Energía solar para plantas de manufactura y fábricas en Colombia: cómo dimensionarla contra el perfil de carga

Una planta de manufactura suele reunir las tres condiciones que hacen fuerte un proyecto solar empresarial: consume mientras hay sol, consume casi todos los días y tiene cubiertas grandes y despejadas. Por qué eso acorta el retorno frente a un hogar ya está en el artículo sobre por qué una empresa recupera antes la inversión; aquí se trata cómo se traduce en una fábrica concreta.

La primera precisión es de alcance. Una planta fotovoltaica produce electricidad y solo sustituye electricidad, que en la industria colombiana es la parte menor de la energía. Según el Plan Energético Nacional 2024-2054 de la UPME, con datos del Balance Energético Colombiano, los energéticos más usados por la industria son el gas natural (29 %), el carbón mineral (24 %), el bagazo (19 %) y la energía eléctrica (15 %). El mismo documento, citando el primer Balance de Energía Útil (datos de 2018), reparte los usos finales de la industria así: calor indirecto, como el vapor, 44 %; calor directo, como el de los hornos, 43 %; fuerza motriz, incluida la refrigeración, 11 %; y otros usos como iluminación e informática, 2 %.

Para el proyecto eso tiene dos consecuencias. Los hornos y calderas a gas o carbón no bajan su consumo con paneles: la planta solar actúa sobre la factura de energía eléctrica, no sobre la de gas. Y cualquier porcentaje que prometa una propuesta debe expresarse sobre los kWh eléctricos, nunca sobre la energía total de la fábrica.

En una fábrica el consumo mensual dice poco. Lo que decide cuánto aprovecha una planta solar es la forma de la curva horaria: a qué hora empieza y termina cada turno, cuánto queda encendido fuera de turno y qué pasa los sábados, los domingos, los festivos y en las paradas programadas.

Cada proceso deja una huella distinta en esa curva. Los motores de producción (bandas, molinos, extrusoras, bombas, ventiladores) siguen el turno; sus arranques y picos, en una planta conectada a la red, los atiende la red, y la planta solar no necesita cubrirlos. El aire comprimido suele quedarse en parte encendido fuera de turno, por fugas y equipos que permanecen presurizados, y es de los consumos base que más conviene medir. Los hornos y el calor de proceso cuentan para la solar solo si son eléctricos (de inducción o de resistencias), y entonces suelen ser de las cargas más grandes de la planta. El frío de proceso, los cuartos fríos y los chillers consumen día y noche: la solar los alimenta de día y de noche siguen en la red.

La forma práctica de verlo es pedir al comercializador o al operador de red la curva de carga horaria de doce meses y, si se puede, medir por circuitos los procesos grandes durante unas semanas. Con eso se separan tres magnitudes que el dimensionamiento necesita: la carga de turno, la carga base fuera de turno y los días sin producción. Si la empresa prevé un turno nuevo, una línea nueva o electrificar un proceso térmico, el perfil cambia: la solar se dimensiona para la carga de los próximos años, no solo para la de los últimos doce meses.

Para dar órdenes de magnitud se modeló una planta tipo con cuatro horarios y la producción horaria de PVGIS en Bogotá, Medellín, Cali y Barranquilla, con 19 años de datos (2005-2023). Es un cálculo propio, no una medición de plantas reales; los supuestos están en la sección siguiente.

La planta solar se dimensionó en 1,25 kWp por cada kW de carga de turno, el criterio del tope de carga del artículo sobre área de techo: como una planta solar rara vez entrega en una hora más del 80 % de sus kWp (en los datos horarios de PVGIS el máximo va de 0,81 a 0,87 kW por kWp según la ciudad), con ese tamaño casi no exporta en las horas de turno. El rango de cada caso va de la ciudad con menos sol (Cali) a la de más sol (Barranquilla).

Tres lecturas. El porcentaje baja con los turnos no porque la planta solar produzca menos, sino porque el consumo crece en horas sin sol: en kWh, la planta de tres turnos aprovecha más energía solar que la de un turno. Un turno de 6:00 a 14:00 coincide con entre el 77 % y el 79 % de la producción solar del día; la tarde, que en ese horario solo atiende la carga base, y el domingo son los que generan excedentes. Y en el proceso continuo la planta solar de este tamaño no exporta: en el modelo podría llegar a 1,5 kWp por kW de carga exportando como mucho el 1 % de lo que produce, así que la carga deja de limitar y pasan a mandar el área de cubierta, el presupuesto o el límite de 1 MW.

El consumo fuera de turno pesa en la planta de un turno. Si es el 15 % de la carga de turno en vez del 25 %, la solar cubre algo más del consumo (38 % a 45 %) pero exporta entre el 18 % y el 21 % de lo que produce; si es el 40 %, cubre del 30 % al 36 % y exporta del 5 % al 8 %.

El ejemplo es modelado, no un proyecto real. Una planta ficticia de dos turnos en Bogotá, con 400 kW de carga en turno y 100 kW fuera de turno, consume unos 2.379 MWh al año (unos 198 MWh al mes). Con 500 kWp, PVGIS da una producción de unos 661 MWh al año: se autoconsumen unos 616 MWh, el 25,9 % del consumo, y se exportan unos 45 MWh, el 6,7 % de la producción, prácticamente todos en domingo.

Tres consecuencias prácticas. Con 400 kW de demanda y 198 MWh al mes, la empresa cumple el límite para ser tratada como usuario no regulado (0,1 MW o 55 MWh al mes, medidos en un solo sitio individual de entrega, según la Resolución CREG 131 de 1998); si contrata como no regulada, el valor del kWh evitado sale de su contrato y no del costo unitario regulado, como explica el artículo sobre la factura de la empresa. Los 45 MWh del domingo son excedentes de una planta de más de 100 kW, con los cargos por kWh permutado que explica el artículo sobre venta de excedentes. Y 500 kWp en cubierta plana piden, con los criterios del artículo sobre área de techo, entre unos 2.500 y 2.600 m² de campo a 10° (unos 3.200 con el 70 % de NREL), antes de restar bordes, pasillos y equipos.

La potencia se elige con los tres topes del artículo sobre área de techo —la energía que se quiere cubrir, la carga diurna aprovechable y el área disponible— y se queda la menor. En una fábrica, el tope de carga se calcula con la carga que se mantiene en las horas centrales de sol de los días de producción, y no con el pico ni con el promedio del día; la tarde, si el turno termina antes de que se ponga el sol, y los días sin producción dicen cuánto se exporta, como muestra el modelo.

Esos días mandan sobre los excedentes. Un domingo es una séptima parte de la producción solar del año (en los datos de PVGIS, entre el 14,2 % y el 14,3 %); si la planta también para el sábado, son dos séptimas partes, a las que se suman festivos y paradas. Si la carga base de esos días es baja, buena parte de esa producción sale a la red: en el modelo, alrededor de la mitad de lo que se produce el domingo con una carga base del 25 % (del 47 % al 55 % según la ciudad) y unos dos tercios con el 15 %.

Hay tres formas de tratarla, y la propuesta debe decir cuál usa: aceptarla como excedente, con el valor que le dé la figura del proyecto (crédito de energía en un autogenerador a pequeña escala, contrato con un representante en uno a gran escala); recortarla con inyección cero, con un trámite de conexión más sencillo a cambio de perder esa energía; o mover a las horas de sol de esos días los consumos que se pueden desplazar, como la carga de las baterías de montacargas o el bombeo a tanques. Cuál conviene es una cuenta, no una regla, y el artículo sobre venta de excedentes la explica.

El valor de cada kWh evitado sale de la factura de la planta, no de una tarifa publicada: el nivel de tensión cambia el costo unitario, y el usuario industrial no paga la contribución de solidaridad del 20 % desde 2012 si su actividad principal figura en el Decreto 2860 de 2013 y ha pedido la exención a su comercializador. El Decreto 2860 sigue vigente, pero la exención está en discusión: los proyectos de decreto de Hacienda (agosto de 2025 y julio de 2026) la mantendrían para la industria manufacturera (CIIU 101 a 332) y la quitarían a otras actividades que hoy la tienen, y a 1 de octubre de 2026 constaba en el Senado un proyecto de ley para eliminarla a todos los usuarios industriales. Por eso conviene evaluar el proyecto con y sin ella, como explica el artículo sobre la factura de la empresa.

Motores, compresores y equipos de frío consumen energía reactiva además de la activa. La Resolución CREG 101 035 de 2024 exige que el factor de potencia inductivo de la instalación de un usuario sea igual o superior a 0,90, determinado por horas (por periodo de facturación si el medidor no registra por horas); quien supera los límites paga el transporte de la reactiva en exceso según el capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018. Cómo aparece en la factura está en el artículo sobre la factura de la empresa.

Una planta solar que opera con factor de potencia 1 reduce la energía activa que la fábrica toma de la red, pero no la reactiva. Un cálculo propio lo muestra: una planta con 400 kW de carga y factor de potencia 0,92 toma unos 170 kvar; si a media mañana la solar entrega 200 kW, la red pasa a entregar 200 kW con los mismos 170 kvar, y el factor de potencia medido en esa hora cae a 0,76. Como la regla es horaria, el problema aparece justo en las horas de más sol. Y en las horas en que la planta exporta, como los domingos, la red no entrega energía activa: entonces se cobra toda la reactiva inductiva registrada en esa hora (literal b del capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018).

Hay tres respuestas, y se definen en el diseño. La compensación con un banco de condensadores, cuyo control conviene revisar porque la solar cambia lo que mide, sin pasarse: la reactiva capacitiva tiene su propio límite (factor de potencia capacitivo de 0,90 en los niveles 1 y 2, 0,95 en el 3 y 0,98 en el 4, por periodo de facturación, según la Resolución CREG 101 035 de 2024). El propio inversor: los inversores comerciales permiten ajustar el factor de potencia (el SUN2000-150K-MG0 de Huawei, por ejemplo, entre 0,8 en adelanto y 0,8 en atraso), pero el RETIE exige que el inversor mantenga un factor de potencia superior a 0,9 cuando entrega más del 50 % de su potencia (literal f del numeral 2.3.23.1 del Libro 2 de la Resolución 40284 de 2026), lo que limita cuánta reactiva puede aportar en las horas de más producción. Y la regulatoria: el Decreto 929 de 2023 exime del cobro de energía reactiva a los usuarios con autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), como la solar. Si el comercializador la aplica, ni el cobro de las horas de exportación ni el de la capacitiva deberían llegar a ese autogenerador; antes de contar con ella, conviene preguntarle cómo la aplica, y recordar que no alcanza a una planta de más de 1 MW, que queda fuera de esa exención.

Una planta que recibe la energía en media tensión, normalmente en el nivel 2 (de 1 kV a menos de 30 kV, según la Resolución CREG 015 de 2018), y tiene transformador propio, distribuye en baja tensión dentro de la fábrica. El nivel cambia el precio del kWh evitado, como se explica en el artículo sobre la factura; en el diseño plantea además dos preguntas.

La primera es en qué tablero se conecta cada inversor y a qué tensión. El RETIE fija como tensiones normalizadas de las redes trifásicas de baja tensión de uso general 120 V fase-tierra y 208 V fase-fase, y advierte que el uso de equipos de otras tensiones requiere transformadores especiales (Título 9 del Libro 3). Pero esa es la red de uso general: una planta con transformador propio puede distribuir a otra tensión, como 440 o 480 V, y lo que cuenta es la del tablero donde se conecta cada inversor. Los inversores también se fabrican para tensiones distintas: el SUN2000-150K-MG0 de Huawei, de 150 kW, trabaja a 380, 400 o 480 V, y el SUN2000-80K-MGL0, de 80 kW, a 220 V. Si la tensión del tablero no coincide con la del inversor, hace falta un transformador de acople, con su costo, sus pérdidas y su espacio, y la propuesta debe decirlo desde el principio.

La segunda es la capacidad. Para la frontera de 1 MW del autogenerador a pequeña escala cuenta la suma de las capacidades nominales de los inversores en corriente alterna (artículo 3 de la Resolución CREG 174 de 2021, que remite a la Resolución UPME 281 de 2015). Si la planta entrega excedentes y se conecta en el nivel de tensión 1, antes de pedir la conexión hay que verificar en la página web del operador de red que el circuito tenga disponibilidad (artículo 6 de la misma resolución); quien no entrega excedentes no está sujeto a esos límites. Y conviene revisar el transformador propio, porque la energía que se exporta lo atraviesa en sentido inverso. Qué figura regulatoria corresponde a una planta grande está en el artículo sobre autogeneración y generación distribuida.

Es la pregunta que más se repite en una planta y conviene contestarla sin rodeos: una planta solar conectada a la red no mantiene la fábrica funcionando durante un corte. El RETIE exige que el inversor conectado a la red tenga protección de isla, para que el generador deje de energizar la red del operador local en no más de 2,0 s contados desde la pérdida de tensión de la red (numeral 1 del literal j del artículo 3.17.21 del Libro 3). Es una protección para quien trabaja en la red, y por eso un inversor de red convencional se desconecta cuando la red cae y vuelve cuando se recupera.

La pregunta tiene contexto en 2026. Ante el fenómeno de El Niño 2026-2027, la CREG adoptó medidas transitorias para asegurar el abastecimiento (Resolución CREG 101 127 de 2026) y, con la Circular CREG 343 de 2026, dio inicio el 5 de septiembre al período de riesgo de desabastecimiento; la propia circular aclara que eso no implica, por sí mismo, un racionamiento programado. Una planta solar reduce lo que la fábrica toma de la red en las horas de sol, pero no la protege de un corte.

Para que la solar sostenga cargas durante un corte hace falta otra arquitectura: inversores capaces de operar aislados de la red, almacenamiento y un medio que separe la instalación de la red antes de alimentar las cargas. Es más inversión y más trámite: cuando hay almacenamiento, la Resolución CREG 101 113 de 2026 añade requisitos técnicos y pruebas al procedimiento de conexión de la Resolución CREG 174 de 2021. Lo razonable es empezar por identificar qué cargas son críticas y cuánto tiempo deben sostenerse; cuándo se justifican las baterías está en la guía sobre paneles con baterías.

Si la planta ya tiene planta de emergencia, el diseño debe definir cómo conviven: qué hace el sistema solar cuando arranca el grupo electrógeno y cómo se coordina con el sistema de transferencia. Es una pregunta para el diseñador eléctrico, y la respuesta conviene dejarla por escrito en la propuesta.

El montaje en cubierta y el tendido de cables pueden avanzar con la planta produciendo, pero hay dos momentos que tocan la operación: el trabajo sobre cubiertas que quedan encima de zonas de proceso y la conexión final a los tableros, que exige desenergizarlos. Conviene programar esa conexión en una parada ya prevista —un domingo, un festivo, un mantenimiento— y pedir al instalador el plan de cortes por escrito.

El trabajo en cubierta es trabajo en alturas, regulado por la Resolución 4272 de 2021, y la empresa que contrata también tiene obligaciones de verificación; el artículo sobre cómo elegir proveedor detalla qué pedir. El RETIE exige además que el diseño defina los medios de acceso y tránsito para montar, inspeccionar, operar y mantener los paneles, y que el organismo de inspección pueda verificarlos en la obra terminada (literal o del artículo 3.17.23 del Libro 3).

El calendario también depende de trámites con plazos propios: la conexión ante el operador de red y, si la empresa va a usar los incentivos tributarios, la certificación ante la UPME, que conviene pedir con tiempo para no adelantar el IVA de los equipos, como explica el artículo sobre beneficios tributarios.

Con estos datos, una propuesta para una planta de manufactura sale de cálculos y no de supuestos, y debería devolver la cobertura del consumo y los excedentes por mes y por tipo de día, el tratamiento del factor de potencia, la tensión y el punto de conexión de cada inversor y qué pasa durante un corte.

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