La Resolución CREG 101 072 de 2025 marca un punto de inflexión en el tratamiento normativo de las comunidades energéticas en Colombia. La norma establece un marco armonizado para que estas figuras puedan integrarse de manera operativa y comercial al Sistema de Distribución Local (SDL), tanto en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como en las Zonas No Interconectadas (ZNI).
Uno de los principales avances de la resolución es la definición precisa de figuras como la Autogeneración Colectiva (AGRC) y la Generación Distribuida Colectiva (GDC), determinando sus condiciones de conexión, comercialización y representación. La regulación exige el cumplimiento de límites técnicos establecidos por la UPME (Resolución 501 de 2024): una potencia menor a 5 MW y dispersión dentro del mismo mercado de comercialización y SDL. Asimismo, crea una base de gobernanza al requerir un Acuerdo de Comunidad Energética (ACE), instrumento asociativo obligatorio que establece los aportes, reglas de operación, y derechos de los integrantes.
En términos de mercado, la norma introduce mecanismos de remuneración y liquidación de excedentes energéticos, tanto para Autogeneradores Colectivos como Generadores Distribuidos Colectivos. Uno de los puntos clave es que la energía excedente podrá ser remunerada bajo las condiciones definidas en la Resolución CREG 174 de 2021, con el uso del MCm (Costo Marginal de Corto Plazo), y no del Precio de Bolsa Horario, impactando directamente los ingresos de los participantes. También se introducen reglas para la comercialización, medición, respaldo de red y cobros por energía reactiva, incluyendo un periodo de flexibilidad de 24 meses para la gestión de esta última.
Para analizar esta medida en profundidad, Energía Estratégica contactó a Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía del estudio OGE ENERGY.
¿Qué riesgos legales específicos deberían prever las comunidades energéticas al suscribir acuerdos de distribución de excedentes energéticos con operadores tradicionales?
Que la liquidación de los excedentes no refleje el porcentaje estimado por al autogenerador o el productor marginal.
¿Qué opinión le merece a los mecanismos para la remuneración de excedentes energéticos generados?
Uno de los impactos más relevantes se evidenciará en la remuneración de los excedentes, ya que los ingresos se verán reducidos debido a que estos serán liquidados con base en la variable MCm, y no al Precio de Bolsa Horario como se venía haciendo. Es importante tener en cuenta que, históricamente, el Precio de Bolsa ha sido superior al MCm, lo cual implica una disminución en el valor reconocido por la energía excedentaria.
¿Y la autogeneración remota?
Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY
La figura de las Comunidades Energéticas cobra mayor relevancia a través de esquemas como la autogeneración colectiva y la generación distribuida colectiva, las cuales no deben confundirse con figuras distintas como la autogeneración remota o el productor marginal remoto.
En cuanto a la autogeneración remota, se espera próximamente la expedición de su regulación. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), por medio del trabajo de los consultores Andrés Domínguez, la doctora Margareth Muñoz —reconocida abogada experta en la materia— y Diego Sánchez, ha adelantado un proceso ejemplar de socialización de las propuestas regulatorias en los talleres realizados.
La labor de estos profesionales merece un reconocimiento especial por la calidad técnica y el compromiso demostrado.
¿Qué criterios específicos debería considerar una empresa al estructurar su oferta comercial hacia comunidades energéticas, especialmente en relación con la remuneración de excedentes energéticos, costos de respaldo de red y el cargo por energía reactiva definidos en la resolución?
En lo relacionado con la energía reactiva, la nueva norma introduce un periodo de flexibilidad de 24 meses. Si bien no corresponde a las expectativas iniciales, representa un avance positivo.
Por otra parte, es fundamental que los excedentes sean lo suficientemente significativos como para que, al ser utilizados por un vinculado económico en otro punto de la red o por un usuario como carga, generen una utilidad razonable.
Naturalmente, las nuevas reglas y figuras no tienen el mismo impacto para todos los agentes. No obstante, identifico oportunidades interesantes en esquemas como la autogeneración remota y el productor marginal remoto, especialmente para los grupos empresariales que cuentan con su propia comercializadora de energía.
Desde la perspectiva empresarial, ¿cuáles serían los modelos de negocio más rentables derivados de la implementación de comunidades energéticas bajo esta nueva regulación?
Existen oportunidades interesantes para los grupos empresariales que tienen consumo en diferentes puntos de la red, tales como clínicas, universidades y empresas que cumplan con el criterio de vínculo económico. En estos casos, un promotor podría desarrollar proyectos de autogeneración colectiva dirigidos a usuarios que cuenten con espacio o suelo disponible y presenten una alta demanda de energía.
Particularmente en los esquemas de generación distribuida colectiva, sería conveniente explorar la figura de la representación comercial como mecanismo para reducir los costos operativos, los cuales pueden comprometer la sostenibilidad financiera de los proyectos.
¿Existen ventajas específicas para empresas que decidan involucrarse como proveedores, operadores o inversores en estas comunidades?
Otro aspecto clave es el relacionado con la financiación de activos de generación, activos de conexión para la construcción de redes privadas, así como la participación de proveedores de medidores. Estos elementos requieren una cuidadosa planificación contractual y financiera.
Dado que la resolución exige la formalización de contratos asociativos para las comunidades energéticas, es fundamental que estos documentos sean diseñados a la medida de los miembros que las integran. Un contrato bien estructurado no solo fortalece la gobernanza interna, sino que también mitiga riesgos jurídicos y comerciales.
Se recomienda incluir cláusulas claras sobre los aportes que cada integrante debe realizar, tanto en activos como en recursos económicos o técnicos. Asimismo, debe prestarse especial atención a la cláusula que regula la elección, funciones y eventual remoción del representante de la comunidad energética, considerando que esta figura jugará un papel clave en la interacción con terceros y en la operación del modelo.
Incluir mecanismos para la resolución de controversias, garantías por incumplimientos técnicos y financieros, y reglas de salida o entrada de nuevos miembros, también es esencial para asegurar la estabilidad del proyecto a largo plazo.
Teniendo en cuenta que la resolución establece límites específicos para la potencia y dispersión geográfica de las comunidades energéticas, ¿qué implicaciones podrían surgir para las empresas respecto a su estrategia de expansión territorial y cómo podrían aprovechar esta regulación para posicionarse competitivamente frente a operadores tradicionales del mercado energético?
El actor relevante seguirá siendo el Sistema Interconectado Nacional, en particular el SDL y el STR. Allí es donde está el crecimiento para fortalecer la figura de las comunidades energéticas.
En materia de dispersión geográfica, la regulación colombiana ha ido más allá de lo que se ha implementado en otros países. Esta decisión refleja, una vez más, el carácter innovador y propositivo de Colombia en la construcción de esquemas regulatorios adaptados a su realidad territorial y energética.
A nuestro modo, en Colombia seguimos siendo pioneros en la formulación de marcos normativos que buscan habilitar la participación activa de diversos actores en la transición energética.
La entrada La CREG redefine el rol de las comunidades energéticas y habilita nuevos modelos de negocio con autogeneración colectiva se publicó primero en Energía Estratégica.
