Autogeneración marginal remota: la nueva frontera para la confiabilidad y el acceso energético en Colombia

Tendencias07-11-2025

Colombia avanza hacia un nuevo modelo energético más descentralizado, flexible y sostenible. Con la expedición del Decreto 1403 de 2024 —que introduce modificaciones normativas destinadas a facilitar la autogeneración, la producción marginal y, en particular, la autogeneración remota— y el reciente análisis técnico de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el país abre un capítulo inédito en la organización del mercado eléctrico: la regulación de la Autogeneración Marginal Remota (AGMR) y del Productor Marginal Remoto (PMR).

Estas figuras —largamente esperadas por el sector— buscan integrar la energía generada en puntos distantes del consumo, utilizando la infraestructura del Sistema Interconectado Nacional (SIN) sin romper su estabilidad ni distorsionar el mercado. Más allá del cambio normativo, representan una oportunidad real para garantizar el suministro confiable en regiones donde la electricidad sigue siendo limitada y para acelerar la transición energética con base en fuentes limpias distribuidas.

El análisis de la CREG, producto de un proceso de socialización técnico con agentes del sector, plantea los principios, responsabilidades y desafíos que implica esta transformación. En este contexto, la autogeneración remota se perfila como una herramienta estratégica tanto para el acceso energético como para la competitividad del país.

Hay que considerar que el Decreto 1403 de 2024 modifica disposiciones del Decreto 1073 de 2015, introduciendo formalmente la figura de autogenerador remoto y productor marginal remoto, y otorgando un marco jurídico claro para que los usuarios generen energía en un punto y la consuman en otro, siempre a través de las redes del SIN.

La intención del regulador es doble: eliminar las barreras que hasta ahora impedían que proyectos de generación distribuida aprovecharan economías de escala y promover la participación de fuentes renovables en territorios donde el acceso sigue siendo precario. En otras palabras, se habilita que la autogeneración y la producción marginal ya no estén restringidas a un solo sitio físico, sino que puedan beneficiarse de la red interconectada bajo condiciones de equidad y seguridad.

La CREG subraya que la base de esta apertura es la simetría regulatoria: si un autogenerador o productor marginal utiliza la red del SIN, debe hacerlo bajo reglas comparables a las de un generador tradicional. Ello significa asumir responsabilidades operativas, comerciales y de confiabilidad, acordes con la capacidad efectiva de su planta, garantizando que la incorporación de nuevos agentes no afecte la estabilidad ni la transparencia del mercado.

La lógica de la simetría: equidad operativa y estabilidad del sistema

El principio de simetría es quizá el eje más relevante del documento técnico de la CREG. En la práctica, implica que, cuando un autogenerador remoto o un productor marginal remoto inyecta o retira energía del sistema, debe hacerlo bajo condiciones similares a las que rigen para las plantas de generación centralizada con la misma Capacidad Efectiva Neta (CEN).
 

La medida busca evitar distorsiones en los precios o riesgos operativos derivados de un tratamiento asimétrico. Si un actor usa la red para fines de autoconsumo o comercialización de excedentes, debe asumir los costos y obligaciones correspondientes, tal como lo haría una planta tradicional.

No obstante, la CREG advierte que esta simetría debe aplicarse con criterios de proporcionalidad. Imponer las mismas cargas regulatorias a un pequeño productor solar de 1 MW y a una hidroeléctrica de 200 MW sería contraproducente. De ahí que se promueva un enfoque escalonado, donde las exigencias se ajusten a la escala y complejidad del proyecto, preservando la integridad del sistema sin frenar la innovación.

A su vez, el marco propuesto detalla las obligaciones de inscripción de los productores marginales remotos (PMR) ante las entidades del sector: la CREG, el ASIC, el CND y la Superintendencia de Servicios Públicos. Cada agente debe acreditar su capacidad técnica, sus puntos de conexión y la relación jurídica que respalda su operación.

Para participar en el mercado, el Productor Marginal Remoto (PMR) puede actuar de dos maneras: registrarse como agente comercializador o ser representado por uno. En el caso de los autogeneradores, la regulación exige demostrar la existencia de una vinculación económica entre el punto de generación y el de consumo. Es decir, que exista control societario o una relación empresarial directa, evitando así el uso indebido de la figura como intermediación comercial encubierta.

Esta exigencia responde a una preocupación de fondo: impedir que la figura de productor marginal sea utilizada para evadir las obligaciones tarifarias o regulatorias que aplican a los usuarios finales. Para ello, la CREG exige documentación verificable, como certificados de existencia, actas de control societario o acuerdos empresariales, garantizando trazabilidad y transparencia.

Medición, fronteras y liquidación: el núcleo técnico del esquema

Uno de los componentes más delicados de la autogeneración remota es la definición de fronteras de generación y consumo, pues de ellas depende la correcta medición y liquidación de la energía. La CREG propone que estas fronteras se registren conforme a los criterios del Código de Medida y la Resolución CREG 157 de 2011, utilizando medidores homologados que garanticen precisión y trazabilidad.

Además, introduce la actualización de la Línea Base de Consumo (LBCr) y de la Energía Neta Fija para la Confiabilidad (ENFICC) como herramientas dinámicas que reflejen las variaciones reales de consumo y generación a lo largo del tiempo. La CREG sugiere que la LBCr se revise anualmente y que el ASIC realice verificaciones periódicas para evitar inconsistencias.

Esta metodología busca impedir la doble contabilización, una de las principales fuentes de riesgo regulatorio. Un mismo kWh no puede ser simultáneamente contabilizado como autoconsumo y como energía despachada al mercado. La precisión en las fronteras garantiza la equidad en los pagos por uso de red, en las liquidaciones de bolsa y en la remuneración por confiabilidad.

El Decreto 1403 también autoriza expresamente que los autogeneradores y productores marginales remotos utilicen las redes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para transportar energía desde el punto de generación hasta el punto de consumo. Esta disposición transforma la relación tradicional entre usuario y red, pues convierte a los autogeneradores en actores activos del sistema, capaces de aprovechar su infraestructura bajo reglas de acceso abierto.

En este esquema, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) o el comercializador encargado liquidarán los cargos por uso de red según la energía medida en cada frontera comercial. Para el consumo propio, la energía generada y transportada se considera parte de la base del despacho y se trata como generación convencional.

Un aspecto que ha despertado debate es la posible exención del Cargo por Energía (CERE) en los casos de autoconsumo remoto. La CREG advierte que estas exenciones deben aplicarse con cuidado, ya que pueden alterar la distribución de los costos de red entre usuarios. Aunque los incentivos son necesarios para dinamizar el mercado, deben estar acompañados de análisis tarifarios que eviten desequilibrios.

En síntesis, el uso de las redes del SIN por parte de autogeneradores remotos representa una oportunidad de eficiencia, pero requiere reglas de compensación transparentes y un marco de liquidación ajustado a la realidad operativa de cada proyecto.

Contratos de respaldo y confiabilidad

La confiabilidad del sistema eléctrico colombiano depende de que cada agente cumpla sus compromisos de entrega en condiciones normales y críticas. Por eso, el Decreto 1403 y la CREG exigen que los autogeneradores y productores marginales que pretendan participar en subastas o comprometer energía firme celebren contratos de respaldo con el operador de red o el transportador correspondiente.

Estos contratos buscan garantizar que, ante una contingencia o indisponibilidad, el sistema tenga respaldo suficiente para mantener la oferta. De igual forma, los PMR deberán demostrar su capacidad de cumplimiento mediante programas de generación verificables y garantías de energía firme (OEF). En caso de incumplimiento reiterado, el agente perderá su derecho a participar en futuros procesos de confiabilidad.

Este requisito introduce un nivel de responsabilidad inédito para la generación distribuida en Colombia. La lógica es clara: si un autogenerador remoto participa del mercado como oferente de energía, debe también contribuir a la seguridad del sistema. No obstante, la regulación deberá diseñar mecanismos proporcionales para pequeños y medianos proyectos, a fin de no excluirlos por el alto costo de las garantías o del respaldo contractual.

Uno de los principales argumentos a favor de la autogeneración remota es su capacidad para extender el acceso energético a las Zonas No Interconectadas (ZNI) y a comunidades rurales que dependen de fuentes costosas o intermitentes. En muchos casos, los vinculados económicos del productor marginal se encuentran en redes privadas que no están conectadas al SIN.

La CREG reconoce esta realidad y establece que tales redes deben cumplir con los requisitos del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) y con el Código de Medida. Sin embargo, también aclara que, si el operador de red no cuenta con capacidad disponible, no está obligado a atender demandas adicionales. En ese caso, el productor marginal podrá solicitar respaldo técnico o capacidad adicional, bajo acuerdos bilaterales.

El impacto potencial en las ZNI es enorme. La autogeneración remota permitiría reemplazar sistemas aislados diésel por fuentes renovables conectadas al SIN, reduciendo costos y emisiones. Sin embargo, el éxito dependerá de la capacidad institucional y técnica de los operadores para integrar estas soluciones dentro de un marco tarifario sostenible.
 

Participación en el mercado mayorista y representación comercial

La CREG establece que la energía proveniente de autogeneradores o productores marginales remotos que se destine al mercado deberá liquidarse en la bolsa de energía y registrarse en el ASIC. Para hacerlo, el agente podrá representarse directamente o por medio de un comercializador.

Esta apertura permite que los autogeneradores no solo abastezcan su propio consumo, sino que vendan excedentes bajo contratos bilaterales o en el mercado spot. De este modo, la autogeneración remota deja de ser un mecanismo aislado y se convierte en un actor activo del ecosistema energético.

La regulación busca garantizar transparencia y trazabilidad en los contratos, evitando que se creen esquemas de intermediación que distorsionen los precios o el despacho. Al exigir representación formal y registro de contratos, se protege la competencia y se preserva la confiabilidad del mercado.

Desde el punto de vista de la política energética, esto significa un paso hacia la democratización de la generación eléctrica: usuarios industriales, agrícolas o institucionales pueden convertirse en proveedores del sistema, contribuyendo a diversificar la matriz y fortalecer la resiliencia del SIN.

Barreras-desafíos pendientes y beneficios potenciales

El análisis de la CREG no ignora los retos que acompañan esta transición. En primer lugar, la carga regulatoria puede ser alta para pequeños proyectos, que deben enfrentar trámites ante múltiples entidades (ASIC, CND, CREG, Superintendencia) y cumplir requisitos de medición y reporte. Una simplificación de procesos o la creación de un canal unificado podría facilitar la implementación.

En segundo lugar, la capacidad técnica de las redes locales es un cuello de botella real. En varios departamentos, las redes de distribución no tienen margen para admitir nueva generación, y el operador no está obligado a reforzarlas para proyectos privados. Ello limita el alcance práctico del esquema en ciertas regiones.

Otro desafío es el riesgo de distorsión tarifaria. Exenciones o tratamientos preferenciales —como la no aplicación del CERE o de cargos por respaldo— pueden afectar la equidad del sistema si no se calculan con precisión. La CREG insiste en la necesidad de evaluar los impactos distributivos de cada incentivo.

Por último, persiste el reto de la interoperabilidad técnica. Integrar autogeneradores remotos requiere coordinación estrecha con los operadores de red, pruebas de comunicación, compatibilidad de equipos y cumplimiento del código de medida. La experiencia internacional muestra que estos elementos son esenciales para evitar sobrecargas o fallas de despacho.
 

A pesar de los retos, los beneficios esperados del nuevo marco son considerables. La autogeneración remota podría convertirse en un motor de eficiencia energética y reducción de pérdidas al permitir que la energía se produzca más cerca del consumo final, incluso si la conexión física es remota. Además, estimularía la inversión en energías renovables distribuidas, especialmente solar y eólica, aprovechando mejor los recursos naturales de cada región.

Desde la perspectiva del desarrollo territorial, la figura puede reducir la brecha energética entre zonas urbanas y rurales. Empresas agrícolas, comunidades y municipios podrían asociarse para instalar plantas renovables en sitios óptimos y consumir la energía en sus centros productivos o poblaciones, sin depender de la generación diésel o del transporte de combustibles.

El impacto ambiental también es significativo. La autogeneración remota fomenta una matriz más limpia, disminuye las emisiones por transporte de energía y refuerza la resiliencia frente a eventos climáticos extremos. Al diversificar las fuentes y descentralizar la oferta, el sistema se vuelve más flexible y menos vulnerable a fallas centralizadas.

Perspectiva económica y competitiva

En el mediano plazo, la implementación del Decreto 1403 y la reglamentación de la CREG podrían generar un impacto estructural en el mercado eléctrico. La entrada de nuevos actores con capacidad de autogenerar y vender excedentes aumentará la competencia, reducirá la presión sobre la generación centralizada y aportará flexibilidad a la oferta.

Sin embargo, la consolidación de este modelo exigirá claridad en los mecanismos de compensación y en la remuneración de la infraestructura. Así, la autogeneración remota puede convertirse en un pilar de la seguridad energética nacional, una herramienta para la equidad territorial y un catalizador de la transición hacia una matriz limpia, competitiva y descentralizada. 

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