En un proyecto de cargadores eléctricos para empresas y flotas en Colombia, las obligaciones, los trámites, el tamaño de la acometida y los incentivos dependen sobre todo de dos datos: quién va a cargar y quién va a pagar la energía. Una empresa que carga solo sus propios vehículos no tiene las mismas obligaciones que otra que cobra a terceros, y un parqueadero abierto al público tiene más que un depósito cerrado.
Con las normas vigentes al 29 de octubre de 2026, el texto cubre el marco, el cálculo de la potencia a contratar, la elección del cargador según los vehículos que se venden en Colombia, el costo de la energía de una flota con tarifas publicadas y las deducciones. No incluye precios de equipos ni de instalación, porque no hay una fuente pública fechada que los sostenga. Donde la norma deja una duda, se dice.
Qué necesita una empresa para instalar cargadores
Según el RETIE vigente (Resolución 40284 de 2026 del Ministerio de Minas y Energía, Libro 4, artículo 4.3.2.1, literal f), las instalaciones de cargadores de baterías para vehículos eléctricos e híbridos enchufables requieren certificación plena «independientemente de su potencia», es decir, las declaraciones de cumplimiento del diseñador y del constructor más un dictamen de inspección de un organismo acreditado. Ese literal está en el apartado de construcciones nuevas; si el cargador se añade a una instalación ya existente, el artículo 4.3.2.2 fija umbrales de ampliación y remodelación, así que conviene preguntar al organismo de inspección cuál se aplica. Los cargadores para vehículos de cuatro ruedas o más deben tener además certificado de producto RETIE (Libro 2, artículo 2.3.5), salvo los de grúas y montacargas eléctricos con cargas lentas de al menos 8 horas o en corriente alterna, que el artículo excluye.
Si la empresa carga solo vehículos propios, no le aplican las obligaciones de interoperabilidad de las resoluciones 40123 de 2024 y 40559 de 2025. Si ofrece la carga a terceros a cambio de un pago, la Resolución 40223 de 2021 la considera prestadora del servicio de carga. Si el punto es de acceso público, debe habilitarse antes de operar y reportar su estado con el protocolo OCPI 2.2.1. Con certificado de la UPME, el cargador puede acogerse a la deducción del 50 % de la inversión, a la exclusión de IVA y a la depreciación acelerada de la Ley 1715; sin el certificado en el momento de la compra, el IVA de los equipos es del 5 %, y si el certificado se expide después la norma permite pedir la devolución de ese IVA (detalle en la sección de deducciones).
Primero, definir quién va a cargar
La clasificación depende de las definiciones de la Resolución 40123 de 2024 (artículo 3) y de la Resolución 40223 de 2021 (artículos 2 y 3). Una estación de acceso privado es la infraestructura, propia o de un tercero, destinada exclusivamente al suministro de energía a los vehículos de una persona natural o jurídica. Una estación de acceso público es la que presta servicio al público y no es de acceso privado.
| Quién carga | Cómo lo trata la norma | Qué se suma al RETIE |
|---|---|---|
| Vehículos de la empresa, en un parqueadero de uso exclusivo | Acceso privado. La Resolución 40223 (artículo 3, parágrafo 4) dice que no es prestador de servicio de carga quien destina la estación a su propio consumo | Sin obligaciones de interoperabilidad. Sí aplican el incentivo de contribución y los tributarios (más abajo) |
| Carros personales de empleados o visitantes, sin cobro específico | Sin respuesta clara. No encaja limpiamente en «sus vehículos» ni en «servicio al público», y no se encontró un concepto de MinEnergía, de la CREG ni de la Superservicios que lo resuelva | Pedir concepto por escrito antes de decidir conectores y software |
| Cobro a empleados o arrendatarios en un parqueadero de uso restringido | Prestador del servicio de carga: quien recibe una contraprestación (Resolución 40223, artículo 3). El servicio de carga no es servicio público domiciliario ni comercialización de energía. Si la estación es de acceso privado o público es la misma duda de la fila anterior, porque la definición de acceso privado habla de «sus vehículos» | Registrar la estación en la plataforma de MinEnergía, informar el precio, el conector y la potencia, y precio libre (Resolución 40223, artículos 3, 5 y 7); si resulta de acceso público, además las obligaciones de la sección siguiente |
| Parqueadero o centro comercial abierto al público, con cobro a clientes o visitantes o sin él | Acceso público | Habilitación previa, conectores Tipo 2 y CCS Combo 2, protocolo abierto OCPP y reporte OCPI 2.2.1 (detalle en la sección siguiente) |
Un centro comercial con cargadores para clientes queda, por el texto de la norma, en acceso público. El caso del parqueadero de una oficina donde cargan empleados y visitantes es el que más se presta a error: la empresa puede asumir que es privado y descubrir después que no lo es. Conviene resolverlo antes de comprar, porque cambia los conectores y el software.
Lo que se exige a cualquier instalación de cargadores
Además de la certificación plena y del certificado de producto, el artículo 3.17.7 del Libro 3 del RETIE (Resolución 40284 de 2026) fija requisitos de instalación que sirven de lista de comprobación para revisar una propuesta:
- Acometida, alimentadores y ramal deben entregar la potencia durante el tiempo requerido sin calentar los conductores por encima de 60 ºC. En estaciones de carga, el texto exige asegurar que la red de distribución soporta la carga instalable.
- Cada punto de conexión va en un circuito individual, con protección propia contra sobrecorriente y con un interruptor diferencial de máximo 30 mA.
- Los cargadores de más de 60 A o de más de 150 V a tierra necesitan un medio de desconexión accesible, con bloqueo en posición abierta.
- Los equipos se instalan a una altura de entre 0,45 m y 1,2 m del suelo (en exteriores, mínimo 0,6 m). En exteriores se exige al menos IPX4 e IP4X, y en zonas públicas y sitios de parqueo, protección contra impacto.
- El conjunto de cordones y cables no puede superar los 7,5 m, salvo que haya un sistema de manejo de cable.
- En espacios interiores cerrados aplica la sección 625.52 de la NTC 2050 y la ventilación que indique el fabricante.
- El propietario o tenedor de la instalación es responsable de que una persona competente la revise con la periodicidad que fije el productor.
Antes de diseñar hay que consultar al operador de red. La Resolución CREG 075 de 2021 (capítulo VII) trata las conexiones y ampliaciones de carga de usuarios finales como proyectos clase 2. Según la guía de la Circular CREG 001 de 2023, la solicitud formal de factibilidad aplica a las conexiones complejas (por ejemplo, más de 30 kVA en zona urbana o transformador nuevo); las conexiones sencillas no la requieren. Cuando se solicita, el operador responde en máximo 7 días hábiles desde la radicación y, si es positiva, la respuesta vale 6 meses (artículo 43). Para estaciones de acceso público existe un camino distinto en preparación. La Resolución 40334 de 2026 del Ministerio de Minas y Energía solo encargó a la CREG definir el procedimiento, y el 20 de octubre de 2026 la CREG publicó para comentarios el proyecto de Resolución 701 153, que propone un procedimiento simplificado para las solicitudes de conexión de infraestructura de acceso público, con un umbral de 100 kW de potencia máxima requerida: por debajo basta el trámite sin estudio de conexión, salvo que los criterios técnicos exijan uno, y por encima hace falta un estudio de conexión simplificado. Es un proyecto, no una norma vigente, y no cubre flotas ni parqueaderos privados.
Obligaciones adicionales si el punto es de acceso público
Las resoluciones 40123 de 2024 y 40559 de 2025 del Ministerio de Minas y Energía imponen, a quien opera una estación de acceso público, lo siguiente:
- Habilitación previa en la plataforma del Ministerio: sin ella, ninguna estación de acceso público puede iniciar operación (Resolución 40123, artículo 4).
- Conectores: al menos un Tipo 2 en las estaciones de nivel 2 y nivel 3 en corriente alterna, y al menos un CCS Combo 2 en las de nivel 3 en corriente continua (Resolución 40559, artículo 4). Las estaciones que ya operaban tienen 18 meses de transición desde la publicación del 24 de noviembre de 2025, es decir, hasta el 24 de mayo de 2027 (cálculo propio); las que entren en operación después deben cumplirlo desde el inicio. La Resolución 40223 de 2021 todavía nombra los conectores Tipo 1 y CCS Combo 1; como la 40559 es posterior y específica, la guía de electromovilidad del Ministerio de Minas y Energía (2026) y este texto toman el Tipo 2 y el CCS2 como exigencia vigente.
- Reporte con el protocolo OCPI 2.2.1 de los datos del artículo 5 (estado del punto, ubicación, potencia, costo del servicio y energía por sesión, entre otros; el décimo, la demanda horaria, solo si hay medición avanzada), previo registro en CárgaME. La resolución fija un intervalo de 60 segundos pero permite que la UPME lo sustituya, y la guía técnica de la UPME (Circular 047 de 2026) adopta un reporte por eventos, con un máximo de 60 segundos desde el cambio de estado. El plazo es de 14 meses desde la entrada en vigencia, o sea hasta el 24 de enero de 2027 (cálculo propio) para las estaciones en funcionamiento y las nuevas (Resolución 40559, artículo 5).
- Protocolo abierto de comunicación con el prestador del servicio, como OCPP (Resolución 40123, artículo 7); acceso sin suscripción y al menos uno de estos medios de pago: efectivo, tarjeta bancaria o pasarela (artículo 6); y precio del servicio de carga desagregado del de parqueo (artículo 8).
El precio de la carga se fija libremente en cualquier estación de carga (Resolución 40223 de 2021, artículo 7), y los prestadores quedan exentos de los límites de 0,1 MW o 55 MWh al mes que la Resolución CREG 131 de 1998 pone al usuario no regulado, siempre que midan de forma diferenciada la energía destinada a la carga (Resolución 40559, artículo 7). Esa exención es para prestadores, operadores de puntos de carga y proveedores de servicios de movilidad. Una empresa que solo carga su flota no es prestadora y no la tiene; no se encontró doctrina que se la extienda.
La vigilancia corresponde al Ministerio de Minas y Energía, con la Superintendencia de Industria y Comercio en lo que toca a consumidores. Según el cronograma que presentó la UPME en junio de 2026, el sistema de información que recibe esos reportes entra en producción en noviembre de 2026 y opera plenamente en mayo de 2027; esa hoja de ruta es de la UPME y no tiene rango de norma.
Lo que la ley pide a edificios y parqueaderos
La Ley 1964 de 2019 no obliga a instalar cargadores en los parqueaderos existentes. Lo que establece es:
- Artículo 7: las entidades públicas y los establecimientos comerciales que ofrezcan parqueo al público en municipios de categoría especial, primera y segunda deben destinar al menos el 2 % de las plazas al uso preferencial de vehículos eléctricos. Es una reserva de plazas, que el Decreto 191 de 2021 manda identificar con señalización verde; no obliga a que tengan cargador.
- Artículo 10: en los distritos y municipios de categoría especial, 0, 1, 2 y 3, los edificios residenciales y comerciales cuya licencia de construcción se radique desde la vigencia de la ley deben tener acometida eléctrica para carga, con la infraestructura de soporte cerca del parqueo y sin cableado ni equipos de conexión; los proyectos de VIS y VIP están exceptuados. La reglamenta la Resolución 337 de 2026 del Ministerio de Vivienda (Diario Oficial 53.524 del 16 de junio de 2026). No se aplica a proyectos sin parqueaderos privados nuevos ni a los que solo autorizan un único cupo privado individual, y solo exige la acometida cuando el porcentaje anual que fije el Ministerio para el municipio sea igual o superior al 2 %. No se encontró una fecha oficial de entrada en vigor: el artículo 12 dice que rige «a partir del año siguiente de su publicación» (lo que apunta a mediados de 2027, lectura propia) y la ficha de Régimen Legal de Bogotá anota como vigencia el 16 de junio de 2026, que es la fecha de publicación. Tampoco se encontraron porcentajes ya publicados por municipio.
Bogotá fija reglas más exigentes en el Plan de Ordenamiento Territorial (Decreto Distrital 555 de 2021, artículos 212 y 213). Los estacionamientos públicos deben prever al menos un 2 % de cupos preferenciales con su infraestructura de recarga, y los proyectos de obra nueva residenciales, de comercio y servicios y de equipamientos que plantean estacionamientos para vehículos privados deben contar con acometidas para carga. El artículo 213 añade porcentajes de instalación por plazos, también para comercio y servicios ya existentes:
| Tipo de proyecto en Bogotá | 1 año | 5 años | 10 años |
|---|---|---|---|
| Nuevo residencial no VIS, comercio, servicios y equipamientos | 2 % de los parqueaderos (mínimo 1) | 7 % | 15 % |
| Nuevo residencial VIS y VIP | 0 % | 2 % | 4 % |
| Comercio, servicios y equipamientos existentes | 0 % | 3 % | 6 % |
El texto no precisa desde qué fecha cuentan esos plazos ni si lo que se exige es la acometida preparada o el cargador instalado, y el parágrafo permite que la administración distrital modifique los porcentajes. Además, el numeral 2 exceptúa los proyectos de vivienda de interés social o prioritaria, pero la tabla les fija 2 % y 4 %. Por eso, antes de apoyarse en esas cifras, hay que confirmarlas con la Secretaría Distrital de Planeación. No se revisaron las normas de otras ciudades.
Si la oficina está en un edificio en propiedad horizontal y el cargador ocupa zonas comunes, la decisión corresponde a la asamblea y depende del reglamento de propiedad horizontal. La mayoría del 70 % de los coeficientes del artículo 46 de la Ley 675 de 2001 se exige para las decisiones que ese artículo enumera, como reformar el reglamento, asignar un bien común al uso exclusivo de un propietario o hacer cambios que afecten la destinación de los bienes comunes o disminuyan sensiblemente su uso y goce; no se exige para instalar un cargador en general. El concepto 2026EE0010061 advierte, sin embargo, que si la instalación reserva o condiciona cupos de un parqueadero de visitantes (que la ley no deja asignar al uso exclusivo, artículo 22), podría tratarse como una alteración de la destinación y pasar al régimen reforzado. Los conceptos del Ministerio de Vivienda (2025EE0038232 y 2026EE0010061) no son vinculantes, así que conviene confirmarlo con el administrador y un abogado de propiedad horizontal. Ese trámite se explica en el artículo sobre cargadores en conjuntos residenciales.
Cómo se calcula la potencia: instalada y simultánea
La potencia de placa de los cargadores sumada rara vez coincide con la que el edificio necesita en un momento dado. La NTC 2050, en su segunda actualización (basada en el NEC 2017), regula la carga de vehículos eléctricos en el artículo 625. Tiene tres reglas que condicionan el cálculo:
- Cada salida para carga se alimenta con un circuito ramal individual (625.40).
- El dispositivo de protección contra sobrecorriente de ramales y alimentadores se dimensiona para régimen continuo, con una capacidad nominal no menor al 125 % de la carga máxima del equipo (625.41).
- La recarga es una carga continua, y donde se use un sistema automático de manejo de cargas, la carga máxima de la acometida y del alimentador es la que ese sistema permita (625.42).
La gestión de carga reduce la acometida y el alimentador troncal; los ramales siguen siendo uno por punto. La edición 2023 del NEC permite que varios cargadores cuelguen de un mismo ramal si hay un sistema de gestión de energía o equipos con ajuste restringido de corriente, pero esa excepción no está en la NTC 2050 vigente en Colombia, y el RETIE también pide circuito individual por punto.
Un ejemplo con supuestos declarados: diez puntos de 32 A en una red trifásica de 208 V, la tensión normalizada por el RETIE entre fases. Cada punto entrega 6,66 kW, de modo que la placa suma 66,6 kVA. Con los diez puntos repartidos 4-3-3 entre las tres parejas de fases, la más cargada llegaría a unos 195 A, y la protección de 250 A sigue sirviendo.
| Escenario | Potencia máxima | Corriente de línea | Protección troncal |
|---|---|---|---|
| Sin gestión: los diez al 100 % a la vez | 66,6 kVA | 185 A | 250 A |
| Gestión con tope del 75 % | 49,9 kVA | 139 A | 175 A |
| Gestión con tope del 50 % | 33,3 kVA | 92 A | 125 A |
| Gestión con tope del 33 % | 22,0 kVA | 61 A | 80 A |
Cálculo propio: la corriente de línea es la trifásica equivalente (fases repartidas por igual) y la protección troncal incluye el 125 % de la norma. Con el reparto 4-3-3 y el mismo tope, la línea más cargada llevaría 146 A con el tope del 75 % (182 A con el 125 %: habría que subir a 200 A) y 64 A con el del 33 % (80 A con el 125 %: habría que subir a 90 A); con el del 50 % los 125 A bastan. El gestor de carga debe equilibrar las fases o la protección sube un escalón. Con el tope en 33,3 kVA, cada vehículo recibe 16 A (3,3 kW) si los diez están conectados a la vez: suficiente para diez Kangoo o Yuan Up, pero no para diez Master, que necesitan unos 3,7 kW cada uno durante diez horas. Con menos de 6 A por vehículo, el sistema de Zaptec, por ejemplo, empieza a detener sesiones.
La demanda real suele ser menor que la de placa. Con el método de la guía de electromovilidad del Ministerio de Minas y Energía (2026) (energía diaria igual a los kilómetros recorridos divididos entre el rendimiento del vehículo, y potencia mínima igual a esa energía por 1,2 dividida entre las horas disponibles), una flota de diez vehículos que recorre 120 km al día y carga entre las 20:00 y las 06:00 necesita, según las fichas de los fabricantes, una potencia media de entre 17 kW (diez BYD Yuan Up, que son SUV) y 37 kW (diez Renault Master E-Tech); con diez Renault Kangoo E-Tech serían unos 23 kW. Un estacionamiento de diez empleados con 40 km de ida y vuelta y ocho horas conectados demanda unos 9,6 kW de media entre todos (con 0,16 kWh/km, que sale de dividir los 65,69 kWh de batería del Chery iCAR 03 entre sus 410 km NEDC). Esos cálculos usan el consumo que sale de la ficha (batería entre autonomía de homologación) y el 20 % de pérdidas de la guía, que suele ser más optimista que el real, y no incluyen la demanda del resto del edificio, la caída de tensión ni los armónicos; cuando el edificio comparte acometida con los cargadores, la gestión dinámica con un medidor en la acometida cede capacidad al edificio en vez de repartir una cifra fija.
La tensión de los equipos
El RETIE normaliza 120 V entre fase y tierra y 208 V entre fases en sistemas trifásicos (también 240/120 V monofásico), y dice que «el uso de equipos de otras tensiones requiere de transformadores especiales, y en los equipos se debe señalar tal condición»; para carga rápida o ultrarrápida, el artículo 2.3.5.1 del Libro 2 permite tensiones mayores si el equipo lleva una placa permanente con la tensión de salida y la potencia mínima. La ficha europea del Wallbox Pulsar Pro, por ejemplo, da 230 V (7,4 kW con 32 A en monofásico) y 400 V (11 kW con 16 A y 22 kW con 32 A en trifásico), con una tolerancia de ±10 %; las de otras marcas no se revisaron. A 208 V entre fases, un punto monofásico de 32 A entrega como máximo unos 6,7 kW (208 V queda apenas dentro del margen de 230 V ±10 %, es decir, 207 V). Un equipo trifásico de 400 V ±10 % no está previsto para una red de 208 V: solo una variante específica de 208 V, que habría que pedir al fabricante, entregaría unos 11,5 kW a 32 A. No se pudo comprobar qué variantes de 208 V o qué certificación RETIE ofrece cada fabricante para Colombia; eso se confirma con la ficha y el distribuidor antes de comprar.
Qué cargador instalar según los vehículos
La potencia útil la fija el vehículo: un cargador de 22 kW no acelera la carga de un modelo que admite 7 kW. Las fichas oficiales de varios modelos que se venden en Colombia dan estas potencias de carga en corriente alterna:
| Modelo | Batería | Carga en corriente alterna |
|---|---|---|
| BYD Yuan Up (SUV compacto) | 45 kWh | 5,6 kW |
| Chery iCAR 03 | 65,69 y 69,77 kWh | 6,6 kW (Tipo 2) |
| Renault Kwid E-Tech | 26,8 kWh | hasta 7,4 kW |
| Renault Master E-Tech (furgón de 11 m³) | 52 kWh | 7 kW |
| Renault Kangoo E-Tech (furgoneta) | 45 kWh | hasta 22 kW (según la página de Renault Colombia, que coincide con el catálogo argentino) |
Fuentes: fichas de BYD Colombia, Chery Colombia y Renault Colombia. El Tesla Model Y, el eléctrico más matriculado en el primer semestre de 2026 (34,6 % de los eléctricos matriculados según ANDI y Fenalco), no publica la potencia de su cargador de a bordo en la página de Tesla Colombia, así que no se puede afirmar cuánto admite aquí. En la práctica, para buena parte de los modelos de la tabla basta un punto de clase 7 kW, y 11 o 22 kW solo ayudan si el vehículo los admite y la red es de 400 V. La corriente continua se justifica cuando los vehículos permanecen poco tiempo entre turnos: el Centro de Datos de Combustibles Alternativos del Departamento de Energía de Estados Unidos la considera una buena opción para flotas que cargan entre turnos con permanencias cortas, y presenta el nivel 2 como suficiente para cargar de noche en depósito.
Para motos eléctricas, los modelos revisados (Super Soco CPX y CUX de Auteco) cargan en un enchufe de 110 V con batería removible en 6 a 8 horas. El certificado de producto del RETIE (Libro 2, artículo 2.3.5) solo cubre cargadores de vehículos de cuatro ruedas o más, y no se encontró una norma de producto específica para motos. Eso no libera la instalación de los requisitos generales: el artículo 3.17.7 y el literal 4.3.2.1 f no distinguen por número de ruedas, así que conviene preguntar al organismo de inspección cómo se aplican a un espacio de carga de motos.
Qué flota hay para cargar
Según el informe mensual de ANDI y Fenalco de agosto de 2026, entre enero y agosto de ese año se matricularon 33.889 vehículos eléctricos en Colombia (según La FM, el acumulado a septiembre llegó a 39.784). De ellos, 26.327 (el 77,7 %) fueron SUV y solo 53 (el 0,16 %) fueron comerciales de carga. Los datos abiertos del RUNT muestran que las camionetas de tipo furgón o panel eléctricas (sin contar los camiones furgón) pasaron de 276 registradas en 2024 a 246 en 2025 y 121 en 2026 hasta el 19 de agosto, mientras el total de eléctricos se multiplicaba, y los buses, busetas y microbuses subieron a 163 en 2026. Para una empresa con flota de reparto o de carga, estas cifras indican que las matrículas de eléctricos comerciales siguen siendo pocas; conviene confirmar con el concesionario qué furgones hay disponibles antes de dimensionar el depósito.
Software, medición y cobro
El OCPP (Open Charge Point Protocol) separa el cargador del sistema que lo administra. Sus versiones 1.6 y 2.0.1 no son compatibles entre sí, según la Open Charge Alliance, y la carga inteligente de ISO 15118 exige la 2.0.1. El Departamento de Energía de Estados Unidos recomienda comprar equipos con OCPP 1.6 o superior para poder cambiar de red de gestión sin cambiar de hardware y evitar activos varados. En Colombia las estaciones de acceso público deben conectarse con el sistema de gestión mediante un protocolo abierto, OCPP en su última versión estable o un equivalente ISO, IEC o Icontec (Resolución 40123, artículo 7); para una flota privada no se encontró una obligación equivalente, pero el criterio de compra es el mismo.
Para una flota, lo que justifica el sistema de gestión es la trazabilidad: consumo por vehículo y por centro de costo, programación de la carga nocturna, alertas y control remoto. Para un estacionamiento de empleados o de visitantes, lo que importa es identificar al usuario (tarjeta RFID o aplicación), cobrar por kWh, por sesión o por tiempo, y limitar el tiempo de ocupación. La Resolución 40223 de 2021 permite cobrar por kilovatio-hora, por tiempo o por sesión. No se pudo confirmar si cobrar por kWh a terceros exige un medidor con certificación metrológica en Colombia; la resolución de la SIC sobre medidores (40972 de 2025) cubre medidores residenciales nuevos.
Un tercer punto es la medición diferenciada, que sirve para separar el consumo de carga del resto de la factura y para pedir el incentivo de contribución (siguiente sección). La Resolución CREG 171 de 2021 admite dos formas: independizar la instalación o instalar un sistema de medición dentro de ella. La resolución remite los costos a los artículos 135 y 144 de la Ley 142 de 1994; para el medidor, esa ley permite que el contrato de condiciones uniformes exija al usuario adquirirlo e instalarlo, así que conviene confirmarlo con el comercializador.
Cuánto cuesta la energía de una flota
Según los considerandos de la Resolución CREG 101 120 de 2026, la carga de vehículos eléctricos «se abastece y factura igual al consumo de un usuario del SIN», es decir, como cualquier usuario del Sistema Interconectado Nacional. No hay una tarifa específica para vehículos eléctricos. Según la prensa (Infobae, 22 de abril de 2026), la CREG proyecta expedir en junio de 2027 una resolución sobre movilidad eléctrica; no se encontró la agenda oficial con ese hito ni publicado el primer documento que la prensa situaba en junio de 2026.
Como referencia, las tarifas de EPM para octubre de 2026 en el mercado regulado, nivel de tensión I con activos de EPM, son:
- Monomia industrial y comercial: 1.189,54 $/kWh (incluye la contribución del 20 %; la tarifa «Oficial y exentos de contribución» es de 991,29 $/kWh, la que correspondería a la energía de carga si el comercializador acepta el incentivo de la sección siguiente).
- Horaria industrial y comercial: 1.176,95 $/kWh en horas punta y 1.190,84 $/kWh fuera de punta. La punta es de 9 a. m. a 12 m. y de 6 a 9 p. m.
- Horaria en nivel de tensión II: 959,57 $/kWh en punta y 974,60 $/kWh fuera de punta, alrededor de un 18 % menos que en nivel I con activos de EPM.
En la tarifa horaria de EPM la hora punta cuesta un 1,2 % menos que la fuera de punta, así que cargar de madrugada no ahorra por precio; el nivel de tensión sí pesa (cerca de un 18 %). Las tarifas de Enel y de Celsia para octubre de 2026 existen en sus pliegos, pero no se pudieron leer para este artículo; revisa las de tu operador.
Incentivo de no pago de contribución
El segundo inciso del artículo 49 de la Ley 2099 de 2021 exime de la contribución del artículo 47 de la Ley 143 de 1994 el consumo de energía destinado a la carga de vehículos eléctricos en estaciones de carga. La Resolución 40362 de 2021 del Ministerio de Minas y Energía lo reglamenta: los beneficiarios son los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, los comerciales y los industriales que posean u operen una estación de carga, respecto de la energía que efectivamente destinen a cargar. Los industriales que cumplan las condiciones que el Gobierno fijó para el usuario industrial no son sujetos de la sobretasa desde 2012 (Estatuto Tributario, artículo 211, parágrafo 2), y para ellos el trámite aporta poco. No se encontró doctrina sobre si ese tratamiento cubre la energía de carga de vehículos, así que un industrial debe pedir al comercializador que le confirme qué tarifa le aplica. La definición de estación de carga de la Resolución 40223 no distingue entre acceso público y privado, de modo que también cubre una flota propia.
Para pedirlo se envía al comercializador una solicitud escrita con una certificación suscrita por el usuario con la relación de los NIU de las sedes, una autodeclaración de cumplimiento de la Resolución CREG 171 de 2021, una descripción técnica de la estación, el diagrama unifilar del circuito y un registro fotográfico, y cada año una nueva autodeclaración. Los comercializadores debían tener en su página web, a los 90 días hábiles de la entrada en vigencia de la Resolución 40559 (hacia abril de 2026, cálculo propio), un enlace visible para este trámite (artículo 9). El 20 % lo fija la ley, no cada empresa: el artículo 47 de la Ley 143 de 1994 fijó el tope, y el parágrafo 2 del artículo 211 del Estatuto Tributario (Ley 1430 de 2010, artículo 2) aplica a los usuarios industriales, a los residenciales de estratos 5 y 6 y a los comerciales «el veinte por ciento (20%) del costo de prestación del servicio»; el mismo parágrafo exime desde 2012 a los industriales que cumplan las condiciones que fije el Gobierno. Por eso la tarifa comercial de EPM es 1,2 veces el costo unitario.
Las compilaciones de la Ley 2099 del Senado y de la CREG rotulan el artículo 49 como «eliminado». Sin embargo, la derogatoria expresa que consta en esa compilación es la del artículo 48 (por el artículo 372 de la Ley 2294 de 2023), la compilación de la Función Pública no marca nada sobre el 49, y la Resolución 40559 de noviembre de 2025 lo aplica. Antes de contar con el ahorro, pide al comercializador que confirme por escrito que el trámite sigue activo.
El programa de ahorro de 2026
La Resolución CREG 101 120 de 2026 creó para los usuarios regulados un programa transitorio de ahorro de energía por la previsión de El Niño, que empezó el 1 de septiembre de 2026 y dura seis meses, con posibilidad de prórrogas sucesivas de hasta seis meses. A cada usuario se le asigna una meta individual calculada con la mediana de su consumo diario anterior. Para los usuarios comerciales e industriales, el consumo que supere el 110 % de la meta se cobra con un adicional del 70 % sobre la tarifa de referencia. Quedan excluidos, entre otros, los autogeneradores a pequeña escala que apliquen créditos de energía y, por la Resolución CREG 101 126 de 2026, los usuarios de los municipios afectados por el sismo del 10 de agosto de 2026. El primer ciclo de facturación fue pedagógico: el cobro por exceso se informó sin ser exigible (Resolución CREG 101 126 de 2026, artículo 5). Una empresa que instala cargadores sube su consumo respecto a su historial, y por eso conviene pedir al comercializador la meta antes de dimensionar el caso de negocio. La Circular CREG 348 de 2026 (apartado 5) trata el caso pensando en hogares: si la carga se mide en el mismo contador, cuenta como consumo normal; si se mide aparte (Resolución CREG 171 de 2021) y eso crea un punto de servicio o una cuenta nueva, el cálculo de la meta de esa cuenta empieza de nuevo: se fija una meta de referencia nueva y el ahorro acumulado se cuenta desde ese momento. La circular añade que, si al separar la carga el consumo de la vivienda ya no es comparable con su histórico, también se puede fijar una nueva meta. Para empresas no se encontró una regla específica: pregunta al comercializador cómo aplicaría la meta a una medición diferenciada de la carga.
Costo por kilómetro frente a combustión
Con los precios del 2 de octubre de 2026 en Bogotá (gasolina corriente a 16.331 $/galón y ACPM a 11.616 $/galón, según la CREG) y las tarifas de EPM en Antioquia, el costo de energía por kilómetro sale así (mezcla dos mercados; con los precios de Medellín, 16.251 y 11.641 $/galón, los porcentajes cambian menos de un punto). Es un cálculo propio con el consumo de batería dividido entre la autonomía de ficha, más un 20 % de pérdidas en la instalación y los equipos, el mismo factor de la guía del Ministerio.
| Vehículo | Con tarifa de 1.189,54 $/kWh | Con tarifa de 974,60 $/kWh |
|---|---|---|
| Furgoneta Renault Kangoo E-Tech (eléctrica) | 225 $/km | 184 $/km |
| Moto eléctrica Super Soco CPX (110 km a 45 km/h constantes) | 35 $/km | 29 $/km |
| Furgoneta de gasolina 1.6 (10,4 km/L en ciudad, ficha de Brasil de un modelo 2015-2018) | 415 $/km | |
| Furgoneta diésel 1.5 (4,9 a 5,9 L/100 km, ficha WLTP de Renault España) | 150 a 181 $/km | |
| Moto de 125 cc (120 km/galón, Revista Turbo) | 136 $/km | |
Frente a una furgoneta de gasolina, la eléctrica ahorra entre el 46 % y el 56 % del costo de energía por kilómetro; frente a una moto de 125 cc, la moto eléctrica ahorra entre el 74 % y el 79 %. Frente al diésel, en cambio, la eléctrica sale igual o más cara: entre un 24 % y un 49 % más con la tarifa plena y entre un 2 % y un 22 % más con la de media tensión, según se tome el extremo alto o el bajo del consumo WLTP del diésel. La diferencia viene de dos factores: el ACPM cuesta un 29 % menos por galón que la gasolina (11.616 frente a 16.331 $/galón) y la furgoneta diésel de ficha rinde entre 64 y 77 km/galón frente a los 39 de la de gasolina, que es un modelo y un ciclo distintos. Según ANIF, citada por Caracol Radio el 2 de octubre de 2026, la referencia internacional del diésel pasó de unos 11.900 $/galón en enero a 19.820 $/galón a finales de septiembre, mientras que en Colombia el precio pasó de 11.062 a 11.399 $/galón (cifras de ANIF, no comparables con el 11.616 de Bogotá de la CREG), una diferencia cercana a 8.400 $/galón. Con el diésel a esa referencia, la misma furgoneta de 70 km/galón costaría unos 283 $/km. La comparación depende, por tanto, de una política de precios que puede cambiar.
Los comparadores de combustión son fichas europeas, brasileñas o de prensa, no de homologación colombiana, y los consumos eléctricos son de laboratorio, que suelen ser más optimistas que los reales. Antes de decidir, sustituye esos valores por los de tu flota. Un comunicado comercial de JMC y JMEV (Autocosmos, 25 de junio de 2026) afirma un costo de 60 a 80 pesos por kilómetro para un eléctrico, y esa cifra no se reproduce con las tarifas comerciales e industriales revisadas; solo se acercaría con un vehículo pequeño y tarifas residenciales subsidiadas (un Renault Kwid E-Tech saldría a unos 48 $/km con la tarifa de estrato 2 de EPM y a unos 76 $/km con la de estrato 3, sin contar las pérdidas de la instalación; esas tarifas valen solo para el consumo de subsistencia del hogar, de 130 o 173 kWh al mes según la altura, unos 1.450 o 1.900 km del Kwid, y por encima se paga 991,29 $/kWh, unos 89 $/km).
Deducciones, IVA y certificado de la UPME
Los cargadores están en la lista de acciones de gestión eficiente de la energía de la UPME como «estaciones de recarga para vehículos eléctricos», con la condición de que tengan certificación de producto bajo el RETIE (Resolución UPME 563 de 2026, anexo 2). Con el certificado de la UPME, una empresa obligada a declarar renta puede:
- Deducir el 50 % del valor de la inversión de su renta, en un período no mayor de 15 años contados desde el año gravable siguiente a la entrada en operación, con un tope anual del 50 % de la renta líquida antes de restar la inversión (Ley 1715 de 2014, artículo 11, en el texto de la Ley 2099 de 2021).
- No pagar IVA por los equipos y servicios de la medida (artículo 12).
- Depreciar de forma acelerada, con una tasa anual de hasta el 33,33 % (artículo 14).
- Pedir la exención de aranceles para los bienes que no produzca la industria nacional, ante la DIAN y al menos 15 días hábiles antes de la importación (artículo 13).
Sin certificado, el IVA de los equipos cargadores de baterías de vehículos eléctricos es del 5 % (no se verificó el IVA de la instalación y la obra civil) (Estatuto Tributario, artículo 468-1, partida 85.04), según confirma la DIAN en el Oficio 3903 de 2025. Esa tarifa del 5 % no viene de la Ley 1964 de 2019, que trata de incentivos del vehículo, no del cargador.
La Resolución UPME 563 de 2026, vigente desde el 7 de agosto de 2026, reemplazó a la 135 de 2025, a la 736 de 2025 y a otras. Las solicitudes se radican entre el 1 de febrero y el 15 de diciembre de cada año, y las que lleguen fuera de ese plazo se entienden por no presentadas. A 29 de octubre de 2026 la ventana está abierta y cierra el 15 de diciembre; la siguiente abre el 1 de febrero de 2027. La UPME evalúa en hasta 30 días hábiles desde que la solicitud está completa, los certificados no tienen término de vigencia, y la tarifa del trámite va de 1,2 a 13,4 UVT para inversiones de menos de 3.305 UVT; desde esa cifra se aplica una fórmula con un máximo de 275 UVT.
Sobre el momento del certificado, el Decreto 1625 de 2016 (artículo 1.3.1.12.24, parágrafos 2 y 3, en la redacción del Decreto 895 de 2022) dice que la certificación incluye las subpartidas arancelarias para pedir la exclusión de IVA en las adquisiciones y que, si se expide después de la compra, el inversionista puede solicitar la devolución del IVA pagado. La DIAN, en el Concepto 146 de 2026, añade que el certificado es un requisito para acceder al beneficio y que no incide en el inicio del cómputo de la deducción. Tramitarlo antes de comprar evita pagar el IVA y pedir después su devolución; para eso la propuesta del instalador debe especificar marca y modelo de cada estación, que es lo que pide la lista. Quedan preguntas que la norma no cierra: si la obra civil y la instalación eléctrica asociadas al cargador están en el anexo 2 (el artículo 14 de la Ley 1715 menciona las obras civiles para la depreciación) y qué memoria de cálculo de la «ganancia energética» aceptará la UPME para una estación de carga (Resolución 563, numeral 5.3.1).
Los vehículos eléctricos de la empresa están en el mismo marco. Con certificado, las mismas deducciones y la exclusión de IVA; sin él, IVA del 5 % (con la misma posibilidad de devolución si el certificado llega después de la compra). Los demás incentivos de la Ley 1964 (impuesto vehicular de máximo el 1 % del valor comercial, 10 % de descuento en las primas del SOAT, exención de restricciones de circulación) se aplican al vehículo, no a la estación de carga.
Cargadores y paneles solares en una empresa
La diferencia entre una oficina y una flota se ve en el perfil horario de la generación. Con datos de PVGIS (Comisión Europea, 2019-2023, sistema de 1 kWp, pérdidas del 14 %, inclinación de 10° al sur), en Bogotá un kWp produce 3,60 kWh al día y el 95 % de esa energía se genera entre las 8:00 y las 17:00; entre las 20:00 y las 06:00 no genera nada. En Medellín (3,98 kWh/kWp/día) y Barranquilla (4,39) el reparto es igual.
| Caso (cálculo propio, sin baterías) | Sistema | Carga cubierta con solar directa |
|---|---|---|
| Oficina de 10 empleados, 77 kWh/día, 8:00 a 16:00 | 10 kWp | 43 % |
| La misma oficina | 30 kWp | 97 % |
| Flota de 10 furgonetas (los diez Kangoo del ejemplo anterior, con pérdidas), 227 kWh/día, carga de 20:00 a 06:00 | cualquier tamaño | 0 % |
| La misma flota, si pudiera cargar entre 10:00 y 15:00 | 30 kWp | 31 % |
Una oficina que carga durante el día aprovecha el sol casi directamente. Un depósito que carga de noche no lo aprovecha sin baterías o sin cambiar la ventana de carga, y cada una de esas opciones tiene su costo. El sistema puede bajar la factura del edificio, pero no el kWh que entra a los vehículos por la noche. Los datos horarios son teóricos; no se encontraron estudios colombianos con mediciones de coincidencia entre generación y carga de una flota.
Las cuentas básicas de cargar con paneles están en el artículo sobre cargar el carro eléctrico con paneles solares, y el servicio para empresas, en la página de paneles solares para empresas.
Errores de diseño que las guías documentan
Las guías de NYSERDA son de 2012 y 2015 y la del NREL de 2012, todas de Estados Unidos: sirven para errores de diseño genéricos, no para requisitos colombianos, que se toman de la normativa citada en este texto.
- No contar la carga continua y simultánea. NYSERDA, la agencia de energía del estado de Nueva York, advierte que varias estaciones en un mismo lugar probablemente se usen a la vez y consuman una carga continua, y que los tableros existentes, sobre todo en edificios antiguos, pueden no tener capacidad para ello.
- No dejar capacidad ni canalización para ampliar. La guía de contratistas eléctricos del NREL (laboratorio nacional de energías renovables de Estados Unidos) indica que es más barato instalar capacidad y canalización adicionales durante la obra inicial que modificar el sitio después. La misma fuente y NYSERDA señalan que el trazado de la zanja, la canalización y el cable pueden ser una parte grande del costo de instalación.
- Ignorar la cobertura celular en sótanos. Los equipos conectados necesitan señal, y sin conexión se pierde la optimización dinámica.
- Elegir mal la protección diferencial. El RETIE fija un diferencial de máximo 30 mA por punto. Guías internacionales (IET en el Reino Unido, Schneider Electric) añaden la protección contra fugas de corriente continua de 6 mA: el equipo la trae integrada o se pone un diferencial tipo B, y un diferencial tipo AC aguas arriba de uno tipo A puede dejarlo «ciego». No se encontró que el RETIE o la NTC 2050 exijan expresamente el tipo B; conviene preguntarlo al diseñador y al organismo de inspección.
- Comprar equipos con sistema cerrado, sin OCPP, que quedan inservibles si el proveedor desaparece.
- Ignorar la tensión de red, el conector del parque real de vehículos y la ventilación del recinto: el RETIE remite a la sección 625.52 de la NTC 2050, que exime de ventilación mecánica a los equipos marcados para ello.
Qué pedir en una propuesta de instalación
- Cómo clasifica el proyecto (flota propia, empleados, terceros o acceso público) y en qué resolución se apoya.
- La potencia instalada, la simultánea que se propone contratar y el sistema de gestión de carga que la limita, con la corriente mínima por punto.
- La tensión de cada equipo frente a los 208 V o 240 V de la red, y quién firma el diseño y la construcción, con matrícula.
- Quién tramita la consulta con el operador de red y el dictamen de inspección, y quién entrega copia del certificado de producto vigente de cada cargador (lo obtiene el fabricante o el importador antes de comercializarlo), junto con las declaraciones de cumplimiento del diseñador y del constructor.
- Para acceso público: evidencia del registro en CárgaME y del conector mínimo, que el operador de red verifica antes de aprobar el punto de conexión.
- Marca, modelo y referencia de cada estación, para el certificado de la UPME.
- Protocolo de comunicación (OCPP 1.6 o 2.0.1), cómo se mide y se reparte el consumo y qué datos entrega.
- Canalización y capacidad de tablero previstas para ampliar.
Si quieres que revisemos tu caso, puedes pedir propuestas de instaladores certificados para cargadores o escribirnos; y con la calculadora de carga puedes comparar el costo de cargar con el de la gasolina con la tarifa de tu operador. Para entender qué documentos debe entregarte el instalador, está el artículo sobre el RETIE y la certificación.
Metodología y fuentes
Las normas se leyeron en su texto compilado vigente el 29 de octubre de 2026. Los cálculos propios (dimensionamiento, costo por kilómetro, perfil solar y plazos en meses) usan los supuestos que se indican y están en scripts reproducibles. No se publican precios de equipos ni de instalación.
- Ministerio de Minas y Energía, Resolución 40284 de 2026 (RETIE): Libro 2, artículo 2.3.5; Libro 3, artículo 3.17.7; Libro 4, artículo 4.3.2.
- Ministerio de Minas y Energía, Resolución 40559 de 2025; Resolución 40334 de 2026; Resolución 40123 de 2024; Resolución 40223 de 2021; Resolución 40362 de 2021.
- CREG, Resolución 171 de 2021; Resolución 075 de 2021; Resolución 131 de 1998; Resolución 174 de 2021 (texto compilado); Resolución 101 120 de 2026; Proyecto de Resolución 701 153 de 2026; precios de combustibles líquidos.
- Congreso de la República, Ley 1964 de 2019; Ley 2099 de 2021; Estatuto Tributario, artículos 211 (parágrafo 2) y 468-1; Ley 142 de 1994 y Ley 143 de 1994 (artículo 47). Ministerio de Vivienda, Resolución 337 de 2026. Alcaldía de Bogotá, Decreto Distrital 555 de 2021.
- UPME, Resolución 563 de 2026. DIAN, Concepto 146 de 2026, Oficio 3903 de 2025 y Decreto 895 de 2022 (artículo 1.3.1.12.24 del Decreto 1625 de 2016). Ley 675 de 2001 (artículos 19, 22 y 46); Decreto 191 de 2021; Ley 1715 de 2014; Resolución SIC 40972 de 2025; CREG, Circular 348 de 2026 y Resolución 101 126 de 2026; Circular UPME 047 de 2026 y Circular CREG 001 de 2023.
- ICONTEC, NTC 2050 (segunda actualización, 2020), sección 625.
- EPM, tarifas de energía de octubre de 2026. ANDI y Fenalco, informe mensual de vehículos eléctricos e híbridos, agosto de 2026. RUNT, vehículos eléctricos e híbridos matriculados.
- Open Charge Alliance, preguntas frecuentes sobre OCPP. Departamento de Energía de Estados Unidos, Alternative Fuels Data Center, flotas eléctricas. Comisión Europea, PVGIS 5.3.
- Fichas de BYD Colombia, Chery Colombia, Renault Colombia y Auteco; Renault España, Shopcar y Revista Turbo (consumos de combustión); Wallbox, Zaptec, NYSERDA, NREL, IET y Schneider Electric (fichas y guías técnicas); Caracol Radio, 2 de octubre de 2026 (ANIF sobre el ACPM); Autocosmos (25 de junio y 17 de julio de 2026), La FM e Infobae (22 de abril de 2026).
Información contrastada con el texto de las normas y las fuentes citadas el 29 de octubre de 2026; lo que no se pudo confirmar está señalado en el cuerpo del texto. La regulación de carga de vehículos eléctricos y los programas transitorios de la CREG cambian con frecuencia: confirma con tu diseñador, tu operador de red y tu asesor tributario lo que aplica a tu caso. Este artículo es orientativo y no sustituye la asesoría de un profesional matriculado.