Energía solar para centros comerciales y grandes superficies en Colombia: perfil de carga, medidores y locatarios

El comercio reúne buena parte de lo que pide la solar empresarial: consumo concentrado en horas de luz, cubiertas y parqueaderos amplios y una tarifa alta. Según la UPME, con datos del Balance Energético Colombiano 2025 (año 2024), el sector terciario —comercio y sector público— consume el 22 % de la electricidad del Sistema Interconectado Nacional, y el 91 % de ese consumo corresponde a establecimientos de comercio. A diferencia de la industria, donde la electricidad es una parte menor de la energía, en el terciario es el 74,8 % de todo lo que consume el sector, de modo que una planta solar actúa sobre la mayor parte de su factura energética.

Hay dos diferencias con la fábrica, y las dos cambian el proyecto. La primera es buena: un centro comercial abre todos los días, también domingos y festivos, así que casi no tiene días en que la producción solar se quede sin consumo. La segunda complica: la energía no la consume un solo usuario. Las zonas comunes tienen su medidor, cada local tiene el suyo y el supermercado ancla suele tener otro; la cubierta es de la copropiedad o del dueño del centro, y no de quien más consume.

Por eso, en la práctica, la mayoría de los proyectos colombianos que se han hecho públicos alimentan las zonas comunes. Dos ejemplos: Parque Caracolí, en Floridablanca, anunció 312,8 kWp que, según la nota de prensa, generarán más del 10 % de la energía de sus zonas comunes; y Parque Alegra, en el área metropolitana de Barranquilla, anunció 1.900 kWp que, según la misma fuente, reemplazan el 34 % de su consumo de la red; con cualquier relación habitual entre paneles e inversores, esa planta supera el megavatio de inversores que limita al autogenerador a pequeña escala.

La curva diaria de las zonas comunes sigue el horario del centro. Los grandes centros abren entre las 9:00 y las 11:00 y cierran entre las 20:00 y las 22:00, con horarios algo más cortos los domingos y festivos, pero abren todos los días. Antes de abrir arrancan la climatización, la iluminación y la limpieza; después del cierre queda una carga base de seguridad, sistemas, bombeo y frío.

El uso que manda es la climatización. Según el PAI PROURE 2026-2035 de la UPME, los usos de la electricidad en el comercio se reparten así: climatización y aire acondicionado, 43,4 %; otros usos, como la ofimática, 19,1 %; iluminación, 18,2 %; refrigeración, 7,8 %; y fuerza motriz, 4,3 %. Y la climatización depende de la ciudad: en las series del reanálisis ERA5 que usa PVGIS —promedios de una celda de terreno, no mediciones de estación—, la temperatura media entre las 9:00 y las 22:00 es de 14,5 °C en Bogotá, 19,0 °C en Medellín, 22,1 °C en Cali y 28,3 °C en Barranquilla. La línea base que fija el Ministerio de Vivienda para centros comerciales de más de 5.000 m² refleja esa diferencia: 132,0 kWh por m² al año en clima frío, como el de Bogotá; 242,1 en templado y 265,8 en cálido húmedo (Resolución 0194 de 2025, con datos de 2020; incluye la energía que haría falta para el confort térmico y es una referencia para obra nueva, no un consumo medido).

En clima cálido, la climatización tiene una ventaja que el modelo de este artículo no cuenta: su demanda sube con el calor del mediodía, justo cuando la planta solar produce más. En Bogotá, con una temperatura media de 14,5 °C en horario comercial, esa coincidencia pesa mucho menos.

El supermercado o el hipermercado tiene otra huella: el frío de vitrinas, cuartos fríos y congeladores funciona día y noche. En Estados Unidos, la refrigeración es el 48 % de la electricidad de los edificios de venta de alimentos (cálculo propio con la tabla E5 de la encuesta CBECS 2018 de la EIA; no hay un dato equivalente para Colombia). Esa carga continua hace que la solar cubra un porcentaje menor de su consumo, pero que prácticamente no exporte.

Como en cualquier empresa, el dato de partida es la curva de carga horaria de doce meses de cada frontera que se quiera alimentar, que se pide al comercializador o al operador de red, y no el consumo mensual de la factura.

Para dar órdenes de magnitud se modelaron tres perfiles con la producción horaria de PVGIS en Bogotá, Medellín, Cali y Barranquilla, con 19 años de datos (2005-2023), y se comparan con la fábrica de dos turnos del artículo sobre manufactura. Es un cálculo propio, no una medición de centros reales; los supuestos están más abajo, junto al ejemplo. El rango de cada caso va del valor más bajo al más alto de las cuatro ciudades; en la cobertura, de Cali, la de menos sol, a Barranquilla, la de más.

La planta solar se dimensionó con el mismo criterio que en las fábricas: 1,25 kWp por cada kW de carga en horario de operación, el tope de carga del artículo sobre área de techo.

Con el mismo tamaño relativo y un consumo anual casi igual por kW de carga, el centro comercial cubre algo más que la fábrica de dos turnos y exporta entre tres y cuatro veces menos, porque no tiene domingos vacíos; si la fábrica parara también los festivos, la diferencia sería mayor. El margen se nota al crecer: exportando como mucho el 5 % de lo que produce, el centro comercial admite de 1,50 a 1,65 kWp por kW de carga y el supermercado o la tienda sin frío, de 1,70 a 1,95. Con 2 kWp por kW, el supermercado cubriría del 33 % al 39 % y exportaría del 6 % al 11 %.

La carga base también cuenta. Si las zonas comunes bajan fuera de horario al 15 % en vez del 30 %, la solar cubre del 28 % al 34 % y exporta del 5 % al 6 %; si se quedan en el 45 %, cubre del 24 % al 30 % y exporta como mucho el 0,5 %. En el supermercado, con el frío entre el 35 % y el 65 % de la carga diurna, prácticamente no exporta en ningún caso.

En el perfil del centro comercial, del 99,6 % al 100 % de lo que se exporta sale antes de las 9:00, según la ciudad. Entre el amanecer y la apertura, la planta produce del 12 % al 13 % de su energía diaria, y a esa hora solo la consume la carga base. A partir de las 9:00 la carga de las zonas comunes supera la producción en casi todas las horas del año.

Eso da una palanca sencilla: adelantar a la primera hora de sol los consumos que se pueden mover, sin añadir consumo. Si el horario de plena carga pasa de 9:00-22:00 a 8:00-21:00 —por ejemplo, prefrío de la climatización, bombeo a tanques o limpieza antes de abrir, y apagado una hora antes—, con el mismo consumo diario la exportación del modelo cae del 1,7 %-2,4 % a menos del 0,1 %, y la cobertura sube al 27 %-33 %; con 1,5 kWp por kW, la exportación queda entre el 0,4 % y el 1,1 % y la cobertura llega al 32 %-39 %. Lo que no conviene es encender una hora antes sin apagar antes: se deja de exportar, pero se compra más energía a la red de la que se aprovecha.

Es una cuenta pequeña, pero ordena el diseño: en un centro comercial casi toda la energía solar se autoconsume, y la carga limita poco el tamaño —hasta 1,50-1,65 kWp por kW la exportación no pasa del 5 %—, así que suelen mandar antes el área de cubierta y de parqueadero, el presupuesto o el límite de 1 MW.

El ejemplo es modelado, no un proyecto real. Las zonas comunes de un centro comercial ficticio en Barranquilla, con 600 kW de carga de 9:00 a 22:00 y 180 kW fuera de ese horario, consumen unos 3.572 MWh al año (unos 298 MWh al mes). Con 750 kWp, PVGIS da una producción de unos 1.179 MWh al año: se autoconsumen unos 1.150 MWh, el 32,2 % del consumo, y se exportan unos 28,6 MWh, el 2,4 % de la producción, prácticamente todos antes de las 9:00. La potencia horaria máxima de la planta, unos 614 kW, apenas supera los 600 kW de carga: ocurre unas pocas horas al año y deja menos de 0,01 MWh de exportación después de las 9:00.

Tres consecuencias prácticas. Con 600 kW de demanda y 298 MWh al mes en una sola frontera, las zonas comunes cumplen el límite para contratar como usuario no regulado (0,1 MW o 55 MWh al mes, según la Resolución CREG 131 de 1998); la resolución no permite sumar los consumos de varias instalaciones para alcanzarlo. Si contrata como no regulado, el valor del kWh evitado sale de su contrato, como explica el artículo sobre la factura de la empresa. Los 28,6 MWh de excedentes son de una planta de más de 100 kW, con los cargos por kWh permutado que explica el artículo sobre venta de excedentes, o se pueden evitar adelantando una hora el horario de la carga. Y 750 kWp en cubierta plana piden, con los criterios del artículo sobre área de techo, entre unos 3.750 y 3.900 m² de campo a 10° (unos 4.800 con el 70 % de NREL), antes de restar equipos de climatización, claraboyas, bordes y pasillos; si la cubierta no alcanza, el parqueadero es la reserva.

Una planta de autogeneración compensa el consumo de la frontera comercial a la que se conecta, y en un centro comercial hay muchas. Lo normal es conectarla a la de zonas comunes, porque es la que paga la administración y la que está detrás de la cubierta. Lo que no se puede hacer, según la lectura de la CREG, es repartir después esa energía a los locales cobrándola por un submedidor interno.

El punto de partida está en la Ley 142 de 1994, que llama usuario a quien se beneficia del servicio, como propietario del inmueble o como receptor directo (art. 14.33): el locatario es usuario aunque no sea el dueño del local. La Resolución CREG 108 de 1997 exige que todo usuario tenga medición individual de su consumo y, cuando un inmueble tiene un solo medidor que usan varias personas, lo trata como un único suscriptor y ordena dividir el costo del servicio en cuotas partes; cualquier usuario puede pedir su propio medidor asumiendo el costo del equipo (art. 24).

La CREG ha aplicado esas reglas a casos muy cercanos. En el Concepto 3740 de 2021, sobre un local ancla con un solo medidor a nombre del dueño del centro, que se quería repartir entre varios arrendatarios, señaló que medir los consumos y cobrar la energía es una actividad propia de las empresas que prestan el servicio, y que quien compra energía para venderla a usuarios finales estaría haciendo comercialización. En el Concepto 5612 de 2026, sobre un parque logístico con arrendatarios y planta solar, fue más lejos: liquidar consumos a terceros por submedición, aunque se llame reembolso, tipificaría las actividades de facturación y comercialización, y los créditos de energía de la planta se liquidan solo en la factura de la frontera donde está registrada, sin trasladarse a submedidores. La Superintendencia de Servicios Públicos ha dicho que una propiedad horizontal, por sí misma, no puede ejercer la comercialización, aunque en el mismo concepto consideró que suministrar energía por las tomas de las zonas comunes no lo es, porque no pasa por el mercado mayorista (Concepto SSPD 602 de 2023). El argumento más directo contra la refacturación es el de la CREG sobre la facturación: medir y liquidar consumos a terceros.

El Concepto 5612 deja una puerta: el reparto de costos y beneficios entre arrendador y arrendatario se rige por el derecho privado, siempre que no tome la forma ni la naturaleza de un cobro por consumo de energía. Un contrato de arrendamiento puede reflejar que las zonas comunes son más baratas de operar; no puede convertirse en una factura de energía por kWh medido. Los conceptos de la CREG y de la Superintendencia no son vinculantes, pero son la lectura del regulador y del vigilante, y una propuesta que prometa rebajar la luz de los locales con submedidores está prometiendo algo que no controla.

La vía regulada para compartir una planta entre usuarios distintos es la autogeneración colectiva (AGRC), una de las figuras de comunidad energética reglamentadas por el Decreto 2236 de 2023 y reguladas por la Resolución CREG 101 072 de 2025, modificada por la 101 087 del mismo año. La CREG la define como la producción de energía de la comunidad energética para atender principalmente su propia demanda, y al conjunto lo llama autogenerador colectivo (AC).

Encaja con un centro comercial con una condición: cada miembro tiene que ser una frontera propia. La resolución pide que el AC esté formado por puntos de conexión que inyectan, que consumen o que hacen las dos cosas (art. 6), y la CREG ha aclarado que cada integrante debe tener su propio medidor y su propia frontera, porque la figura no permite agrupar a varios usuarios tras un mismo medidor (Concepto CREG 3978 de 2026). Si los locales ya tienen medidor y contrato con el comercializador, la planta de la cubierta puede ser el punto que inyecta, y las zonas comunes y los locales que se sumen, los puntos que consumen. Si los locales cuelgan de un medidor general, primero hay que darles frontera propia. El AC, además, se inscribe en el Registro de Comunidades Energéticas del Ministerio de Minas y Energía y presenta un acuerdo de conformación con los porcentajes de reparto (art. 9).

El reparto no es físico, sino en la factura. La energía que entrega la planta se divide entre los miembros con un porcentaje de distribución de excedentes (PDE) que acuerdan ellos y que el representante comunica al comercializador; los cambios se avisan con 10 días hábiles de anticipación al ciclo de facturación, salvo otro plazo pactado, y si no se declara, el comercializador reparte en proporción al número de fronteras (arts. 9 y 19). Todas las fronteras deben estar con el mismo comercializador, aunque cualquier miembro puede retirarse y volver al de su preferencia (art. 10), y cada miembro, incluidos los locales que solo consumen, debe tener la medición que se exige a un autogenerador que entrega excedentes (art. 8, literal g), con medidor bidireccional donde haya entrega e importación (art. 42). La factura de cada miembro debe mostrar el código del AC, el número de integrantes, su PDE y la energía asignada (art. 22).

El régimen de los excedentes depende del tamaño. Hasta 1 MW agregado y con fuentes renovables no convencionales, se aplican las reglas del autogenerador de hasta 100 kW si la capacidad por usuario —la capacidad total dividida entre el número de fronteras— no pasa de 100 kW y ningún miembro tiene un PDE del 10 % o más; si no, las del autogenerador de 100 kW a 1 MW (art. 20, en la redacción de la Resolución CREG 101 087 de 2025). Por encima de 1 MW y por debajo de 5 MW, el límite que fijó la Resolución UPME 501 de 2024, los excedentes se comercializan con las reglas de las Resoluciones CREG 024 de 2015 y 096 de 2019. Todos los miembros deben estar en el mismo mercado de comercialización y en el mismo sistema de distribución local, lo normal dentro de un mismo edificio. La diferencia entre los dos primeros casos pesa: en el primero, cada kWh repartido solo paga el costo de comercialización; en el segundo paga además transmisión, distribución, pérdidas y restricciones, de modo que al local le llega poco más que el valor de la energía (Concepto CREG 8042 de 2026). Y lo que se reparte es lo que la frontera de la planta entrega a la red: si la planta cuelga del medidor de zonas comunes, a los locales solo les llegan sus excedentes, que en el modelo de este artículo son menos del 2,5 % de la producción. Para repartir toda la producción, la planta tiene que ser una frontera propia que solo inyecta.

Dos cautelas. La figura es reciente y no hay un concepto de la CREG sobre un centro comercial en concreto; y su desarrollo sigue abierto: el 9 de noviembre de 2026 la CREG publicó el Proyecto de Resolución CREG 701 160, con comentarios hasta el 14 de noviembre, que daría a los AC del segundo caso y a los autogeneradores de 0,1 a 1 MW el mismo crédito de energía que hoy tienen los pequeños —pagando solo el costo de comercialización por kWh permutado— durante 24 meses si entran en operación en los seis meses siguientes a su expedición (12 meses si entran antes de 36), a cambio de vender los excedentes al comercializador integrado con el operador de red. Para los AC atendidos por ese comercializador, permitiría además que los locales que solo consumen conserven su medición actual hasta que les llegue la medición avanzada y no obligaría a unificar los ciclos de facturación. Es un proyecto, no una norma: conviene revisar en qué queda antes de cerrar el modelo financiero. Cómo se compara la autogeneración colectiva con las demás figuras está en el artículo sobre autogeneración y generación distribuida.

Hay dos tipos de centro comercial, y la decisión se toma en sitios distintos. En los centros de un solo propietario, que arrienda los locales, decide el dueño, y la relación con los locatarios se rige por los contratos de arrendamiento dentro de los límites del apartado anterior.

En los centros sometidos a propiedad horizontal se aplica la Ley 675 de 2001, que define expresamente el edificio o conjunto de uso comercial (art. 3). Las reglas son las del artículo sobre conjuntos residenciales, con algunos matices. Los techos o losas que sirven de cubierta son bienes comunes esenciales (art. 3), y una planta solar es casi siempre una expensa distinta de las necesarias, que exige el 70 % de los coeficientes de copropiedad del conjunto (art. 46, numeral 3); la misma mayoría se exige si se paga con una expensa extraordinaria cuya cuantía total, durante la vigencia presupuestal, supere cuatro veces las expensas necesarias mensuales (numeral 2). Esas decisiones no pueden tomarse en reuniones no presenciales ni en segunda convocatoria, salvo que en esta se alcance la mayoría exigida (parágrafo del art. 46).

Lo propio del uso comercial está en cómo se reparten los gastos. En los conjuntos comerciales y mixtos, los coeficientes se calculan ponderando el área privada con la destinación y las características de cada unidad (art. 27), y el reglamento debe sectorizar los bienes y servicios comunes que no son de uso general, que se pagan por módulos de contribución (art. 31). Si el centro tiene sectores —una torre de oficinas, un bloque de locales, un parqueadero—, conviene definir de qué sector es la frontera que alimenta la planta, quién paga la inversión y a quién llega el ahorro, y dejarlo escrito antes de la asamblea. Si la cubierta está asignada al uso exclusivo de una unidad, como permite el artículo 22, hay que acordar antes con ese propietario.

Las grandes superficies independientes —un hipermercado, una tienda de hogar o un almacén en edificio propio— son el caso más simple: un solo dueño, una frontera y una cubierta, como una empresa cualquiera.

Cuando la cubierta no alcanza, el parqueadero descubierto es la siguiente superficie. Una marquesina solar da sombra a los vehículos y suma potencia, pero es una estructura nueva, con más acero y cimentación que un montaje en cubierta, y conviene cotizarla aparte.

El RETIE no tiene un capítulo para marquesinas. Sus requisitos para paneles fotovoltaicos se aplican a los paneles individuales o integrados en estructuras (artículo 3.17.23 del Libro 3, en la versión de la Resolución 40284 de 2026): la estructura de soporte debe considerar el peso, las dimensiones y las dilataciones de los paneles, el diseño debe definir medios de acceso para montaje, inspección y mantenimiento que el organismo de inspección pueda verificar (literal o), y las instalaciones en cubierta o en campo abierto deben tener una evaluación del riesgo por descargas atmosféricas (literal p). El mismo reglamento incluye los centros comerciales y los supermercados construidos antes de su vigencia entre las instalaciones que deben contar con una evaluación del riesgo por rayo (numeral 3.13.1.1).

La parte estructural no tiene una respuesta escrita. La Ley 400 de 1997 y la NSR-10 se aplican a las edificaciones, que la ley define como construcciones cuyo uso primordial es la habitación u ocupación por seres humanos, y excluyen las estructuras especiales; dónde cae una marquesina es una decisión del ingeniero estructural y, si hace falta licencia, de la curaduría. Lo prudente es pedir que la propuesta incluya el diseño estructural firmado, con las cargas de viento, y que diga si la obra necesita licencia.

Sobre los cargadores, en el ámbito nacional no hay obligación de instalarlos: la Ley 1964 de 2019 obliga a los establecimientos comerciales con parqueadero abierto al público, en los municipios de categoría especial, primera y segunda, a reservar al menos el 2 % de las plazas para el uso preferencial de vehículos eléctricos (art. 7), y exige a los edificios comerciales con licencia radicada después de la ley una acometida para la recarga (art. 10). En Bogotá el POT va más allá: el artículo 213 del Decreto 555 de 2021 exige a los usos de comercio y servicios existentes preinstalaciones de recarga en el 3 % de los parqueaderos a los cinco años y en el 6 % a los diez, y más en obra nueva. Conviene confirmar con la Secretaría de Movilidad cómo se cuentan esos plazos. Si el centro piensa instalar cargadores, conviene sumarlos al perfil de carga antes de dimensionar.

El usuario comercial paga la contribución de solidaridad del 20 % del costo del servicio (parágrafo 2 del artículo 211 del Estatuto Tributario, en la redacción de la Ley 1430 de 2010), y las actividades de comercio no están entre los códigos exentos del Decreto 2860 de 2013. Cada kWh que la planta evita comprar evita también ese recargo, así que vale más que en una industria exenta con la misma tarifa. Cómo calcular la tarifa efectiva, y qué pasa si las zonas comunes contratan como usuario no regulado, está en el artículo sobre la factura de la empresa.

La continuidad funciona igual que en una fábrica: una planta solar conectada a la red no mantiene el centro abierto durante un corte, porque el RETIE exige que el inversor deje de energizar la red en no más de 2,0 s tras perder su tensión. Si el centro tiene planta de emergencia, el diseño debe definir cómo conviven los dos sistemas. El detalle está en el artículo sobre energía solar para fábricas, y cuándo se justifican las baterías, en la guía sobre paneles con baterías.

Con estos datos, una propuesta para un centro comercial o una gran superficie sale de cálculos y no de supuestos, y debería decir a qué frontera se conecta la planta, qué parte del consumo de esa frontera cubre mes a mes, cuánto exporta y a qué hora, y si propone autogeneración colectiva, con qué miembros y qué porcentajes.

Si quieres que tu centro se evalúe con estos criterios, puedes solicitar una cotización empresarial desde Nodosolar. Sea quien sea quien la prepare, conviene llegar con esto: