AUTOGENERACIÓN REMOTA EN COLOMBIA: NUEVO RÉGIMEN TRAS LA Resolución CREG 101 099 de 2026

Autogeneración Remota en Colombia: el nuevo régimen tras la CREG 101 099 de 2026

Marzo de 2026 ·  CREG · AGFR · FNCER · Regulación Energética

Contenido

1. ¿Por qué es relevante la autogeneración remota?
2. La cadena normativa: de la Ley 1715 a la CREG 101 099/2026
3. Las dos figuras jurídicas: AGR y PMR
4. Régimen de conexión al SIN: tres escenarios
5. Aspectos comerciales clave: contratos, cargos y mercado
6. Los siete pasos urgentes para el inversionista
7. Conclusión y riesgos regulatorios pendientes

1. ¿Por qué es relevante la autogeneración remota en Colombia?

Durante años, el marco jurídico colombiano reconoció al autogenerador como aquel que produce energía en el mismo sitio donde la consume. Esta limitación geográfica resultaba incompatible con la realidad de los grandes consumidores industriales y comerciales: sus instalaciones de consumo rara vez coinciden con los terrenos disponibles para desarrollar proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

El Decreto 1403 de 2024 rompió ese esquema al habilitar expresamente la autogeneración de forma remota (AGFR), permitiendo que la energía producida viaje a través de las redes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) hasta el punto de consumo del propio generador. La Resolución CREG 101 099 del 19 de febrero de 2026 convierte esa habilitación en un régimen operativo completo y definitivo.

«La autogeneración remota transforma la geografía de los proyectos FNCER: un consumidor industrial en Bogotá puede abastecerse de un parque solar en La Guajira sin necesidad de ser empresa de servicios públicos.»

Las implicaciones son de gran alcance: reducción de costos energéticos para la industria, nuevas oportunidades de estructuración de proyectos renovables, mayor competencia en la oferta de energía y, desde la perspectiva jurídica, un espacio regulatorio completamente nuevo con preguntas contractuales y tributarias aún abiertas.

2. La cadena normativa: de la Ley 1715 a la CREG 101 099/2026

Para entender el nuevo régimen es indispensable reconocer que la CREG 101 099/2026 no opera en el vacío: es el resultado de una evolución normativa de más de tres décadas.

El eje del nuevo régimen es el principio de simetría consagrado en el Decreto 1403/2024: el autogenerador remoto debe cumplir las mismas reglas de planeación, conexión y operación que una planta de generación convencional de capacidad efectiva neta similar. Esto aplica tanto a derechos como a obligaciones.

3. Las dos figuras jurídicas: AGR y PMR

La CREG 101 099/2026 distingue con precisión dos figuras que, aunque cercanas, tienen implicaciones jurídicas y comerciales diferentes.

Autogenerador Remoto (AGR / AGFR)

El AGR es la persona natural o jurídica que realiza la actividad de autogeneración de forma remota utilizando los activos del STN o de los sistemas de distribución, para consumir en sitios distintos a los de producción la energía que produce. La energía está destinada exclusivamente a su propio consumo.

Distinción regulatoria: El Decreto 1403/2024 no elimina la diferenciación entre gran escala (AGGE, >1 MW) y pequeña escala (AGPE, ≤1 MW) para efectos del régimen de excedentes y del contrato de respaldo, aunque sí elimina límites de capacidad para recursos sin entrega de excedentes.

Productor Marginal Remoto (PMR / PMRUFR)

El PMR opera bajo el artículo 14.15 de la Ley 142/1994: genera energía para sí mismo o para una clientela con vinculación económica directa —socios, filiales, empresas del mismo grupo—, en sitios distintos a los de producción. No está obligado a organizarse como empresa de servicios públicos salvo orden de la CREG.

Riesgo jurídico crítico: La vinculación económica directa es un requisito de fondo del PMR, no una formalidad. Si la energía se entrega a terceros sin ese vínculo, el operador pierde la condición de productor marginal y pasa a ser ESP, con todas las obligaciones regulatorias que ello implica. Este punto merece análisis caso a caso antes de estructurar el proyecto.

4. Régimen de conexión al SIN: tres escenarios

La resolución identifica tres escenarios operativos determinados por si el proyecto entrega o no excedentes al sistema y por el nivel de tensión de conexión.

Escenario 1: Con entrega de excedentes al SDL

Se aplica el procedimiento del artículo 14 y el Anexo 5 de la CREG 174/2021, que incluye aprobación del Operador de Red (OR). El autogenerador participa en el Reglamento de Operación y en el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

Escenario 2: Con entrega de excedentes al STR o STN

Requiere concepto de conexión emitido por la UPME y el cumplimiento de los procedimientos de la CREG 075/2021. Se aplican las mismas condiciones que a una planta de generación equivalente, en estricta aplicación del principio de simetría.

Escenario 3: Sin entrega de excedentes

El Decreto 1403/2024 introdujo una «liberación» de condiciones: no se requiere autorización para la conexión, sin distinción de escala ni límites de capacidad. Sin embargo, tanto el MME como la CREG han aclarado que esta liberación no exime del cumplimiento técnico.

Posición regulatoria consolidada: La conexión —así no haya entrega de excedentes— modifica niveles de cortocircuito, esquemas de protección, calidad del servicio y estabilidad de la red. Por tanto, en el SDL se requiere aprobación técnica del OR conforme al Anexo 5 de la CREG 174/2021; en el STR/STN, aprobación del transportador y reporte al CND. En todos los casos: cumplimiento obligatorio del RETIE.

5. Aspectos comerciales clave: contratos, cargos y mercado

Contrato de respaldo

Para AGGE y PMR, la suscripción del contrato de respaldo con el OR o transportador es obligatoria. Para AGPE es voluntaria.

La CREG 101 099/2026 no esperó a que se expidiera el Proyecto 701 082/2025 para regular esta materia: su Artículo 9 establece reglas operativas directas para el cargo de respaldo del AGR. Los criterios allí definidos son los siguientes: los autogeneradores con capacidad igual o superior a 100 kW conectados al SDL o STR deben contratar capacidad de respaldo; los autogeneradores con capacidad inferior a 100 kW no están sujetos al pago de respaldo; y el costo de respaldo (CRESP) se calcula conforme a los numerales 10.2 y 10.4 del Anexo General de la Resolución CREG 015/2018.

Lo que permanece pendiente en el Proyecto CREG 701 082/2025 no es el régimen completo del cargo de respaldo, sino específicamente la metodología para calcular los valores máximos permitidos para remunerar la disponibilidad de respaldo, que el Decreto 1403/2024 ordenó a la CREG definir.

Riesgo contractual activo: Mientras esa metodología de valores máximos no esté aprobada, los contratos de respaldo se negocian sin un techo regulatorio definido. Se recomienda incluir cláusulas de ajuste o límite máximo que protejan al autogenerador frente a una eventual definición de techo inferior al valor pactado.

Registro ante el ASIC y representación

El AGR y el PMR deben contar con un agente generador o comercializador que los represente ante el ASIC. La operación comercial implica un doble registro de fronteras: el punto de generación (inyección) y el punto de consumo (retiro) se registran como fronteras comerciales independientes.

El mecanismo tarifario del AGR: cómo opera realmente el CERE

Este es el aspecto que con mayor frecuencia se interpreta de forma incorrecta. La CREG 101 099/2026 no establece una exención total ni una no exoneración absoluta del CERE: establece un mecanismo de compensación horaria con exclusión condicionada, que opera sobre las dos fronteras simultáneamente.

La regla operativa central de la resolución es precisa: cuando en una hora determinada la energía generada es igual o inferior a la consumida, sobre esa fracción de energía consumida no se recaudará el valor del CERE. La exclusión es horaria y proporcional —no plena ni permanente— y depende de la relación generación/consumo hora a hora.

Cuando en una hora la generación supera el consumo, el excedente entra al MEM y se valoriza a precio de bolsa o de contratos bilaterales. Sobre esa energía excedentaria el CERE sí puede aplicar según las reglas del mercado.

El proceso de liquidación tiene tres pasos: el agente comercializador calcula lo que debe cobrar al usuario por el consumo en la frontera de comercialización, descontando el CERE en las horas de autoconsumo; el agente generador calcula el valor a pagar al usuario por la energía entregada al sistema en la frontera de generación; y se determina el neto entre esos dos valores por período de facturación. Si queda saldo a favor del usuario, el agente generador lo paga.

Conclusión operativa para el inversionista: el beneficio económico del CERE es real pero variable. Depende de la coincidencia horaria entre el perfil de generación y el perfil de consumo, lo que convierte la modelación del factor de coincidencia horaria en uno de los insumos críticos del modelo financiero del proyecto.

Participación en mecanismos de mercado

La CREG 101 099/2026 habilitó al AGR y al PMR para participar en el Cargo por Confiabilidad (OEF) y en el servicio complementario de Generación de Seguridad, en condiciones simétricas a cualquier generador del MEM.

6. Los siete pasos urgentes para el inversionista

La ventana crítica de los primeros 90 días tras la expedición de la CREG 101 099/2026 es determinante. Las decisiones tomadas en este período definen si un proyecto entra operativo en 2026 o queda rezagado hasta 2027.

Paso 1 — Verificar la clasificación del proyecto Definir con precisión si se trata de un AGR o PMR, la capacidad nominal (≤1 MW o >1 MW), si habrá entrega de excedentes, y si los puntos de generación y consumo están identificados con coordenadas y nivel de tensión. Un error en esta clasificación compromete todo el trámite posterior.

Paso 2 — Solicitar el concepto de conexión ante la UPME (si aplica) La UPME opera con dos ciclos anuales: enero y mayo. Para proyectos AGGE (>1 MW) con entrega de excedentes al STR o STN, el concepto UPME es obligatorio. Quien no ingrese en el ciclo de mayo 2026 deberá esperar hasta enero 2027.

Paso 3 — Contratar el agente representante ante el ASIC En las primeras cuatro semanas. El agente gestiona el registro de fronteras, la liquidación en el MEM y las declaraciones de disponibilidad. La capacidad operativa del ASIC para absorber nuevos registros es incierta: quienes lleguen primero tienen ventaja.

Paso 4 — Registrar las dos fronteras comerciales ante el ASIC Frontera 1: punto de generación (inyección al SIN). Frontera 2: punto de consumo (retiro del SIN). Seguir las reglas de la Resolución CREG 157/2011 y el Código de Medida. Plantas existentes en el MEM que quieran reconvertirse a AGFR pueden mantener su frontera registrada previo aviso al ASIC.

Paso 5 — Negociar y suscribir el contrato de respaldo Para autogeneradores con capacidad igual o superior a 100 kW conectados al SDL o STR, la contratación del respaldo es obligatoria conforme al Artículo 9 de la CREG 101 099/2026. Revisar con cuidado las cláusulas de valor, dado que la metodología de valores máximos (Proyecto CREG 701 082/2025) aún no está aprobada. Incluir previsiones contractuales de ajuste.

Paso 6 — Tramitar los beneficios tributarios de la Ley 1715 En las primeras ocho semanas y antes de iniciar obras. Para proyectos FNCER: declaratoria de importancia estratégica ante el MME, calificación ante la UPME para deducción del 50% en renta, exclusión de IVA y depreciación acelerada. Estos trámites no pueden hacerse retroactivamente sobre equipos ya importados o instalados.

Paso 7 — Monitorear las señales regulatorias pendientes Los procedimientos del ASIC para registro de fronteras AGR/PMR, las circulares técnicas del CND/XM sobre medición y telemetría, la aprobación del Proyecto CREG 701 082/2025 (metodología de valores máximos del cargo de respaldo) y la regulación AGFR en ZNI (CREG 701 119/2026) son instrumentos cuya expedición puede alterar el modelo financiero del proyecto.

7. Conclusión y riesgos regulatorios pendientes

La Resolución CREG 101 099/2026 representa un avance estructural en el ordenamiento jurídico energético colombiano. Por primera vez, un consumidor industrial o comercial puede cubrir su demanda energética con generación propia ubicada en un predio distinto, utilizando las redes del SIN como vehículo de transporte.

Sin embargo, la norma no resuelve todos los interrogantes. Los principales riesgos regulatorios activos son: la metodología de valores máximos del cargo de respaldo (Proyecto CREG 701 082/2025), aún pendiente de aprobación; la capacidad operativa del ASIC para absorber el registro masivo de nuevas fronteras; y los riesgos jurídicos asociados a la reconversión de plantas del MEM a esquema AGFR, que puede implicar incumplimientos de contratos de venta a largo plazo y liberación de OEF que requieren análisis caso a caso.

En este contexto, la asesoría legal especializada no es un complemento del proyecto: es una condición de su viabilidad.

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