Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla, Bucaramanga, Cartagena, Pereira, Santa Marta y Cúcuta tienen página propia: radiación esperada según el Atlas de Radiación Solar del IDEAM, operador de red que tramita la conexión, condiciones locales de clima y cubierta, y los errores que más se repiten al cotizar en cada mercado.
En corto
Nueve ciudades tienen ficha propia con radiación, operador de red, factores locales y preguntas frecuentes: Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla, Bucaramanga, Cartagena, Pereira, Santa Marta y Cúcuta.
La radiación cambia el tamaño del sistema, no su viabilidad: cubrir el mismo consumo en la sabana de Bogotá exige más kWp instalados que en Santa Marta o Cartagena.
El marco del trámite de conexión es el mismo en todo el Sistema Interconectado Nacional, la Resolución CREG 174 de 2021, pero cada operador de red tiene su plataforma, sus formatos y sus tiempos de respuesta.
Dentro de un área metropolitana el operador puede cambiar respecto a la capital: en el Valle del Cauca buena parte de los municipios los atiende Celsia y no Emcali, y en Risaralda la CHEC atiende los municipios vecinos a Pereira.
Fuera de las nueve ciudades evaluamos caso por caso, y en zonas no interconectadas el diseño cambia de raíz: sin red no hay excedentes, ni medición bidireccional, ni trámite de conexión.
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Ciudades con evaluación local publicada
Cada ciudad tiene su propia radiación, su propio operador de red y su propio perfil horario de consumo. Por eso no publicamos una ficha genérica con el nombre de la ciudad cambiado: cada página parte de la irradiación de esa zona, del trámite que exige su operador y del tipo de cubierta que predomina allí.
En cada ficha encontrarás una respuesta corta al inicio, los factores que más mueven el ahorro en esa ciudad, los incentivos aplicables, los barrios y municipios del área metropolitana que cubre la ficha, los errores frecuentes de ese mercado y preguntas frecuentes locales.
Radiación, operador de red y factor dominante, ciudad por ciudad
La radiación solar en Colombia no es uniforme: el Caribe recibe bastante más que el interior andino, según el Atlas de Radiación Solar del IDEAM. Eso no vuelve inviable ninguna ciudad, pero sí cambia cuántos kWp hay que instalar para el mismo objetivo y, con ello, la inversión.
Los valores de la tabla son rangos orientativos de referencia regional. El dato que se usa en un diseño se consulta para el punto exacto del proyecto, porque dentro de una misma ciudad la nubosidad, la altitud y el entorno construido cambian el resultado.
El factor local dominante suele pesar tanto como la radiación. En Bogotá manda el perfil horario del consumo; en el Caribe, la temperatura de módulo y la corrosión; en el Valle de Aburrá y en el Eje Cafetero, las sombras de ladera y la nubosidad.
Radiación orientativa según el Atlas de Radiación Solar del IDEAM y operador de red por ciudad
Ciudad
Departamento
Operador de red
Irradiación orientativa (kWh/m² al día)
Factor local dominante
Bogotá
Cundinamarca
Enel Colombia
4,0 a 4,5
Radiación difusa y consumo diurno: el perfil horario pesa más que el clima
Medellín
Antioquia
EPM
4,5 a 5,0
Sombras de ladera en el Valle de Aburrá y cubiertas con poca área libre
Cali
Valle del Cauca
Emcali
4,5 a 5,0
Refrigeración y aire acondicionado concentrados en horario diurno
Barranquilla
Atlántico
Air-e
5,5 a 6,0
Salinidad, temperatura de módulo y cubiertas industriales amplias
Bucaramanga
Santander
ESSA
4,5 a 5,0
Área metropolitana en ladera, comercio e industria liviana
Cartagena
Bolívar
Afinia
5,5 a 6,0
Corrosión marina, hotelería y demanda continua en la zona de Mamonal
Pereira
Risaralda
Energía de Pereira
3,5 a 5,0 según el relieve
Relieve de ladera y nubosidad del Eje Cafetero: el recurso cambia de un sector a otro del mismo municipio
Santa Marta
Magdalena
Air-e
5,5 a 6,0
Hotelería, brisa marina y temperatura ambiente alta todo el año
Cúcuta
Norte de Santander
CENS
5,0 a 5,5
Temperaturas altas sostenidas y comercio con consumo de día
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Qué significan esos números cuando dimensionas
La irradiación diaria en kWh/m² equivale numéricamente a las horas sol pico (HSP): las horas de sol que, a 1.000 W/m², entregarían la misma energía que recibe el sitio en todo el día. Con ese dato se estima la producción con una fórmula sencilla: kWp instalados × HSP × performance ratio × días del mes.
Un sistema de 5 kWp con performance ratio de 0,80 produce, en un sitio de 4,0 HSP, 5 × 4,0 × 0,80 × 30 = 480 kWh al mes. El mismo sistema en un sitio de 5,5 HSP produce 5 × 5,5 × 0,80 × 30 = 660 kWh. Esa diferencia cercana al 38% es la razón por la que una misma factura no pide la misma potencia en Bogotá que en Santa Marta.
Más radiación no significa siempre proporcionalmente más energía. En la costa, la temperatura de operación del módulo se mantiene muy por encima de los 25 °C de las condiciones de ensayo, y esa pérdida se descuenta del performance ratio. Por eso un diseño costero conservador usa un performance ratio menor que uno de altiplano.
El trámite para conectar un autogenerador sigue la Resolución CREG 174 de 2021 en todo el Sistema Interconectado Nacional. La secuencia es la misma en las nueve ciudades: consulta de disponibilidad de la red en el punto de conexión, solicitud de conexión, estudio de conexión simplificado cuando la capacidad supera 100 kW o la disponibilidad no resulta favorable, contrato de conexión, medidor bidireccional y energización.
Lo que cambia es la ejecución. Cada operador publica su propio canal: EPM resuelve la consulta de disponibilidad y la solicitud desde sus servicios digitales, ESSA y CENS mantienen secciones dedicadas a autogeneradores y generadores distribuidos bajo la misma resolución, y el resto opera con formatos propios. Los tiempos reales de respuesta dependen de cada empresa y son la fase más variable de todo el proyecto.
Un caso particular del Caribe: Air-e, que atiende Atlántico, Magdalena y La Guajira, opera bajo intervención de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios desde 2024. El trámite de autogeneración sigue siendo el mismo y se hace ante la misma empresa, pero conviene planear el cronograma sin dar por hecho tiempos de respuesta cortos.
Consulta de disponibilidad de red antes de comprar equipos
Solicitud de conexión en la plataforma del operador correspondiente
Estudio de conexión simplificado por encima de 100 kW
Contrato de conexión y cambio a medidor bidireccional
Dictamen de inspección RETIE antes de la energización
Además de las nueve capitales, evaluamos proyectos en sus municipios vecinos, donde las condiciones logísticas y climáticas son equivalentes. Un detalle que conviene revisar antes de cotizar: al salir del perímetro de la capital, el operador de red puede ser otro, y con él cambian el formato y los tiempos del trámite.
Bogotá y la Sabana: Soacha, Chía, Cajicá, Cota, Funza, Mosquera, Madrid, Zipaquirá y Tocancipá
Valle de Aburrá y Oriente antioqueño: Bello, Envigado, Itagüí, Sabaneta, La Estrella, Copacabana, Girardota, Rionegro y Guarne
Cali y su entorno: Yumbo, Palmira, Jamundí y Candelaria, donde el operador puede ser Emcali o Celsia según el punto exacto del predio
Área metropolitana de Barranquilla: Soledad, Malambo, Puerto Colombia, Galapa y Sabanagrande
Área metropolitana de Bucaramanga: Floridablanca, Girón y Piedecuesta, todas atendidas por ESSA
Cartagena y su entorno: Turbaco, Turbaná, Arjona y Clemencia, además de la zona industrial de Mamonal
Pereira y su entorno: Dosquebradas, Santa Rosa de Cabal y La Virginia, atendidos por CHEC, y Cartago, atendido por Energía de Pereira
Santa Marta y el Magdalena: Ciénaga, Zona Bananera, Aracataca y Fundación
Área metropolitana de Cúcuta: Villa del Rosario, Los Patios y El Zulia
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Proyectos fuera de estas ciudades y en zonas no interconectadas
Para fincas, agroindustria, plantas y proyectos de mayor escala fuera de estas nueve regiones, la evaluación es individual: ubicación y radiación del punto, tipo y estado de la cubierta o disponibilidad de terreno, sombras, capacidad de la red local, perfil horario de la operación y acceso para el montaje.
Si el predio está en una zona no interconectada, es decir, sin conexión al Sistema Interconectado Nacional, el planteamiento cambia por completo. No hay trámite de conexión, no hay excedentes ni medición bidireccional, y el sistema se dimensiona como off-grid contra el mes de menor radiación del año, con almacenamiento y un criterio de días de autonomía.
En cualquiera de los dos casos, el punto de partida es el mismo: una factura reciente o, si no hay servicio de red, el inventario de cargas con sus horarios de uso.
La confirmación de cobertura no depende solo del municipio: depende del alcance del proyecto y de las condiciones del sitio. Con estos cuatro datos se resuelve en una primera revisión remota, antes de agendar cualquier visita.
Facturas de energía recientes, idealmente de doce meses
Dirección o coordenadas del predio, para ubicar radiación y operador de red
Fotos o imagen satelital de la cubierta, con su material y estado aproximado
Horario de operación o perfil de uso: vivienda, comercio diurno, industria por turnos o riego estacional
Se evalúa igual, con una revisión previa. Fuera de las nueve ciudades con página propia analizamos ubicación, radiación del punto, tipo de cubierta, capacidad de la red local y logística de acceso antes de confirmar cobertura. Los proyectos rurales, agroindustriales o de mayor potencia requieren siempre esa revisión individual.
No por sí sola. La radiación determina cuántos kWp se necesitan para producir una cantidad de energía, pero la viabilidad depende además del precio efectivo que pagas por kWh, de cuánta energía consumes mientras el sistema genera y del área útil disponible. Un comercio diurno en Bogotá puede tener mejor caso que una vivienda de consumo nocturno en el Caribe, pese a la diferencia de irradiación.
Puede no ser el mismo de la capital. En el Valle del Cauca, la zona de influencia de Emcali cubre Cali y Yumbo y alcanza sectores de Palmira y Candelaria, mientras que Celsia opera la mayor parte de los municipios del departamento. En Risaralda, Energía de Pereira atiende Pereira y la CHEC atiende municipios vecinos como Dosquebradas y Santa Rosa de Cabal. El nombre que aparece en tu factura es el que define el trámite.
El marco es el mismo en todo el Sistema Interconectado Nacional, la Resolución CREG 174 de 2021, con la misma secuencia: disponibilidad de red, solicitud de conexión, estudio simplificado si la capacidad supera 100 kW, contrato de conexión y medidor bidireccional. Lo que cambia por ciudad es la plataforma del operador, sus formatos y sus tiempos de respuesta, que suelen ser la fase menos predecible del cronograma.
Sí, pero con otro tipo de sistema. Sin conexión al Sistema Interconectado Nacional no hay trámite ante un operador de red, no hay excedentes ni medición bidireccional, y el diseño se hace off-grid: se dimensiona contra el mes de menor radiación del año e incluye almacenamiento y un criterio explícito de días de autonomía.
Cambia en tres puntos concretos: la selección de estructura y tornillería con tratamiento anticorrosión adecuado al ambiente salino, la previsión de una temperatura de módulo más alta que reduce el performance ratio, y una frecuencia mayor de inspección y limpieza. La radiación en el Caribe es más alta, pero el diseño debe descontar esas pérdidas para no sobrestimar la producción.
Sí, y en ese caso el análisis se hace sede por sede. Cada una tiene su propia radiación, su propio operador de red, su propio perfil de consumo y, con frecuencia, cubiertas de material y estado distintos. Lo que sí conviene unificar es el criterio técnico y el formato de comparación, para poder priorizar en qué sede conviene empezar.
Con los rangos orientativos del Atlas de Radiación Solar del IDEAM, un sitio de 4,0 HSP y otro de 5,5 HSP se llevan cerca de un 38% de energía anual por cada kWp instalado. Para cubrir el mismo consumo, el sistema en Bogotá debe ser proporcionalmente más grande, lo que implica más área de cubierta y más inversión. Ese factor se compensa en parte con un precio efectivo del kWh distinto en cada mercado.
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