Principales lecciones de este artículo
- La Resolución CREG 102072 de 2025 elimina la compensación neta mensual y adopta un modelo horario de excedentes, con medidores AMI obligatorios para todos los AGPE a partir de 2026.
- Las empresas con consumos superiores a 20.000 kWh al mes deben evaluar viabilidad con base en perfil de consumo horario, posible integración BESS y cumplimiento RETIE para aumentar los ahorros.
- El registro en XM, operadores de red y aplicativos CREG es clave, con plazos de 12 meses para capacidades iguales o menores a 1 MW y 6 meses para capacidades superiores, e incluye documentación técnica completa.
- Los sistemas BESS permiten almacenar excedentes para inyección diferida, con hasta el 90% de la energía almacenada compensable en el mismo día, lo que mejora la compensación y el factor de coincidencia generación-consumo.
- El Decreto 0929 exonera cobros de energía reactiva para AGPE calificados, contacta Erco Energía para una cotización solar personalizada y acompañamiento regulatorio.
Metodología de esta guía
Esta guía se construye a partir de las resoluciones CREG 2025-2026, prácticas del mercado y casos reales de implementación de Erco Energía.
1. Evaluar viabilidad AGPE bajo la regulación 2026
La evaluación de viabilidad para autogeneración a pequeña escala debe alinearse con los parámetros regulatorios de 2026. El punto de partida es revisar si el consumo energético supera los 20.000 kWh mensuales, nivel en el que la energía se convierte en una palanca financiera relevante.
La Resolución 102072 amplía el límite de capacidad AGPE de 2 MW a 5 MW sin requerir permiso de generación, lo que facilita la expansión para usuarios industriales.
Pasos clave para la evaluación:
- Análisis de facturas de energía de los últimos 12 meses
- Estudio de radiación solar y condiciones del sitio
- Revisión estructural de techos o terrenos disponibles
- Cálculo de retorno de inversión bajo el esquema horario
- Verificación de compatibilidad con los nuevos estándares AMI
2. Analizar facturación y perfil de consumo horario
El esquema de compensación horaria exige entender con detalle el perfil de consumo. Los excedentes generados en una hora se compensan solo con consumos en esa misma hora, sin arrastre entre períodos horarios.
La compensación se realiza con kWh horarios equivalentes, valorados al precio horario del consumo evitado. Las empresas necesitan alinear la curva de generación con la curva de consumo para mejorar el beneficio económico.
Elementos de análisis:
- Curvas de carga horarias para días típicos de operación
- Comparación de picos de consumo frente a la generación solar
- Cálculo del factor de coincidencia generación-consumo
- Definición de la necesidad de almacenamiento BESS
- Proyección de excedentes bajo el modelo horario
3. Cumplir el RETIE y programar la visita técnica
El cumplimiento del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE es obligatorio para todos los proyectos de generación distribuida. Los estándares 2026 incluyen requisitos específicos para integración con medidores AMI y sistemas BESS.
La certificación RETIE debe estar lista antes de solicitar la entrada en operación en el sistema de trámite en línea.
Requisitos técnicos clave:
- Diseño eléctrico conforme al RETIE vigente
- Equipos certificados con fichas técnicas actualizadas
- Protecciones y sistemas de seguridad coordinados
- Compatibilidad con infraestructura AMI del operador de red
- Preparación para integración BESS presente o futura
4. Registrar el proyecto en XM y en el operador de red
El registro ante XM, Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, y ante el operador de red local formaliza el proyecto. El sistema de información permite visualizar la información cargada y el estado de cada trámite.
Los AGPE existentes deben reportar capacidad instalada y potencia máxima declarada al operador de red dentro de los tres meses siguientes a la actualización del formato. Este reporte es necesario para acceder al esquema de compensación horaria.
5. Instalar medidores AMI obligatorios
La instalación de medidores inteligentes AMI, Advanced Metering Infrastructure, será obligatoria para todos los proyectos de generación distribuida a partir de 2026.
Los medidores AMI registran excedentes por hora, lo que permite aplicar el nuevo esquema de compensación. La modernización del mercado con medidores inteligentes facilita una gestión más precisa del consumo.
Especificaciones técnicas AMI:
- Medición bidireccional con registro horario
- Comunicación remota casi en tiempo real
- Compatibilidad con protocolos definidos por la CREG
- Gestión de calidad de potencia y eventos
- Integración con plataformas de monitoreo y análisis
Erco Energía: compañía pionera en energía limpia
Erco Energía acompaña a las empresas en su transición hacia una energía más limpia, competitiva y digital.
La compañía cuenta con más de 12 años de experiencia y más de 4.000 proyectos ejecutados en Colombia. Este recorrido le permite ayudar a empresas comerciales e industriales a convertir la energía de un costo volátil en una herramienta estratégica.
El enfoque integral cubre diseño, estructuración, construcción, operación, cumplimiento regulatorio y gestión inteligente de la energía. Cada etapa se coordina para asegurar continuidad operativa y trazabilidad.
La combinación de tecnología avanzada y acompañamiento experto permite reducir costos, ganar previsibilidad financiera y avanzar en objetivos de sostenibilidad y ESG.
Principales soluciones de Erco Energía:
Energía solar para empresas: diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas solares para autoconsumo y venta de excedentes.
Comercialización de energía limpia: tarifas competitivas y estables con monitoreo digital, visibilidad hora a hora y reportes de gestión.
Generación distribuida: desarrollo y operación de proyectos solares en techos, infraestructuras o terrenos para aumentar la autonomía energética.
Eficiencia energética y gestión de activos: consultoría técnica, monitoreo y mantenimiento para mejorar el desempeño de los sistemas.
Expansión del ecosistema energético: integración de almacenamiento en baterías y soluciones de movilidad eléctrica dentro de una estrategia energética integral.
6. Integrar sistemas BESS para gestionar excedentes
Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías BESS toman un rol estratégico bajo la nueva regulación. Los AGPE con BESS pueden almacenar excedentes para inyección diferida, con reconocimiento de hasta el 90% de la energía almacenada como compensable en horas posteriores del mismo día.
El Proyecto de Resolución CREG 701_103 de 2025 define el marco regulatorio para SAEB con capacidad nominal igual o superior a 5 MW para operación centralizada.
Beneficios de integrar BESS:
- Uso de excedentes en horas pico de tarifa o de demanda
- Mejor resultado en la compensación horaria
- Respaldo energético ante interrupciones de la red
- Participación en servicios complementarios cuando la regulación lo permita
- Aumento del factor de coincidencia entre generación y consumo
7. Gestionar excedentes bajo la Resolución 102072
La gestión de excedentes cambia de forma estructural con la nueva regulación. Los excedentes no compensados en el período horario se acumulan en una “bolsa de energía” virtual por hasta 12 meses, con opción de liquidación monetaria al precio de bolsa al cierre del período, con un descuento del 10% por costos administrativos.
El modelo incorpora un factor de compensación dinámico para excedentes, calculado con base en el precio nodal marginal del mercado en el momento de la generación. Este esquema puede mejorar la rentabilidad para AGPE en zonas con alta variabilidad de precios como Bogotá y la Costa Atlántica.
Estrategias de gestión:
- Alineación de generación y consumo por franja horaria
- Programación de cargas flexibles en horas solares
- Planificación de mantenimientos en horas de baja generación
- Integración con sistemas de gestión energética para automatizar decisiones
- Monitoreo de precios nodales para ajustar la operación
8. Exoneración de energía reactiva con el Decreto 0929
El Decreto 0929 de 2023 define condiciones para que usuarios regulados con sistemas de autogeneración a pequeña escala a partir de FNCER accedan a exoneración del cobro de energía reactiva. Esta exoneración puede representar ahorros adicionales para empresas industriales con altos consumos.
Los autogeneradores que cumplan los requisitos acceden al beneficio mediante solicitud formal y certificación del operador de red que acredite el proyecto como AGPE. La exoneración aplica desde la siguiente facturación después de la aprobación.
9. Cargue de información en el aplicativo CREG
El cargue de información para legalizar proyectos de generación distribuida sigue los lineamientos de la Resolución CREG 174 de 2021. El sistema permite ver la información cargada y el estado del proceso, con fechas de inicio y cierre de cada etapa.
La migración hacia la ventanilla única exige que los operadores de red coordinen con la UPME la transferencia de información histórica de proyectos tramitados en línea. Esta migración mantiene la trazabilidad regulatoria y facilita auditorías futuras.
Documentos requeridos:
- Certificación RETIE del sistema
- Especificaciones técnicas de equipos principales
- Planos y diagramas unifilares actualizados
- Registros de medidores AMI y su configuración
- Documentación de integración BESS cuando aplique
10. Monitoreo y ajustes después de la implementación
El monitoreo continuo permite capturar todo el valor del proyecto bajo la nueva regulación. Los sistemas deben ofrecer visibilidad horaria del desempeño para ajustar la operación y mejorar la compensación de excedentes.
La etapa posterior a la implementación incluye análisis de patrones de generación y consumo, identificación de oportunidades de mejora en la sincronización y evaluación de posibles ampliaciones o incorporación de almacenamiento.
Métricas clave de seguimiento:
- Factor de autoconsumo horario y mensual
- Eficiencia de compensación de excedentes
- Disponibilidad y calidad de datos AMI
- Desempeño de sistemas BESS frente al diseño esperado
- Estado de cumplimiento regulatorio y actualizaciones normativas
Checklist resumen y prioridades para cumplimiento 2026
La preparación para los cambios de 2026 requiere una hoja de ruta clara por segmento. Las empresas comerciales, entre 20 y 60 kWp, deben priorizar la instalación de medidores AMI y la evaluación de viabilidad. Las empresas industriales, con más de 60 kWp, necesitan considerar la integración BESS desde la etapa de diseño.
|
Paso |
Prioridad comercial |
Prioridad industrial |
Plazo 2026 |
|
Evaluación de viabilidad |
Alta |
Alta |
Q1 2026 |
|
Instalación AMI |
Crítica |
Crítica |
Q2 2026 |
|
Integración BESS |
Media |
Alta |
Q3 2026 |
|
Registro XM |
Crítica |
Crítica |
Q1 2026 |
Preguntas frecuentes sobre regulación de generación distribuida 2026
¿Cuáles son los estándares AMI obligatorios para 2026?
Los medidores AMI deben permitir medición bidireccional con registro horario, comunicación remota casi en tiempo real y compatibilidad con los protocolos definidos por la CREG. El plazo de instalación es de 12 meses para capacidades hasta 1 MW y de 6 meses para capacidades superiores.
¿Cómo impacta la Resolución 102072 en los excedentes?
La Resolución 102072 reemplaza la compensación neta mensual por un modelo horario. Los excedentes generados en una hora se compensan solo con consumos en esa misma hora, valorados al precio horario aplicable. Los excedentes no compensados se acumulan en una bolsa virtual por hasta 12 meses.
¿Qué beneficios ofrece la integración de sistemas BESS?
Los sistemas BESS permiten almacenar excedentes para inyección diferida, con reconocimiento de hasta el 90% de la energía almacenada como compensable en horas posteriores del mismo día. Esta funcionalidad mejora la compensación horaria y el factor de coincidencia entre generación y consumo.
¿Cómo funciona la exoneración de energía reactiva del Decreto 0929?
Los autogeneradores con sistemas AGPE a partir de FNCER pueden solicitar exoneración del cobro de energía reactiva mediante una solicitud formal y la certificación del operador de red. La exoneración se aplica a partir de la siguiente facturación después de la aprobación.
¿Qué documentos se requieren para el cargue en el aplicativo CREG?
Se requiere la certificación RETIE, las especificaciones técnicas de los equipos, los planos unifilares, los registros de medidores AMI y la documentación de integración BESS cuando aplique. El sistema permite visualizar la información cargada y el estado de cada etapa con sus fechas.
La planificación regulatoria para 2026 se convierte en una ventaja competitiva para las empresas que buscan reducir sus costos energéticos y cumplir con las nuevas normas. Inicia tu proyecto con Erco Energía y avanza en cumplimiento regulatorio con una estructura de ahorros clara.
