba a la señora Yemla Susana Cristancho Colmenares, identificada con cédula de ciudadanía número 1116805161, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba a la señora Yemla Susana Cristancho Colmenares, identificada con cédula de ciudadanía número 1116805161 y transcurridos los 10 días hábiles para la aceptación, no se pronunció al respecto sobre el nombramiento por lo que se procedió a expedir la Resolución número 02951 del 12 de diciembre de 2024, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02569 del 24 de octubre de 2024.

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 2 de enero de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Luisa María Quenza Jiménez, identificada con cédula de ciudadanía número 68290600, quien ocupó el cuarto (4) lugar, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 00074 del 17 de enero de 2025, se nombró en período de prueba a la señora Luisa María Quenza Jiménez, identificada con cédula de ciudadanía número 68290600, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba a la señora Luisa María Quenza Jiménez, identificada con cédula de ciudadanía número 68290600, aceptó el nombramiento y solicitó prorroga por 90 días hábiles.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-026398 de fecha 3 de marzo de 2025, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación al Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00074 del 17 de enero de 2025, a la señora Luisa María Quenza Jiménez, y esta mediante correo de 13 de marzo de 2025 aceptó el nombramiento y solicitó prórroga por 90 días hábiles.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12278 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12, de la planta global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificada con el Código OPEC número 181348, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que mediante oficio del 19 de marzo de 2025, se le concede prórroga por trece (13) días hábiles, hasta el 2 de abril de 2025, y mediante correo electrónico de fecha 28 de marzo de 2025, solicitó ampliación de prórroga por doce (12) días hábiles.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12278 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante oficio del 31 de marzo de 2025, se le concede ampliación de la prórroga por doce (12) días hábiles, hasta el 22 de abril de 2025, y mediante correo electrónico de fecha 21 de abril de 2025, solicitó ampliación de prórroga por cuarenta (40) días.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, Que mediante oficio del 22 de abril de 2025, se le concede ampliación de la prórroga por diez (10) días hábiles, hasta el 7 de mayo de 2025, y mediante correo electrónico de fecha del 7 de mayo de 2025, desistió de su nombramiento en periodo de prueba, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 01260 del 13 de junio de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00074 del 17 de enero de 2025.

171 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 11 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto al señor Andrés Felipe Cumbe Losada, identificado con cédula de ciudadanía número 1080293957, quien ocupó el décimo (10) lugar, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada.

Que, en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta global, ubicado en la Subdirección de Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el Código OPEC número 181319, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por el señor Andrés Felipe Cumbe Losada, identificado con cédula de ciudadanía número 1080293957, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que actualmente el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Andrés Felipe Cumbe Losada, identificado con cédula de ciudadanía número 1080293957, en el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 12 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Vichada, hoy Gerencia Regional Vichada, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que el artículo primero de la Resolución número 12191 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Financiera, en el que se señala en el primer (01) lugar al señor Edwin Danilo Suárez Leal, identificado con cédula de ciudadanía número 1018460955.

Artículo 2°.

El señor Andrés Felipe Cumbe Losada, identificado con cédula de ciudadanía número 1080293957, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que, en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01178 del 19 de junio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Edwin Danilo Suárez Leal, identificado con cédula de ciudadanía número 1018460955, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 15, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Andrés Felipe Cumbe Losada.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Que mediante oficio con radicado número S-2024-2400-0450557 de fecha 5 de julio de 2024, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 01178 del 19 de junio de 2024, al señor Edwin Danilo Suárez Leal, y mediante correo electrónico del 17 de julio de 2024, aceptó el nombramiento que le fue efectuado.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03390 DE 2025

Que mediante la Resolución número 03082 del 4 de diciembre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social declaró la vacancia definitiva a partir del 5 de diciembre de 2025, del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 15, ubicado en la Subdirección de Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C. en virtud del periodo de prueba superado por el servidor público Edwin Danilo Suárez Leal, identificado con cédula de ciudadanía número 1018460955, en la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, efectuado mediante Resolución número 003848 del 14 de abril de 2025, emitida por esa entidad.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Erika Andrea Viasus Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1019016848, quien ocupó el quinto (05) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Financiera, hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por la señora Erika Andrea Viasus Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1019016848, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 172 DIARIO OFICIAL el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Financiera, hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento. global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad; identificado con el código OPEC número 181363, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil publicó la Resolución número 12284 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Financiera, hoy Oficina Financiera, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Erika Andrea Viasus Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1019016848, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Financiera, hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

Que el artículo primero de la Resolución número 12284 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto veinte (20) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, en el que se señala en el primer (01) lugar al señor Hernán Darío Triviño Jaimes, identificado con cédula de ciudadanía número 80.087.974.

Artículo 2°.

La señora Erika Andrea Viasus Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1019016848, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes se
sujetará a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01870 del 30 de julio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Hernán Darío Triviño Jaimes, identificado con cédula de ciudadanía número 80087974, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 14, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Erika Andrea Viasus Rojas.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que, mediante oficio con radicado número S-2024-2400-0499315 de fecha 23 de agosto de 2024, remitido por correo electrónico de la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba al señor Hernán Darío Triviño Jaimes, y, mediante correo del 26 de agosto de 2024, manifestó Aceptar el Nombramiento, tomando Posesión del Cargo el 4 de septiembre de 2024.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03391 DE 2025

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba.

Que mediante la Resolución número 03081 del 4 de diciembre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social declaró la vacancia definitiva a partir del 05 de diciembre de 2025, del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 14, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá, hoy Gerencia Regional Bogotá, en virtud del periodo de prueba superado por el servidor público Hernán Darío Triviño Jaimes, identificado con cédula de ciudadanía número 80087974, en la Unidad Administrativa Especial Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, efectuado mediante Resolución número 002334 del 11 de marzo de 2025, emitida por esa entidad.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante el registro en SIMO 4.0 de 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Ariel Mosquera Morales, identificado con cédula de ciudadanía número 18224425, quien ocupó el cuadragésimo octavo (48) lugar en el empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá, hoy Gerencia Regional Bogotá.

Que el artículo 125 de la Constitución Política establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos se hará, previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por el señor Ariel Mosquera Morales, identificado con cédula de ciudadanía número 18224425, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá, hoy Gerencia Regional Bogotá, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá, hoy Gerencia Regional Bogotá, no se encuentra provisto en forma temporal.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil expidió la Resolución número 12284 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer veinte (20) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 14, de la planta En virtud de lo anterior, 173 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL

RESUELVE:

modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Ariel Mosquera Morales, identificado con cédula de ciudadanía número 18224425, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias No Condicionadas, en la Dirección Regional Bogotá, hoy Gerencia Regional Bogotá, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 224123 y la vacante con ID número 437082, denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, ubicada en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2, del Decreto número 1083 del 2015.

Artículo 2°.

El señor Ariel Mosquera Morales, identificado con cédula de ciudadanía número 18224425, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes se
sujetará a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 224123 y la vacante con ID número 437082, denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, ubicada en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025, para la elegible Karen Margarita Martínez Reales, identificada con cédula de ciudadanía número 32942147, quien ocupó la décimo segunda (12) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 121779 del 28 de mayo de 2024, por concepto de “mismo empleo”, para la OPEC número 181351.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Ariel Mosquera Morales.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 00971 del 16 de mayo de 2025, se nombró en período de prueba a la señora Karen Margarita Martínez Reales, identificada con cédula de ciudadanía número 32942147, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044 Grado 14, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en período de prueba a la señora Karen Margarita Martínez Reales, identificada con cédula de ciudadanía número 32942147, manifestó aceptar el nombramiento y solicitó prórroga para posesionarse.

Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03393 DE 2025

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba.

Que mediante comunicación de fecha 7 de julio de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social le concede prórroga por veintiséis (26) días hábiles hasta el 6 de agosto de 2025, y mediante correo del 30 de julio de 2025, la señora Karen Margarita Martínez Reales, manifestó su desistimiento del nombramiento, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 02098 del 9 de septiembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00971 del 16 de mayo de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 25 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Yeni Amparo Rodríguez González, identificada con cédula de ciudadanía número 43671017, quien ocupó la vigésimo sexta (26) posición en el empleo Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, con el ID del empleo número 224123 y la vacante con ID número 437082, correspondiente a “mismo empleo”, para la OPEC número 181351.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la Ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 02405 del 7 de octubre de 2025, se nombró en período de prueba a la señora Yeni Amparo Rodríguez González, identificada con cédula de ciudadanía número 43671017, en el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044 Grado 14, de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, y se dio por terminado el nombramiento provisional de Lina Paola Castañeda Leal.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-158437 de fecha 21 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico en la misma fecha, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba a la señora Yeni Amparo Rodríguez González y estando en términos para la aceptación, mediante correo electrónico de fecha 5 de noviembre de 2025, manifestó aceptar el nombramiento y solicitó prórroga para posesionarse.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12279 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer cinco (05) vacantes definitivas del empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, de la planta global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad; identificado con el código OPEC número 181351, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que mediante comunicación de fecha 18 de noviembre de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social le concede prórroga por diecinueve (19) días hábiles hasta el 03 de diciembre de 2025, y mediante correo del 26 de noviembre de 2025, la señora Yeni Amparo Rodríguez González, manifestó su desistimiento del nombramiento, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 03072 del 3 de diciembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02405 del 7 de octubre de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12279 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Ana Isabel Anaya Ortiz, identificada con cédula de ciudadanía número 63498867, quien ocupó la trigésima (30) posición en el empleo Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14 de Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 174 DIARIO OFICIAL la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, con el ID del empleo número 224123 y la vacante con ID número 437082, correspondiente a “mismo empleo”, para la OPEC número 181351.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que la señora Ana Isabel Anaya Ortiz, identificada con cédula de ciudadanía número 63498867, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en abierto en período de prueba en el cargo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer ocho (8) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificadas con el código de la OPEC número 181396 modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que actualmente el empleo denominado Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander no se encuentra provisto en forma temporal.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Ana Isabel Anaya Ortiz, identificada con cédula de ciudadanía número 63498867, en el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Santander, hoy Gerencia Regional Santander, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad - SIMO dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428300 de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15 ubicada en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 2°.

La señora Ana Isabel Anaya Ortiz, identificada con cédula de ciudadanía número 63498867, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el Estudio técnico de empleo equivalente y/o mismo empleo para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428300 denominado Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global ubicado en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de las lista de elegibles conforme lo indica el oficio Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181396, por concepto de “mismo empleo”.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Ana Isabel Anaya Ortiz.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03395 DE 2025

Que mediante Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de nueve (9) vacantes en el empleo denominado Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., con el ID de Empleo número 223631 e ID vacante número 428300, correspondiente a “mismo empleo”, para la elegible Shirley Anchico Torres, identificada con cédula de ciudadanía número 66944743, quien ocupó la décima cuarta (14) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00955 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Shirley Anchico Torres, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Shirley Anchico Torres, identificada con cédula de ciudadanía número 66944743, quien mediante correo electrónico de fecha 11 de julio de 2025 no aceptó el nombramiento, se procedió a expedir la Resolución número 02052 de 03 de septiembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00955 del 16 de mayo de 2025.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 24 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Nely Johana Tobón Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1115064335 quien ocupó la vigésima novena (29) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., de 175 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL

RESOLUCIÓN NÚMERO 03396 DE 2025

la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02430 del 8 de octubre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Nely Johana Tobón Rojas, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Nely Johana Tobón Rojas, identificada con cédula de ciudadanía número 1115064335, quien pasado los términos para la manifestación no se manifestó al respecto, se procedió a expedir la Resolución número 03061 de 3 de diciembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02430 del 8 de octubre de 2025.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Adriana del Socorro Rodríguez Bueno, identificada con cédula de ciudadanía número 29614779 quien ocupó la trigésima novena (39) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, la señora Adriana del Socorro Rodríguez Bueno, identificada con cédula de ciudadanía número 29614779, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer ocho (8) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificadas con el código de la OPEC número 181396 modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto de forma temporal.

En virtud de lo anterior, Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

RESUELVE:

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Adriana del Socorro Rodríguez Bueno, identificada con cédula de ciudadanía número 29614779, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Operaciones hoy Oficina de Servicios Administrativos, en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del Empleo número. 223631 y la vacante con ID número 428296 de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas- Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima.

Artículo 2°.

La señora Adriana del Socorro Rodríguez Bueno, identificada con cédula de ciudadanía número 29614779, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetaran a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Adriana del Socorro Rodríguez Bueno.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428296, denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181396, por concepto de “mismo empleo”, para la elegible Paola Andrea Cuaran Parra, identificada con cédula de ciudadanía número 1107520267, quien ocupó la décimo séptima (17) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00958 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Paola Andrea Cuaran Parra, para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, y se dio por terminado un encargo a la servidora pública Jeimy Katherine Vásquez Plata.

(C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 176 DIARIO OFICIAL Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que mediante oficio con Radicado número S-2025-2400-085393 de fecha 26 de junio de 2025, remitido por correo electrónico del 26 de junio de 2025, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana, hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00958 del 16 de mayo de 2025, a la señora Paola Andrea Cuaran Parra, quien mediante correo electrónico con fecha de 14 de agosto de 2025, no aceptó el nombramiento en periodo de prueba, por lo que la entidad expidió la Resolución número 02296 del 25 de septiembre de 2025, derogando en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00958 del 16 de mayo de 2025.

Artículo 2°.

La señora Yeimy Yuranis Mejía Pua, identificada con cédula de ciudadanía número 1140818406, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetaran a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 15 de octubre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Donovan Clinton Rivera Bent, identificado con cédula de ciudadanía número 1123629955, quien ocupó la trigésima tercera (33) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas- Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, con el ID del Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428296, correspondiente a “mismo empleo”.

Artículo 3°.

Dar por terminado el encargo efectuado a Jeimy Katherine Vásquez Plata, identificada con cédula de ciudadanía número 1110519005, en el cargo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, a partir de la fecha de posesión de la señora Yeimy Yuranis Mejía Pua de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. La servidora pública, Jeimy Katherine Vásquez Plata, regresará al empleo
Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, del cual es titular y ostenta derechos de carrera administrativa.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02594 del 28 de octubre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Donovan Clinton Rivera Bent, identificado con cédula de ciudadanía número 1123629955, para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, y se dio por terminado el nombramiento en encargo de la servidora pública Jeimy Katherine Vásquez Plata.

Artículo 4°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Yeimy Yuranis Mejía Pua y a la señora Jeimy Katherine Vásquez Plata.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que mediante oficio con Radicado número S-2025-2400-177516 de fecha 14 de noviembre de 2025, se procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02594 del 28 de octubre de 2025, al señor Donovan Clinton Rivera Bent, quien no se manifestó al respecto, por lo que la entidad expidió la Resolución número 03079 del 4 de diciembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02594 del 28 de octubre de 2025.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03397 DE 2025

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Yeimy Yuranis Mejía Pua, identificada con cédula de ciudadanía número 1140818406, quien ocupó la cuadragésima (40) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, con el ID del Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428296, correspondiente a “mismo empleo”. disposiciones.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, la señora Yeimy Yuranis Mejía Pua, identificada con cédula de ciudadanía número 1140818406, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el cargo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, se encuentra provisto mediante encargo efectuado a través de la Resolución número 01791 del 28 de julio de 2022, a la servidora pública Jeimy Katherine Vásquez Plata, identificada con cédula de ciudadanía número 1110519005, quien ostenta derechos de carrera administrativa en el empleo de Auxiliar Administrativo Código 4044, Grado 14, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, encargo que es procedente dar por terminado con ocasión de la provisión del empleo en período de prueba conforme la lista de elegibles.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Yeimy Yuranis Mejía Pua, identificada con cédula de ciudadanía número 1140818406, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas-Dirección Regional Tolima hoy Gerencia Regional Tolima, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer ocho (8) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificadas con el código de la OPEC número 181396 modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

177 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL número 03022 de 28 de noviembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02419 del 8 de octubre de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 11 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Claudia Lorena Álvarez Gómez, identificada con cédula de ciudadanía número 1113652660 quien ocupó la trigésima sexta (36) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de Empleo número 223631 y la vacante con ID número 467214 de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, la señora Claudia Lorena Álvarez Gómez, identificada con cédula de ciudadanía número 1113652660, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada, con el ID del Empleo número 223631 y la vacante con ID número 467214, denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181396, por concepto de “mismo empleo”.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., se encuentra provisto mediante encargo efectuado a través de la Resolución número 00622 del 31 de marzo de 2023, a la servidora pública Deisy Yubely Contreras Contreras, identificada con cédula de ciudadanía número 52904264, quien ostenta derechos de carrera administrativa en el empleo de Secretario Ejecutivo Código 4210, Grado 22, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Talento Humano hoy Oficina de Talento Humano en la ciudad de Bogotá, D. C., encargo que es procedente dar por terminado con ocasión de la provisión del empleo en período de prueba conforme la lista de elegibles.

Que mediante Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de vacantes en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., con el ID del Empleo número. 223631 y la vacante con ID número 467214, correspondiente a “mismo empleo”, para el elegible John Ángelo Cárdenas Cárdenas, identificado con cédula de ciudadanía número 1233501150, quien ocupó la décima tercera (13) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Que de acuerdo con el artículo 2.2.5.3.4 del Decreto número 1083 de 2015, antes de cumplirse el término de duración del encargo, de la prórroga o del nombramiento provisional, el nominador, por resolución motivada, podrá darlos por terminados.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00954 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor John Ángelo Cárdenas Cárdenas, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina De Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el encargo de carrera administrativa de la servidora pública Deisy Yubely Contreras Contreras.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Claudia Lorena Álvarez Gómez, identificada con cédula de ciudadanía número 1113652660, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que mediante oficio con Radicado número S-2025-2400-089592 de fecha 3 de julio de 2025, se le comunicó la Resolución número 00954 del 16 de mayo de 2025 al señor John Ángelo Cárdenas Cárdenas, identificado con cédula de ciudadanía número 1233501150, quien mediante correo electrónico de fecha 17 de julio de 2025, no aceptó el nombramiento en periodo de prueba, por lo que se procedió a expedir la Resolución número 02053 de 3 de septiembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00954 del 16 de mayo de 2025.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Artículo 2°.

La señora a Claudia Lorena Álvarez Gómez, identificada con cédula de ciudadanía número 1113652660, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 24 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor John Harold Daza Rendón, identificado con cédula de ciudadanía número 94492469 quien ocupó la vigésima octava (28) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Artículo 3°.

Dar por terminado el encargo efectuado a Deisy Yubely Contreras Contreras, identificada con cédula de ciudadanía número 52904264, en el cargo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., a partir de la fecha de posesión de la señora Claudia Lorena Álvarez Gómez de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02419 del 8 de octubre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor John Harold Daza Rendón, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias no Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., y se dio por terminado el encargo de carrera administrativa de la servidora pública Deisy Yubely Contreras Contreras.

Parágrafo. La servidora pública, Deisy Yubely Contreras Contreras, regresará al
empleo Secretario Ejecutivo Código 4210, Grado 22, del cual es titular y ostenta derechos de carrera administrativa.

Artículo 4°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba, mediante Radicado número S-2025-2400-157530 de fecha 21 de octubre de 2025, al señor John Harold Daza Rendón, identificado con cédula de ciudadanía número 94492469, quien mediante correo electrónico de fecha 29 de octubre de 2025, manifestó no aceptar el nombramiento en periodo de prueba, se procedió a expedir la Resolución Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 178 DIARIO OFICIAL

Artículo 5°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Claudia Lorena Álvarez Gómez y a la servidora pública Deisy Yubely Contreras Contreras.

Artículo 6°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Que mediante Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 y en cumplimiento del Criterio Unificado del 22 de septiembre de 2020 expedido por la CNSC, la mencionada entidad autorizó el uso de la lista de elegibles en el Registro de Novedades de Lista de Elegibles del aplicativo SIMO 4.0, para la provisión de nueve (9) vacantes en el empleo denominado Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, entre las cuales se encuentra la vacante ubicada en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, con el ID de Empleo número 223631 e ID vacante número 428298, correspondiente a “mismo empleo”, para la elegible Claribel Suárez Villamil, identificada con cédula de ciudadanía número 30345664, quien ocupó la décima sexta (16) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03398 DE 2025

(diciembre 23) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00957 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Claribel Suárez Villamil, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Claribel Suárez Villamil, identificada con cédula de ciudadanía número 30345664, quien mediante correo electrónico de fecha 15 de julio de 2025 no aceptó el nombramiento, se procedió a expedir la Resolución número 02056 de 3 de septiembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00957 del 16 de mayo de 2025.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 24 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto a la señora Nancy Mejía Forero, identificada con cédula de ciudadanía número 66979991 quien ocupó la trigésima (30) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02420 del 8 de octubre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Nancy Mejía Forero, para ocupar el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, ubicada en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba a la señora Nancy Mejía Forero, identificada con cédula de ciudadanía número 66979991, quien mediante correo electrónico de fecha 5 de noviembre de 2025 no aceptó el nombramiento, se procedió a expedir la Resolución número 03001 de 26 de noviembre de 2025, por la cual se deroga en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02420 del 08 de octubre de 2025.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer ocho (8) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes ubicaciones geográficas donde tiene sede la entidad, identificadas con el código de la OPEC número 181396 modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 11 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor José Manuel Camacho de las Aguas, identificado con cédula de ciudadanía número 72339515 quien ocupó la trigésima séptima (37) posición en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, de la lista de elegibles conformada mediante la Resolución número 12294 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181396.

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad
- SIMO dispuesto por la CNSC, las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID de Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428298 de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, ubicada en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, el señor José Manuel Camacho de las Aguas, identificado con cédula de ciudadanía número 72339515, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, no se encuentra provisto de forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el Estudio técnico de “empleo equivalente y/o mismo empleo” para nuevas vacantes, con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID de Empleo número 223631 y la vacante con ID número 428298 denominado Técnico Administrativo, Código 3124, Grado 15, de la planta de personal global ubicada en la Oficina Asesora Jurídica de la Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, es posible hacer uso de las lista de elegibles conforme lo indica el oficio Radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181396, por concepto de “mismo empleo”.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a José Manuel Camacho de las Aguas, identificado con cédula de ciudadanía número 72339515, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 15, ubicado en la oficina Asesora Jurídica de la

179 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Dirección Regional Antioquia hoy Gerencia Regional Antioquia, de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Artículo 2°.

El señor José Manuel Camacho de las Aguas identificado con cédula de ciudadanía número 72339515, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que el artículo primero de la Resolución número 12256 del 28 de mayo de 2024, conformó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad de abierto dos (2) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicados en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., en el que se señala en el primer (1) lugar a la señora Milena Esmeralda Medina Cárdenas, identificada con cédula de ciudadanía número 52528326.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetaran a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor José Manuel Camacho de las Aguas.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01408 del 25 de junio de 2024, se nombró en período de prueba a la señora Milena Esmeralda Medina Cárdenas, identificada con cédula de ciudadanía número 52528326 en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., del cual tomo posesión el día 21 de agosto de 2024.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2025.

La Secretaría General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Que mediante Resolución número 00562 del 27 de marzo de 2025, se declaró, a partir del 24 de abril de 2025 la vacancia temporal del empleo Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., a la servidora Milena Esmeralda Medina Cárdenas, identificada con cédula de ciudadanía número 52214382 y posteriormente mediante Resolución número 02619 del 30 de octubre de 2025, se declaró la vacancia definitiva a partir del 4 de noviembre de 2025.

RESOLUCIÓN NÚMERO 03425 DE 2025

(diciembre 26) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21, 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles por movilidad de la lista de elegibles conformada por la Resolución número 12256 del 28 de mayo de 2024 para nombrar en período de prueba en modalidad de abierto, al señor Óscar Arnulfo Estupiñán Cetina, identificado con cédula de ciudadanía número 80098880, quien ocupó la tercera (3) posición de la lista de elegibles en el empleo nominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el código OPEC número 181247.

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO), para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por al señor Óscar Arnulfo Estupiñán Cetina, identificado con cédula de ciudadanía número 80098880, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16 de la planta de personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior, Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades del Orden Nacional número 2243 de 2022.

RESUELVE:

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba al señor Óscar Arnulfo Estupiñán Cetina, identificado con cédula de ciudadanía número 80098880, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, ubicado en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12256 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dos (2) vacantes definitivas del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 16, ubicadas en la Dirección de Infraestructura Social y Hábitat hoy Dirección de Infraestructura y Hábitat, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el código OPEC número 181247, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12256 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses, contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo dispuesto con el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito los actos administrativos de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Artículo 2°.

Al señor Óscar Arnulfo Estupiñán Cetina, identificado con cédula de ciudadanía número 80098880, deberá manifestar si acepta el nombramiento en período de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) días para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 180 DIARIO OFICIAL Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C., en el que señala en el primer (1) lugar al señor Iván Darío Ríos Huérfano, identificado con cédula de ciudadanía número 80181175.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refieren los artículos precedentes
se sujetaran a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en período de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 01455 del 25 de junio de 2024, se nombró en período de prueba al señor Iván Darío Ríos Huérfano, identificado con cédula de ciudadanía número 80181175, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor Óscar Arnulfo Estupiñán Cetina.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba mediante radicado número S-2024-2400-0477385 al señor Iván Darío Ríos Huérfano, identificado con cédula de ciudadanía número 80181175, y estando en términos para la aceptación, mediante correo electrónico de fecha 5 de agosto de 2024, manifestó aceptar el nombramiento, del cual tomó posesión el 21 de agosto de 2024.

Dada en Bogotá, D. C., a 26 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03426 DE 2025

Que mediante Resolución número 01637 del 23 de julio de 2025, le fue aceptada la renuncia al señor Iván Darío Ríos Huérfano, identificado con cédula de ciudadanía número 80181175, a partir del 4 de agosto de 2025, al empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

(diciembre 26) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 26 de agosto de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto al señor Camilo Andrés García Beltrán, identificado con cédula de ciudadanía número 1072744401, quién ocupó la tercera (3) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que en cumplimiento de lo anterior, mediante Resolución número 02112 del 9 de septiembre de 2025, se nombró en período de prueba al señor Camilo Andrés García Beltrán, identificado con cédula de ciudadanía número 1072744401, en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que una vez surtido el trámite de comunicación del nombramiento en periodo de prueba al señor Camilo Andrés García Beltrán, identificado con cédula de ciudadanía número 1072744401, y estando en términos para la aceptación, mediante correo electrónico de fecha 1° de octubre de 2025, manifestó aceptar el nombramiento, del cual tomó posesión el 16 de octubre de 2025.

Que mediante Resolución número 02960 del 21 de noviembre de 2025, le fue aceptada la renuncia al señor Camilo Andrés García Beltrán, identificado con cédula de ciudadanía número 1072744401, a partir del 9 de diciembre de 2025, al empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en abierto a la señora Magda Yaneth Muñoz López, identificada con cédula de ciudadanía número 1069725016, quién ocupó la cuarta (4) posición en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que, agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12119 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer una (1) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá D.C, identificado con el Código OPEC número 181217, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento administrativo para la Prosperidad Social.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12119 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.6.21 del Decreto número 1083 de 2015, es deber del jefe de la entidad proferir en estricto orden de mérito el acto administrativo de nombramiento en período de prueba de los empleos objeto de concurso, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes al envío de la lista de elegibles en firme por parte de la Comisión Nacional del Servicio Civil.

Que la Jefe de la Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades de orden nacional 2022, por la señora Magda Yaneth Muñoz López, identificada con cédula de ciudadanía número 1069725016, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrada en período de prueba en el empleo denominado Profesional Especializado Código 2028 Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C, por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que actualmente el empleo de Profesional Especializado Código 2028 Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera, en la ciudad de Bogotá, D. C, no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior, Que conforme a lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

RESUELVE:

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a Magda Yaneth Muñoz López, identificada con cédula de ciudadanía número 1069725016, en el empleo de Profesional Especializado Código 2028 Grado 20, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy Oficina Financiera,

Que el artículo primero de la Resolución número 12119 del 28 de mayo de 2024, conformó y adoptó la lista de elegibles en estricto orden de mérito para proveer en la modalidad abierto una (01) vacante definitiva del empleo denominado Profesional Especializado Código 2028, Grado 20 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Financiera hoy 181 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.6.34 del Decreto número 1083 de 2015, la entidad reportó las vacantes definitivas no ofertadas del empleo Técnico Administrativo Código 2028, Grado 16, a través del Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) dispuesto por la CNSC; sistema que identificó con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 428790 de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Artículo 2°.

La señora Magda Yaneth Muñoz López, identificada con cédula de ciudadanía número 1069725016, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizan a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución a la señora Magda Yaneth Muñoz López.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil efectuó el estudio técnico de empleos equivalentes y/o mismo empleo para nuevas vacantes con los empleos reportados en el Sistema para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) por el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, concluyendo que para la provisión de la vacante identificada con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 428790, denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., es posible hacer uso de la lista de elegibles conforme lo indica el oficio con radicado número 2025RS053456 del 2 de mayo de 2025 para la OPEC número 181393, por concepto de “mismo empleo”, para la elegible Luisa María González Arcos, identificada con cédula de ciudadanía número 1049647497, quien ocupó la cuadragésima segunda (42) posición de la lista de elegibles conformada mediante Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024 para la OPEC número 181393.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 26 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Bibiana Mercedes Parra Ariza.

Que de acuerdo con lo anterior, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 00993 del 16 de mayo de 2025, por la cual se nombró en período de prueba a la señora Luisa María González Arcos para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C.

(C. F.).

RESOLUCIÓN NÚMERO 03427 DE 2025

(diciembre 26) por medio de la cual se efectúa un nombramiento en período de prueba y se dictan otras disposiciones.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-068842 de fecha 11 de junio de 2025, remitido por correo electrónico con fecha 03 de julio de 2025 el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 00993 del 16 de mayo de 2025, a la señora Luisa María González Arcos y mediante correo electrónico del 17 de julio de 2025, no acepto el nombramiento, por lo que la entidad expidió la Resolución número 02033 del 3 de septiembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 00993 del 16 de mayo de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, en ejercicio de sus facultades legales y en especial las establecidas en los numerales 2 y 9 del artículo 27 del Decreto número 0017 de 2025, el artículo 23 de la Ley 909 de 2004, los artículos 2.2.5.3.1, 2.2.6.21 y 2.2.6.25 del Decreto número 1083 de 2015, la Resolución número 00936 del 22 de mayo de 2024, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 125 de la Constitución Política, establece que los empleos en los órganos y entidades del Estado son de carrera, salvo las excepciones allí previstas, y que el ingreso a los cargos de carrera y ascenso en los mismos, se hará previo cumplimiento de los requisitos y condiciones que fije la ley para determinar los méritos y calidades de los aspirantes.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor Deiby Danilo Veloza Pinzón, identificado con cédula de ciudadanía número 79883600, quien ocupó en primer orden la quincuagésimo tercera (53) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el ID del empleo número 223743 y la vacante con ID número 428790 por concepto de “mismo empleo”.

Que de conformidad con el literal c) del artículo 11 de la Ley 909 de 2004 y el artículo 2.2.6.3 del Decreto número 1083 de 2015, le corresponde a la Comisión Nacional del Servicio Civil, elaborar y suscribir las convocatorias a concurso, para el desempeño de empleos públicos de carrera administrativa.

Que el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social expidió la Resolución número 02338 del 29 de septiembre de 2025, por la cual se nombró en período de prueba al señor Deiby Danilo Veloza Pinzón, identificado con cédula de ciudadanía número 79883600 para ocupar el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Gradó 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicada en la Subdirección de Trasferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias, en la ciudad de Bogotá, D. C.

Que en cumplimiento de las normas precitadas, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC), mediante Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2022, modificado por el Acuerdo número 0339 del 2 de junio de 2022, convocó y estableció las reglas del proceso de selección, en las modalidades de ascenso y abierto, para proveer empleos en vacancia definitiva pertenecientes al Sistema General de Carrera Administrativa de la Planta de Personal Global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social - Proceso de Selección Entidades de Orden Nacional número 2243 de 2022.

Que mediante oficio con radicado número S-2025-2400-15851 de fecha 21 de octubre de 2025, remitido por correo electrónico en la misma fecha, el Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, a través del GIT de Participación Ciudadana hoy Oficina de Relacionamiento con el Ciudadano, procedió a comunicar el nombramiento en período de prueba efectuado mediante la Resolución número 02338 del 29 de septiembre de 2025, al señor Deiby Danilo Veloza Pinzón y estando en términos mediante correo del 4 de noviembre de 2025 aceptó el nombramiento y solicitó prórroga.

Que agotadas las etapas del citado proceso de selección, la Comisión Nacional del Servicio Civil, expidió la Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024, por medio de la cual se conformó la lista de elegibles para proveer dieciocho (18) vacantes definitivas del empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global, distribuidas en diferentes dependencias; identificado con el código OPEC número 181393, modalidad abierto del sistema general de carrera administrativa de la planta de personal del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social.

Que mediante comunicado S-2025-2000-175732 de fecha 11 de noviembre de 2025 se le concedió prórroga de veinte (20) días hábiles hasta el 03 de diciembre de 2025 fecha en la que se llevaría a cabo la posesión; y mediante correo de fecha 28 de noviembre de 2025 informó que no tomaría posesión del cargo, por lo que la entidad expidió la Resolución número 03077 del 4 de diciembre de 2025, por la cual se derogó en todas sus partes el contenido de la Resolución número 02338 del 29 de septiembre de 2025.

Que la Comisión Nacional del Servicio Civil, publicó la Resolución número 12293 del 28 de mayo de 2024, en la dirección electrónica www.cnsc.gov.co, dejando constancia de la firmeza de la lista de elegibles a partir del 11 de junio de 2024.

Que mediante el registro en SIMO 4.0 del 16 de diciembre de 2025, la Comisión Nacional del Servicio Civil (CNSC) autorizó al Departamento Administrativo para la Prosperidad Social el uso de la lista de elegibles para nombrar en modalidad abierto al señor William Xavier González Castro, identificado con cédula de ciudadanía número 1026568513, quien ocupó la sexagésima quinta (65) posición, en el empleo denominado Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección Que conforme lo dispuesto en el artículo 33 del Acuerdo número 59 del 10 de marzo de 2002, en concordancia con el numeral 4 del artículo 31 de la Ley 909 de 2004, modificado por el artículo 6° de la Ley 1960 de 2019, la lista de elegibles elaborada por la Comisión Nacional del Servicio Civil, tendrá una vigencia de dos (2) años, periodo durante el cual Se cubrirán en estricto orden de mérito las vacantes para las cuales se efectuó el concurso de méritos.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 182 DIARIO OFICIAL

CONSIDERANDO:

de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., identificado con el ID del empleo número 223743 correspondiente a “mismo empleo”.

Que de acuerdo con el artículo 209 de la Constitución Política, la función administrativa está al servicio de los intereses generales y se desarrolla en atención a los principios de igualdad, moralidad, eficacia, economía, celeridad, imparcialidad y publicidad, mediante la descentralización, la delegación y la desconcentración de funciones.

Que en virtud del principio de publicidad de las actuaciones administrativas, previsto en la Constitución Política y desarrollado en el numeral 9 del artículo 3° de la Ley 1437 de 2011, las autoridades darán a conocer al público y a los interesados, sin que medie petición alguna, en forma sistemática y permanente, sus actos, contratos y resoluciones, mediante las comunicaciones, notificaciones y publicaciones que ordene la ley, incluyendo el empleo de tecnologías que permitan difundir de manera masiva tal información.

Que la Jefe de Oficina de Talento Humano del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social verificó y certificó que de acuerdo con la información aportada a través del Sistema de Apoyo para la Igualdad, el Mérito y la Oportunidad (SIMO) para participar en la convocatoria de entidades del orden nacional 2022, por el señor William Xavier González Castro, identificado con cédula de ciudadanía número 1026568513, cumple con los requisitos de estudio y experiencia establecidos en el Manual Especifico de Funciones y de Competencias Laborales de la Entidad, para ser nombrado en período de prueba en el cargo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., por lo que es procedente efectuar el respectivo nombramiento.

Que el numeral 8 del artículo 8° de la Ley 1437 de 2011 establece que las autoridades deben mantener a disposición de toda persona información completa y actualizada, a través de, entre otros medios, de los instrumentos electrónicos de que dispongan, incluyendo los proyectos específicos de regulación y la información que los fundamenta, con el propósito de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas; para ello, la norma prevé que se deberá señalar el plazo dentro del cual podrán presentarse observaciones, de las cuales se dejará constancia en un registro público.

Que actualmente el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16, de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., no se encuentra provisto en forma temporal.

En virtud de lo anterior,

RESUELVE:

Que en desarrollo de los principios de participación, publicidad y transparencia señalados en la Ley 489 de 1998, así como del deber de las autoridades administrativas de informar al público sobre los proyectos específicos de regulación según lo dispuesto en la Ley 1437 de 2011, el Gobierno nacional estableció en el Decreto Reglamentario Único del Sector Presidencia de la República Decreto número 1081 de 2015 modificado por el Decreto número 385 de 2026, las directrices generales de técnica normativa, entre las cuales se encuentran los parámetros que permiten la participación de los ciudadanos o grupos de interesados en la elaboración de normas de carácter regulatorio.

Artículo 1°.

Nombrar en período de prueba a William Xavier González Castro, identificado con cédula de ciudadanía número 1026568513, en el empleo de Técnico Administrativo Código 3124, Grado 16 de la planta de personal global del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, ubicado en la Subdirección de Transferencias Monetarias Condicionadas hoy Oficina de Operación de Transferencias en la ciudad de Bogotá, D. C., de acuerdo con lo expuesto en la parte considerativa de la presente resolución.

Parágrafo. El período de prueba a que se refiere el presente artículo tendrá una duración
de seis (6) meses contados a partir de la fecha de posesión y se sujetará a las disposiciones contenidas en el artículo 2.2.6.25 y al Título 8, Capítulo 2 del Decreto número 1083 del 2015.

Que de acuerdo con el parágrafo del artículo 2.1.2.1.23 del Decreto número 1081 de 2015 modificado por el Decreto número 385 de 2026, las autoridades del orden nacional encargadas de expedir actos administrativos de contenido general y abstracto que no sean suscritos por el Presidente de la República, se encuentran facultadas para reglamentar los plazos para recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas de los ciudadanos o grupos de interés que participen en el proceso de producción normativa.

Artículo 2°.

El señor William Xavier González Castro, identificado con cédula de ciudadanía número 1026568513, deberá manifestar si acepta el nombramiento en periodo de prueba dentro de los diez (10) días siguientes a la comunicación de la presente resolución y tendrá diez (10) para posesionarse, los cuales se contabilizarán a partir de la fecha de aceptación del nombramiento.

Que el artículo 2.2.1.7.5.5. del Decreto número 1074 de 2015, modificado por el Decreto número 1468 de 2020, establece los tiempos de consulta pública para las entidades reguladoras que emitan reglamentos técnicos, indicando que: “[l]as entidades deberán fomentar la participación pública de todos los interesados, definir las especificaciones de las herramientas de consulta pública a utilizar y la forma en la cual se realizará la respectiva retroalimentación a las partes participantes”.

Parágrafo. El nombramiento y posesión a que se refiere los artículos precedentes
se sujetarán a lo establecido en los artículos 2.2.5.1.6, 2.2.5.1.7 y 2.2.5.1.8 del Decreto número 1083 de 2015.

Artículo 3°.

El nombramiento en periodo de prueba de que trata el artículo primero de la presente resolución se encuentra amparado con el Certificado de Disponibilidad Presupuestal número 125 del 3 de enero de 2025.

Que de conformidad con el numeral 4 del artículo 3° del Decreto número 4886 de 2011, la Superintendente de Industria y Comercio tiene como función, entre otras, adoptar los reglamentos, manuales e instructivos que sean necesarios para el cabal funcionamiento de la Entidad.

Artículo 4°.

Comunicar el contenido de la presente resolución al señor William Xavier González Castro.

Que, en concordancia con lo anterior, mediante la Resolución número 35907 de 2021 de esta Superintendencia, se reglamentaron los plazos para la publicación de proyectos específicos de regulación que expida la Entidad.

Artículo 5°.

La presente resolución rige a partir de la fecha de su expedición y surte efectos fiscales a partir de la posesión.

Publíquese, comuníquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 26 de diciembre de 2025.

La Secretaria General del Departamento Administrativo para la Prosperidad Social, Que la experiencia en la aplicación de la Resolución número 35907 de 2021 ha evidenciado la necesidad de fortalecer el proceso de publicidad, participación y planeación normativa, de manera que la ciudadanía y los sujetos vigilados cuenten con información previa, clara y ordenada sobre las iniciativas regulatorias que la Entidad proyecta expedir, lo cual resulta consistente con los principios de transparencia, participación y publicidad que orientan la función administrativa.

Bibiana Mercedes Parra Ariza.

(C. F.).

Superintendencias

Que la incorporación de una Agenda Regulatoria constituye una herramienta esencial de planeación normativa, en tanto permite identificar, organizar y divulgar de manera anticipada los proyectos específicos de regulación que serán sometidos a publicación y consulta pública, facilitando una participación informada, oportuna y efectiva de los interesados, así como una mejor articulación interna de los procesos regulatorios de la Entidad.

Superintendencia de Industria y Comercio

Resoluciones

RESOLUCIÓN NÚMERO 48044 DE 2026

Que de conformidad con lo previsto en el numeral 8 del artículo 8° de la Ley 1437 de 2011 y en observancia de los principios de Transparencia, publicidad, participación y planeación que orientan la función administrativa, esta Entidad, en el marco de las buenas prácticas institucionales, considera pertinente adoptar y publicar por primera vez su Agenda Regulatoria como instrumento de gestión destinado a organizar, priorizar y dar a conocer de manera anticipada las iniciativas regulatorias que proyecta expedir en ejercicio de sus competencias legales y de su potestad normativa administrativa.

(junio 25) por la cual se adiciona el Capítulo Noveno al Título I de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio, y se deroga la Resolución número 35907 de 2021.

El Superintendente de Industria y Comercio, en ejercicio de sus facultades constitucionales y legales, en particular las previstas en el numeral 9 del artículo 3° y el numeral 8 del artículo 8° de la Ley 1437 de 2011, el artículo 2.1.2.1.23 del Decreto número 1081 de 2015 modificado por el Decreto número 385 de 2026, y el numeral 4 del artículo 3° del Decreto número 4886 de 2011, y Que la Resolución número 35907 de 2021 contempla esquemas de publicación en ciertos medios electrónicos de la Entidad, los cuales resultan susceptibles de actualización con el fin de armonizar la regulación interna con los instrumentos y lineamientos de mejora normativa definidos a nivel nacional. En consecuencia, se hace necesario incorporar el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), administrado por el Departamento Nacional de Planeación como canal oficial para la publicación de los proyectos de regulación, estableciendo su carácter obligatorio, mientras que la publicación en el portal de 183 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Parágrafo. Excepcionalmente, la publicación podrá hacerse por un plazo inferior, siempre que la dependencia impulsora del proyecto lo justifique de manera adecuada. En cualquier caso, el plazo deberá ser razonable y ajustado a la necesidad de la regulación. transparencia de la Entidad tendrá carácter facultativo no obstante se deberá incluir un enlace o mecanismo de redirección al Sucop, garantizando así la debida publicidad, el acceso a la información y la participación ciudadana en el proceso.

9.2. Publicación de proyectos específicos de regulación de contenido general y abstracto.

Que, en concordancia con lo anterior, y con el propósito de asegurar la coherencia y adecuada articulación de las disposiciones internas en la materia, resulta necesario unificar y sistematizar en un solo cuerpo normativo de carácter general las reglas aplicables a la publicación, participación y expedición de los proyectos específicos de regulación, a fin de garantizar su claridad, consistencia y fácil consulta por parte de los funcionarios de la Entidad, los sujetos vigilados y la ciudadanía en general.

La publicación de los proyectos de regulación de contenido general y abstracto de la Superintendencia de Industria y Comercio se efectuará en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), así como en el sitio de Transparencia y Acceso a la Información Pública del portal web de la Entidad en los términos y durante los plazos establecidos en el numeral 9.1 del presente capítulo.

La publicación de cada proyecto específico de regulación se hará simultáneamente con la memoria justificativa, conforme a lo dispuesto en el Decreto número 1081 de 2015, o norma que lo modifique, sustituya o adicione.

Que la Circular Única de la Superintendencia constituye el instrumento idóneo para compilar y consolidar las directrices de carácter transversal que orientan la actuación administrativa de la Entidad, por lo cual la incorporación de la reglamentación sobre Agenda Regulatoria y publicación de proyectos normativos en dicho cuerpo normativo contribuye a la seguridad jurídica, a la uniformidad de criterios y a la correcta aplicación de las reglas de participación ciudadana.

Corresponde al área responsable del proyecto normativo asegurar el cumplimiento de las obligaciones previstas en el artículo 2.1.2.3.4 del Decreto número 385 de 2026, incluyendo la preparación y conservación de la memoria justificativa, los estudios técnicos, análisis, soportes y demás documentos que sustenten la expedición del proyecto regulatorio. La memoria justificativa y los demás documentos requeridos serán remitidos por las dependencias encargadas de la elaboración del respectivo acto administrativo para su correspondiente publicación de conformidad con las disposiciones aplicables.

Parágrafo. La Superintendencia de Industria y Comercio, en el portal de transparencia
de la Entidad, dispondrá de un enlace de acceso directo en la sección normativa de su sitio web institucional, o en el espacio que haga sus veces, con el propósito de divulgar los proyectos normativos y facilitar la participación de los ciudadanos y grupos de interés.

Que la coexistencia de disposiciones dispersas en resoluciones independientes puede generar duplicidades, vacíos o interpretaciones divergentes, afectando la coherencia y seguridad jurídica del proceso regulatorio; en consecuencia, se hace necesario derogar la Resolución número 35907 de 2021 y expedir una nueva regulación que lo actualice y fortalezca, incorpore la Agenda Regulatoria y ajuste los plazos para la recepción de comentarios de los ciudadanos y grupos de interés sobre los proyectos específicos que expida la Superintendencia de Industria y Comercio, integrando de manera sistemática y armónica estas disposiciones en la Circular Única de la Entidad, a fin de garantizar su claridad, uniformidad y adecuada aplicación.

9.3. Comentarios de los ciudadanos y grupos de interés al proyecto específico de regulación.

La recepción de comentarios se realizará mediante el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop) y a través del correo electrónico dispuesto por el área responsable del proyecto.

Que el proyecto de resolución fue publicado en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), así como en el sitio de Transparencia y Acceso a la Información Pública del portal web de la Superintendencia de Industria y Comercio, en cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto número 1081 de 2015 y demás disposiciones concordantes, garantizando con ello la publicidad, el acceso a la información y la participación ciudadana en el proceso regulatorio.

En mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

Vencido el término de publicidad del proyecto, la dependencia responsable de la iniciativa deberá elaborar un informe de observaciones y respuestas en el formato institucional dispuesto para el efecto, en el cual se relacionarán los comentarios presentados por los ciudadanos y grupos de interés dentro del plazo establecido, así como las respuestas otorgadas a cada uno de ellos, indicando expresamente si fueron acogidos total o parcialmente o si fueron rechazados. La Entidad adoptará la decisión correspondiente conforme al interés general y de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8° de la Ley 1437 de 2011.

Una vez diligenciado el informe de observaciones y respuestas en el formato institucional dispuesto para tal efecto, el área responsable lo remitirá, en un término prudencial al Grupo de Trabajo de Regulación, a fin de que se realice su revisión y análisis, el cual no podrá ser inferior a ocho (8) días calendario.

Artículo 1°.

Objeto y ámbito de aplicación. La presente resolución tiene por objeto establecer los plazos para la publicación de proyectos específicos de regulación de contenido general y abstracto que sean expedidos por la Superintendencia de Industria y Comercio en ejercicio de sus funciones administrativas siempre que no requieran ser suscritos por el Presidente de la República. Dichos proyectos se integrarán en la Circular Única de la Entidad y deberán publicarse obligatoriamente a través del Sistema Único de Consulta Pública (Sucop); de manera potestativa, podrán ser divulgados en el sitio de Transparencia y Acceso a la Información Pública del portal web institucional, en todo caso en este último deberá incluirse un enlace o mecanismo de redirección Sucop.

Artículo 2°.

Adición a la Circular Única. Adiciónese el Capítulo Noveno al Título I de la Circular Única de la Superintendencia de Industria y Comercio, el cual quedará así:

CAPÍTULO NOVENO.

Efectuado el análisis correspondiente y otorgada la aprobación formal al informe consolidado de observaciones y respuestas, este deberá publicarse oficialmente en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), y de manera potestativa en el sitio de Transparencia y Acceso a la Información Pública del portal web de la Superintendencia de Industria y Comercio o en el espacio que haga sus veces, garantizando el cumplimiento de los principios de publicidad, transparencia y acceso a la información.

Publicación de proyectos específicos de regulación.

El presente Capítulo tiene por objeto establecer los plazos de publicación de los proyectos específicos de regulación de contenido general y abstracto que expida la Superintendencia de Industria y Comercio y que no requieran ser suscritos por el Presidente de la República.

Parágrafo. Para la elaboración del informe de observaciones y respuestas, la

Superintendencia de Industria y Comercio deberá utilizar preferentemente el formato

institucional dispuesto para tal efecto o aquel que lo modifique, sustituya o actualice, todo ello sin perjuicio del cumplimiento de los lineamientos de carácter obligatorio que, en ejercicio de sus competencias legales y reglamentarias, expida el Departamento Administrativo de la Función Pública, en la materia.

9.4. Archivo.

Parágrafo. Para efectos del presente capítulo, entiéndase por “proyecto específico de
regulación” todo proyecto de acto administrativo de contenido general y abstracto que sea expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio.

9.1. Plazos para la publicación.

Los plazos para la publicación de los proyectos de regulación de carácter general y abstracto que expide la Superintendencia de Industria y Comercio y que no requieren ser suscritos por el Presidente de la República, son los siguientes:

De conformidad con lo previsto en el artículo 2.1.2.1.7. del Decreto número 385 de 2026, y en atención a lo dispuesto en el artículo 4° de la Ley 594 de 2000, y demás normas que las modifiquen o sustituyan, todos los antecedentes y memorias utilizados en la elaboración de los proyectos de regulación, serán archivados en la Entidad, por el Grupo de Gestión Documental de la Secretaría General, que dispondrá lo pertinente para su digitalización y conservación.

Lo anterior se hará con el fin de disponer de documentación organizada que permita la recuperación de la información institucional, su uso en la atención al ciudadano y como fuente de la historia normativa de las decisiones adoptadas.

1. Reglamentos técnicos: Cuando el proyecto de regulación específico se refiera a un reglamento técnico, el procedimiento de publicación se acogerá a lo dispuesto en el artículo 2.2.1.7.5.5 del Decreto número 1074 de 2015, o la norma que lo modifique, sustituya o adicione.

9.5. Agenda Regulatoria.

La Superintendencia de Industria y Comercio publicará obligatoriamente en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), y de manera potestativa en la sección normativa de su sitio web institucional o en el espacio que haga sus veces, a más tardar el 31 de octubre de cada año, el proyecto de Agenda Regulatoria que contendrá la relación de los proyectos específicos de regulación que prevea expedir durante la vigencia siguiente, de conformidad con las disposiciones legales vigentes que regulen la materia. En todo caso el sitio web de la Entidad deberá incluir de manera obligatoria un enlace o mecanismo de redirección al Sucop.

2. Otros proyectos regulatorios: Cuando el proyecto regulatorio no corresponda a un reglamento técnico, el plazo de publicación para la participación ciudadana será como mínimo de quince (15) días calendario, el cual podrá extenderse hasta treinta (30) días calendario, teniendo en cuenta la complejidad del acto y número de artículos. Los días calendario se contarán a partir del día siguiente a la publi- cación del proyecto en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop), y de ma- nera potestativa en el sitio de Transparencia y Acceso a la Información Pública del portal web de la Entidad, donde deberá incluirse un enlace o mecanismo de redirección Sucop.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 184 DIARIO OFICIAL De manera previa a la publicación de cualquier proyecto específico de regulación, deberá verificarse que el proyecto se encuentre incorporado en la Agenda Regulatoria vigente, dejando constancia en el expediente respectivo. direcciones territoriales de salud, las empresas farmacéuticas, las cajas de compensación, las administradoras de riesgos profesionales y los demás agentes del sistema, proveer la información solicitada de forma confiable, oportuna y clara dentro de los plazos que se establezcan en el reglamento, con el objetivo de elaborar los indicadores” (negrilla fuera del texto); y que “los obligados a reportar que no cumplan con el reporte oportuno, confiable, suficiente y con la calidad mínima aceptable de la información necesaria para la operación del sistema de monitoreo, de los sistemas de información del sector salud, o de las prestaciones de salud (Registros Individuales de Prestación de Servicios), serán reportados ante las autoridades competentes para que impongan las sanciones a que hubiera lugar (…)”.

En caso de surgir un proyecto con posterioridad a la publicación de la Agenda Regulatoria, o cuando así lo exijan circunstancias sobrevinientes, necesidades del servicio o disposiciones legales, la agenda regulatoria podrá modificarse en cualquier momento, de manera total o parcial, lo cual incluye la adición supresión o modificación de los proyectos regulatorios inicialmente previstos; de ello se deberá dejar constancia en soportes internos correspondientes. En todo caso la modificación deberá realzarse previo al cargue de la iniciativa en el Sistema Único de Consulta Pública (Sucop).

La Agenda Regulatoria y sus modificaciones deberán permanecer publicadas y visibles durante toda la vigencia en el sitio web institucional.

La Entidad valorará los comentarios recibidos de los ciudadanos y grupos de interés al cierre del periodo de comentarios, y publicará la Agenda Regulatoria definitiva a más tardar el 31 de diciembre de cada año.

Parágrafo 1°. La Agenda Regulatoria será elaborada y consolidada por el Grupo de
Trabajo de Regulación de la Superintendencia de Industria y Comercio, adoptando los lineamientos definidos por el Departamento Administrativo de la Función Pública, en lo que resulte aplicable.

El artículo 121 de la Ley 1438 de 2011 señala los sujetos y actividades bajo inspección, vigilancia y control de la Superintendencia Nacional de Salud, entre las cuales se encuentran “(...) 121.5 Los que exploten, produzcan, administren u operen, bajo cualquier modalidad, el monopolio rentístico de loterías, apuestas permanentes y demás modalidades de los juegos de suerte y azar. // 121.6 Los que programen, gestionen, recauden, distribuyan, administren, transfieran o asignen los recursos públicos y demás arbitrios rentísticos del Sistema General de Seguridad Social en Salud. // 121.7 Las rentas que produzcan cervezas, sifones, refajos, vinos, aperitivos y similares y quienes importen licores, vinos, aperitivos y similares y cervezas. // 121.8 Los que exploten, administren u operen, bajo cualquier modalidad, el monopolio rentístico de los licores (…)”.

Parágrafo 2°. La iniciativa, formulación y trámite de los proyectos normativos
corresponde a cada una de las dependencias de la Entidad, en el ámbito de sus respectivas competencias funcionales. Para efectos de su inclusión en la Agenda Regulatoria de la vigencia siguiente, las áreas competentes deberán remitir al Grupo de Trabajo de Regulación el respectivo proyecto, junto con los soportes técnicos y jurídicos, a más tardar el uno (01) de octubre de cada anualidad.

9.6. Aspectos no regulados.

El Decreto número 1080 de 20212 consagra en el artículo 4°, numeral 23, que esta Superintendencia tiene a su cargo, entre otras funciones, la de “(...) Ejercer la inspección, vigilancia y control sobre la explotación, organización y administración del monopolio rentístico de licores; las rentas que produzcan cervezas, sifones, refajos, vinos, aperitivos y similares; quienes importen licores, vinos, aperitivos y similares y cervezas; las rentas de salud originadas en impuestos y sobretasa al consumo de cigarrillos y tabaco elaborado; el IVA cedido al Sector Salud y demás rentas; así como, sobre la oportuna y eficiente explotación, administración y aplicación de dichas rentas (...)”.

En los aspectos no contemplados en la presente resolución, se seguirá lo dispuesto por la Ley 1437 de 2011, el Decreto número 1081 de 2015 modificado por el Decreto número 385 de 2026 y demás normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen.

Artículo 3° (Transitorio). Primera Agenda Regulatoria. La Primera Agenda Regulatoria de la Superintendencia de Industria y Comercio, elaborada en aplicación de las disposiciones previstas en la presente Resolución, deberá publicarse en proyecto borrador a más tardar el treinta y uno (31) de octubre de 2026, con el fin de permitir comentarios, ajustes y validación por parte de las áreas competentes y demás interesados. La versión definitiva de la Agenda Regulatoria deberá ser publicada a más tardar el treinta y uno (31) de diciembre de 2026, y a partir de esta fecha comenzará a aplicarse el régimen general de elaboración y publicación anual establecido en la presente resolución.

La Circular Externa 016 de 20163 proferida por la Superintendencia Nacional de Salud, imparte instrucciones para el reporte de información financiera para efectos de supervisión de todos los vigilados. Entre otras instrucciones, se definió la estructura de los conceptos financieros a reportar por todas las entidades vigiladas, en aplicación de los nuevos marcos técnicos normativos definidos por los reguladores de los Grupos 1, 2 y 3 (Ministerio de Hacienda y Crédito Público y Ministerio de Comercio, Industria y Turismo) y por el regulador de las entidades que aplican el Régimen de Contabilidad Pública (Contaduría General de la Nación), conforme con lo establecido en la Ley 1314 de 20094 que reguló los principios y normas de contabilidad e información financiera y de aseguramiento de información aceptados en Colombia.

Artículo 4°.

Vigencia y derogatorias. La presente resolución rige a partir de su publicación en Diario Oficial. Deroga expresamente la Resolución número 35907 de 2021 y las demás disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 25 de junio de 2026.

La Superintendente de Industria y Comercio, Cielo Rusinque Urrego.

Que en desarrollo de las facultades conferidas por la Ley 1437 de 2011 (Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (CPACA)) y en concordancia con las disposiciones de inspección y vigilancia establecidas en la Circular Externa 016 de 2016, se dispone la actualización de la tabla “Identificador de Negocio (Dígitos 7 y 8)” contenida en el numeral 2 del título II. En este sentido, se inactivan los códigos “09” y “12” asignados a generadores de recursos, con el propósito de mantener la uniformidad y consistencia en la clasificación de la información reportada, conforme a las modificaciones introducidas por las Circulares Externas 2023151000000005-5 de 2023 y 2024151000000004-5 de 2024.

(C. F.).

Superintendencia Nacional de Salud

Circulares Externas CIRCULAR EXTERNA 2026151000000008-5 DE 2026 (junio 23)

Que la modificación del literal i) del numeral 4.2 (Reporte de la Información) del numeral II (Instrucciones) de la Circular Externa 016 de 2016, responde a la necesidad de inactivar la tabla de referencia “AT FT001-10”. Dicha tabla se sustentaba en un marco normativo que perdió vigencia con la expedición del Decreto número 2420 de 2015, Único Reglamentario de las Normas de Contabilidad, de Información Financiera y de Aseguramiento de la Información, cuyo artículo 2.1.1, numeral 3, derogó expresamente el Decreto número 2650 de 1993. En consecuencia, mantener referencias a normas derogadas generaría inconsistencias en el reporte de información financiera. La medida asegura que las instrucciones de la Circular Externa se encuentren plenamente armonizadas con el marco contable vigente de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), fortaleciendo la coherencia normativa y la seguridad jurídica en los procesos de supervisión.

PARA: Generadores de recursos: loterías y apuestas permanentes; juegos localizados y novedosos; productores e importadores de licores, vinos, aperitivos y similares, cervezas y sifones, y cigarrillos y tabaco elaborado.

DE: Superintendencia Nacional De Salud En este sentido, el Decreto número 2420 de 2015, en su artículo 2.1.1 numeral 3, estableció la adopción obligatoria de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), lo que hace necesario ajustar las instrucciones de la Circular Externa 016 de 2016 para mantener su coherencia con el marco contable vigente y evitar la aplicación de disposiciones derogadas.

ASUNTO: por la cual se eliminan, modifican y adicionan instrucciones de las circulares externas 047 de 2007, 016 de 2016 y 2023151000000005-5 de 2023 para el reporte de información financiera de los generadores de recursos.

FECHA: 23-06-2026

I.

ANTECEDENTES Y CONSIDERACIONES

La Ley 1438 de 20111 en los artículos 114 y 116 indica que: “Es una obligación de las Entidades Promotoras de Salud, los prestadores de servicios de salud, de las 1 “Por medio de la cual se reforma el Sistema General de Seguridad Social en Salud y se dictan otras disposiciones”.

2 “Por el cual se modifica la estructura de la Superintendencia Nacional de Salud”. 3 “Por la cual se hacen adiciones, modificaciones y eliminaciones a la Circular Externa 047 de 2007 - Información financiera para efectos de supervisión”. 4 “Por la cual se regulan los principios y normas de contabilidad e información financiera y de aseguramiento de información aceptados en Colombia, se señalan las autoridades competentes, el procedimiento para su expedición y se determinan las entidades responsables de vigilar su cumplimiento”.

185 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL “SEGUNDA. Adiciónense los anexos tipo al capítulo de Generadores de Recursos - Importadores al Título XI - anexos técnicos de la Circular Única.

- Archivo Tipo FT001 - Catálogo de Información Financiera con fines de supervi- sión.

- Archivo Tipo FT002 - Publicación Estados Financieros.

- Archivo Tipo FP001 - Conjunto Completo de Estados Financieros y Revelacio- nes**.

- Archivo Tipo FP002 - Certificación Estados Financieros.

A su vez, se hace necesario la eliminación del anexo técnico Archivo Tipo 241 - Liquidación, teniendo en cuenta lo establecido en el parágrafo del artículo 30 del Decreto Ley 2106 de 2019, que señala: “(…) A partir de la definición de dicho Código Único, y en un plazo máximo de tres (3) meses, el DANE, el Instituto Nacional de Vigilancia de Medicamentos y Alimentos (Invima), los departamentos, el Distrito Capital y la Federación Nacional de Departamentos, implementarán la codificación única aplicable para la identificación, registro ante el ente territorial y control de la movilización de todos los productos de que trata este artículo. Lo anterior de acuerdo con las normas vigentes en la materia.

- Archivo Tipo FP003 - Dictamen Revisor Fiscal*.

- Archivo Tipo FP004 - Informe de Gestión.

- Archivo Tipo FP005 - Proyecto Distribución de Utilidades*.

Parágrafo. En los mismos plazos establecidos en este artículo, los departamentos y el
Distrito Capital con el apoyo de la Federación Nacional de Departamentos, definirán e implementarán un código único para las cervezas, sifones, refajos y mezclas.”, por lo que la expedición de los códigos únicos de productos gravados con el impuesto al consumo la competencia queda en cabeza de los departamentos y el Distrito Capital con el apoyo de la Federación Nacional de Departamentos.

Parágrafo 1°. Es así como los anteriores archivos tipo serán reportados por todos
los generadores de recursos que aplican el marco técnico de contabilidad e información financiera del Grupo 1, Grupo 2 y Grupo 3, además de los demás vigilados que ya tienen esta obligación de reporte.

Parágrafo 2°. Para efectos de las revelaciones del archivo FP001 - Conjunto Completo
de Estados Financieros y Revelaciones**, los generadores de recursos deberán revelar en las notas a los estados financieros de forma detallada, comprensible y comparable, los ingresos de actividades ordinarias que sean consistentes con lo reportado en el archivo Tipo FT001 - Catálogo de Información Financiera con fines de supervisión.

Asimismo, se modifica la instrucción tercera de la Circular Externa 2023151000000005- 5 de 2023 ante la necesidad de diferenciar las periodicidades de acuerdo con el grupo NIIF de los reportantes teniendo en cuenta el tamaño e importancia dentro del sistema, por lo que las entidades del Grupo 1 y 2 mantienen la periodicidad del reporte trimestral, mientras que las entidades del grupo 3 reportarán de manera anual. Con base en lo anterior se asegura que las disposiciones sobre reporte de información financiera permanezcan claras, uniformes y consistentes, fortaleciendo la seguridad jurídica y la transparencia en los procesos de supervisión de la Superintendencia Nacional de Salud.

La Circular Externa 2023151000000005-5 de 20235 expedida por la Superintendencia Nacional de Salud, imparte instrucciones adicionales a la Circular Externa 016 de 2016 para el reporte de información financiera a los generadores de recursos: juegos localizados y novedosos e importadores de licores, vinos, aperitivos y similares; cervezas y sifones; y cigarrillos y tabaco elaborado.

Parágrafo 3°. Cuando el archivo Tipo FP003 - Dictamen Revisor Fiscal* y/o el archivo
FP005 - Proyecto Distribución de Utilidades* no les aplique a las entidades vigiladas, se deberá cargar en su lugar y dentro del contenido de los archivos, una certificación suscrita por parte del representante legal de la entidad vigilada, en la cual se exponga de manera clara y justificada los motivos por los cuales no le aplica el cargue del contenido de la información de estos archivos. En todo caso, será obligatorio realizar el cargue de estos archivos en el sistema nRVCC, bien sea por lo requerido en los Archivo Tipo FP003 y/o FP005, o en su defecto, la certificación sobre la no obligatoriedad debidamente soportada y justificada.

CUARTA. Modifíquese la instrucción tercera de la Circular Externa 2023151000000005-5 de 2023, la cual quedará así:

Teniendo en cuenta lo anterior, la Superintendencia Nacional de Salud en el marco de sus competencias requiere la expedición de la presente Circular Externa de obligatorio cumplimiento para eliminar, modificar y adicionar algunas de las instrucciones impartidas por medio de las Circulares Externas 016 de 2016 y 2023151000000005-5 de 2023 respecto del reporte de información financiera, con el fin de adelantar las acciones de inspección y vigilancia:

II. INSTRUCCIONES

“TERCERA. El Archivo Tipo FT001 - Catálogo de Información Financiera con fines de supervisión para los generadores de recursos, corresponderá a la información financiera de la persona jurídica como un todo. Se debe reportar con periodicidad trimestral para los Grupos 1 y 2 de NIIF, en formato XML y firmado digitalmente por Representante Legal, Contador Público y Revisor Fiscal (cuando aplique).

PRIMERA. Inactívense los códigos “09” y “12” para los generadores de recursos, en la tabla “Identificador de Negocio (Dígitos 7 y 8)” del numeral 2 (Generalidades) del numeral II (Instrucciones) de la Circular Externa 016 de 2016, adicionada por las Circulares Externas 2023151000000005-5 de 2023 y 2024151000000004-5 de 2024, la cual quedará así:

Codificación Identificador de Negocio (dígitos 7 y 8)

Parágrafo 1°. La periodicidad para el reporte del archivo Tipo FT001, correspondiente
a los generadores de recursos clasificados en el Grupo 3 – NIIF para microempresas, se fija de manera anual, identificado con el período 80, en formato XML y el cual debe ir firmado digitalmente por el Representante Legal, Contador Público y, cuando corresponda, del Revisor Fiscal. A partir de la expedición de la presente Circular Externa, queda sin efecto la obligación de reporte trimestral y se impone la obligación de realizarlo de forma anual desde la vigencia 2026 en adelante.

Parágrafo 2°. Para el caso que una entidad tenga diversos negocios bajo el mismo
NIT, debe hacer un solo reporte con el detalle de cada uno de sus negocios, haciendo uso de los identificadores de negocio que se encuentran en la instrucción primera, de acuerdo con cada uno de los catálogos que le aplican a cada entidad”.

QUINTA. Elimínese el anexo técnico Archivo Tipo 241 - Liquidación, del Capítulo Generadores de Recursos, del Título XI - Anexos Técnicos de la Circular 047 de 2007, teniendo en cuenta lo establecido en el parágrafo del artículo 30 del Decreto Ley 2106 de 2019, que respecto a la expedición de los códigos únicos de productos gravados con el impuesto al consumo radica la competencia en cabeza de los departamentos y el Distrito Capital con el apoyo de la Federación Nacional de Departamentos.

III. SANCIONES

De conformidad con lo establecido en los artículos 130 y 131 de la Ley 1438 de 2011, modificados por los artículos 2° y 3° de la Ley 1949 de 2019, la inobservancia e incumplimiento de las instrucciones impartidas en esta circular externa, dará lugar a la configuración de una infracción administrativa y su respectiva sanción por parte de la Superintendencia Nacional de Salud, previo agotamiento del debido proceso administrativo que corresponda. Lo anterior, sin perjuicio de las demás responsabilidades disciplinarias, fiscales, penales o civiles que puedan derivarse y las sanciones que puedan imponer otras autoridades judiciales y/o administrativas.

IV. VIGENCIA

La presente Circular Externa rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y la página web de la Superintendencia Nacional de Salud.

01 Régimen Contributivo RC 02 Régimen Subsidiado RS 03 Plan de Atención Complementaria PAC 04 Empresa de Medicina Prepagada EMP 05 Servicio de Ambulancia Prepagado SAP 06 Prestadores de Servicios de Salud 07 Generadores - Lotería 08 Generadores - Concesionarios de Apuestas Permanentes-Chance 10 Generadores - Productores de Licores, Vinos, Aperitivos y Similares - Privadas 11 Generadores - Productores de Cerveza y Sifones 13 Generadores - Juegos Localizados 14 Generadores - Juegos Novedosos 15 Generadores - Juegos Promocionales 16 Generadores - Importadores de Licores, Vinos, Aperitivos y Similares 17 Generadores - Importadores de Cervezas y Sifones 18 Generadores - Importadores de Cigarrillos Tabaco Elaborado 19 Gestores Farmacéuticos - GF 20 Operadores Logísticos de Tecnologías en Salud - OLTS SEGUNDA. Modifíquese el literal i) del numeral 4.2 del numeral 4 (Reporte de la Información) del numeral II (Instrucciones) de la Circular Externa 016 de 2016, inactivando la tabla de referencia “AT FT001-10 Decreto 2650 de 1993 y sus modificatorias”, teniendo en cuenta que esta aplicaba en el marco del Decreto 2650 de 1993, el cual fue derogado con la implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), tal y como consta en el numeral 3 del artículo 2.1.1 del Decreto 2420 de 2015, Único Reglamentario de las Normas de Contabilidad, de Información Financiera y de Aseguramiento de la Información.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de junio de 2026.

El Superintendente Nacional de Salud, TERCERA. Modifíquese la instrucción segunda de la Circular Externa 2023151000000005-5 de 2023, adecuando el parágrafo 1 y adicionando los parágrafos 2 y 3, la cual quedará así:

Daniel Quintero Calle.

5 “Por la cual se imparten instrucciones adicionales a la Circular Externa número 016 de 2016 para el reporte de información”.

(C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 186 DIARIO OFICIAL Unidades Administrativas Especiales Contraloría General de la República de los macroprocesos y procesos de vigilancia especial – seguimiento permanente; control fiscal posterior y selectivo y gestión de derechos de petición, en lo relacionado únicamente con las denuncias registradas en el aplicativo del Sistema Automatizado para el Proceso Auditor (APA) o el que haga sus veces, o de los que a futuro desarrollen funciones relacionadas con ellos.

Resoluciones Organizacionales RESOLUCIÓN ORGANIZACION AL NÚMERO OGZ-0886 DE 2026 (junio 24) por la cual se crea el “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la Estas actividades se enmarcan en el principio de tecnificación, establecido en el literal L) del artículo 3° del Decreto Ley número 403 de 2020 que señala: “Tecnificación: las actividades de vigilancia y control fiscal se apoyarán en la gestión de la información, entendida como el uso eficiente de todas las capacidades tecnológicas disponibles, como inteligencia artificial, analítica y minería de datos, para la determinación anticipada o posterior de las causas de las malas prácticas de Gestión Fiscal y la Focalización de las acciones de vigilancia y control fiscal. con observancia de la normatividad que regula el tratamiento de datos personales.”.

República a nivel micro” y se reglamenta su funcionamiento.

El Contralor General de la República, en ejercicio de las facultades constitucionales y legales, en especial, las otorgadas en el numeral 4 del artículo 35 del Decreto Ley 267 de 2000, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 119 de la Constitución Política preceptúa que corresponde a la Contraloría General de la República la vigilancia de la gestión fiscal y el control de resultado de la administración.

Que la Contraloría General de la República destaca la importancia de la prospectiva y de los análisis de futuro, como resultado de este ejercicio, en concordancia con lo establecido en el artículo 59 del Decreto Ley 403 número de 2020 según el cual: “(...) la Contraloría General de la República podrá apoyarse en la gestión inteligente de la información, entendida como el uso eficiente de todas las capacidades tecnológicas disponibles, inteligencia artificial, analítica y minería de datos, análisis predictivo y prospectivo, entre otros, para la determinación anticipada de eventos o malas prácticas, con probabilidad significativa de ocurrencia, persistencia o mutación, y que impliquen riesgos de pérdida del patrimonio público (...)”.

Que el observatorio dispondrá de un módulo de prospectiva que, mediante la conformación de tanques de pensamiento, analizará los datos derivados de las actuaciones anteriormente mencionadas, con el propósito de identificar tendencias y/o patrones. Estos análisis serán presentados al director del observatorio quien de acuerdo con sus funciones aprobará y presentará ante el comité y la alta dirección de la Entidad con el propósito de que sean considerados como insumos en la definición de la estrategia institucional.

Que el artículo 267 de la Constitución Política establece que “la vigilancia y el control fiscal constituyen una función pública a cargo de la Contraloría General de la República, la cual se ejerce sobre la gestión fiscal de la administración y de los particulares que administren fondos o bienes públicos, en todos los niveles administrativos y respecto de todo tipo de recursos públicos”; así mismo que “(...) la Contraloría General de la República es un órgano de control del Estado de carácter técnico, con autonomía administrativa y presupuestal. No tendrá funciones administrativas distintas de las inherentes a su propia naturaleza (…)”.

Que la Carta Magna establece en el artículo 209 que (...)“la función administrativa está al servicio de los intereses generales y se desarrolla con fundamento en los principios de igualdad, moralidad, eficacia, economía, celeridad, imparcialidad y publicidad (...)”.

Que la Resolución Organizacional número OGZ 0727 del 14 de noviembre del 2019, “por la cual se reglamenta el Sistema de Gestión y Control Interno (Sigeci) de la Contraloría General de la República y se dictan otras disposiciones”, establece en su artículo 41 las Responsabilidades y compromiso frente a la oportunidad y calidad de la información sobre la gestión institucional: Los directivos y demás servidores de las dependencias de la entidad serán responsables por la oportunidad y calidad de la información sobre la gestión institucional, en los asuntos de su competencia en los procesos en que participen.

Que el artículo 6° del Decreto Ley 267 de 2000 determina que “en ejercicio de la autonomía administrativa le corresponde a la Contraloría General de la República definir todos los aspectos relacionados con el cumplimiento de sus funciones en armonía con los principios consagrados en la Constitución y en ese mismo Decreto”.

Que lo anterior reviste especial relevancia para el observatorio, en la medida en que dicha información constituye un insumo fundamental para los análisis, mediciones, proyecciones y ejercicios prospectivos que se adelante en el marco de sus funciones.

Que el artículo 31 del Decreto Ley 267 de 2000 define el nivel micro de la vigilancia fiscal de la siguiente manera: “Se entiende por nivel micro de la vigilancia de la gestión fiscal aquel que abarca a cada una de las entidades que actúan y desarrollan sus actividades con autonomía e independencia dentro del respectivo sector al que pertenecen, para efectos del ejercicio del control fiscal.”

Que el numeral 4 del artículo 35 ibidem establece, como función del Contralor General de la República, entre otras “4. Dirigir como autoridad superior las labores administrativas y de vigilancia fiscal de las diferentes dependencias de la Contraloría General de la República, de acuerdo con la ley”.

Que la gestión que se desarrollará en el marco del “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro” corresponde a la naturaleza del Macroproceso de Evaluación, Análisis y Mejora (EVA), que tiene por objetivo: “ Gestionar la medición, seguimiento y evaluación del desempeño de la CGR para optimizar la toma de decisiones encaminadas a la mejora de la gestión y resultados de la entidad’, y específicamente, del Proceso Medición y Mejora, el cual busca: “Gestionar la medición del desempeño institucional para la detección de debilidades y oportunidades de mejora, así como para la adopción de las acciones que contribuyan al logro de los objetivos de la entidad y al fortalecimiento de su capacidad de generación de valor público”, toda vez que el observatorio recopila, tabula y procesa estadísticas sobre los resultados del ejercicio de la vigilancia y control fiscal con el objetivo de generar valor en la toma de decisiones al aportar recomendaciones resultantes de análisis prospectivos.

Que el numeral 7 del artículo 48 del Decreto Ley número 267 de 2000 establece que es función de la Oficina de Planeación de la Contraloría General de la República “7. Realizar directamente –o promover la realización de los estudios e investigaciones necesarias para su elaboración– los planes, programas y proyectos específicos de desarrollo institucional y de vigilancia de la Gestión Fiscal que deba realizar la Contraloría General de la República”.

Que el desarrollo del observatorio permite cumplir con las políticas señaladas en los siguientes documentos: Conpes 3975 de 2019 “Política Nacional para la transformación digital e inteligencia artificial” y Conpes 4144 del 2025 por medio de la cual se establece la “Política Nacional de Inteligencia Artificial”.

Que el numeral 8 del artículo 48 del Decreto Ley 267 de 2000 establece que es función de la Oficina de Planeación “8. Recopilar, tabular y procesar las estadísticas de la Contraloría General de la República que sirvan de base para la elaboración de políticas, planes, programas y proyectos, así como el registro de los organismos y personas sujetas a su vigilancia”.

Que el observatorio se enmarca en los lineamientos y estándares consagrados en el Decreto 1263 de 2022, por el cual se adiciona el Título 22 a la Parte 2 del Libro 2 del Decreto número 1078 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector de Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, con el fin de definir lineamientos y estándares aplicables a la Transformación Digital Pública.

Que la Ley 1712 de 2014, “Por medio del cual se crea la ley de transparencia y del derecho de acceso a la información pública nacional[...]” establece en su artículo 3° el principio de transparencia y lo define de la siguiente manera: “Principio de transparencia. Principio conforme al cual toda la información en poder de los sujetos obligados definidos en esta ley se presume pública, en consecuencia, de lo cual dichos sujetos están en el deber de proporcionar y facilitar el acceso a la misma en los términos más amplios posibles y a través de los medios y procedimientos que al efecto establezca la ley, excluyendo solo aquello que esté sujeto a las excepciones constitucionales y legales y bajo el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta ley”.

Que tanto la información generada por el “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro” como la información generada por el Banco de Prácticas, establecido mediante la Resolución Reglamentaria Orgánica número 0053 del 2022, por medio de la cual se reglamenta el Banco de Prácticas de la Contraloría General de la República, para la evaluación de la gestión y resultados de los sujetos de vigilancia y control fiscal, tendrán una función retroalimentadora de doble vía, con miras al logro de los objetivos de cada sistema de información.

Que la Contraloría General de la República ha considerado oportuno y necesario implementar el “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro”, para fortalecer la capacidad institucional en el análisis estadístico histórico, de los resultados de la vigilancia y control fiscal, mediante la aplicación de metodologías prospectivas, que impactarán los planes de vigilancia y control fiscal futuros.

Que el observatorio recopila, organiza, analiza y divulga los resultados de la vigilancia y control fiscal para la producción de información relevante que permita el monitoreo, así como Análisis prospectivos que generarán insumos para la toma de decisiones estratégicas informadas por parte de la Alta Dirección de la Contraloría General de la República.

Que el observatorio analizará los resultados de las actuaciones provenientes de vigilancia y control fiscal micro y recopilará, organizará, analizará y divulgará los resultados En mérito de lo expuesto;

187 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL

RESUELVE:

Capítulo I.

6. Expertos en temas relacionados con el objeto del Observatorio: Funcionarios y/o contratistas expertos que tendrán la responsabilidad de orientar el alcance y pertinencia de los análisis de los datos del Observatorio.

Disposiciones Generales

Artículo 1°.

Objeto: La presente resolución tiene por objeto crear el “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro” y establecer el reglamento para su funcionamiento.

7. Analistas misionales: Funcionarios y/o contratistas de nivel profesional con capacidad de comprensión de los Aspectos misionales de la entidad cuya res- ponsabilidad será la de concretar los Análisis prospectivos producto de la identi- ficación e interrelación de líneas de tendencia de los resultados generados en las actuaciones de vigilancia y control fiscal.

Este observatorio será un centro de análisis y evaluación de la gestión y los resultados de las actuaciones de vigilancia y control de la Contraloría General de la República, el cual tendrá como objetivo identificar, con un enfoque prospectivo, si los productos y servicios agregan valor público.

Parágrafo 1º. El Comité de Administración y Operación del Observatorio podrá, cuando
lo estime necesario, invitar a directivos y/o expertos internos o externos a la Entidad, con el objetivo de que expongan sus recomendaciones u opiniones que agreguen valor a la funcionalidad, análisis de resultados y toma de decisiones a nivel institucional.

Parágrafo 2º. El Director del Observatorio podrá invitar a expertos internos o externos
a la Entidad, con el objetivo de que emitan opiniones técnicas susceptibles de ser incorporadas en los análisis que se hagan en el marco del observatorio.

Permitirá recopilar, organizar, analizar y divulgar la información, para identificar las tendencias, patrones y riesgos y oportunidades de mejora, así como explorar escenarios futuros que sirvan como insumo para generar recomendaciones orientadas al fortalecimiento de la toma de decisiones estratégicas por parte de la Alta Dirección.

Artículo 4º.

Funciones del Comité de Administración y Operación del Observatorio: El comité tendrá las siguientes responsabilidades:

a) Definir los lineamientos para la operación del observatorio.

Artículo 2º.

Estructura: El observatorio estará conformado por un comité de administración y operación, al igual que un grupo de trabajo de carácter permanente adscrito a la Oficina de Planeación, de conformidad con el artículo 4º del Decreto Ley 271 de 2000.

b) Definir las líneas temáticas del tanque de pensamiento. c) Definir las temáticas y objetos de los análisis prospectivos.

1. COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN DEL OBSERVATO- RIO: Estará conformado por los siguientes funcionarios:

a) El Vicecontralor o su delegado, quien lo presidirá. d) Priorizar temas, sectores o riesgos derivados del procesamiento de la información de los resultados de la vigilancia y control fiscal, como insumo para la planeación estratégica. b) El Director de la Oficina de Planeación, o su delegado, quien ejercerá las funciones de secretario técnico. c) El líder del Macroproceso Control Fiscal Micro (CMI) o su delegado. e) Procurar que los resultados del observatorio suministren información que sirva de insumo para la construcción de los planes, programas, proyectos y actividades que adelante la CGR. d) El líder del Macroproceso Control Fiscal Macro (CMA) o su delegado. e) El líder del Macroproceso de Vigilancia Fiscal - Control Fiscal Concomitante y Preventivo (VIG) o su delegado.

Parágrafo 1º. El Comité de Administración y Operación del Observatorio, en relación
con las responsabilidades establecidas en la presente resolución, deberá expedir su propio reglamento de funcionamiento, dentro del año siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución. f) El líder del Macroproceso Gestión de Información y Análisis (GIA) o su delegado. g) El Director de la Oficina de Sistemas e Informática o su delegado.

Parágrafo 2º. El comité de administración y operación del observatorio se reunirá en
forma presencial o virtual como mínimo una vez al año, dentro de los primeros tres (3) meses de cada año y en forma extraordinaria cuando lo considere necesario h) El Jefe de la Unidad de Seguridad y Aseguramiento Tecnológico e Informático (Usati).

Artículo 5º.

Dirección del Observatorio: El Observatorio será dirigido por el Director de la Oficina de Planeación de la Contraloría General de la República, quien cumplirá las siguientes funciones:

a) Impartir instrucciones para el funcionamiento del grupo de trabajo del observatorio.

2. GRUPO DE TRABAJO: El Director de la Oficina de Planeación conformará con carácter permanente un grupo multidisciplinario de apoyo, integrado por funcionarios y/o contratistas de dicha Oficina y de las dependencias menciona- das en el artículo quinto de la presente resolución, quienes serán designados para el funcionamiento del Observatorio. Este grupo contará con conocimientos en análisis de datos, inteligencia estratégica, gestión del conocimiento, prospectiva o vigilancia y control fiscal, de acuerdo con las necesidades del Observatorio.

b) Articular y coordinar diálogos con las dependencias y demás actores internos y externos, en relación con el suministro de datos diferentes a los registrados en el aplicativo APA y con los resultados derivados de los análisis prospectivos sobre la vigilancia y el control fiscal. c) Hacer seguimiento y evaluación al cumplimiento de los objetivos del observatorio.

Artículo 3°.

Creación del Grupo de Trabajo del Observatorio: Créase con carácter permanente el grupo de Trabajo del “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro”, que estará conformado como mínimo por los siguientes roles quienes tendrán el siguiente perfil:

1. Director del observatorio: Director de la Oficina de Planeación.

d) Aprobar los informes y resultados de los análisis prospectivos de las actuaciones de vigilancia y control fiscal realizados. e) Autorizar la publicación en el observatorio de los análisis prospectivos de los resultados de las actuaciones de vigilancia y control fiscal. f) Invitar a expertos cuando se considere necesaria su participación para agregar valor a los análisis que se realicen.

2. Líder funcional: Funcionario del nivel asesor o ejecutivo con perfil de liderazgo y conocimientos en vigilancia y control fiscal, responsable de coordinar y su- pervisar el flujo de las operaciones derivadas de la recolección, la organización, el análisis y la divulgación de los resultados de las actuaciones de Vigilancia y Control Fiscal, desarrolladas en el observatorio.

g) Promover de manera permanente la innovación y la transformación digital del observatorio. h) Divulgar los análisis prospectivos producto de los tanques de pensamiento con el Comité de Administración y Operación del observatorio y con la alta dirección.

3. Administrador técnico: Funcionario del nivel profesional con título profesional en disciplinas relacionadas con la Ingeniería de Sistemas, Ingeniería en Ciencia de datos, ingeniería en analítica de datos o afines. Su responsabilidad será la de asegurar el correcto funcionamiento de los módulos que lo componen, así como administrar y dar soporte operativo a la herramienta tecnológica del Observato- rio.

Parágrafo. En calidad de secretario técnico del Comité de administración y operación
del observatorio, el Director de la Oficina de Planeación deberá realizar las convocatorias a sesiones, así como elaborar y conservar las actas.

Artículo 6º.

Articulación: El Director del Observatorio articulará la gestión del observatorio con las siguientes dependencias de la CGR, quienes asumirán las siguientes actividades:

4. Analista de bases datos: Funcionario y/o contratista del nivel profesional con conocimientos en estadística, análisis y manejo de bases de datos. Su respon- sabilidad será asegurar que la información se encuentre organizada, vigente y accesible, a través del Análisis y proyección de datos clave, los cuales servirán de insumos para los ejercicios prospectivos.

a) Oficina de Sistemas e Informática: apoyará el diseño, desarrollo, soporte y mantenimiento de la Plataforma en la cual operará el observatorio.

5. Analista técnico: Funcionario y/o contratista del nivel profesional con conoci- mientos en estadística, análisis y manejo de bases de datos, cuya responsabilidad será la de identificar señales de cambio, analizar tendencias emergentes y generar insumos estratégicos que apoyen los Análisis prospectivos.

b) Oficina de Comunicaciones: apoyará la puesta en marcha y el desarrollo de una estrategia de comunicaciones del observatorio.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 188 DIARIO OFICIAL

Artículo 11.

Creación de un Micrositio en la Página Web Institucional. La Oficina de Comunicaciones dispondrá de un micrositio web denominado “Observatorios de la vigilancia y el control fiscal de la Contraloría General de la República” en el cual se alojará el “Observatorio de Vigilancia y Control Fiscal Macro” y el “Observatorio del desempeño de la Contraloría General de la República a nivel micro”.

Parágrafo 1º. La información del “Observatorio del desempeño de la Contraloría
General de la República a nivel micro” será actualizada con una periodicidad anual.

Parágrafo 2º. Las dependencias de la Contraloría, con el apoyo de la Oficina de
Planeación y la Oficina de Sistemas e Informática, procurarán la integración e interconexión, en un solo micrositio de la página web de la Entidad, los observatorios que actualmente funcionen en la Contraloría y los que en el futuro se pongan a disposición.

Artículo 12.

Vigencia: La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Comuníquese, publíquese y cúmplase. Dada en Bogotá, D. C., a 24 de junio de 2026. El Contralor General de la República, Carlos Hernán Rodríguez Becerra.

(C. F.). c) Dependencias que participan en los Macroprocesos Control Fiscal Micro (CMI); Control Fiscal Macro, CMA; Vigilancia Fiscal - Control Fiscal Concomitante y Preventivo (VIG); Responsabilidad Fiscal y Resarcimiento del Daño al Patrimonio Público (RDP): suministrarán información, socializarán las buenas prácticas para el funcionamiento del observatorio y designarán a un funcionario, cuyo rol será servir de enlace entre la respectiva dependencia y la Oficina de Planeación. d) Unidad de Seguridad y Aseguramiento Tecnológico e Informático (Usati): prestará apoyo en el componente de seguridad de la información y seguridad cibernética con relación a los datos que serán objeto de mediciones y análisis en el observatorio, provenientes de fuentes externas. e)

Contraloría Delegada para Economía y Finanzas Públicas: proveerá y apo-

yará la verificación de información susceptible de ser utilizada en el Observatorio a solicitud del Director de la Oficina de Planeación. f)

Unidad de Análisis de Información de la Diari: como administrador funcional

del Banco de prácticas, suministrará la información que sirva de insumo para el funcionamiento del observatorio, entendiéndose que desde el observatorio también se suministrará información al Banco de prácticas con miras al logro de los objetivos de cada sistema de información.
Parágrafo. El Director del Observatorio definirá los términos para articulación y
entrega de información a la Oficina de Planeación.

Comisión de Regulación de Energía y Gas

Capítulo II.

Funcionamiento del Observatorio

Artículo 7º.

Objetivos del Observatorio: Son objetivos del observatorio los siguientes:

Avisos

Bogotá, D. C., 11 de junio de 2026 AVISO NÚMERO 0000468 DE 2026 (junio 11)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

a) Recopilar, tabular, analizar y divulgar en un micrositio de la página web institucional, la información de los resultados de las actuaciones de vigilancia y control fiscal, para identificar tendencias, patrones y líneas temáticas de análisis. b) Establecer un tanque de pensamiento, como un componente del observatorio, conformado por analistas misionales quienes, con fundamento en los datos procesados, realicen análisis con enfoque prospectivo. c) Elaborar y divulgar análisis prospectivos, que permitan hacer recomendaciones a la alta dirección de la CGR, con el fin de establecer insumos para ajustar, respaldar o promover la estrategia institucional misional. d) Procurar la creación de alianzas con otras instituciones, expertos y partes interesadas para compartir conocimientos, experiencias y enfoques prospectivos, en coordinación con el Centro de Estudios Fiscales y demás instancias de la Entidad que deban participar. e) Fomentar la cultura ciudadana en lo relacionado con el Control Fiscal Participativo, al facilitar el acceso a la información relevante y organizada sobre los resultados de las actuaciones de Vigilancia y control Fiscal que adelanta la Entidad.
Parágrafo. La información y documentos del observatorio tendrán en cuenta los
parámetros de lenguaje claro y procurará la accesibilidad a las herramientas implementadas.

Artículo 8º.

Desarrollo Progresivo del Observatorio: El observatorio se desarrollará en las siguientes fases:

De acuerdo con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le compete a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, la función de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de la cual expidió tanto la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, contenida en las Resoluciones CREG 202 de 2013, en concordancia con las resoluciones, 138 de 2014, 090 y 132 de 2018 y 011 de 2020, en adelante la Metodología de Distribución; como los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados y las reglas para la aprobación de los cargos tarifarios correspondientes, contenida en la Resolución CREG 102 003 de 2022, en adelante la Metodología de Comercialización.

La empresa SURTISEP S. A. E.S.P., mediante radicado CREG E2026005306 del 9 de abril de 2026 y alcance de solicitud a través de radicado CREG E2026006739 del 7 de mayo de 2026 solicitó la aprobación de cargos de Distribución de Gas Natural (GN) por redes de tubería y la aprobación del Componente Fijo del Costo de Comercialización para el mercado relevante especial, conformado como sigue:

1. En la primera fase se tendrá como objetivo recopilar, organizar y analizar la información de los resultados de los procesos de Vigilancia Especial – Segui- miento Permanente, Control Fiscal Posterior y Selectivo y Gestión de Derechos de Petición, en lo relacionado únicamente con las Denuncias registradas en el aplicativo APA o el que haga sus veces.
2. En la segunda fase y posteriores, se incorporarán las mejoras derivadas de la implementación de la anterior fase y que sean consideradas como relevantes por el Comité de Administración y Operación del Observatorio.
3. En fases posteriores se incorporará la información de los resultados de los demás macroprocesos misionales de la entidad.

Artículo 9º.

Fuentes de Información: Como insumo para la gestión del observatorio, en la primera fase se podrán extraer los datos registrados en los siguientes aplicativos:

- Sistema Automatizado para el Proceso Auditor (APA)
- Software para la Gestión del Capital Humano (Kactus)
- Hojas de Vida de Sujetos de Control
- Sistema Integral de Información de la Gestión Pública (SIIGEP)
- Sistema de Rendición Electrónica de la Cuenta e Informes (Sireci)
- Categoría Única del Presupuesto Ordinario (Cuipo)
- Sistema Integrado de Información Financiera (SIIF)
- Plan Nacional de Vigilancia y Control Fiscal (PNVCF)
- Los demás que se consideren pertinentes para el adecuado desarrollo de los análisis del observatorio.

A través del aplicativo Apligas, la empresa reportó la información para su solicitud tarifaria bajo el número 3215.

Artículo 10.

Responsabilidades y Compromisos Frente a la Oportunidad y Calidad de la Información: Los directivos y demás servidores de las dependencias de la entidad serán responsables por la oportunidad y calidad de la información sobre la gestión institucional, en general y, en particular, en relación con su reporte a través de los aplicativos que sirven de insumo para el observatorio.

Parágrafo. Además de la información obtenida de los aplicativos mencionados, la
Oficina de Planeación podrá solicitar a las dependencias de la Entidad otros datos que puedan considerarse fundamentales para los análisis previstos.

Conforme a la solicitud tarifaria presentada, los cargos propuestos por la empresa para el mercado relevante especial de distribución y de comercialización anteriormente mencionado son los siguientes:

189 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004515 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por el siguiente municipio:

Cuadro 1. Mercado Relevante de Comercialización Propuesto La empresa PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión, en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 2741.

El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

Bogotá, D. C., 12 de junio de 2026 AVISO NÚMERO 0000471 DE 2026 (junio 12)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, En su solicitud tarifaria la empresa informa que el mercado relevante especial propuesto cuenta con aportes de recursos públicos aportados por la Alcaldía Municipal de Córdoba, Bolívar a través del fondo OCAD PAZ para la cofinanciación de redes de distribución de Gas Natural (GN) con un valor correspondiente a diez mil quinientos noventa millones seiscientos seis mil quinientos ocho pesos ($10.590.606.508) moneda corriente.

EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en las metodologías indicadas, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la Empresa y, en consecuencia, se ha iniciado la correspondiente Actuación Administrativa.

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le compete a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, la función de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la Actuación Administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

En cumplimiento de sus funciones, la Comisión expidió la metodología para la remuneración de la actividad de distribución minorista de Gas Combustible a usuarios regulados, contenida en las Resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 090 y 132 de 2018 y 011 de 2020, en adelante la Metodología de Distribución.

(C. F.).

En el mismo sentido, la Comisión expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y CREG 102 019 de 2025, en adelante la Metodología de comercialización.

Bogotá, D. C., 12 de junio de 2026 AVISO NÚMERO 0000470 DEL 2026 (junio 12)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, La empresa HIDRÓGENO GAS NATURAL COMPRIMIDO GAS NATURAL GAS LICUADO DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL LICUADO S. A. S E.S.P., en adelante H2G4, mediante radicado CREG E2026000557 del 15 de enero de 2026, solicitó la aprobación del mercado y del cargo de Distribución de Gas Licuado del Petróleo (GLP) por redes de tubería y la aprobación del componente Fijo del Costo de Comercialización para el mercado relevante especial, conformado de la siguiente manera:

EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en A través del aplicativo Apligas, la empresa reportó la información para su solicitud tarifaria bajo el número 3224.

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 190 DIARIO OFICIAL Conforme a la solicitud tarifaria presentada, los cargos propuestos por la empresa para el mercado relevante especial de distribución y de comercialización anteriormente mencionado son los siguientes:

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004560 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por el siguiente municipio:

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 2750.

El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

Bogotá, D. C., 18 de junio de 2026.

AVISO NÚMERO 0000473 DE 2026

(junio 18)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

En su solicitud tarifaria H2G4 S. A. E.S.P., informa que el mercado relevante especial propuesto no cuenta con aportes de recursos públicos para la financiación de la infraestructura de distribución del servicio de GLP.

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en las metodologías indicadas, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha iniciado la correspondiente actuación administrativa.

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG, establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, PROVISERVICIOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004516 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios, regulados para el mercado relevante conformado por el siguiente municipio:

Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

Bogotá, D. C., 18 de junio de 2026.

AVISO NÚMERO 0000472 DE 2026

PROVISERVICIOS S. A. E.S.P. efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 3321.

(junio 18)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

191 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL Bogotá, D. C., 18 de junio de 2026.

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

AVISO NÚMERO 0000475 DE 2026

(junio 18)

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, El Experto Comisionado, EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025 William Abel Mercado Redondo,

HACE SABER:

Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

Bogotá, D. C., 18 de junio de 2026.

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

AVISO NÚMERO 0000474 DE 2026

(junio 18)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, LA PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004554 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por el siguiente municipio:

EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG; establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 2749.

El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

LA PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004517 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por los siguientes municipios:

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

La empresa PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 2742.

El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

Bogotá, D. C., 12 de junio de 2026.

AVISO NÚMERO 0000476 DE 2026

(junio 12)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

De conformidad con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, entre otras, es función de la CREG establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de lo cual expidió la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuario regulados, la cual está contenida en las Resoluciones CREG 102 003 de 2022 y 102 019 de 2025, en adelante la Metodología.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., mediante comunicación con radicado CREG E2026004549 del 24 de marzo de 2026, solicitó la aprobación del componente fijo del costo de comercialización de gas combustible aplicable a usuarios regulados para el mercado relevante conformado por el siguiente municipio:

(C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 192 DIARIO OFICIAL fuerza mayor que comprometen en forma grave la capacidad financiera de la empresa para continuar prestando el servicio en las condiciones tarifarias previstas. (Subrayado fuera del texto).

PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S. A. E.S.P., efectuó el reporte de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, confirmada bajo el número 2747.

En virtud de lo anterior, esta comisión encuentra procedente iniciar la actuación administrativa de oficio tendiente a corregir los errores contenidos en el artículo 1° de la Resolución CREG 501 177 de 2025 que modificó el Plan de Inversiones del mercado de comercialización atendido por EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S. A. E.S.P., con el fin de propender por la claridad, neutralidad, transparencia y objetividad de las condiciones definidas en el acto sin alteración sustancial o de fondo de este.

El componente fijo del costo de comercialización minorista aplicable a usuarios regulados solicitado por la empresa es el siguiente:

Por lo anterior, la Comisión inició, bajo expediente 20260095, la actuación administrativa tendiente a corregir los errores contenidos en el artículo 1° de la Resolución CREG 501 177 de 2025 que modificó el Plan de Inversiones del mercado de comercialización atendido por EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S. A. E.S.P.

La presente publicación se hace en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, a fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la respectiva actuación.

El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

Verificado el cumplimento de los requisitos exigidos en la Metodología, se encontró procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa y, en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente actuación administrativa.

(C. F.).

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la actuación administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

El Experto Comisionado, Bogotá, D. C., 18 de junio de 2026.

William Abel Mercado Redondo, AVISO NÚMERO 0000478 DE 2026 Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(junio 18)

(C. F.).

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 de 2025

HACE SABER:

Bogotá, D. C., 12 de junio de 2026 AVISO NÚMERO 0000477 DE 2026 (junio 12)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

QUE:

De acuerdo con lo previsto en el numeral 73.11 del artículo 73 y en el literal d) del numeral 74.1 del artículo 74 de la Ley 142 de 1994, le compete a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entre otras, la función de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos; en cumplimiento de la cual expidió tanto la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería, contenida en la Resolución CREG 202 de 2013, en concordancia con las Resoluciones números 138 de 2014, 090 de 2018 y 132 de 2018 y 011 de 2020, en adelante la Metodología de Distribución; como la metodología para remunerar la actividad de comercialización minorista de gas combustible a usuarios regulados y las reglas para la aprobación de los cargos tarifarios correspondientes, contenida en la Resolución CREG 102 003 de 2022, en adelante la Metodología de Comercialización.

De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23 y el artículo 41, ambos de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

La empresa GASOIL SERVICES S. A. S. E.S.P., a través de la comunicación radicada en la CREG E2026003277 del 24 de febrero de 2026, solicitó la aprobación de cargos de Distribución de Gas Natural (GN) por redes y la aprobación del Componente Fijo del Costo de Comercialización para el Mercado Relevante Especial de distribución conformado como sigue:

Mediante la Resolución CREG 015 de 2018, aclarada, modificada y complementada por las Resoluciones CREG 085 de 2018, 036 y 199 de 2019, 167 y 195 de 2020, 222 de 2021, 101 009, 101 012, 101 022, 101 027 de 2022, 101 032 de 2022, 101 019 de 2023 y 101 050 de 2024 la Comisión estableció la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

En la Resolución CREG 218 de 2021, se aprobaron las variables necesarias para calcular los ingresos y cargos asociados con la actividad de distribución de energía eléctrica para el mercado de comercialización atendido por la EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S. A. E.S.P. y mediante la Resolución CREG 501 038 de 2022, se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa, contra la mencionada Resolución CREG 218 de 2021. Posteriormente, con la Resolución CREG 501 016 de 2023 se aprobó el plan de inversiones para el periodo 2023-2027. Mediante la Resolución CREG 501 177 del 12 de diciembre de 2025 se modificó el plan de inversiones aprobado para el periodo 2025- 2029 la cual incluye las tablas de las inversiones aprobadas en todos los niveles de tensión desde el año 1 hasta el año 11.

Posterior a la expedición de la Resolución CREG 501 177 de 2025, se identificaron errores en algunos valores de las tablas del Plan de Inversión incluidas en la mencionada resolución, que no corresponden con lo presentado ni lo aprobado en la Sesión CREG 1423 de 2025.

El artículo 126 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 52 de la Ley 2099 de 2021 establece lo siguiente:

Artículo 126.

Vigencia de las fórmulas de tarifas. Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicas y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un periodo igual. Excepcionalmente podrán modificarse en cualquier tiempo, de oficio o a petición de parte, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, se lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa; o que ha habido razones de caso fortuito o

193 Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 DIARIO OFICIAL AVISO NÚMERO 0000479 DE 2026 (junio 16)

La empresa GASOIL SERVICES S. A. S. E.S.P., efectuó el cargue de información para la solicitud tarifaria en cuestión en el aplicativo Apligas, la cual fue confirmada bajo el número 3295 del 24 de febrero de 2026, consecutivo asignado por el aplicativo, para las actividades de distribución y comercialización.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 DE 2025

HACE SABER:

Conforme a la solicitud tarifaria presentada, los cargos propuestos por la empresa para el mercado relevante especial de distribución y de comercialización anteriormente mencionado son los siguientes:

De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23 y en el artículo 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.

Mediante la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por las Resoluciones CREG 085 de 2002, 093 de 2007, entre otras, la CREG establece los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

La Resolución CREG 092 de 2002, modificada por la Resolución CREG 101 101 de 2026, establece los principios y procedimientos para suplir necesidades del Sistema de Transmisión Nacional, utilizando equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, y se establece la metodología para la remuneración de su uso.

El artículo 5° de la Resolución CREG 092 de 2002 establece que las inversiones en los activos de que trata esta resolución serán remuneradas a la persona que presente el menor Valor Presente del Ingreso Anual Esperado, durante los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos.

Mediante la Resolución número 18 1315 de 2002, modificada por la Resolución número 18 0925 de agosto de 2003, el Ministerio de Minas y Energía, MME, delega en la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, “las gestiones administrativas necesarias para la selección mediante convocatoria pública de inversionistas que acometan en los términos del artículo 85 de la Ley 143 de 1994, los proyectos definidos y aprobados en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional anualmente”.

Mediante la Resolución MME 40529 del 6 de diciembre de 2024 se adoptó un anexo complementario al Plan de Expansión de Transmisión 2022-2036, que contiene obras del primer y segundo paquete de obras urgentes 2024 y se modifica parcialmente la Resolución 40477 de 2023, las cuales deben ser ejecutadas a través de convocatoria pública o ampliaciones del STN, según corresponda: “Obras en Guajira-Cesar-Magdalena (GCM): Compensadores síncronos STR, la cual consiste en la instalación de 5 compensadores síncronos en las subestaciones El Banco 110 kV, La Jagua 110 kV, Maicao 110 kV, Guatapurí 110 KV y Bureche 110 kV; con fecha de puesta en operación para el 31 de diciembre de 2028”.

El 28 de febrero de 2025, la UPME publicó la versión definitiva de los Documentos de Selección del Inversionista (DSI) de las Convocatorias UPME 03-2024 Compensadores Síncronos en las subestaciones Maicao y Santa Marta y UPME 04-2024 Compensadores Síncronos en las subestaciones El Banco, Guatapurí y La Jagua.

Mediante oficio con radicado S2025003101 de abril de 2025, la CREG presentó observaciones frente a la fundamentación regulatoria de las Convocatorias UPME 03 y UPME 04 de 2024.

Mediante la Resolución MME 40600 del 19 de diciembre de 2025 modificó la Resolución 40529 en el sentido de precisar el alcance de las “Obras en Guajira-Cesar- Magdalena (GCM)” de la siguiente manera: Compensadores síncronos STR, la cual consiste en la instalación de 5 compensadores síncronos en las subestaciones El Banco 110 kV, La Jagua 110 kV, Maicao 110 kV, Guatapurí 110 kV y Santa Marta 110 kV; con fecha de puesta en operación para el 31 de diciembre de 2028.

De acuerdo con el acta de adjudicación de la UPME, del 10 de abril de 2026, el proyecto de la Convocatoria UPME 04 - 2024 se adjudicó a Grupo Energía Bogotá S. A. E.S.P.

En su solicitud tarifaria, la empresa GASOIL SERVICES S. A. S. E.S.P., informa que el mercado relevante propuesto, cuenta con aportes de recursos públicos para la cofinanciación de la infraestructura de redes de distribución de Gas Natural (GN), a través del mecanismo de Obras por Impuestos realizado por la empresa TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S. A. E.S.P. - TGI, los cuales se harán a través del contrato de obra número 001-2026, entre AVAL FIDUCIARIA S. A. en calidad de vocera y administradora del patrimonio autónomo AYP TGI GERENCIA 2024 y GASOIL COLOMBIA SERVICES S. A. S. E.S.P. cuyo objeto consiste en: “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR RED PARA LAS VEREDAS VILLA HERMOSA, SITIO NUEVO, SAN CAYETANO, SAILAN, RODEO, PALACIO, LA PLAYA, COSTA RICA, CAMPO HERMOSO, BERLÍN, EL FUNCIAL, LOS NARANJOS Y CACHIPAYAL EN EL MUNICIPIO DE LA BELLEZA,”- BPIN 20220214000051.”

En comunicación con radicado CREG E2026006175, del 28 de abril de 2026, la UPME conceptuó sobre el cumplimiento, por parte del inversionista seleccionado, de lo establecido en los Documentos de Selección de la Convocatoria UPME 04 - 2024; adjuntó copia de los documentos que soportan su concepto y solicitó la expedición de la resolución que oficializa el Ingreso Anual Esperado del adjudicatario.

Verificada la completitud de la solicitud tarifaria, se encuentra procedente adelantar el análisis del estudio tarifario presentado por la empresa GASOIL SERVICES S. A. S. E.S.P., para efectos de la aprobación del Mercado Relevante Especial de Distribución para el Siguiente Período Tarifario y de los Cargos de Distribución por redes de tubería y del Componente Fijo del Costo de Comercialización de Gas Natural (GN), para el nuevo mercado relevante especial; y en consecuencia, se ha dado inicio a la correspondiente Actuación Administrativa.

Esta Comisión encuentra procedente adelantar la revisión de la solicitud de la oficialización del ingreso a Grupo Energía Bogotá S. A. E.S.P. por el proyecto “Compensadores Síncronos y sistemas asociados en las subestaciones El Banco, Guatapurí y La Jagua”, de acuerdo con la convocatoria UPME 04 - 2024.

La presente publicación se efectúa con el fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la Actuación Administrativa iniciada, conforme a lo dispuesto en el artículo 37 del CPACA.

La presente publicación se hace en cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo a fin de que los terceros interesados puedan hacerse parte en la respectiva actuación.

El Experto Comisionado, El Experto Comisionado, William Abel Mercado Redondo, William Abel Mercado Redondo, Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

Delegado por el Director Ejecutivo Suplente.

(C. F.).

Bogotá, D. C., 16 de junio de 2026 (C. F.).

Edición 53.533 Jueves, 25 de junio de 2026 194 DIARIO OFICIAL Bogotá, D. C., 16 de junio 2026 Establecimientos Públicos AVISO NÚMERO 0000480 DE 2026 (junio 16)

Instituto Colombiano de Crédito Educativo y Estudios

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Técnicos en el Exterior Mariano Ospina Pérez EXPERTO COMISIONADO DELEGADO RES. N° UAE_99_410 de 2025 Resoluciones

HACE SABER:

RESOLUCIÓN NÚMERO 0444 DE 2026

(junio 12)

De acuerdo con lo previsto en el literal d) del artículo 23 y en el artículo 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas. por la cual se expide el Manual Específico de Funciones y de Competencias Laborales del Instituto Colombiano de Crédito Educativo y Estudios Técnicos en el Exterior “Mariano Ospina Pérez” (Icetex) y se toman otras determinaciones.

Mediante la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por las resoluciones CREG 085 de 2002, 093 de 2007, entre otras, la CREG establece los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

El Presidente del Instituto Colombiano de Crédito Educativo y Estudios Técnicos en el Exterior Mariano Ospina Pérez (Icetex), en ejercicio de sus facultades legales y estatutarias, en especial las que le confiere el artículo 115 de la Ley 489 de 1998, el artículo 2º del Decreto número 380 de 2007, el numeral 11 del artículo 37 del Acuerdo número 013 de 2022, y La Resolución CREG 092 de 2002, modificada por la Resolución CREG 101 101 de 2026, establece los principios y procedimientos para suplir necesidades del Sistema de Transmisión Nacional, utilizando equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, y se establece la metodología para la remuneración de su uso.

CONSIDERANDO:

El