Autogeneración o generación distribuida: qué figura le corresponde al proyecto solar de tu empresa

La figura regulatoria define tres cosas que pesan en el retorno de un proyecto empresarial: qué trámite de conexión exige el operador de red y cuánto tarda, cómo se paga la energía que la planta entrega a la red cuando la empresa no la consume, y quién debe intervenir en el mercado eléctrico para que esa energía se liquide.

Las figuras no se eligen por preferencia. Se derivan de hechos del proyecto: la capacidad instalada de la planta, si se va a entregar energía a la red y dónde está el consumo que la planta atiende. Por eso conviene fijar esos tres datos al principio del diseño y no al final, cuando la propuesta ya está firmada.

La Resolución CREG 174 de 2021 define la autogeneración como la actividad de usuarios, personas naturales o jurídicas, que producen energía eléctrica principalmente para atender sus propias necesidades. Cuando atienden su propia demanda lo hacen sin usar activos de uso de distribución o transmisión; las redes sirven para entregar los excedentes y como respaldo.

Un detalle de la definición importa mucho a las empresas: el autogenerador puede ser o no ser propietario de los activos de generación. Si un tercero instala, financia y opera la planta en la cubierta de la empresa y le vende la energía —el esquema de PPA en sitio—, la empresa sigue siendo el autogenerador. La estructura financiera y la figura regulatoria son decisiones distintas.

Dentro de la autogeneración, el tamaño separa dos regímenes. La Resolución UPME 281 de 2015 fija el límite de la pequeña escala en 1 MW, medido como la capacidad instalada del sistema de generación.

El autogenerador a pequeña escala (AGPE) es el que tiene una capacidad instalada o nominal de hasta 1 MW. Es la figura de casi todos los proyectos en cubierta de comercios, oficinas, plantas medianas y agroindustria, y la que regula en detalle la Resolución CREG 174 de 2021, con las modificaciones de las resoluciones 101 072 de 2025 y 101 097, 101 099 y 101 113 de 2026.

Para un AGPE que usa fuentes no convencionales de energía renovable, como la solar, los excedentes que entrega a la red se reconocen como crédito de energía hasta el monto de lo importado en el periodo, y lo que supera esa cantidad se valora hora a hora (artículo 25). El comercializador cobra por cada kWh permutado: hasta 100 kW, el componente de comercialización; por encima de 100 kW y hasta 1 MW, la suma de transmisión, distribución, comercialización, pérdidas y restricciones.

El trámite de conexión también escala con el tamaño. Para un AGPE con entrega de excedentes de más de 100 kW se exige un estudio de conexión simplificado; hasta 100 kW, o sin entrega de excedentes, no. La solicitud se presenta en el sistema de trámite en línea del operador de red, y la Resolución 101 113 de 2026 dio el texto vigente del artículo 14, que fija los documentos de la solicitud.

El AGPE con fuentes renovables tiene una ventaja más que no tiene el de gran escala: el Decreto 929 de 2023 lo exime del cobro de energía reactiva (parágrafo 2 del artículo 2.2.3.2.4.9 del Decreto 1073 de 2015, que ese decreto adicionó). En una planta industrial con motores y compresores, esa diferencia puede ser relevante al decidir si conviene quedarse por debajo de 1 MW.

Por encima de 1 MW de capacidad instalada, la empresa es autogenerador a gran escala (AGGE). Su régimen está en la Resolución CREG 024 de 2015, que regula la autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional, y, para la conexión a la red de distribución, en la Resolución CREG 174 de 2021 cuando la potencia máxima declarada es menor a 5 MW.

La diferencia comercial es la más importante. El crédito de energía de la Resolución CREG 174 de 2021 está escrito para el AGPE; el AGGE no lo tiene. Para entregar excedentes, el Decreto 1073 de 2015, en la redacción del Decreto 1403 de 2024, exige que sea representado ante el mercado mayorista por un agente comercializador o por un agente generador. El valor de cada kWh exportado sale de ese contrato, no de una fórmula regulada, así que la propuesta del instalador debe decir con qué representante y en qué términos se ha calculado.

En el trámite, la Ley 1715 de 2014 ordenó un procedimiento simplificado para los AGGE con excedentes menores a 5 MW. La Resolución CREG 174 de 2021 lo desarrolla: estudio de conexión simplificado, una garantía que la norma aplica a los AGGE con potencia máxima declarada entre 1 y 5 MW, y una vigencia de la aprobación de la conexión que solo puede prorrogarse una vez y por causales tasadas. Por encima de 5 MW, o si se conecta al sistema de transmisión regional o nacional, el proyecto queda fuera de esa resolución y sigue las reglas de una planta de generación de capacidad similar.

El AGGE, además, debe suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o el transportador al que se conecta (Decreto 1073 de 2015, en la redacción del Decreto 1403 de 2024); para el AGPE ese contrato es opcional. El cargo por respaldo se calcula según la regulación y el modelo financiero debe incluirlo.

Muchas plantas empresariales se diseñan para que toda la producción se consuma en el sitio, con un control de inyección cero. En ese caso el Decreto 1403 de 2024 establece que no se requiere autorización de ningún tipo para la conexión, que no hay distinción entre gran y pequeña escala y que no hay límites de capacidad.

Eso no significa que no haya trámite. La CREG ha precisado que el autogenerador sin excedentes debe cumplir la regulación vigente, el RETIE y el procedimiento de conexión ante el operador de red, y en la Resolución CREG 174 de 2021 los autogeneradores sin entrega de energía conectados al sistema de distribución siguen el procedimiento sin estudio de conexión simplificado. Es la vía más rápida, a cambio de renunciar al valor de los excedentes.

La decisión tiene una consecuencia de diseño: sin excedentes, la planta se dimensiona contra el consumo mínimo de las horas de sol, no contra el promedio, y la producción de fines de semana o días festivos con la planta parada se pierde. Cuanto más estable sea el consumo diurno, menos se sacrifica.

La generación distribuida suele confundirse con la autogeneración, pero en la regulación colombiana es otra actividad. La Resolución CREG 174 de 2021 la define como la generación de energía eléctrica con una planta de capacidad instalada menor a 1 MW, instalada cerca de los centros de consumo y conectada al Sistema de Distribución Local. Quien la ejerce, el generador distribuido (GD), es una empresa de servicios públicos y, para todos los efectos, un agente generador sujeto a la regulación de esa actividad.

El GD no consume su energía: la vende. Puede venderla con las reglas generales del mercado o directamente al comercializador integrado con el operador de red, que está obligado a comprarla a un precio regulado por el artículo 22 de esa resolución, modificado por la 101 072 de 2025.

Para una empresa que quiere bajar su factura, la figura casi nunca es la correcta: exige constituirse como ESP y operar como generador. Tiene sentido para quien quiere hacer de la venta de energía un negocio, por ejemplo con una cubierta grande y poco consumo propio, y aun así conviene compararla con alquilar la cubierta a un tercero que haga el proyecto.

Dos figuras nuevas amplían el mapa. La primera es la autogeneración remota: producir en un sitio y consumir en otro usando las redes. El Decreto 1403 de 2024 fijó la política y la Resolución CREG 101 099 de 2026 la reguló: el autogenerador remoto no está sujeto al límite de 1 MW de la pequeña escala, paga los cargos de respaldo y de uso de red que fija la regulación, y su activo de generación se conecta con reglas equivalentes a las de una planta de su tamaño (los de menos de 5 MW, con las de la Resolución CREG 174 de 2021). Es la figura para la empresa sin cubierta útil, o con varias sedes, que quiere energía de una planta propia en otro lugar.

La segunda es la de las comunidades energéticas, creadas por el Decreto 2236 de 2023 y reguladas por la Resolución CREG 101 072 de 2025: la autogeneración colectiva (varios usuarios que producen para su propia demanda) y la generación distribuida colectiva, con los límites de potencia y dispersión que fijó la Resolución UPME 501 de 2024 (menos de 5 MW). La CREG ha señalado, en su Concepto 14037 de 2025, que una persona jurídica con varias fronteras comerciales puede conformar una comunidad energética. Para un parque industrial o un grupo de empresas vecinas es una alternativa que vale la pena estudiar, con la cautela de que su desarrollo regulatorio es reciente.

Con cuatro respuestas se identifica la figura de casi cualquier proyecto empresarial. Son preguntas para resolver con el instalador en la etapa de diseño, con el perfil de consumo horario en la mesa.

Las empresas con consumos grandes se encuentran a menudo con una planta óptima algo por encima de 1 MW. Antes de pasar la frontera conviene comparar dos escenarios: una planta de hasta 1 MW como AGPE, con crédito de energía y la exención de reactiva del Decreto 929 de 2023, y una planta mayor como AGGE, con más producción pero con los excedentes valorados por contrato, las reglas de garantía y el contrato de respaldo obligatorio.

No hay una respuesta general: depende de cuánto de la producción se autoconsume y de lo que ofrezca el representante por los excedentes. Si la planta grande casi no exporta, la diferencia comercial pesa poco; si exporta mucho, pesa mucho. Lo que no conviene es descubrirlo después, porque la capacidad declarada en el trámite fija la figura.

En los dos casos se aplican los mismos requisitos técnicos de seguridad: el RETIE vigente, con el texto de los cuatro libros expedidos por la Resolución 40284 de 2026, que exige certificación plena para la autogeneración de 10 kVA o más con excedentes, y los acuerdos del Consejo Nacional de Operación sobre protecciones y pruebas para la conexión.