La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia presentó un proyecto de resolución para incentivar la entrada de nueva autogeneración renovable y comunidades energéticas, mediante un esquema transitorio de beneficios de hasta 24 meses, contratos de respaldo a costo cero y plazos de conexión reducidos a tres días hábiles.
La iniciativa surge en un escenario de presión sobre el sistema eléctrico colombiano, donde apenas ingresaron 730 MW de los 4.475 MW de nueva generación previstos para 2026, mientras que el nivel de almacenamiento de los embalses se sitúa en el 77,87%, por debajo del objetivo gubernamental del 80%.
En este contexto, el Proyecto de Resolución CREG 701 160 de 2026 busca acelerar la incorporación de recursos energéticos al Sistema Interconectado Nacional (SIN), tanto para mitigar los impactos del fenómeno de El Niño 2026-2027 como para contribuir a reducir los déficits de energía firme proyectados hasta 2030.
La propuesta apunta a autogeneradores a pequeña escala (AGPE) y autogeneradores colectivos (AC) de comunidades energéticas, con instalaciones de hasta 1 MW, aunque los beneficios económicos específicos para la entrega de excedentes se dirigen a capacidades superiores a 100 kW e inferiores a 1 MW.
Uno de los principales incentivos consiste en otorgar un tratamiento especial a los excedentes de generación durante un período diferenciado según la fecha de entrada en operación comercial.
Los proyectos que comiencen a operar dentro de los primeros seis meses posteriores a la expedición de la resolución accederían al mecanismo durante 24 meses.
Por su parte, las instalaciones que ingresen después del sexto mes y antes de cumplirse 36 meses recibirían el beneficio durante 12 meses.
De esta manera, la regulación propone una señal económica orientada a anticipar la puesta en marcha de nueva capacidad.
Según explica la Comisión en el documento, el objetivo consiste en “tener energía adicional en el sistema en el corto (6 meses) y mediano plazo (36 meses)”, ante la incertidumbre sobre los aportes hídricos, la evolución de la demanda y el comportamiento de los embalses.
La necesidad de acelerar proyectos también se relaciona con las dificultades que registra Colombia para concretar la expansión de su infraestructura energética.
De acuerdo con las cifras difundidas por María Nohemí Arboleda, ministra de Minas y Energía, la diferencia entre la capacidad prevista y la efectivamente incorporada durante 2026 alcanza los 3.745 MW, equivalente al 83,7% de la meta anual.
"De los 4.475 megavatios nuevos que debían entrar este año, solo entraron 730", advierte Arboleda, según declaraciones recogidas por Energía Estratégica.
A este escenario se suman 275 proyectos energéticos con más de un año de retraso, lo que limita la disponibilidad de nuevas instalaciones para atender el crecimiento del consumo eléctrico.
Créditos de energía, respaldo gratuito y conexiones en tres días
El proyecto de la CREG propone modificaciones en la remuneración de los excedentes de autogeneración que utilizan fuentes no convencionales de energía renovable.
El mecanismo establece que la electricidad excedentaria entregada a la red podrá compensarse con la energía consumida durante el mismo período de facturación, hasta alcanzar el volumen importado.
En ese sentido, la propuesta señala que “Los excedentes acumulados de energía que sean menores o iguales a su importación de energía de la red serán permutados, en la misma cantidad, por su importación de energía eléctrica de la red en el período de facturación”.
Por la electricidad compensada, el comercializador aplicará el componente de comercialización establecido en la regulación, mientras que los usuarios no regulados abonarán el costo pactado.
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Para los volúmenes que superen el consumo de electricidad proveniente de la red, la CREG plantea otro tratamiento económico.
El documento determina que “se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente”, sujeto a los límites regulatorios vinculados al precio de escasez.
Este esquema representaría un cambio transitorio frente a las disposiciones introducidas durante 2025, que establecieron la valoración de determinados excedentes mediante el promedio ponderado de contratos.
Sin embargo, para acceder al nuevo beneficio, los autogeneradores deberán comercializar sus excedentes con el agente integrado al operador de red del mercado correspondiente durante el período de aplicación del incentivo.
Otro aspecto relevante es la eliminación temporal del cargo por disponibilidad de capacidad de respaldo de la red.
La iniciativa establece que los beneficiarios comprendidos en esta disposición suscribirán sus contratos de respaldo “por un valor de cero pesos” durante los 12 o 24 meses previstos.
Una vez agotado ese plazo, deberán actualizar las condiciones contractuales de acuerdo con sus necesidades de respaldo y la disponibilidad técnica del operador.
A su vez, la Comisión plantea una reducción de los tiempos administrativos para acelerar la entrada de generación adicional.
El artículo 4 determina que el operador de red “deberá realizar la visita para la conexión, pruebas y entrada en operación comercial en un plazo de 3 días hábiles siguientes luego de que el usuario la solicite”.
No obstante, el procedimiento podrá tener un costo para el solicitante, ya que se habilita el cobro de la visita de conexión, incluso desde la primera inspección.
Los incentivos estarían disponibles exclusivamente para proyectos nuevos, solicitudes de conexión en curso que todavía no hayan ingresado en operación comercial y ampliaciones superiores al 30% de la capacidad instalada, sin superar los límites regulatorios correspondientes.
La propuesta también impide que instalaciones existentes cancelen sus registros o reinicien su actividad únicamente para acceder a las nuevas condiciones económicas.
En el caso de las comunidades energéticas, el proyecto incorpora facilidades adicionales vinculadas con la medición y liquidación de electricidad.
Los usuarios comprendidos en determinadas configuraciones de autogeneración colectiva que únicamente registren consumo podrán conservar sus medidores actuales hasta que sean incluidos en los planes de despliegue de infraestructura de medición avanzada.
Esta flexibilización alcanzaría a las comunidades que entren en operación dentro de los 36 meses siguientes a la expedición de la normativa y cumplan las condiciones específicas del artículo 5.
Asimismo, los comercializadores no tendrán la obligación de unificar los ciclos de facturación de todos los integrantes, mientras que la liquidación de los excedentes se realizará mediante porcentajes de distribución establecidos para cada participante.
La propuesta fue aprobada para consulta pública en la sesión 1508 del 29 de octubre de 2026, con un plazo de cinco días calendario desde el día siguiente a su publicación en el portal oficial.
De avanzar hacia su aprobación definitiva, Colombia incorporaría un régimen temporal destinado a acelerar la generación distribuida renovable, en paralelo con las medidas operativas y de gestión de demanda adoptadas para enfrentar los riesgos de abastecimiento durante El Niño.
Por Emilia Lardizabal
Por Matías Medinilla
Por Energía Estratégica
