Comprar, financiar o PPA: cómo pagar el proyecto solar de tu empresa

El sistema es el mismo en los tres casos: los mismos módulos sobre la misma cubierta, produciendo la misma energía. Lo que cambia es el título sobre ese activo, y de ahí salen todas las demás diferencias.

En la compra directa la empresa paga el proyecto con caja propia y el sistema entra a su activo fijo desde el primer día. Es la estructura más simple de entender y la que más capital inmoviliza: todo el desembolso ocurre antes de que llegue el primer kilovatio hora de ahorro.

En la financiación —crédito bancario, leasing financiero o una línea de la banca de desarrollo— la empresa termina siendo dueña igual, pero paga en cuotas. El proyecto deja de ser una decisión de caja disponible y pasa a ser una comparación entre dos números: la cuota mensual y el ahorro mensual en la factura.

En el contrato con un tercero —lo que el mercado llama PPA, «solar como servicio» o venta de energía— la empresa no compra nada. Un tercero instala, opera y mantiene el sistema a su costo, y la empresa paga por la energía que consume o por el servicio, durante un plazo largo. No hay inversión inicial y tampoco hay activo.

Todo lo demás —los impuestos, el balance, quién repone un inversor averiado, qué pasa si se vende la bodega— se deduce de esa única variable. Por eso una comparación seria empieza por ahí y no por el precio.

Es el punto que más distorsiona las comparaciones, porque los incentivos colombianos para energías no convencionales son grandes y quien no es dueño no los toca.

La Ley 1715 de 2014, en los artículos que modificó la Ley 2099 de 2021, ofrece cuatro beneficios a quien invierte en generación con fuentes no convencionales: deducir de la renta el 50% del valor total de la inversión en un periodo no mayor a quince años contados desde el año gravable siguiente a la entrada en operación; depreciar los equipos, la maquinaria y las obras civiles a una tasa anual de hasta 33,33%; adquirir con exclusión de IVA los equipos y servicios del proyecto; e importar sin arancel la maquinaria que no se produzca en el país.

Hay un límite que decide más proyectos de lo que parece: el valor a deducir en un año no puede exceder el 50% de la renta líquida del contribuyente, determinada antes de restar esa deducción. Una empresa con renta líquida grande agota el beneficio rápido; una con utilidad pequeña, con pérdidas o en régimen especial lo arrastra durante años o simplemente no lo aprovecha. Cuando ese es el caso, la estructura correcta puede ser exactamente la contraria a la que recomienda el instalador: dejar que el incentivo lo tome quien sí puede usarlo, y comprarle la energía.

El otro requisito es procedimental y no admite atajos: los cuatro beneficios exigen que la UPME evalúe y certifique el proyecto. No es un trámite posterior ni un papel que se consigue después de facturar; la exclusión de IVA y la exención de arancel se piden antes de la compra o de la importación. Un cronograma de proyecto que no reserva tiempo para la UPME es un cronograma que va a perder beneficios por el camino.

La compra con recursos propios gana cuando se cumplen tres condiciones a la vez, y conviene ser franco: no siempre se cumplen.

La primera es tener renta líquida suficiente para usar la deducción en un plazo razonable. El beneficio de la Ley 1715 es la diferencia entre un proyecto bueno y uno excelente, y solo lo cobra quien tributa.

La segunda es que el costo de oportunidad del capital sea menor que el retorno del proyecto. Inmovilizar caja en una planta solar tiene sentido si esa caja no rinde más en el negocio de la empresa; en una compañía que crece y donde cada peso invertido en inventario o en capacidad productiva rinde por encima, el mismo proyecto puede ser una mala asignación de capital aunque el sistema en sí sea rentable.

La tercera es tener con quién resolver la operación durante veinte años. Ser dueño significa asumir el mantenimiento, el monitoreo, el reemplazo de inversores a mitad de vida y la gestión de garantías. Nada de eso es complicado, pero tiene que estar asignado a alguien: un sistema propio sin un responsable interno se degrada en silencio y nadie lo nota hasta que la factura deja de bajar.

A cambio, la compra directa deja el mejor resultado económico de largo plazo en casi todos los escenarios, porque no paga el margen financiero de nadie y porque, una vez recuperada la inversión, la energía es prácticamente gratuita durante el resto de la vida útil del sistema.

Financiar la compra conserva la propiedad y difiere el desembolso, que es justo lo que necesita una empresa con un proyecto rentable y una caja ajustada. Pero hay tres detalles que rara vez aparecen en la presentación comercial.

El primero es bueno: la deducción especial de renta sí es accesible a través de leasing financiero. El artículo 1.2.1.18.72 del Decreto 1625 de 2016 contempla esa posibilidad, de modo que el locatario puede tomar el beneficio aunque el activo figure formalmente a nombre de la compañía de financiamiento.

El segundo es una condición que hay que anotar en el contrato y en el acta: el beneficio está atado a que se ejerza la opción de compra. El artículo 1.2.1.18.77 del mismo decreto impone la verificación de ese hecho, y no ejercerla obliga a devolver las deducciones tomadas. Un leasing que se piensa entregar al final no es la estructura adecuada si el objetivo era el incentivo.

El tercero es una mala noticia que conviene conocer antes de construir el modelo financiero: la DIAN ha sostenido que la exclusión de IVA no aplica a las adquisiciones financiadas mediante leasing financiero, con el argumento de que los beneficios tributarios se interpretan de forma restrictiva (Oficio 906434 de 2022). Es doctrina administrativa, no ley, y su alcance puede discutirse con un asesor; pero si el modelo del instalador descontó el IVA y además propuso leasing, ese modelo está pintando un ahorro que quizá no exista.

Queda un cuarto punto, contable. El argumento de que el leasing mantiene el proyecto «fuera del balance» dejó de ser cierto: desde el 1 de enero de 2019 las empresas del Grupo 1 aplican la NIIF 16, incorporada al marco normativo colombiano por el Decreto 2170 de 2017, que obliga al arrendatario a reconocer un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento. Un indicador de endeudamiento que hoy se negocia con un banco va a ver ese pasivo. No es un problema en sí mismo; es un dato que hay que llevar a la conversación antes y no después.

En esta estructura la empresa no compra un sistema: compra energía, o un servicio, a quien sí lo compró. El tercero invierte, instala, opera y mantiene, y factura durante un plazo largo —diez, quince o veinte años son plazos habituales— a un precio por kilovatio hora, normalmente con una fórmula de actualización anual.

El atractivo es evidente: cero inversión inicial, riesgo técnico trasladado y un ahorro desde el primer mes si el precio contratado queda por debajo de la tarifa. El costo también: la empresa no es dueña del activo, no toma los incentivos, y se ata a un contrato largo cuya cláusula de salida suele ser lo más caro del documento.

Regulatoriamente el esquema está reconocido. La CREG ha señalado que el usuario autogenerador puede ser o no ser propietario de los activos de autogeneración, y que la relación entre ese usuario y el tercero que instala y opera es bilateral y no está sujeta a regulación. Esa segunda parte es la que conviene leer despacio: significa que no hay una norma que proteja a la empresa frente a un contrato mal redactado. Lo que no esté escrito en el contrato, no existe.

Hay algo que el contrato no puede trasladar. Quien aplica la Resolución CREG 174 de 2021 frente al operador de red y quien comercializa los excedentes es el usuario autogenerador —es decir, la empresa que consume—, no el tercero. Conviene que el contrato diga con todas las letras quién adelanta el trámite, quién responde si el operador de red lo objeta, y a quién le pertenece el ingreso o el crédito de energía que generen los excedentes.

Desde 2024 apareció una variante que cambia el mapa para quien no tiene cubierta propia o no quiere intervenirla. El Decreto 1403 de 2024 fijó los lineamientos de la autogeneración remota —producir en un sitio y consumir en otro— y estableció expresamente que los activos de generación pueden ser propiedad de la persona natural o jurídica o de terceros, y que un tercero puede operarlos (art. 2.2.3.2.4.3, num. 5). La CREG desarrolló ese marco con la Resolución CREG 101 099 de 2026, publicada en marzo de 2026, que somete a la autogeneración remota a reglas de conexión y operación comparables a las de una planta convencional. Es un régimen nuevo: si le ofrecen un PPA remoto, pregunte cómo se cumple esa resolución y quién asume los cargos asociados.

Hay un dato de la empresa que condiciona toda la comparación y que muchas propuestas ni siquiera preguntan: si es usuario regulado o no regulado.

La frontera la fijó la Resolución CREG 131 de 1998 y está vigente desde el 1 de enero de 2000: es usuario no regulado quien supera una demanda de potencia de 0,1 MW o un consumo mensual de 55 MWh en un mismo sitio de entrega. Por encima de ese umbral, la empresa negocia libremente el precio de la energía con comercializadores; por debajo, paga la tarifa regulada que aplica su comercializador.

Por qué importa aquí: el precio contra el que se compara un PPA no es el mismo en los dos casos. Un usuario no regulado ya negocia su energía y probablemente tiene un contrato vigente con un plazo y un precio que hay que poner sobre la mesa antes de firmar otro de quince años. Un usuario regulado compara contra una tarifa que sube con la inflación y con el comportamiento del mercado, no contra un precio negociado.

Si su empresa está cerca del umbral, el proyecto solar puede empujarla de un lado al otro al reducir el consumo tomado de la red. Es una consecuencia de segundo orden que casi nadie modela y que conviene revisar con el comercializador antes de dimensionar.

El error más caro de este proceso es poner en una tabla un precio de compra, una cuota de leasing y un precio por kilovatio hora, y elegir el número más bonito. No son la misma unidad ni cubren lo mismo.

La única comparación válida es el flujo de caja después de impuestos, año por año, durante toda la vida del sistema —veinte o veinticinco años—, con los mismos supuestos de producción para las tres. Si el instalador no puede entregar esa tabla, está vendiendo equipos, no un proyecto.

El primero es dar por hecho el incentivo. Muchos modelos financieros descuentan la deducción completa el primer año, sin mirar la renta líquida de la empresa ni el tope del 50%, y sin haber empezado el trámite ante la UPME. Un proyecto que solo es rentable con ese supuesto no es un proyecto rentable.

El segundo es elegir la estructura antes de conocer el consumo. La curva de carga de la planta —cuánta energía se consume y en qué horas— determina qué fracción de lo generado se autoconsume, que es la que evita la tarifa completa. Sin doce meses de facturas analizadas, cualquier estructura financiera está construida sobre una estimación.

El tercero es firmar un PPA sin leer las cláusulas de terminación. Es el documento donde el proveedor protege su inversión, y con razón: puso el capital. Pero una empresa que cierra una planta, se muda o cambia de dueño con un PPA de quince años encima descubre tarde que salir cuesta más de lo que ahorró.

El cuarto es olvidar que la cubierta también envejece. Si el techo necesita intervención dentro de cinco años, cualquiera de las tres estructuras se complica: en la compra es un costo no presupuestado, y en un contrato con tercero es una negociación con alguien que tiene su activo encima de su bodega. Se resuelve mirando el estado de la cubierta antes de firmar, no después.

El quinto es no involucrar al área contable y tributaria hasta el final. La diferencia entre las tres estructuras se juega en el impuesto de renta, en la NIIF 16 y en los indicadores financieros con los que la empresa negocia su deuda. El instalador no puede responder por eso, y no debería pedírsele.