Inicio / Curso solar fotovoltaico
Curso de energía solar fotovoltaica en Colombia
De la factura de energía a la puesta en servicio: dimensionamiento, cálculos, protecciones, trámites con el operador de red y permisos, para tres escalas: casa, industria y plantas de 1 MW o más. Cada dato normativo cita su fuente; lo que aún no hemos podido confirmar está marcado.
Normativa y marco legal
- CREG 174 de 2021: AGPE y generación distribuidaNorma base de conexión de autogeneración a pequeña escala (AGPE, hasta 1 MW) y generación distribuida (GD, hasta 0,1 MW) al SDL. Modificada en artículo 25 y ss. por CREG 101 072 de 2025 (ajustada por 101 087 de 2025 y citada junto a 101 099 de 2026).
- CREG 075/2021, 030/2018 y regímenes 1-5 MWCREG 030/2018 fue la norma antecesora de autogeneración y GD (reemplazada por la 174/2021). CREG 075/2021: conexión de plantas solares/eólicas al SDL >=5 MW y asignación de capacidad de transporte; CREG 173/2021 y 148/2021 tratan 1-5 MW y el régimen transitorio.
- Ley 1715/2014 y Ley 2099/2021: incentivos tributariosIncentivos para FNCER: deducción especial de renta, exclusión de IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada. Ley 2099 modificó arts. 11-14; reglamento Decreto 895/2022.
- UPME: certificación de incentivos FNCERMarco vigente: Res. UPME 135/2025 (derogó 464/2021), ajustada por Res. 070/2026 (ciclos) y 400/2026 (ventana continua, fecha 29-05-2026 según fuente secundaria). Res. 563/2026 trata inclusión de bienes y servicios.
- RETIE vigenteRes. MinEnergía 40117 de 2024 (DO 52.716, 3-abr-2024) modificó integralmente el RETIE; transición ajustada por Res. 40304/2025 (DO 53.170, 3-jul-2025). Una Res. 40284 de 2026 (DO 53.539, 1-jul-2026) aparece como modificatoria y derogaría la 40117 al cumplirse transiciones.
- NTC 2050 (secciones 690 y 705)Código Eléctrico Colombiano (basado en NEC; edición vigente por RETIE, verificar año). Sección 690: sistemas FV (voltaje máximo corregido por temperatura, desconexión rápida, protección contra falla a tierra y arco, rotulado). Sección 705: fuentes de producción interconectadas (regla de 120% de barras, dispositivos de desconexión). Verificar edición y numerales.
- RETILAPIluminación; en general no aplica a un sistema FV. Solo relevante si el proyecto incluye alumbrado (p.ej. solar de alumbrado público). Verificar.
- XM, CNO y plantas de 1 MW o másPlantas >=5 MW: registro y despacho central ante XM, Acuerdos CNO y requisitos de conexión (CREG 075/2021). 1-<5 MW: CREG 173/2021/174. Cargo por confiabilidad no aplica a FV sin OEF. No encontré fuente sobre registro XM, Acuerdo CNO específico ni umbral de 20 MW (despacho central históricamente >=20 MW, verificar).
- Código de Redes (CREG 025/1995 y 080/2019)CREG 025 de 1995 (13-jul-1995, DO 41.937) es el Código de Redes vigente, modificado muchas veces y no sustituido; últimas: 101 104, 101 113, 101 118, 101 119 de 2026, 101 051 de 2024. La CREG 080/2019 NO es el código de redes.
- Módulos FV: IEC/NTC 61215 y 6173061215: calificación de diseño y aprobación de tipo (ensayos de degradación). 61730: seguridad (construcción y ensayo). Acreditar vía RETIE certificado de producto. Aplica igual a todas las escalas.
- Inversores: IEC 62109, 62116, 61727, IEEE 154762109-1/-2: seguridad de convertidores. 62116: ensayo de anti-isla. 61727: interfaz de red FV. IEEE 1547: interconexión de recursos distribuidos (los OR suelen exigirla o equivalente). 1MW+: requisitos de ride-through y potencia reactiva.
- ProteccionesProtecciones de interconexión: tensión, frecuencia (27/59/81), anti-isla, sincronismo; DC: fusibles, seccionador, DPS; AC: interruptor y DPS; falla a tierra. En industria y 1MW+ se añaden relé de interconexión (25/27/59/81/67N) y estudio de coordinación. Verificar contra requisitos del OR.
Diseño, cálculo e instalación
- Demanda y dimensionamientoDel consumo (factura o curva de carga) se obtiene la potencia pico. Se limita además por área, por la capacidad de conexión del operador de red y por el modo (autoconsumo, excedentes, inyección cero).
- Irradiación y recurso solarEl recurso se toma de bases satelitales (NASA POWER, PVGIS) contrastadas con el Atlas de Radiación UPME/IDEAM y, para plantas grandes, con una estación medidora de 12 meses.
- Pérdidas y Performance RatioPR = energía AC real / energía teórica a STC; en Colombia típico 0,75-0,82.
- Área, inclinación, separación entre filas y sombrasEn latitudes bajas la inclinación óptima es pequeña (5-15°); se usa >=10° para autolimpieza. Las filas se separan por sombra a las 9:00 y 15:00 hora solar del solsticio crítico.
- Configuración de stringsTres comprobaciones: Voc a temperatura mínima < Vmax inversor/módulo; Vmpp a temperatura máxima > Vmín MPPT; corriente por MPPT < Imáx del inversor.
- Relación DC/ACSobredimensionar el DC respecto a la potencia AC mejora el factor de uso del inversor; el recorte (clipping) es pequeño en Colombia por irradiancia pico efectiva ~0,8-0,9 kW/kW.
- Caída de tensión CC y CAObjetivo de diseño: CC <=1,5 % (ideal 1 %), CA <=1-2 %; total <=3 % (recomendación IEC 60364-7-712 / NTC 2050 nota informativa).
- Calibres y canalizaciones CC/CADimensionar por 1,56·Isc (CC) o 1,25·In (CA), con factores de temperatura y agrupamiento, luego revisar caída de tensión y cortocircuito.
- Protecciones CC y CACada string necesita protección contra corriente inversa cuando hay 3 o más en paralelo; seccionamiento visible en CC y CA; DPS en CC y CA.
- Puesta a tierra y apantallamientoTodo marco metálico, estructura, cajas, inversor y transformador se une a una malla común (equipotencial). La resistencia objetivo depende de RETIE y del uso: casa y planta < 10 Ω típico (RETIE art. 15, tabla de valores de referencia: 10 Ω subestaciones MT, 10 Ω protección contra rayos, 25 Ω neutro de acometida BT; confirmado en copia universitaria del RETIE y guía EPM/CENS, versiones anteriores: confirmar en el texto vigente).
- Cortocircuito y coordinaciónEl inversor aporta poca corriente de falla (1,1-1,5 In); la red domina. Capacidad de interrupción del equipo >= Icc en su ubicación.
- Transformadores y celdas MTSolo plantas grandes: inversores de 600-800 V -> transformador elevador -> celda MT 13,2 / 34,5 kV -> punto de conexión del operador de red.
- Estructura mecánica y vientoEl viento dimensiona la estructura y los anclajes. NSR-10 B.6 (ASCE 7-05): presión q = 0,613·Kz·Kzt·Kd·V²·I.
- Comunicaciones y monitoreoProtocolos: Modbus RTU/TCP con perfil SunSpec para inversores y medidores; IEC 61850 en celdas MT; IEC 60870-5-104 o DNP3 al operador/CND.
- Protecciones de interconexión y control de potencia / inyección ceroLa interconexión exige anti-isla, rango de tensión y frecuencia y desconexión según IEEE 1547 / IEC 62116, y el trámite ante el operador de red.
- Operación y mantenimientoO&M típico 1-2 % del CAPEX por año (supuesto, verificar); degradación módulo 0,4-0,55 %/año.
- Pruebas y puesta en servicioIEC 62446-1 define pruebas categoría 1 (todas) y categoría 2 (curva IV, termografía).
Permisos, predios y conexión de 1 MW o más
- Trámite ambientalCompetencia (Decreto 852/2024): FNCER >=50 MW ANLA; 10 a <50 MW CAR. Decreto 1033/2025 crea ruta optimizada para solar 10-100 MW. <9,9 MW sin licencia salvo áreas protegidas.
- POT, uso de suelo y licencia de construcciónEquipos FV en cubierta se tratan como estructura no convencional que no requiere licencia de construcción según una curaduría de Bogotá; suelo requiere concepto de uso del suelo según POT.
- Predios, servidumbres y propiedad horizontalPropiedad horizontal: Ley 675/2001 exige 70% de coeficientes para cambiar uso de bienes comunes (art. 46). Servidumbre: Ley 56/1981. UAF: Ley 160/1994.
- Conexión >1 MW: UPME, estudio, XM y garantíaCREG 075/2021: estudio de conexión + espacio físico, radicación en ventanilla única UPME hasta 31-mar, conceptos 31-oct (fila 2) y 20-dic (fila 1); garantía 10 USD/kW; contrato de conexión en 4 meses.
Operadores de red por ciudad
Trámite de conexión con cada operador (22 operadores).