Cómo leer la factura de energía de tu empresa y saber si te conviene la solar

En un hogar bastan dos datos: el consumo en kWh y la tarifa por kWh. En una empresa siguen siendo la base, pero alrededor aparecen otros cuatro que mueven el resultado, y ninguno de ellos es un detalle contable: cada uno cambia el precio del kWh que la planta va a sustituir.

Antes de hablar con un instalador conviene tener en la mesa, sacados de la factura o pedidos al comercializador, estos datos.

Un usuario regulado paga el costo unitario de prestación del servicio, el CU que define la Resolución CREG 119 de 2007. Tiene dos partes: un componente variable, en pesos por kWh, y un componente fijo, en pesos por factura. El costo máximo de un periodo es el consumo multiplicado por el componente variable, más el fijo.

El componente variable suma seis costos: la compra de energía (G), el uso del Sistema de Transmisión Nacional (T), el uso de las redes de distribución (D), el margen de comercialización (Cv), las pérdidas de energía (PR) y las restricciones (R). El comercializador lo actualiza cada vez que alguno de los índices que lo componen acumula una variación del 3% o más, así que la tarifa cambia varias veces al año.

La resolución distingue además entre CU y tarifa. La tarifa es el CU al que se aplica el factor de subsidio o de contribución que corresponda; para un usuario no residencial que ni recibe subsidio ni paga contribución, la tarifa coincide con el CU. Para una empresa comercial, la tarifa es el CU más el recargo.

Para la solar, lo importante es qué se evita. Un kWh que la planta produce y la empresa consume en ese momento no pasa por el medidor de importación, así que no se factura: deja de pagarse a la vez todo el componente variable. Lo que sigue pagándose, aunque la planta funcione perfecto, es el componente fijo.

La Resolución CREG 015 de 2018 clasifica los sistemas de distribución por tensión nominal: el nivel 1 es el de menos de 1 kV; el nivel 2, de 1 kV a menos de 30 kV; el nivel 3, de 30 kV a menos de 57,5 kV; y el nivel 4, de 57,5 kV a menos de 220 kV. Un local, una oficina o una pyme pequeña suelen estar en el nivel 1, en baja tensión; una planta que recibe energía en media tensión y tiene su propio transformador suele estar en el nivel 2.

El nivel importa porque el costo de distribución D se acumula hasta el nivel al que está conectado el usuario, según el artículo 10 de la Resolución 119: quien se conecta en un nivel más alto no paga los cargos de los inferiores, y su componente variable es distinto. Por eso los comercializadores publican la tarifa por nivel de tensión y, en el nivel 1, suelen separar los casos en que el transformador es del operador de red, del usuario o de ambos.

La consecuencia práctica es que la tarifa efectiva con que se evalúe la solar debe salir de la factura de esa empresa y no de una tarifa promedio. Dos empresas con el mismo consumo, una en nivel 1 con transformador del operador y otra en nivel 2 con transformador propio, no pagan el mismo precio por kWh y no tienen el mismo retorno con la misma planta.

El dato aparece en la factura junto a los datos del usuario; si no figura, hay que pedirlo por escrito al comercializador, que también tiene el aviso de tarifas de ese nivel.

La contribución de solidaridad es el recargo con que ciertos usuarios financian el subsidio de los estratos 1, 2 y 3. La regla para las empresas está en el parágrafo 2 del artículo 211 del Estatuto Tributario, en la redacción del artículo 2 de la Ley 1430 de 2010: el 20% del costo de prestación del servicio para los usuarios comerciales, los residenciales de estratos 5 y 6 y los industriales. Para estos últimos la misma norma añade que, a partir de 2012, no son sujetos del cobro, y encarga al Gobierno definir quién es usuario industrial.

Esa definición está en el Decreto 2860 de 2013. Tienen derecho al tratamiento los usuarios industriales de energía eléctrica cuya actividad económica principal figure en el RUT con los códigos 011 a 360, 581 y 411 a 439 de la clasificación de actividades de la DIAN. Cuenta la actividad principal, y la exención se aplica en los inmuebles donde se ejerce. Un comercio o una oficina, cuyos códigos no están en esa lista, es usuario comercial y paga el 20%.

La exención no se aplica sola. El usuario debe pedirla por escrito al comercializador, con el RUT expedido en los últimos treinta días y la relación de los NIU de las sedes donde se desarrolla la actividad principal; el comercializador tiene quince días para resolver, y para mantenerla se presenta el RUT actualizado cada seis meses. La Superintendencia de Servicios Públicos lo recordó en su Concepto 028 de 2026. Si la factura de una empresa industrial sigue trayendo la línea de contribución, la primera comprobación es si esa solicitud se hizo.

Hay un asunto de vigencia que el modelo financiero debe contemplar. A 9 de octubre de 2026 la exención sigue regida por el Decreto 2860, pero el Gobierno ha publicado dos proyectos para cambiarla: en agosto de 2025 Hacienda publicó un borrador que reducía los códigos exentos a los 101 al 332, es decir, la industria manufacturera en sentido estricto, y en julio de 2026 abrió a comentarios otro proyecto de decreto que derogaría el 2860 y redefiniría quién es usuario industrial. Además, a 1 de octubre de 2026 constaba en el Senado un proyecto de ley para eliminar la exención. Son proyectos, no normas, y no se sabe en qué quedarán: la lectura prudente es evaluar el proyecto solar de una empresa industrial con dos tarifas efectivas, con y sin contribución.

Para la solar importa por una razón aritmética. En el usuario comercial, cada kWh que la planta evita comprar evita también el 20% añadido, así que su tarifa efectiva es mayor que el CU; en el industrial exento, la tarifa efectiva es el CU y el kWh evitado vale menos. Sobre la energía que se consume en el momento el efecto es directo, porque simplemente no se factura. Sobre los excedentes que se permutan como crédito, la base con que el comercializador liquida la contribución es una pregunta que conviene hacerle por escrito antes de firmar.

La Resolución CREG 131 de 1998, vigente desde el 1 de enero de 2000, fija la frontera: es usuario no regulado quien supera una demanda de 0,1 MW o un consumo de 55 MWh al mes en un mismo sitio de entrega. Es la misma frontera que ordena la comparación del artículo sobre cómo pagar el proyecto.

En la factura se nota. El usuario regulado paga el costo unitario de la Resolución 119, con los componentes descritos arriba. El no regulado paga lo que dice su contrato: el precio de la energía se pacta, y la propia CREG, al regular el crédito de energía de los autogeneradores, remite para estos usuarios a los valores pactados entre las partes.

Para la solar, el paso previo es poner el contrato sobre la mesa: precio, indexación, plazo y si prevé un consumo mínimo o penalizaciones por comprar menos energía. La tarifa efectiva se calcula igual, con el precio que realmente se paga por kWh. Y conviene comprobar si la planta, al reducir lo comprado, deja a la empresa por debajo de la frontera, porque eso puede cambiar su condición.

Los motores, compresores, equipos de refrigeración y balastos consumen, además de la energía activa que hace el trabajo, energía reactiva inductiva. La regulación pone un límite. Según la Resolución CREG 101 035 de 2024, publicada en el Diario Oficial el 13 de febrero de 2024, el factor de potencia inductivo de una instalación debe ser igual o superior a 0,90, determinado por horas, o por periodo de facturación si el medidor no registra por horas; equivale a que la reactiva no pase del 50% de la activa. El factor capacitivo debe ser igual o superior a 0,90 en los niveles 1 y 2, 0,95 en el nivel 3 y 0,98 en el nivel 4, lo que equivale a una relación de reactiva a activa de 50%, 33% y 20%, calculada sobre el periodo de facturación.

Quien supera los límites paga el transporte de energía reactiva en exceso, conforme al capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018, y el operador de red puede exigirle equipos para controlar y medir la reactiva. En la factura aparece como una línea de energía reactiva o de transporte de reactiva en exceso, con el nombre que use cada comercializador. Que la línea no exista no basta para concluir que no hay problema: puede deberse a que el medidor no mide reactiva.

Qué cambia con una planta solar. En las horas de sol la planta reduce la energía activa que se toma de la red, pero no la reactiva que piden los equipos de la empresa: la relación entre una y otra sube y, con ella, el riesgo de rebasar el límite. Es un efecto que se calcula con el perfil horario y que se corrige, si hace falta, con compensación o con la capacidad del inversor para aportar reactiva, según el modelo. Es una pregunta técnica para el instalador, no una razón para descartar el proyecto. El antecedente existe: la propia CREG recibió en 2022 reclamos de autogeneradores por el cobro de reactiva capacitiva, y es parte de lo que motivó los límites nuevos.

La norma tiene también una regla favorable. El Decreto 929 de 2023 dispone que los usuarios con autogeneración a pequeña escala a partir de fuentes no convencionales de energía renovable están exentos del cobro de energía reactiva (artículo 4, parágrafo 2), y la Resolución CREG 101 072 de 2025 lo cita en sus considerandos. Antes de contar con ella en el modelo, conviene preguntar al comercializador cómo la aplica en la factura: depende de que el sistema sea AGPE, es decir, de hasta 1 MW.

La energía que la planta produce y la empresa consume en el momento no se factura. Se dejan de pagar, por tanto, todos los componentes de ese kWh —compra de energía, transmisión, distribución, comercialización, pérdidas y restricciones— y la contribución que lo acompañaría, si la empresa la paga.

Los excedentes siguen otra regla. Para un AGPE con fuentes renovables, de hasta 1 MW, la Resolución CREG 174 de 2021, en su artículo 25 modificado por la 101 072 de 2025, reconoce los excedentes hasta el monto de lo importado en el periodo como crédito de energía; los que lo superan se valoran hora a hora. Y por cada kWh que se permuta, el comercializador cobra: hasta 100 kW, el componente de comercialización; entre 100 kW y 1 MW, la suma de transmisión, distribución, comercialización, pérdidas y restricciones. Dicho de otro modo, en una planta de más de 100 kW un kWh devuelto a la red como crédito recupera, en esencia, el componente de compra de energía, no el costo unitario completo.

De ahí sale una regla de lectura: cuanto más del consumo ocurre mientras hay sol, más vale cada kWh de la planta. Una empresa con consumo diurno concentrado se acerca al mejor caso; una con consumo nocturno o de fin de semana, no.

Lo que no baja con la planta es el componente fijo, que se factura por factura y no depende del consumo; los conceptos ajenos a la energía, como alumbrado público, aseo o financiaciones, y, según el caso, la energía reactiva. Una propuesta que promete un porcentaje sobre el total de la factura sin haber visto este desglose está simplificando de más.

Con estos documentos, un instalador serio puede dimensionar sobre datos y no sobre una impresión. Casi todos se piden al comercializador o se encuentran en el portal de clientes.

Con los documentos anteriores, el cálculo es aritmética. Lo que sale no es una promesa de ahorro, sino la referencia contra la que se mide cualquier propuesta.

El primero es evaluar con una tarifa publicada y no con la de la propia factura: el nivel de tensión y la contribución hacen que dos empresas parecidas paguen precios distintos por kWh.

El segundo es dar por hecho que la empresa industrial ya tiene la exención. La factura es la prueba: si una empresa industrial que cumple los requisitos ve la línea de contribución, la exención no está aplicada, y por tanto no se ha pedido o no se ha concedido.

El tercero es olvidar que la exención puede cambiar. Un proyecto con retorno a diez o quince años debe resistir el escenario en que se pague el 20%; si solo funciona con exención, es un proyecto frágil.

El cuarto es no mirar la reactiva hasta después de instalar. Medirla antes cuesta poco; descubrirla en la primera factura con la planta funcionando cuesta una discusión con el instalador y con el comercializador.

El quinto es mezclar kWh consumidos con kWh aprovechados. Un consumo grande y nocturno no se parece a un consumo grande y diurno, y la planta solo compensa de verdad el segundo.