{"id":563,"date":"2026-02-08T05:02:44","date_gmt":"2026-02-08T05:02:44","guid":{"rendered":"https:\/\/blog.erco.energy\/regulacion-generacion-distribuida-colombia-2026\/"},"modified":"2026-02-08T05:02:44","modified_gmt":"2026-02-08T05:02:44","slug":"regulacion-generacion-distribuida-colombia-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/regulacion-generacion-distribuida-colombia-2026\/","title":{"rendered":"Regulaci\u00f3n de la generaci\u00f3n distribuida en Colombia 2026"},"content":{"rendered":"

Principales lecciones de este art\u00edculo<\/h2>\n
    \n
  1. <\/span>La Resoluci\u00f3n CREG 102072 de 2025 elimina la compensaci\u00f3n neta mensual y adopta un modelo horario de excedentes, con medidores AMI obligatorios para todos los AGPE a partir de 2026.<\/li>\n
  2. <\/span>Las empresas con consumos superiores a 20.000 kWh al mes deben evaluar viabilidad con base en perfil de consumo horario, posible integraci\u00f3n BESS y cumplimiento RETIE para aumentar los ahorros.<\/li>\n
  3. <\/span>El registro en XM, operadores de red y aplicativos CREG es clave, con plazos de 12 meses para capacidades iguales o menores a 1 MW y 6 meses para capacidades superiores, e incluye documentaci\u00f3n t\u00e9cnica completa.<\/li>\n
  4. <\/span>Los sistemas BESS permiten almacenar excedentes para inyecci\u00f3n diferida, con hasta el 90% de la energ\u00eda almacenada compensable en el mismo d\u00eda, lo que mejora la compensaci\u00f3n y el factor de coincidencia generaci\u00f3n-consumo.<\/li>\n
  5. <\/span>El Decreto 0929 exonera cobros de energ\u00eda reactiva para AGPE calificados, contacta Erco Energ\u00eda para una cotizaci\u00f3n solar personalizada y acompa\u00f1amiento regulatorio<\/a>.<\/li>\n<\/ol>\n

    Metodolog\u00eda de esta gu\u00eda<\/h3>\n

    Esta gu\u00eda se construye a partir de las resoluciones CREG 2025-2026, pr\u00e1cticas del mercado y casos reales de implementaci\u00f3n de Erco Energ\u00eda.<\/p>\n

    1. Evaluar viabilidad AGPE bajo la regulaci\u00f3n 2026<\/h2>\n

    La evaluaci\u00f3n de viabilidad para autogeneraci\u00f3n a peque\u00f1a escala debe alinearse con los par\u00e1metros regulatorios de 2026. El punto de partida es revisar si el consumo energ\u00e9tico supera los 20.000 kWh mensuales, nivel en el que la energ\u00eda se convierte en una palanca financiera relevante.<\/p>\n

    La Resoluci\u00f3n 102072 ampl\u00eda el l\u00edmite de capacidad AGPE de 2 MW a 5 MW sin requerir permiso de generaci\u00f3n, lo que facilita la expansi\u00f3n para usuarios industriales.<\/p>\n

    Pasos clave para la evaluaci\u00f3n:<\/p>\n

      \n
    1. <\/span>An\u00e1lisis de facturas<\/strong> de energ\u00eda de los \u00faltimos 12 meses<\/li>\n
    2. <\/span>Estudio de radiaci\u00f3n solar<\/strong> y condiciones del sitio<\/li>\n
    3. <\/span>Revisi\u00f3n estructural<\/strong> de techos o terrenos disponibles<\/li>\n
    4. <\/span>C\u00e1lculo de retorno de inversi\u00f3n<\/strong> bajo el esquema horario<\/li>\n
    5. <\/span>Verificaci\u00f3n de compatibilidad<\/strong> con los nuevos est\u00e1ndares AMI<\/li>\n<\/ol>\n

      2. Analizar facturaci\u00f3n y perfil de consumo horario<\/h2>\n

      El esquema de compensaci\u00f3n horaria exige entender con detalle el perfil de consumo. Los excedentes generados en una hora se compensan solo con consumos en esa misma hora, sin arrastre entre per\u00edodos horarios.<\/p>\n

      La compensaci\u00f3n se realiza con kWh horarios equivalentes, valorados al precio horario del consumo evitado. Las empresas necesitan alinear la curva de generaci\u00f3n con la curva de consumo para mejorar el beneficio econ\u00f3mico.<\/p>\n

      Elementos de an\u00e1lisis:<\/p>\n

        \n
      1. <\/span>Curvas de carga horarias<\/strong> para d\u00edas t\u00edpicos de operaci\u00f3n<\/li>\n
      2. <\/span>Comparaci\u00f3n de picos<\/strong> de consumo frente a la generaci\u00f3n solar<\/li>\n
      3. <\/span>C\u00e1lculo del factor de coincidencia<\/strong> generaci\u00f3n-consumo<\/li>\n
      4. <\/span>Definici\u00f3n de la necesidad<\/strong> de almacenamiento BESS<\/li>\n
      5. <\/span>Proyecci\u00f3n de excedentes<\/strong> bajo el modelo horario<\/li>\n<\/ol>\n

        3. Cumplir el RETIE y programar la visita t\u00e9cnica<\/h2>\n

        El cumplimiento del Reglamento T\u00e9cnico de Instalaciones El\u00e9ctricas RETIE es obligatorio para todos los proyectos de generaci\u00f3n distribuida. Los est\u00e1ndares 2026 incluyen requisitos espec\u00edficos para integraci\u00f3n con medidores AMI y sistemas BESS.<\/p>\n

        La certificaci\u00f3n RETIE debe estar lista antes de solicitar la entrada en operaci\u00f3n en el sistema de tr\u00e1mite en l\u00ednea. <\/p>\n

        Requisitos t\u00e9cnicos clave:<\/p>\n

          \n
        1. <\/span>Dise\u00f1o el\u00e9ctrico<\/strong> conforme al RETIE vigente<\/li>\n
        2. <\/span>Equipos certificados<\/strong> con fichas t\u00e9cnicas actualizadas<\/li>\n
        3. <\/span>Protecciones y sistemas de seguridad<\/strong> coordinados<\/li>\n
        4. <\/span>Compatibilidad<\/strong> con infraestructura AMI del operador de red<\/li>\n
        5. <\/span>Preparaci\u00f3n para integraci\u00f3n BESS<\/strong> presente o futura<\/li>\n<\/ol>\n

          4. Registrar el proyecto en XM y en el operador de red<\/h2>\n

          El registro ante XM, Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, y ante el operador de red local formaliza el proyecto. El sistema de informaci\u00f3n permite visualizar la informaci\u00f3n cargada<\/a> y el estado de cada tr\u00e1mite.<\/p>\n

          Los AGPE existentes deben reportar capacidad instalada y potencia m\u00e1xima declarada al operador de red dentro de los tres meses siguientes a la actualizaci\u00f3n del formato. Este reporte es necesario para acceder al esquema de compensaci\u00f3n horaria.<\/p>\n

          Calcula el ahorro solar de tu empresa en menos de 1 minuto y recibe una estimaci\u00f3n de costos, retorno e impacto ambiental.<\/a><\/p>\n

          5. Instalar medidores AMI obligatorios<\/h2>\n

          La instalaci\u00f3n de medidores inteligentes AMI, Advanced Metering Infrastructure, ser\u00e1 obligatoria para todos los proyectos de generaci\u00f3n distribuida a partir de 2026. <\/p>\n

          Los medidores AMI registran excedentes por hora, lo que permite aplicar el nuevo esquema de compensaci\u00f3n. La modernizaci\u00f3n del mercado con medidores inteligentes facilita una gesti\u00f3n m\u00e1s precisa del consumo<\/a>.<\/p>\n

          Especificaciones t\u00e9cnicas AMI:<\/p>\n

            \n
          1. <\/span>Medici\u00f3n bidireccional<\/strong> con registro horario<\/li>\n
          2. <\/span>Comunicaci\u00f3n remota<\/strong> casi en tiempo real<\/li>\n
          3. <\/span>Compatibilidad<\/strong> con protocolos definidos por la CREG<\/li>\n
          4. <\/span>Gesti\u00f3n de calidad de potencia<\/strong> y eventos<\/li>\n
          5. <\/span>Integraci\u00f3n<\/strong> con plataformas de monitoreo y an\u00e1lisis<\/li>\n<\/ol>\n

            Erco Energ\u00eda: compa\u00f1\u00eda pionera en energ\u00eda limpia<\/h2>\n

            Erco Energ\u00eda acompa\u00f1a a las empresas en su transici\u00f3n hacia una energ\u00eda m\u00e1s limpia, competitiva y digital.<\/p>\n

            La compa\u00f1\u00eda cuenta con m\u00e1s de 12 a\u00f1os de experiencia y m\u00e1s de 4.000 proyectos ejecutados en Colombia. Este recorrido le permite ayudar a empresas comerciales e industriales a convertir la energ\u00eda de un costo vol\u00e1til en una herramienta estrat\u00e9gica.<\/p>\n

            El enfoque integral cubre dise\u00f1o, estructuraci\u00f3n, construcci\u00f3n, operaci\u00f3n, cumplimiento regulatorio y gesti\u00f3n inteligente de la energ\u00eda. Cada etapa se coordina para asegurar continuidad operativa y trazabilidad.<\/p>\n

            La combinaci\u00f3n de tecnolog\u00eda avanzada y acompa\u00f1amiento experto permite reducir costos, ganar previsibilidad financiera y avanzar en objetivos de sostenibilidad y ESG.<\/p>\n

            Principales soluciones de Erco Energ\u00eda:<\/strong><\/p>\n

            Energ\u00eda solar para empresas:<\/strong> dise\u00f1o, construcci\u00f3n, operaci\u00f3n y mantenimiento de sistemas solares para autoconsumo y venta de excedentes.<\/p>\n

            Comercializaci\u00f3n de energ\u00eda limpia:<\/strong> tarifas competitivas y estables con monitoreo digital, visibilidad hora a hora y reportes de gesti\u00f3n.<\/p>\n

            Generaci\u00f3n distribuida:<\/strong> desarrollo y operaci\u00f3n de proyectos solares en techos, infraestructuras o terrenos para aumentar la autonom\u00eda energ\u00e9tica.<\/p>\n

            Eficiencia energ\u00e9tica y gesti\u00f3n de activos:<\/strong> consultor\u00eda t\u00e9cnica, monitoreo y mantenimiento para mejorar el desempe\u00f1o de los sistemas.<\/p>\n

            Expansi\u00f3n del ecosistema energ\u00e9tico:<\/strong> integraci\u00f3n de almacenamiento en bater\u00edas y soluciones de movilidad el\u00e9ctrica dentro de una estrategia energ\u00e9tica integral.<\/p>\n

            6. Integrar sistemas BESS para gestionar excedentes<\/h2>\n

            Los sistemas de almacenamiento de energ\u00eda con bater\u00edas BESS toman un rol estrat\u00e9gico bajo la nueva regulaci\u00f3n. Los AGPE con BESS pueden almacenar excedentes para inyecci\u00f3n diferida, con reconocimiento de hasta el 90% de la energ\u00eda almacenada como compensable en horas posteriores del mismo d\u00eda.<\/p>\n

            El Proyecto de Resoluci\u00f3n CREG 701_103 de 2025 define el marco regulatorio para SAEB<\/a> con capacidad nominal igual o superior a 5 MW para operaci\u00f3n centralizada.<\/p>\n

            Beneficios de integrar BESS:<\/p>\n

              \n
            1. <\/span>Uso de excedentes en horas pico<\/strong> de tarifa o de demanda<\/li>\n
            2. <\/span>Mejor resultado en la compensaci\u00f3n horaria<\/strong><\/li>\n
            3. <\/span>Respaldo energ\u00e9tico<\/strong> ante interrupciones de la red<\/li>\n
            4. <\/span>Participaci\u00f3n en servicios complementarios<\/strong> cuando la regulaci\u00f3n lo permita<\/li>\n
            5. <\/span>Aumento del factor de coincidencia<\/strong> entre generaci\u00f3n y consumo<\/li>\n<\/ol>\n

              7. Gestionar excedentes bajo la Resoluci\u00f3n 102072<\/h2>\n

              La gesti\u00f3n de excedentes cambia de forma estructural con la nueva regulaci\u00f3n. Los excedentes no compensados en el per\u00edodo horario se acumulan en una \u201cbolsa de energ\u00eda\u201d virtual por hasta 12 meses, con opci\u00f3n de liquidaci\u00f3n monetaria al precio de bolsa al cierre del per\u00edodo, con un descuento del 10% por costos administrativos.<\/p>\n

              El modelo incorpora un factor de compensaci\u00f3n din\u00e1mico para excedentes, calculado con base en el precio nodal marginal del mercado en el momento de la generaci\u00f3n. Este esquema puede mejorar la rentabilidad para AGPE en zonas con alta variabilidad de precios como Bogot\u00e1 y la Costa Atl\u00e1ntica.<\/p>\n

              Estrategias de gesti\u00f3n:<\/p>\n

                \n
              1. <\/span>Alineaci\u00f3n de generaci\u00f3n y consumo<\/strong> por franja horaria<\/li>\n
              2. <\/span>Programaci\u00f3n de cargas flexibles<\/strong> en horas solares<\/li>\n
              3. <\/span>Planificaci\u00f3n de mantenimientos<\/strong> en horas de baja generaci\u00f3n<\/li>\n
              4. <\/span>Integraci\u00f3n con sistemas de gesti\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong> para automatizar decisiones<\/li>\n
              5. <\/span>Monitoreo de precios nodales<\/strong> para ajustar la operaci\u00f3n<\/li>\n<\/ol>\n

                8. Exoneraci\u00f3n de energ\u00eda reactiva con el Decreto 0929<\/h2>\n

                El Decreto 0929 de 2023 define condiciones para que usuarios regulados con sistemas de autogeneraci\u00f3n a peque\u00f1a escala a partir de FNCER accedan a exoneraci\u00f3n del cobro de energ\u00eda reactiva. Esta exoneraci\u00f3n puede representar ahorros adicionales para empresas industriales con altos consumos.<\/p>\n

                Los autogeneradores que cumplan los requisitos acceden al beneficio mediante solicitud formal y certificaci\u00f3n del operador de red que acredite el proyecto como AGPE. La exoneraci\u00f3n aplica desde la siguiente facturaci\u00f3n despu\u00e9s de la aprobaci\u00f3n.<\/p>\n

                Calcula el ahorro solar de tu empresa y revisa el impacto de la exoneraci\u00f3n de energ\u00eda reactiva en tu factura.<\/a><\/p>\n

                9. Cargue de informaci\u00f3n en el aplicativo CREG<\/h2>\n

                El cargue de informaci\u00f3n para legalizar proyectos de generaci\u00f3n distribuida sigue los lineamientos de la Resoluci\u00f3n CREG 174 de 2021. El sistema permite ver la informaci\u00f3n cargada y el estado del proceso<\/a>, con fechas de inicio y cierre de cada etapa.<\/p>\n

                La migraci\u00f3n hacia la ventanilla \u00fanica exige que los operadores de red coordinen con la UPME la transferencia de informaci\u00f3n hist\u00f3rica de proyectos tramitados en l\u00ednea. Esta migraci\u00f3n mantiene la trazabilidad regulatoria y facilita auditor\u00edas futuras.<\/p>\n

                Documentos requeridos:<\/p>\n

                  \n
                1. <\/span>Certificaci\u00f3n RETIE<\/strong> del sistema<\/li>\n
                2. <\/span>Especificaciones t\u00e9cnicas<\/strong> de equipos principales<\/li>\n
                3. <\/span>Planos y diagramas unifilares<\/strong> actualizados<\/li>\n
                4. <\/span>Registros de medidores AMI<\/strong> y su configuraci\u00f3n<\/li>\n
                5. <\/span>Documentaci\u00f3n de integraci\u00f3n BESS<\/strong> cuando aplique<\/li>\n<\/ol>\n

                  10. Monitoreo y ajustes despu\u00e9s de la implementaci\u00f3n<\/h2>\n

                  El monitoreo continuo permite capturar todo el valor del proyecto bajo la nueva regulaci\u00f3n. Los sistemas deben ofrecer visibilidad horaria del desempe\u00f1o para ajustar la operaci\u00f3n y mejorar la compensaci\u00f3n de excedentes.<\/p>\n

                  La etapa posterior a la implementaci\u00f3n incluye an\u00e1lisis de patrones de generaci\u00f3n y consumo, identificaci\u00f3n de oportunidades de mejora en la sincronizaci\u00f3n y evaluaci\u00f3n de posibles ampliaciones o incorporaci\u00f3n de almacenamiento.<\/p>\n

                  M\u00e9tricas clave de seguimiento:<\/p>\n

                    \n
                  1. <\/span>Factor de autoconsumo horario<\/strong> y mensual<\/li>\n
                  2. <\/span>Eficiencia de compensaci\u00f3n<\/strong> de excedentes<\/li>\n
                  3. <\/span>Disponibilidad y calidad de datos AMI<\/strong><\/li>\n
                  4. <\/span>Desempe\u00f1o de sistemas BESS<\/strong> frente al dise\u00f1o esperado<\/li>\n
                  5. <\/span>Estado de cumplimiento regulatorio<\/strong> y actualizaciones normativas<\/li>\n<\/ol>\n

                    Checklist resumen y prioridades para cumplimiento 2026<\/h2>\n

                    La preparaci\u00f3n para los cambios de 2026 requiere una hoja de ruta clara por segmento. Las empresas comerciales, entre 20 y 60 kWp, deben priorizar la instalaci\u00f3n de medidores AMI y la evaluaci\u00f3n de viabilidad. Las empresas industriales, con m\u00e1s de 60 kWp, necesitan considerar la integraci\u00f3n BESS desde la etapa de dise\u00f1o.<\/p>\n

                    \n\n\n\n\n\n<\/colgroup>\n\n\n\n\n\n\n
                    \n

                    Paso<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Prioridad comercial<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Prioridad industrial<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Plazo 2026<\/p>\n<\/td>\n<\/tr>\n

                    \n

                    Evaluaci\u00f3n de viabilidad<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Alta<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Alta<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Q1 2026<\/p>\n<\/td>\n<\/tr>\n

                    \n

                    Instalaci\u00f3n AMI<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Cr\u00edtica<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Cr\u00edtica<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Q2 2026<\/p>\n<\/td>\n<\/tr>\n

                    \n

                    Integraci\u00f3n BESS<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Media<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Alta<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Q3 2026<\/p>\n<\/td>\n<\/tr>\n

                    \n

                    Registro XM<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Cr\u00edtica<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Cr\u00edtica<\/p>\n<\/td>\n

                    		\n

                    Q1 2026<\/p>\n<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<\/div>\n

                    Calcula tu ahorro solar en menos de 1 minuto y recibe una propuesta alineada con los plazos regulatorios de 2026.<\/a><\/p>\n

                    Preguntas frecuentes sobre regulaci\u00f3n de generaci\u00f3n distribuida 2026<\/h2>\n

                    \u00bfCu\u00e1les son los est\u00e1ndares AMI obligatorios para 2026?<\/h3>\n

                    Los medidores AMI deben permitir medici\u00f3n bidireccional con registro horario, comunicaci\u00f3n remota casi en tiempo real y compatibilidad con los protocolos definidos por la CREG. El plazo de instalaci\u00f3n es de 12 meses para capacidades hasta 1 MW y de 6 meses para capacidades superiores.<\/p>\n

                    \u00bfC\u00f3mo impacta la Resoluci\u00f3n 102072 en los excedentes?<\/h3>\n

                    La Resoluci\u00f3n 102072 reemplaza la compensaci\u00f3n neta mensual por un modelo horario. Los excedentes generados en una hora se compensan solo con consumos en esa misma hora, valorados al precio horario aplicable. Los excedentes no compensados se acumulan en una bolsa virtual por hasta 12 meses.<\/p>\n

                    \u00bfQu\u00e9 beneficios ofrece la integraci\u00f3n de sistemas BESS?<\/h3>\n

                    Los sistemas BESS permiten almacenar excedentes para inyecci\u00f3n diferida, con reconocimiento de hasta el 90% de la energ\u00eda almacenada como compensable en horas posteriores del mismo d\u00eda. Esta funcionalidad mejora la compensaci\u00f3n horaria y el factor de coincidencia entre generaci\u00f3n y consumo.<\/p>\n

                    \u00bfC\u00f3mo funciona la exoneraci\u00f3n de energ\u00eda reactiva del Decreto 0929?<\/h3>\n

                    Los autogeneradores con sistemas AGPE a partir de FNCER pueden solicitar exoneraci\u00f3n del cobro de energ\u00eda reactiva mediante una solicitud formal y la certificaci\u00f3n del operador de red. La exoneraci\u00f3n se aplica a partir de la siguiente facturaci\u00f3n despu\u00e9s de la aprobaci\u00f3n.<\/p>\n

                    \u00bfQu\u00e9 documentos se requieren para el cargue en el aplicativo CREG?<\/h3>\n

                    Se requiere la certificaci\u00f3n RETIE, las especificaciones t\u00e9cnicas de los equipos, los planos unifilares, los registros de medidores AMI y la documentaci\u00f3n de integraci\u00f3n BESS cuando aplique. El sistema permite visualizar la informaci\u00f3n cargada y el estado de cada etapa con sus fechas.<\/p>\n

                    La planificaci\u00f3n regulatoria para 2026 se convierte en una ventaja competitiva para las empresas que buscan reducir sus costos energ\u00e9ticos y cumplir con las nuevas normas. Inicia tu proyecto con Erco Energ\u00eda y avanza en cumplimiento regulatorio con una estructura de ahorros clara.<\/a><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

                    Descubre los cambios en regulaci\u00f3n de generaci\u00f3n distribuida Colombia 2026. Erco Energ\u00eda te explica medidores AMI, BESS y nuevas normas CREG.<\/p>\n","protected":false},"author":50,"featured_media":556,"comment_status":"open","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"inline_featured_image":false,"footnotes":""},"categories":[1],"tags":[],"class_list":["post-563","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-uncategorized"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/563","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/users\/50"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=563"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/563\/revisions"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/media\/556"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=563"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=563"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/erco.energy\/co\/articles\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=563"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}