El Ministerio de Minas y Energía de Colombia emitió la Resolución 40379 de 2025, que habilita la figura de autogeneración remota, en el marco de un escenario regulatorio fragmentado y con retrasos acumulados en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Esta medida, considerada innovadora para el mercado local, responde a la necesidad de dinamizar proyectos detenidos y ofrecer alternativas a los grandes consumidores de energía. Según explicó Juanita Hernández Vidal, abogada especializada en energía y Managing Partner de ELH Colombia, la norma "rompe con la visión tradicional que impedía a los usuarios inyectar excedentes a la red, al reconocer que aún utilizando el Sistema Interconectado Nacional, siguen siendo autogeneradores". La resolución abre la posibilidad de que proyectos de generación que hoy cuentan con contratos poco atractivos encuentren una salida en el autoconsumo.
Esta figura no sólo permite generar eficiencias de precio, sino también reestructurar activos en operación o incluso promover compraventas de plantas para destinarlas a consumidores intensivos de energía. "Es una norma hecha a la medida, pero que también abre oportunidades importantes para otros grandes consumidores que hoy enfrentan contratos de energía costosos o limitados", señaló en diálogo con Energía Estratégica. Un antecedente ilustra el cambio: hace ocho años, una minera interesada en adquirir un proyecto solar de 9,9 MW, ubicado a 80 kilómetros de su planta, no pudo concretar la operación porque la normativa no lo permitía y no existía incentivo en el precio por kWh. Con la Resolución 40379 de 2025, ese mismo esquema resulta ahora viable, gracias al descuento del CERE y a la posibilidad de reconvertir un punto de conexión de generación en autogeneración con un trámite simplificado. No obstante, el alcance de la regulación es transitorio.
El artículo 5 establece una vigencia de apenas tres meses desde su publicación, prorrogable por igual período o hasta que la CREG emita una reglamentación definitiva. "Esto genera un escenario de incertidumbre: puede prorrogarse, pero también existe el riesgo de que no haya continuidad y que la Comisión se demore uno o dos años en reglamentar el mecanismo", advirtió Hernández Vidal. Retos operativos y oportunidades de negocio La autogeneración remota se perfila como una herramienta para reconvertir contratos poco rentables en modelos de autoconsumo más competitivos, y al mismo tiempo habilita la compraventa de plantas ya en operación comercial que podrían ser absorbidas por industrias que buscan reducir costos energéticos. En términos prácticos, la norma también facilita el tránsito de un proyecto de generación a autogeneración: sólo se deberá informar al ASIC la modificación en el uso de la frontera, un cambio que antes implicaba trámites largos ante la UPME.
Además, el ahorro proviene del no pago del CERE, lo que puede complementarse con los incentivos tributarios de la Ley 1715. Sin embargo, los desafíos no son menores.
Para la abogada, uno de los principales riesgos es el impacto en la red: "El operador del sistema, XM, ya ha manifestado preocupación por la estabilidad y seguridad ante la creciente inyección de energía.
Existe el riesgo de que surjan restricciones o de que parte de la energía quede atrapada por limitaciones de capacidad de la red". De esta manera, concluyó que la medida es positiva porque ofrece una solución concreta a los grandes consumidores, pero su carácter temporal limita la capacidad de planificación de la industria. "El reto será que la CREG logre consolidar una regulación definitiva que dé seguridad jurídica y promueva la inversión, añadió.