Detrás del medidor: cómo se paga un activo solar de techo en Colombia bajo la CREG 174
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Resumen ejecutivo
Una planta solar colombiana a escala de red vende electrones. Un sistema de techo hace algo distinto: evita que su anfitrión los compre. Toda la forma en que un portafolio solar residencial o comercial e industrial genera ingresos en Colombia se deriva de esa distinción.
La norma que gobierna esto es la Resolución CREG 174 de 2021, expedida el 7 de octubre de 2021 y publicada en el Diario Oficial el 23 de noviembre de 2021, que reemplazó a la CREG 030 de 2018. Define al autogenerador a pequeña escala, el AGPE, como todo lo que esté por debajo de 1 MW, fija las reglas de conexión y decide cuánto vale un kilovatio hora devuelto a la red. Ese valor depende del tamaño del sistema y de si el predio exportó más de lo que importó en el mes de facturación, y va desde casi la tarifa minorista completa hasta el precio de bolsa horario.
Este documento cubre la tarifa que un activo de techo desplaza, la mecánica de acreditación, los cambios de 2025 y 2026 que importan para diseñar un portafolio, y qué revisar en la debida diligencia.
El número que se desplaza
La tarifa regulada de energía en Colombia se compone de seis elementos bajo una fórmula que la CREG mantiene desde 2007: generación (G), transmisión (T), distribución (D), comercialización (Cv), pérdidas (PR) y restricciones (R). Portafolio, citando al exministro de Minas y Energía Diego Mesa, ubicó sus pesos aproximados en 33% generación, 37% distribución, 9% comercialización, 8% restricciones, 7% pérdidas y 6% transmisión.
El costo unitario pleno, el CU, es lo que paga un usuario regulado sin subsidio. En agosto de 2026, según los tarifarios que OPS Colombia compila a partir de las tarifas publicadas por cada operador, fue de COP 984 por kWh para Celsia en el Valle del Cauca, COP 960 para EPM en Antioquia, COP 890 para Air-e en la costa Caribe y COP 864 para Enel en Bogotá. Con la TRM promedio de agosto de 2026, cercana a COP 3.130 por dólar, eso equivale a entre 28 y 31 centavos de dólar por kWh.
Compárese con el precio de cierre de la subasta de largo plazo de julio de 2026 para solar a escala de red: COP 315,87 por kWh, como se cubrió en cómo vende energía el solar colombiano. Un kilovatio hora de techo consumido en sitio vale cerca de tres veces un kilovatio hora de planta vendido bajo contrato a 15 años, porque desplaza la tarifa entregada completa, no solo el componente de generación. Ese diferencial es la razón por la que el solar distribuido en Colombia se puede financiar, y la razón por la que las reglas de acreditación pesan: en el momento en que un kilovatio hora sale del predio, el valor que captura cae.
Tres clases de kilovatio hora
La CREG 174 trata la producción de un AGPE con fuentes renovables en tres niveles, y en esos niveles es donde se equivocan la mayoría de los modelos.
El primer nivel es la energía consumida en el mismo instante en que se genera. Nunca cruza el medidor en sentido de exportación, así que no se le aplica ningún cargo; el anfitrión sencillamente compra menos kilovatios hora. Para un predio comercial con carga diurna, una fábrica, una bodega de frío, un supermercado, la mayor parte de la producción cae aquí, y este es el kilovatio hora que captura el CU completo.
El segundo nivel es el excedente exportado durante el período de facturación hasta el monto que el predio importó en ese mismo período. La CREG 174 lo llama excedentes tipo 1 y lo trata como un crédito de energía: cada kilovatio hora exportado se permuta contra uno importado. Para un AGPE de menos de 100 kW, el comercializador cobra el componente de comercialización sobre cada kilovatio hora acreditado, de modo que el crédito vale el CU menos Cv. Para un AGPE entre 100 kW y 1 MW, el comercializador cobra además transmisión, distribución, pérdidas y restricciones, y el crédito vale en esencia el componente de generación solo, cerca de un tercio de la tarifa minorista.
El tercer nivel es el excedente por encima de lo que el predio importó, excedentes tipo 2. El comercializador lo paga al precio de bolsa horario. Según los promedios mensuales que OPS Colombia sigue para 2026, ese precio fue de unos COP 124 por kWh en febrero y de COP 562 en junio. Un modelo que valora toda la energía exportada a tarifa minorista sobreestimó esa porción cerca de 1,5 veces en junio y casi 8 veces en febrero.
Leídos juntos, los niveles dan la regla de diseño para un portafolio de techo en Colombia. El valor viene primero del autoconsumo, segundo del excedente permutado y último de la exportación neta. Dimensione cada sistema a la carga diurna del anfitrión. La capacidad añadida para venderle energía a la red se paga a precio de bolsa.
Los umbrales que cambian el activo
Importan dos líneas de capacidad, y no son la misma línea.
La línea de 100 kW dentro de la CREG 174 determina qué cargos aplican al excedente acreditado. Además queda muy cerca de la frontera entre usuario regulado y no regulado, que la CREG fija en 100 kW de demanda o 55 MWh al mes. Un usuario no regulado negocia su contrato de suministro directamente en lugar de pagar el CU publicado, así que la tarifa contra la cual se mide el descuento de un PPA es una tarifa negociada. La debida diligencia sobre un portafolio C&I tiene que establecer esa tarifa anfitrión por anfitrión.
La línea de 1 MW es el techo de la categoría AGPE. Por encima, un proyecto es un autogenerador a gran escala bajo las reglas comerciales de la generación convencional, con conexión ante la UPME para los tamaños mayores, como se describe en el documento sobre la fila de conexión a la red en Colombia. Por debajo, la contraparte para la conexión es el operador de red, y la CREG 174 fija un procedimiento de tres etapas: documental, revisión técnica y solicitud de entrada en operación por la ventanilla en línea del operador. La secuencia es fija; los tiempos de respuesta de los operadores no lo son, y el cronograma de construcción de un portafolio depende de ellos.
Qué cambió en 2025 y 2026
Dos movimientos regulatorios desde que este sitio cubrió cómo funciona el financiamiento solar en Colombia afectan directamente el diseño de portafolio.
La Resolución CREG 101 072 de 2025, la de comunidades energéticas, también reescribió la base de precio de los excedentes tipo 2. En lugar del precio de bolsa horario, el excedente se pagaría al MCm, el precio promedio ponderado del libro de contratos del comercializador, mucho menos volátil que la bolsa. La Resolución CREG 101 087 del 30 de octubre de 2025, publicada en el Diario Oficial el 10 de diciembre, mantuvo luego vigente la disposición transitoria del precio de bolsa hasta que la CREG expida una metodología separada para asignar los costos del MCm, con la obligación de que los comercializadores actualicen los contratos a partir del tercer mes de vigencia de esa metodología. A agosto de 2026 la transición no había ocurrido. El ingreso por exportación neta hoy va a precio de bolsa y puede pasar a una base de precio de contrato en una fecha que el regulador no ha fijado. Modélelo a bolsa y trate el paso al MCm como escenario favorable, no como caso base.
La CREG 101 072 también definió cómo se paga la autogeneración colectiva, la estructura AC dentro de una comunidad energética. Los rangos de capacidad determinan si un AC se liquida bajo las reglas de AGPE o bajo las reglas comerciales de los generadores de mayor tamaño, y la resolución fija cómo se reparte el excedente entre participantes. Con esas reglas, la producción de una comunidad energética puede entrar en un modelo de flujo de caja.
El segundo movimiento es la Resolución CREG 101 099 del 19 de febrero de 2026, que puso en operación la autogeneración de forma remota (AGFR, en los términos de la resolución) bajo el Decreto 1403 de 2024. Un consumidor ahora puede ser dueño de una planta en un lugar y acreditar su producción contra el consumo en otro, transportándola por el Sistema Interconectado Nacional. Los cargos de transmisión aplican en todo momento, y las contribuciones CERE y FAZNI se exoneran solo en las horas en que la generación es igual o inferior al consumo. Los contratos de respaldo son obligatorios desde 100 kW, y tanto el punto de generación como el de consumo se registran como fronteras comerciales ante el administrador del mercado. El dueño de la planta tiene que atenderse a sí mismo o a entidades directamente vinculadas, así que la estructura sirve a un grupo empresarial con muchas sedes. Para un portafolio C&I, elimina el techo como restricción principal al tamaño del sistema.
De qué depende el ingreso detrás del medidor
Quitada la regulación, el ingreso de un activo solar de techo en Colombia descansa sobre cuatro cosas.
El perfil de carga del anfitrión, porque solo el consumo coincidente gana la tarifa completa. Un predio que opera de noche y exporta de día gana precios de bolsa sobre una base de costos de techo.
La tarifa desplazada. Distribución es el componente más grande y la CREG lo reajusta por operador en períodos de varios años. Generación es el componente volátil y sigue a la hidrología, así que un activo detrás del medidor carga la misma exposición a El Niño que el sector a escala de red, en sentido contrario: los años secos elevan el valor de cada kilovatio hora autoconsumido.
El crédito del anfitrión. La contraparte de un PPA de techo no es XM, ni un comercializador, ni la demanda regulada. Es la empresa o el hogar que está bajo los paneles, durante toda la vida del contrato. Un portafolio de 200 anfitriones son 200 decisiones de crédito, y un fondo que describe su riesgo como "regulatorio" sin describir cómo evalúa a sus compradores de energía no ha descrito el riesgo.
La moneda. Cada componente del CU se fija en pesos. El marco de riesgo cambiario y la oportunidad solar colombiana aplica tal como está escrito, con una adición: algunos anfitriones C&I facturan en dólares, y un PPA indexado a la TRM con un exportador o una multinacional traslada la exposición a una contraparte mejor posicionada para cargarla.
Qué revisar en la debida diligencia
- Para cada anfitrión, ¿qué porción de la producción modelada se autoconsume, se permuta o se exporta en neto, y a qué precio se valora cada nivel? Un modelo que muestra un solo precio combinado por kWh no hizo este ejercicio.
- ¿Cada sistema está por debajo o por encima de 100 kW, y el modelo aplica los cargos correctos al excedente acreditado según su tamaño?
- ¿El anfitrión es regulado o no regulado, y cuál es la tarifa real, CU publicado o contrato negociado, contra la cual se mide el descuento del PPA?
- ¿Cómo se escala el componente de distribución, y coincide con el período tarifario CREG vigente del operador de red?
- ¿El ingreso por exportación neta está modelado a bolsa o a MCm, dado que la CREG 101 087 dejó vigente la base de bolsa?
- Para cualquier estructura de comunidad energética o autogeneración remota, ¿se completó el registro del AC o del AGFR ante el operador, y está firmado el contrato de respaldo donde la capacidad alcanza 100 kW?
- ¿Cuál es el crédito del anfitrión, cómo se evaluó, y qué pasa con el activo si el anfitrión abandona el predio?
Qué vigilar
La fecha en que la CREG expida la metodología del MCm, que sacará el precio de la exportación neta de la bolsa. Los reajustes de la tarifa de distribución por operador, que reprecian el componente más grande de lo que estos activos desplazan. Y los primeros portafolios de autogeneración remota registrados bajo la CREG 101 099, que mostrarán si la estructura funciona a escala.
El recurso es sólido: 5,5 kWh por metro cuadrado al día en la costa Caribe, y tarifas minoristas entre las más altas de América Latina. La CREG 174 y sus modificaciones determinan cuánto de ese valor conserva un activo distribuido, y la respuesta va desde casi todo, para un kilovatio hora consumido en sitio, hasta cerca de una séptima parte, para uno exportado en un mes de bolsa barata.