Guía de la normativa solar en Colombia

Qué norma manda sobre qué

Un proyecto solar conectado a la red en Colombia no responde a una sola norma, sino a cuatro bloques que se cruzan: una ley que crea los incentivos tributarios, una resolución de la CREG que define cómo te conectas y cómo se liquida la energía que entregas, un reglamento técnico de seguridad eléctrica y un procedimiento de la UPME para certificar la inversión. Cada uno tiene su trámite, su responsable y su momento en el cronograma.

El error más común es tratarlo como un permiso único. No lo es: puedes tener el certificado de la UPME sin tener aprobada la conexión, y tener la conexión aprobada sin poder energizar porque falta la documentación de conformidad eléctrica. La tabla ordena qué hace cada pieza y qué te exige a ti.

Ley 1715 de 2014: la ley que abrió la puerta, no el permiso que te conecta

La Ley 1715 del 13 de mayo de 2014 regula la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional. Su papel es habilitante: reconoce la autogeneración y la entrega de excedentes a la red, declara el desarrollo de las fuentes no convencionales de energía como asunto de interés público y encarga a la CREG definir las reglas concretas con las que esos excedentes se reconocen.

También crea los cuatro incentivos tributarios que sostienen buena parte del caso financiero de un proyecto empresarial. Lo que la ley no hace es concederlos de forma automática: en todos los casos la inversión debe ser evaluada y certificada previamente, y ese requisito convierte al incentivo en un trámite con calendario propio, anterior a la compra de equipos.

La ley tampoco define cómo te conectas: el procedimiento, los tiempos de respuesta y la documentación técnica están en la regulación de la CREG, y la seguridad de la instalación en el RETIE. Separar esos tres planos —incentivo, conexión y seguridad— evita la mayoría de los retrasos.

Qué cambió la Ley 2099 de 2021 y cómo quedaron los cuatro incentivos

La Ley 2099 del 10 de julio de 2021 no derogó la Ley 1715: la modificó donde más pesa. Sus artículos 8, 9, 10 y 11 reescribieron los artículos 11 a 14 de la Ley 1715 —deducción de renta, exclusión de IVA, exención de arancel y depreciación acelerada— y su artículo 43 dejó explícito que la UPME es la entidad competente para evaluar y certificar las inversiones que acceden a esos beneficios.

En la deducción de renta, el texto vigente permite deducir el 50% del total de la inversión realizada en un periodo no mayor de 15 años, con un límite anual: el valor a deducir no puede superar el 50% de la renta líquida del contribuyente determinada antes de restar la inversión. En la depreciación acelerada, la tasa quedó en un máximo de 33,33% como tasa global anual. La exclusión de IVA opera sobre la compra de equipos, elementos, maquinaria y servicios de preinversión e inversión, y la exención de arancel sobre la importación de bienes que no se produzcan en el país.

Hay un cambio adicional, de trámite, que ahorra semanas: para estos incentivos ya no se pide el aval de la autoridad ambiental. Basta el certificado de la UPME. Quién puede usar cada beneficio, con qué documentos y con qué cuenta se calcula la deducción está desarrollado aparte, porque es la parte del marco que más consecuencias tiene sobre el flujo de caja.

Cómo se certifica ante la UPME y dónde entra la ANLA

El trámite se rige por la Resolución UPME 135 del 7 de febrero de 2025, que fijó requisitos, procedimiento y tarifas y derogó las resoluciones anteriores del trámite, entre ellas la UPME 319 de 2022. La solicitud se radica en línea, en la ventanilla única de trámites y servicios de la entidad, y no ante el operador de red.

La recepción tiene calendario. La ventanilla solo admite solicitudes dentro de la ventana que la UPME tenga abierta, y lo que se radica fuera de ese plazo se entiende no presentado, de modo que el cierre anual condiciona la fecha de compra de los equipos.

Para proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía, la resolución fija un plazo de evaluación de hasta 20 días hábiles contados desde que la solicitud se declara completa, y la evaluación tiene un costo a cargo del solicitante calculado sobre el valor de la inversión. Cada requerimiento de información desplaza ese plazo.

El orden importa más que la velocidad. La exclusión de IVA opera sobre la factura de compra y la exención de arancel sobre la importación, de modo que el certificado debe existir antes de esos hechos. Comprar primero y certificar después obliga a intentar una devolución ante la DIAN, un camino más largo que aplicar el beneficio desde el inicio.

La ANLA ya no interviene en la certificación de la Ley 1715. Su certificado de exclusión de IVA es otro producto: cubre equipos y elementos destinados a sistemas de control y monitoreo ambiental, bajo el Estatuto Tributario. En una cubierta solar corriente no aparece; sí puede aparecer en proyectos industriales que además instalan equipos de control ambiental.

¿Sigue vigente la Resolución CREG 030 de 2018?

No. La Resolución CREG 030 de 2018 fue derogada por el artículo 31 de la Resolución CREG 174 del 7 de octubre de 2021, publicada en el Diario Oficial del 23 de noviembre de 2021. Es la respuesta corta a una de las confusiones más extendidas del mercado solar colombiano: buena parte de las propuestas comerciales y de los artículos que circulan siguen citando la 030 como marco vigente.

La confusión tiene una razón: la Resolución CREG 174 de 2021 conservó casi toda la arquitectura que hizo viable el autoconsumo —autogenerador a pequeña escala, medidor bidireccional, crédito de energía y el corte de capacidad en 0,1 MW— y se concentró en ordenar el procedimiento de conexión, llevarlo a trámite en línea y precisar los aspectos operativos y comerciales.

La 174 también previó la transición: las solicitudes que ya estaban en curso bajo el procedimiento de la CREG 030 continuaban con ese procedimiento hasta su finalización.

Consecuencia práctica al comparar propuestas: si una cotización de 2026 describe el marco citando solo la Resolución CREG 030 de 2018, la plantilla lleva años sin actualizarse. No invalida la ingeniería, pero es una señal para revisar el resto con cuidado.

AGPE, GD y AGGE: en qué categoría cae tu proyecto

La regulación no clasifica los proyectos por tipo de tecnología ni por metros de cubierta, sino por capacidad y por lo que hacen con la energía. Un autogenerador a pequeña escala (AGPE) es aquel cuya capacidad instalada o nominal es igual o inferior al límite de la Resolución UPME 281 de 2015, es decir, 1 MW. Un generador distribuido (GD) es una empresa que genera para vender, conectada al sistema de distribución local, con capacidad inferior a 1 MW. El autogenerador a gran escala (AGGE) supera ese límite y, para efectos de conexión, la Resolución CREG 174 de 2021 cubre los de potencia máxima declarada menor a 5 MW.

Dentro de los AGPE, el corte que más cambia el trámite es 100 kW: por debajo, un autogenerador que entrega excedentes accede al procedimiento sin estudio de conexión; por encima, la solicitud exige estudio de conexión simplificado. La segunda variable es si el sistema exporta o no: uno con inyección cero tiene otra lista de documentos, queda fuera de los límites de disponibilidad del artículo 6 y aun así debe tramitarse.

Capacidad instalada no es lo mismo que consumo. Se expresa en kWp (kilovatio pico, la potencia de los módulos en condiciones estándar de ensayo) y en kVA del lado de corriente alterna, y es la cifra que fija tu categoría, tu procedimiento y la documentación exigida. Defínela antes de radicar y no la cambies a mitad del trámite.

Medición neta, excedentes y créditos de energía: cómo se liquida realmente

En Colombia se habla de medición neta, pero el esquema legal no es un net metering puro. La CREG lo construyó como una permuta: el crédito de energía es la cantidad de excedentes de energía entregados a la red por un AGPE con FNCER que se permuta contra la importación de energía que este realice durante un periodo de facturación. FNCER significa fuentes no convencionales de energía renovable, la condición que habilita el crédito.

Al cierre de cada periodo de facturación, el artículo 25 de la Resolución CREG 174 de 2021 separa los excedentes en dos tipos. Los excedentes acumulados que igualan la energía importada se reconocen como créditos de energía y se permutan kWh contra kWh; los que superan esa importación se liquidan al precio horario de bolsa de energía, un precio mayorista muy por debajo de la tarifa que paga un usuario final.

De ahí sale la consecuencia de diseño más importante: la energía que autoconsumes vale la tarifa completa que dejas de pagar, el excedente que iguala tu importación vale su permuta y el que sobra por encima vale menos. Sobredimensionar para exportar más no escala el ahorro en la misma proporción.

Todo esto exige medida bidireccional. El artículo 19 obliga al AGPE que entrega excedentes a cumplir los requisitos de fronteras de generación del Código de Medida, con excepciones expresas, y exime al AGPE que no entrega excedentes de modificar su medición existente hasta que entre en el plan de despliegue de medición avanzada.

El procedimiento de conexión y por qué los tiempos cambian entre operadores

El anexo 5 de la Resolución CREG 174 de 2021 define dos rutas. El procedimiento sin estudio de conexión simplificado aplica a los autogeneradores que no entregan excedentes, a los AGPE que sí los entregan con capacidad de hasta 100 kW y a los GD de hasta 100 kW. El procedimiento con estudio de conexión simplificado aplica cuando la capacidad supera los 100 kW o cuando el punto solicitado incumple los estándares de disponibilidad del artículo 6.

Antes de radicar hay un paso que decide mucho: la consulta de disponibilidad de red. El artículo 6 obliga a verificar, en la página del operador, que la suma de la potencia máxima declarada de todos los AGPE y GD que entregan energía en el mismo circuito de nivel de tensión 1 no supere el 50% de la capacidad nominal del circuito, del transformador o de la subestación. Si el punto no cumple, la solicitud deja de ser simple y exige estudio.

Los tiempos por etapa están regulados en días hábiles —completitud, subsanación, verificación técnica, revisión del estudio y visita de energización—, pero el total no lo está. El desglose completo, con los plazos de cada etapa y los documentos tipo A a G, está en el artículo dedicado al trámite.

Tras la aprobación quedan tres hitos: la aprobación tiene una vigencia de 6 meses, prorrogable por 3 para AGPE y GD; el contrato de conexión, en los dos casos en que el artículo 16 lo exige, se firma dentro de los 15 días hábiles siguientes al inicio de esa vigencia; y la solicitud de entrada en operación activa la visita del operador para energizar.

Nada de eso produce un plazo único nacional. Enel Colombia, EPM, Emcali, Air-e, ESSA, Afinia, Energía de Pereira y CENS operan zonas distintas, con plataformas, formatos, criterios de disponibilidad y agendas de visita propios. Se suman dos variables del proyecto: cuántas subsanaciones genera la documentación y si el circuito exige estudio. Una propuesta que promete fecha cerrada de energización compromete algo que no controla.

RETIE: qué exige, quién certifica y qué documento queda en tus manos

El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas vigente es el adoptado por la Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, que rige desde abril de 2024 y está organizado en cuatro libros: generalidades, productos objeto del reglamento, instalaciones y evaluación de la conformidad. Ha sido modificado después, entre otras por la Resolución 40304 de 2025 y por la Resolución 40284 del 23 de junio de 2026.

El reglamento actúa en dos frentes. Sobre los productos: los equipos que entran en su alcance deben demostrar conformidad, y el formulario de conexión del operador exige acreditar el cumplimiento de las normas aplicables a los inversores mediante certificado de producto emitido por un organismo de certificación acreditado. Sobre la instalación: la conformidad se demuestra con la declaración de cumplimiento del diseñador, la declaración de cumplimiento del constructor y, cuando aplica certificación plena, con el dictamen de inspección de un organismo acreditado ante la ONAC, el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia.

La novedad de 2026 afecta directamente al residencial. La Resolución 40284 de 2026 habilita que las instalaciones de autogeneración conectadas a la red con capacidad inferior a 10 kVA, no sujetas a diseño ni a certificación plena, queden exentas de esta última exigencia. La exención es del trámite de certificación, no del reglamento: la instalación sigue obligada a cumplir los requisitos técnicos aplicables y quien la ejecuta sigue respondiendo por ella.

Al cierre de la obra debe quedar en manos del propietario un paquete concreto: declaraciones de cumplimiento, dictamen de inspección cuando corresponda, diagramas unifilares, esquema de puesta a tierra y de protecciones, cuadro de cargas, fichas técnicas y certificados de producto de los equipos. Sin ese soporte el operador no aprueba la documentación técnica ni energiza, y reclamar una garantía se vuelve más difícil.

Quién hace qué: CREG, UPME, Ministerio, SSPD, XM y ONAC

Repartir bien las competencias evita perder semanas tocando la puerta equivocada. Ninguna de estas entidades aprueba tu instalación en particular, salvo por la vía del operador de red y de los organismos acreditados.

• Ministerio de Minas y Energía: define la política del sector y expide los reglamentos técnicos, entre ellos el RETIE.
• CREG: regula la conexión, la medida, la comercialización y las tarifas del servicio; es quien expidió la Resolución 174 de 2021 que gobierna tu conexión.
• UPME: planea el sector energético y evalúa y certifica las inversiones que acceden a los incentivos de la Ley 1715 de 2014.
• Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios: inspecciona, vigila y controla a las empresas prestadoras y administra el Sistema Único de Información; es la instancia a la que se escala una queja contra el operador cuando la respuesta de la empresa no resuelve.
• XM: opera el Sistema Interconectado Nacional y administra el mercado de energía mayorista donde se liquidan las transacciones del sistema.
• ONAC: acredita a los organismos de certificación de producto y de inspección que emiten los documentos con los que se demuestra el cumplimiento del RETIE.
• Operador de red: no regula, aplica. Recibe la solicitud, revisa, aprueba, contrata la conexión cuando corresponde, gestiona la medida y energiza.
• Consejo Nacional de Operación: diseña el formulario de conexión simplificado, el contenido del estudio de conexión y los acuerdos de protecciones y de pruebas que el operador verifica.

Lo que la norma no regula y suele confundirse

Una parte de las discusiones entre propietario y proveedor nace de suponer que la regulación cubre asuntos que en realidad son contractuales. La norma eléctrica define seguridad, conexión y liquidación de energía; no define el negocio.

El precio del sistema no está regulado: no existe tarifa oficial por kWp ni tope. Los plazos de obra tampoco: los únicos plazos regulados son los de las etapas del trámite ante el operador. Y el ahorro proyectado no lo respalda ninguna norma: es una estimación que depende de supuestos que deben quedar declarados en la propuesta.

Las garantías tampoco vienen del RETIE. La garantía comercial de paneles, inversor y estructura es la que otorga el fabricante y la que se pacte por escrito, dentro del marco del Estatuto del Consumidor, la Ley 1480 de 2011. Ese estatuto establece que, si no se indica el término de la garantía legal, será de un año para productos nuevos, lo que hace muy relevante que la propuesta declare de forma expresa los plazos de cada fabricante y del montaje.

En conjuntos y edificios hay una capa adicional que la CREG no resuelve: el uso de la cubierta y de las zonas comunes se rige por la Ley 675 de 2001 y por el reglamento de propiedad horizontal, y requiere decisión de la asamblea antes de que cualquier trámite eléctrico tenga sentido.

Cronograma normativo de un proyecto, fase a fase

Las fases no son del todo secuenciales: la certificación de incentivos y el trámite de conexión dependen de entidades distintas y conviene que avancen en paralelo. Rígido es el orden dentro de cada línea, con dos precedencias sin atajo: certificar antes de comprar y aprobar antes de energizar.

Errores frecuentes de cumplimiento

Casi ninguno de estos errores es técnico. Son errores de secuencia, y todos se corrigen decidiendo antes quién hace cada trámite y en qué orden.

• Comprar los equipos antes de tener el certificado de la UPME y perder la exclusión de IVA o la exención de arancel sobre esa compra.
• Cerrar la cotización sin mirar el calendario de la UPME y descubrir que la ventana de radicación del año ya se cerró.
• Diseñar el sistema sin consultar la disponibilidad del circuito y descubrir al radicar que el punto exige un estudio de conexión simplificado.
• Radicar documentación incompleta: cada subsanación agrega días hábiles y, si no se atiende en su totalidad, el operador entiende que se desistió.
• Dejar la conformidad con el RETIE para el final, cuando el diseño y las declaraciones deben producirse durante el proyecto y no reconstruirse después.
• Presentar el ahorro proyectado valorando toda la generación a la tarifa completa, sin distinguir el autoconsumo del excedente que supera la importación.
• No pactar por escrito quién radica el trámite ante el operador de red, quién responde por las subsanaciones y qué pasa si la aprobación vence.
• Instalar y energizar primero y legalizar después: la energía inyectada no se reconoce como crédito, la instalación queda por fuera de las condiciones del contrato de servicio y el operador puede exigir su desconexión.
• Ampliar la potencia del sistema después de la aprobación sin actualizar el trámite, con lo que la capacidad instalada real deja de coincidir con la declarada.