De quién es el atributo verde: I-REC, créditos de carbono e impuesto al carbono en el solar colombiano

Resumen ejecutivo

El 23 de abril de 2026 Verra publicó la VMR0017, la nueva versión de la metodología con la que se acreditan los proyectos renovables conectados a la red. Con ella, una planta solar en tierra puede registrarse para emitir créditos de carbono en cualquier país que el Banco Mundial clasifique como de ingreso bajo, mediano bajo o mediano alto. Colombia es de ingreso mediano alto. Desde que entró en vigor la versión 4 del VCS en 2019, Verra había limitado los registros nuevos de renovables conectadas a la red a los países menos adelantados, de modo que es la primera vez en unos siete años que una planta solar colombiana nueva puede presentarse. El 30 de abril el Consejo de Integridad del Mercado Voluntario de Carbono (ICVCM) aprobó la VMR0017 bajo sus Principios Básicos de Carbono (CCP), con una condición sobre adicionalidad.

Otros dos mercados ya pagan por el lado ambiental de un megavatio-hora colombiano. Las empresas redimen I-REC para reportar como renovable la electricidad que compran; según Argus, con datos del registro, las redenciones colombianas llegaron a unos 4 TWh solo en febrero de 2025, cerca de 85% más que un año antes. Y quienes compran combustibles pueden evitar parte del impuesto nacional al carbono retirando créditos de carbono nacionales.

A continuación reviso qué es cada instrumento, cuánto vale por megavatio-hora según las cifras públicas, a quién le pertenece según los contratos que firma una planta solar y qué preguntarle a un promotor cuyo modelo incluya cualquiera de los tres.

Un megavatio-hora, tres reclamaciones

Un I-REC certifica que se generó un megavatio-hora de electricidad renovable. En Colombia lo emite la Fundación ECSIM, el emisor local acreditado bajo el estándar I-TRACK. XM, el operador del mercado, lidera además un programa nacional propio, EcoGox, que certifica y registra certificados de energía renovable. El comprador suele ser una empresa que reporta sus emisiones de alcance 2.

Un crédito de carbono certifica una tonelada de CO2 equivalente evitada. En una planta solar, el paso de megavatios-hora a toneladas lo da el factor de emisión de la red. La Resolución 085 de la UPME, del 23 de febrero de 2026, fijó el factor de 2024 en 0,660 toneladas por MWh para proyectos eólicos y solares que usan métodos del Mecanismo de Desarrollo Limpio, y en 0,220 para inventarios de gases de efecto invernadero. La misma resolución aclara que usar estos factores es optativo: un proyecto puede calcular el suyo con los procedimientos de la CMNUCC.

Los dos factores responden preguntas distintas. El 0,660 es un margen combinado, ponderado hacia las plantas térmicas que operan en el margen del sistema, y estima lo que desplaza una planta solar nueva. El 0,220 es el promedio de una red mayoritariamente hidráulica, y es el que usa una empresa para reportar las emisiones de la electricidad que compra. El mismo megavatio-hora vale el triple de toneladas en un crédito de carbono que en el inventario de quien lo compra, y un modelo debería decir qué factor usó.

La tercera vía es nacional. El artículo 221 de la Ley 1819 de 2016 creó el impuesto nacional al carbono sobre los combustibles fósiles, y el Decreto 926 de 2017 reglamentó cómo el impuesto no se causa para el comprador de combustible que certifique ser carbono neutro con reducciones verificadas, obtenidas directamente o a través del consumidor final. Es el mecanismo de no causación. La Ley 2277 de 2022 lo limitó al 50% del impuesto causado. Bonos Solares, filial colombiana de First Climate, opera un programa que agrupa plantas renovables para este mercado bajo el estándar COLCX, y entre sus proyectos de referencia figura Caracolí, la planta de 52,4 MWp de Canadian Solar en Malambo, Atlántico.

Cuánto vale por megavatio-hora según las cifras públicas

La vía nacional tiene un techo claro. La Resolución 000003 de 2026 de la DIAN fijó el impuesto en COP 29.070,49 por tonelada a partir del 1 de febrero de 2026. Nadie paga por un crédito más que el impuesto que se ahorra con él, así que con el factor de 0,660 lo máximo que un megavatio-hora solar puede obtener por esta vía es cerca de COP 19.190, unos COP 19 por kWh. Es alrededor de 6% de los COP 315,87 por kWh a los que cerró la subasta de julio de 2026, que explicamos en cómo vende energía el solar colombiano. Los precios reales quedan por debajo de ese techo. La validación, la verificación y las tarifas de registro se descuentan primero, el tope del 50% limita cuántos créditos puede usar cada contribuyente, y la energía solar compite por los mismos compradores con los proyectos forestales.

El techo sube despacio. La tarifa se ajusta cada febrero con la inflación del año anterior más un punto, hasta llegar a tres UVT por tonelada, que en 2026 equivalen a COP 157.122. Hoy la tarifa está en cerca de 18% de ese tope y crece alrededor de 1% al año en términos reales, de modo que el tope queda mucho más allá de la vida útil de cualquier planta que se construya hoy.

Los precios de los I-REC son en su mayoría privados. La cifra pública más reciente que encontré es de marzo de 2024, cuando Argus ubicaba los I-REC hidráulicos colombianos de cosecha 2023 en unos US$1,20 por MWh; las valoraciones actuales están detrás de una suscripción. Con la TRM oficial de COP 3.216,01 del 7 de octubre de 2026, US$1,20 equivale a unos COP 3,9 por kWh, algo más de 1% del precio de la subasta. Es posible que los certificados solares se negocien por encima de los hidráulicos, y hay compradores que pagan más por una planta identificada, pero no he visto un precio público que cambie el orden de magnitud.

No encontré todavía ningún proyecto solar colombiano registrado bajo la VMR0017, así que el mercado voluntario no tiene un precio que citar.

A precios públicos, el ingreso por atributos queda por debajo del 10% de lo que la planta gana con la energía. Un modelo que cargue más que eso debería mostrar de dónde sacó el precio.

La condición de adicionalidad

En el mercado voluntario pesan más las condiciones que el precio. La VMR0017 exige que todo proyecto pase una evaluación de adicionalidad con la herramienta VT0008 de Verra. Según la decisión del ICVCM, un proyecto que quiera la etiqueta CCP debe demostrar también, con un análisis de referencia (benchmark), que el ingreso por créditos de carbono mejora de forma decisiva su desempeño económico y lleva su indicador financiero al nivel de referencia exigido o por encima.

Eso deja dos documentos en tensión. El promotor que levanta capital muestra un modelo en el que la planta supera el umbral de rentabilidad que exige el inversionista. El promotor que registra créditos presenta un análisis según el cual la planta necesita esos créditos para superarlo. Las dos cosas solo son ciertas si el modelo del inversionista depende de los créditos, y en ese caso el precio y el volumen de los créditos pesan de verdad en la tesis. Lea el memorando de inversión y el expediente de registro uno al lado del otro.

La prueba de adicionalidad mira la decisión de construir. Un proyecto que todavía está levantando capital tiene un caso más fácil de sostener que una planta en operación que se financió solo con la venta de energía.

A quién le pertenece el atributo

Lo decide el contrato de venta de energía, y la respuesta cambia según la ruta.

En un PPA bilateral con un comprador corporativo, los certificados suelen ser la razón por la que el comprador firmó. Normalmente viajan con la energía y van incluidos en el precio. Un promotor que piense vender por aparte los I-REC o los créditos de una planta con PPA corporativo debería poder señalar la cláusula que se lo permite.

En un portafolio de techos o C&I bajo la CREG 174, la mayor parte de la producción se consume en sitio, como explicamos en detrás del medidor. El anfitrión paga por energía solar en su propio techo y suele contar con reportarla. Si el dueño del activo piensa quedarse con los certificados y venderlos, el PPA tiene que decirlo y el equipo de sostenibilidad del anfitrión tiene que aceptarlo.

Para los contratos de la subasta de julio de 2026, lea la minuta. No encontré orientación pública sobre si los certificados acompañan la energía hacia los comercializadores que la compraron o se quedan con el generador.

Un megavatio-hora debería respaldar una sola reclamación por comprador. El estándar VCS de Verra pide declarar cualquier otro crédito ambiental ligado a gases de efecto invernadero que el proyecto haya solicitado o recibido por la misma actividad, y una planta inscrita a la vez en ECSIM y en un programa de carbono debería poder mostrar de qué megavatios-hora sale cada reclamación.

Reglas que todavía se mueven

El GHG Protocol está revisando su guía de alcance 2, que define cómo usan las empresas los certificados. La consulta pública sobre sus propuestas cerró el 31 de enero de 2026, y la guía de 2015 sigue vigente hasta que se publique una norma revisada. Entre las propuestas están la correspondencia horaria y la exigencia de que los certificados provengan de la misma red que el consumo. Con correspondencia horaria, un certificado solar solo cubre horas de sol, lo que lo hace menos útil que uno hidráulico para un comprador que opera las 24 horas.

El impuesto al carbono lo fija la ley, y el Congreso ya restringió una vez la no causación, en 2022. Un modelo que dependa de vender créditos en ese mercado queda expuesto a la próxima reforma tributaria.

La banca de desarrollo agrega un tercer ángulo. Algunos prestamistas concesionales premian el impacto climático medido. El crédito del BID que firmó la FDN en 2025, que describimos en quién le presta al solar colombiano, hizo entrar a la FDN en BID Clima, un piloto que otorga recompensas ligadas al impacto climático de los proyectos que financia. Pregunte si las reducciones que el proyecto le reporta a un prestamista se están vendiendo también como créditos.

Qué revisar en la debida diligencia

1. En qué registros está inscrita la planta (ECSIM, EcoGox, COLCX u otro programa nacional, Verra), para qué megavatios-hora y desde qué fecha.
2. En cada contrato de venta de energía: quién es dueño de los certificados y los créditos, y si su valor ya está en el precio de la energía.
3. Si el modelo incluye ingresos por atributos: la fuente del precio y su fecha, si viene de un contrato firmado o de un supuesto, el factor de emisión usado y el costo de validación, verificación y registro.
4. Para un registro bajo la VMR0017: el análisis de adicionalidad junto al memorando de inversión, y si los dos describen el mismo proyecto.
5. Para créditos vendidos al mercado del impuesto al carbono: el comprador, el plazo, el precio y qué le pasa a ese precio si cambian el tope del 50% o la tarifa.
6. Para portafolios de techos: qué se le dijo a cada anfitrión sobre quién reporta la energía solar.

Qué vigilar

Hasta 2027 sigo tres cosas. Primero, el primer proyecto solar colombiano que aparezca en el registro de Verra bajo la VMR0017. Desde el 1 de enero de 2027, todo proyecto renovable conectado a la red que solicite registro tendrá que usarla, y ese primer expediente mostrará cómo se sustenta la adicionalidad de una planta colombiana. Segundo, la versión final de la norma de alcance 2 del GHG Protocol, que definirá cuánto le vale a un comprador corporativo un certificado solar diurno. Tercero, el ajuste de tarifa que haga la DIAN en febrero de 2027 y cualquier reforma que toque el tope del 50%.