RETIE en instalaciones solares fotovoltaicas: qué exige

Qué RETIE está vigente

El Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas vigente es la Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, modificada por la Resolución 40284 de 2026, publicada en el Diario Oficial 53.539 del 1 de julio de 2026 y vigente desde su publicación. La 40284 modificó los cuatro libros del reglamento y sus anexos.

Su régimen de transición cierra la etapa anterior: desde el 1 de enero de 2026 no se otorgan ni renuevan certificados de producto bajo la Resolución 90708 de 2013, y las instalaciones que iniciaron obra desde esa fecha se inspeccionan con el reglamento nuevo. Las obras iniciadas antes pueden certificarse con la 90708, demostrando la fecha con el acta de inicio o el contrato de obra.

El reglamento se organiza en cuatro libros: definiciones y generalidades (Libro 1), requisitos de productos (Libro 2), requisitos de instalaciones (Libro 3) y evaluación de la conformidad (Libro 4). Una instalación solar toca los cuatro.

Los productos fotovoltaicos con requisitos propios

El Libro 2 fija requisitos de producto y ensayos mínimos, «adaptados de normas técnicas tales como» las que cita cada artículo; el mapa de las normas IEC para sistemas fotovoltaicos ordena esas referencias. Los productos del reglamento demuestran su conformidad con certificado expedido por un organismo de certificación acreditado por el ONAC.

Algunos requisitos de producto que conviene revisar en la ficha antes de comprar:

• Paneles: etiqueta con potencia máxima en Wp, tensión de circuito abierto, corriente de cortocircuito y tensión máxima del sistema; diodos de derivación; ensayos de curva I-V, coeficientes de temperatura, carga mecánica, calor húmedo e impacto de granizo con esfera de hielo de al menos 25 mm. El artículo no aplica a paneles de menos de 100 W.
• Inversores: eficiencia no menor de 90 % en condiciones nominales; inyección de corriente continua a la red no mayor del 1 % de la corriente nominal de salida o lo que fije su norma de fabricación; factor de potencia superior a 0,9 cuando la salida supera el 50 % de la potencia, y operación en los rangos de frecuencia que fijen la CREG o el CNO.

Cómo se instalan los paneles

El artículo 3.17.23 del Libro 3 reúne los requisitos de instalación. Los principales:

• Placa en la zona de desconexión que indique que hay generación fotovoltaica, con tensión y corriente máximas de c.a. y de c.c.
• Rotulado «ADVERTENCIA: FUENTE DE ALIMENTACIÓN FOTOVOLTAICA» en canalizaciones y cajas de circuitos de c.c., según la NTC 2050 sección 690, literal 690.31(G)(4).
• Medio de desconexión del sistema fotovoltaico respecto de los demás sistemas, en lugar accesible (NTC 2050 sección 690.13), y elementos de seccionamiento para mantenimiento de todas las fuentes.
• Conectores a prueba de agua, polarizados, con bloqueo y marcados «No desconectar bajo carga» cuando no interrumpen corriente.
• Separación entre circuitos fotovoltaicos y otros sistemas en canalizaciones y cajas, salvo barrera física.
• Corrientes inversas entre arreglos limitadas a lo que soporta el módulo, con diodos de bloqueo o protecciones de sobrecorriente; no mezclar modelos de módulo en un arreglo ni orientaciones distintas en un mismo MPPT sin electrónica de potencia a nivel de módulo.
• Protección contra falla de arco en sistemas interactivos de 80 V c.c. o más, que puede venir dentro del inversor.
• Protección contra fallas a tierra del arreglo según la NTC 2050 secciones 690.41(B)(1) y (2) y 690.42.
• Evaluación del riesgo por rayo en cubierta o campo abierto, según el Título 13 del Libro 3 y la IEC TR 63227. Vea apantallamiento contra descargas atmosféricas.
• Medios de acceso para montaje, inspección y mantenimiento, definidos en el diseño y verificables por el organismo de inspección.

El inversor instalado

El artículo 3.17.21 pide que el inversor esté protegido contra sobretensiones, sobrecorrientes, cortocircuito y sobretemperatura (dentro o fuera del equipo), que los cables entre su salida y el punto de conexión no tengan una caída de tensión mayor del 3 %, que el conductor de puesta a tierra de equipos sea de cobre y dimensionado según la NTC 2050 sección 690.45, y que el inversor conectado a la red cese de energizarla en no más de 2,0 s tras perder la tensión de la red. Puede comprobar la caída de tensión de su circuito con nuestra herramienta gratuita de caída de tensión en cables.

Ese cese del inversor no reemplaza las protecciones de conexión que pide el operador: el anti-isla del punto de conexión lo fija el Acuerdo CNO 2233 de 2026. Vea protección anti-isla.

Sobretensiones y puesta a tierra

La coordinación de protección contra sobretensiones de un sistema fotovoltaico sigue la IEC 61643-32 (artículo 3.17.14). Si el inversor incorpora de fábrica protección contra sobretensiones, el DPS externo deja de ser obligatorio, salvo que el análisis de riesgos o el diseño lo pidan. Cuando se requiere un electrodo de puesta a tierra en c.c., aplica la NTC 2050 sección 690.47. La puesta a tierra general sigue el Título 12 del Libro 3; vea prueba de resistencia de puesta a tierra.

Cómo se demuestra la conformidad

Toda instalación del RETIE se entrega con la declaración de cumplimiento de quien la construye. La certificación plena, que suma el dictamen de un organismo de inspección acreditado, es obligatoria para las instalaciones de autogeneración, FNCER, generación distribuida y generación con varias fuentes que se conectan a la red con capacidad igual o superior a 10 kVA para entregar excedentes, y para la autogeneración aislada asociada a uso final desde 10 kVA (artículo 4.3.2, literales h e i). Las centrales de generación también la requieren.

El trámite de inspección se explica en certificación RETIE y dictamen de inspección, y el operador de red pide el dictamen antes de energizar; vea requisitos de planos para el operador de red.

Errores que frenan el dictamen

• Inversor o módulo con certificado de otra referencia, o vencido.
• Falta de placa en la zona de desconexión o de rótulos en las canalizaciones de c.c.
• Conectores de distintos fabricantes acoplados entre sí sin compatibilidad declarada.
• Diseño sin evaluación de riesgo por rayo ni medios de acceso definidos.
• Circuitos de c.c. compartiendo canalización con circuitos de c.a. sin barrera.

Cómo le ayudamos

En Tiza Group hacemos la ingeniería primaria de sistemas solares con los requisitos del RETIE y la NTC 2050 trazados en planos y memorias, de modo que el organismo de inspección encuentre cada requisito resuelto. En plantas conectadas en media y alta tensión hacemos además la puesta en servicio de plantas solares. Escríbanos con el alcance de su proyecto.

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• Certificación RETIE y dictamen de inspección
• Autogeneración a pequeña escala (AGPE)
• Protección anti-isla
• Apantallamiento contra descargas atmosféricas

Referencias

• Ministerio de Minas y Energía, Resolución 40117 de 2024, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE).
• Ministerio de Minas y Energía, Resolución 40284 de 2026, por la cual se modifica el RETIE (Diario Oficial 53.539, 1 de julio de 2026): artículos 2.3.3, 2.3.10.7, 2.3.12, 2.3.23, 2.3.25, 2.3.28, 3.17.14, 3.17.21, 3.17.23, 3.18.2, 3.18.3 y 4.3.2.
• ICONTEC, NTC 2050 segunda actualización, Código Eléctrico Colombiano, secciones 690 y 705.
• IEC 61643-32, Low-voltage surge protective devices – Part 32: Surge protective devices connected to the d.c. side of photovoltaic installations – Selection and application principles.
• IEC TR 63227, Lightning and surge voltage protection for photovoltaic (PV) power supply systems.

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