- El precio promedio de bolsa fue de 234.87 COP/kWh, lo que representa un aumento de 32.8 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 176.90 COP/kWh, y una disminución de 77.6 % con respecto al precio promedio de noviembre del año anterior, que fue de 1,050.24 COP/kWh.
- Para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) el precio ponderado de la energía despachada en contratos, durante noviembre, fue en promedio de 306.20 COP/kWh; para el mercado no regulado (industria y comercio) fue en promedio de 284.02 COP/kWh. Esto representa una variación de -1.30 % y -0.79 % con respecto a los precios de octubre que fueron de 310.23 COP/kWh y 286.29 COP/kWh para el mercado regulado y no regulado, respectivamente.
- Las exportaciones de energía hacia Ecuador fueron de 5.26 GWh, 40.78 GWh menos que lo exportado el mes anterior, cuyo valor fue 46.05 GWh.
- Las importaciones de energía desde Ecuador fueron de 57.15 GWh, 55.09 GWh más que lo importado el mes anterior, cuyo valor fue 2.06 GWh.
Medellín, 18 de diciembre de 2025
XM continúa sumando energías con los agentes del mercado y los diferentes actores de la cadena productiva a través de la operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y la administración del Mercado de Energía Mayorista, MEM. Como administrador de dicho Mercado, XM gestiona las transacciones comerciales y financieras entre todos los participantes, en cumplimiento de las reglas definidas por la CREG y demás entidades rectoras.
A continuación, se presenta el comportamiento de algunas variables de la bolsa de energía, contratos bilaterales y transacciones del MEM en noviembre de 2025.
Bolsa de energía
El Mercado de Energía Mayorista es donde se compra y se vende la energía entre agentes generadores y comercializadores, de acuerdo con un conjunto de reglas establecidas por el ente regulador, CREG. Para conocer su desarrollo, a continuación, se presenta la evolución de algunas de las variables principales como: Precio de Bolsa; Precio de Transacciones en Bolsa (PTB); y la exposición en bolsa de los agentes comercializadores en compras de energía.
- El precio promedio ponderado de bolsa fue de 234.87 COP/kWh, lo que representa un aumento de 32.77 % con respecto a octubre de 2025, que fue de 176.90 COP/kWh y, un 77.64 % de disminución con respecto a noviembre del 2024, que fue de 1,050.24.
- El PTB, Precio de Transacciones en Bolsa, fue en promedio de 233.24 COP/kWh. El PTB considera las transacciones en bolsa que se liquidan a cada uno de los precios de escasez definidos en el MEM y comprometidos con las Obligaciones de Energía Firme, OEF, de cada generador.
- El precio de bolsa depende de las ofertas que hacen diariamente los generadores, con el objetivo de competir en la subasta de energía que administra XM, en su rol de operador del mercado. El precio que se forma está relacionado directamente con la disponibilidad de los recursos (hidráulicos, térmicos, solares y eólicos), el costo y disponibilidad de los combustibles y el consumo de electricidad. En noviembre de 2025, el 88 % de la energía se generó con fuentes renovables, principalmente hidráulica 82 %, y solar 6 %. El 12 % de la energía restante fue a partir de plantas térmicas.
- Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio, en un 6.98 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 425.68 GWh por un valor de 114.5 mil millones de pesos. Las compras netas en bolsa disminuyeron un 76.7 % con respecto al mes de noviembre de 2024 donde alcanzaron un valor de 491.7 mil millones de pesos.
- El precio ponderado de bolsa fue de 234.87 COP/kWh, inferior al índice MC[1] que fue de 304.72 COP/kWh.
[1] MC: Costo Promedio Ponderado de los contratos resultantes de convocatorias públicas con destino al mercado regulado. Definido en la Resolución CREG 101-002 de 2022.
Cargo por Confiabilidad
El Cargo por Confiabilidad, como se define en la Resolución CREG 071 de 2006, es un mecanismo diseñado para promover la expansión del parque de generación en Colombia, con el objetivo de que las plantas existentes y nuevas estén disponibles para satisfacer la demanda en situaciones de escasez y limitar las transacciones en la bolsa a un precio máximo, PTB.
El esquema del Cargo por Confiabilidad asigna Obligaciones de Energía Firme, OEF, a los generadores a través de una subasta o el mecanismo que haga sus veces. El generador al que se le asigne una OEF se compromete a entregar esta energía cuando el precio de bolsa supere alguno de los umbrales definidos como precios de escasez. A cambio de este compromiso, el generador recibe una remuneración por estar disponible para el Sistema, conocida como Remuneración Real Individual Diaria, RRID.
A partir de la Resolución CREG 101 066 de 2024, el mercado mayorista tiene tres precios de escasez: Precio de Escasez Inferior, PEI, de 332 COP/kWh; Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 de 2006, PE, de 659 COP/kWh, y el Precio de Escasez Superior, PES, de 829 COP/kWh para el mes de noviembre.
- El total de las Obligaciones de Energía Firme comprometidas por los generadores para noviembre de 2025 fue de 7,066 GWh. De esa cantidad, el 86.3 % estuvo asignada al Precio de Escasez Superior y el 13.7 % al Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 del 2006. No existen asignaciones al Precio de Escasez Inferior.
- En noviembre de 2025 se activaron 1,050 GWh equivalentes a 14.9 % de las OEF comprometidas al mercado. Las OEF activadas en el mercado se dan porque el precio de bolsa superó alguno de los precios de escasez comprometidos por los generadores y, por consiguiente, esta energía se remunera al precio de escasez al que están comprometidas las Obligaciones de cada generador.
- La Remuneración Real Total o pago a todos los generadores por el Cargo por Confiabilidad fue de 500.2 mil millones de pesos. El precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía (CERE), fue de 78.4 COP/kWh, que es el valor que pasa a la tarifa por cada kWh consumido.
Transacciones en el MEM
En el Mercado de Energía Mayorista se transaron $3.59 billones, un 34 % menos de lo negociado en el mismo mes de 2024 ($5.44 billones). De estos, $0.37 billones corresponden a compras en bolsa de energía, donde el rol de XM es liquidar y administrar estos dineros, y las garantías para su pago.
Por otra parte, en contratos de largo plazo en noviembre se liquidaron $2.80 billones, valor superior en un 1.28 % a lo transado en el mismo mes de 2024 ($2.76 billones).
Transacciones Internacionales de Electricidad, TIE
Durante noviembre de 2025, las transacciones de energía entre Colombia y Ecuador mostraron variaciones significativas tanto en volumen como en valor. Las importaciones alcanzaron los 57.15 GWh mientras que las exportaciones fueron de 5.26 GWh. En términos monetarios, estas operaciones representaron $9,381.15 millones de pesos en importaciones y $1,047.80 millones de pesos en exportaciones.
Los detalles de las variaciones mensuales y anuales, tanto en energía como en valor transado, se presentan en la siguiente tabla:
Contratos bilaterales
Los contratos bilaterales en el mercado de energía son contratos financieros, es decir, son acuerdos entre dos partes para la compra y venta de energía sin que eso implique la entrega física de la misma. Estos contratos son realizados entre los agentes del mercado, quienes pactan bilateralmente las condiciones de precio y cantidad para una vigencia establecida.
A continuación, presentamos el resultado de las transacciones en contratos bilaterales:
Durante noviembre de 2025 el precio promedio de la energía transada en contratos para atender la demanda del consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) fue de 306.20 COP/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 284.02 COP/kWh. Tanto el precio del mercado regulado como del no regulado presentaron una disminución de 1.30 % y 0.79 %, respectivamente con relación a los precios del mes de octubre de 2025, que fueron de 310.23 COP/kWh y 286.29 COP/kWh.
A continuación, se presenta la variación con respecto al mismo mes del año anterior:
El índice MC, que representa el precio promedio de contratación para el mercado regulado resultante de convocatorias públicas fue de 304.72 COP/kWh, presentando una disminución de 2.58 % con respecto al mismo mes del año anterior (312.78 COP/kWh). Esto se debe entre otros aspectos, a la variación presentada en el Índice de Precios al Productor – IPP de Oferta Interna, que tuvo una variación anual de -0.47 % (Versión preliminar del DANE) y la variación del Índice de Precios al Consumidor – IPC, que tuvo un crecimiento anual de 5.30 %. Lo anterior, teniendo en cuenta que las nuevas reglas de indexación de contratos consideran en su mayoría, que se aplique el menor entre estos dos indicadores macroeconómicos (IPP e IPC).
Adicionalmente, se transaron 482.83 GWh en contratos bilaterales de largo plazo con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) tanto para el mercado regulado como no regulado, de los cuales 253.90 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía, 101.17 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el SICEP y 127.77 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.
Así entonces, la energía en contratos proveniente de FNCER representó un 6.88 % de la demanda de noviembre de 2025. Lo anterior, teniendo en cuenta los contratos resultantes de las subastas del Ministerio, los celebrados en SICEP y los de negociación bilateral del mercado no regulado que han reportado a XM el porcentaje de energía FNCER.
Para conocer más información con respecto a los contratos bilaterales haz clic aquí.
Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas, SICEP
El Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas, SICEP, es una plataforma tecnológica operada por XM en cumplimiento de la Resolución CREG 130 de 2019 que permite a los agentes generadores y comercializadores registrar y ofertar en convocatorias de compras de energía tanto para el mercado regulado como para el no regulado.
SICEP es un portal centralizado para todas las convocatorias del mercado regulado del país, que utiliza tecnología blockchain para asegurar la autenticidad de los usuarios y la integridad de los archivos, dando trazabilidad a la información relacionada con las convocatorias y facilitando el control ciudadano y de las autoridades de inspección y vigilancia para garantizar la protección al usuario final.
A continuación, se presentan las principales cifras del SICEP:
- En noviembre, la energía licitada por medio de las convocatorias fue de 39,868 GWh y se adjudicaron 19,210 GWh, lo que representa un porcentaje de adjudicación del 48 %. Así mismo, con corte al 30 de noviembre de 2025, han finalizado un total de 106 convocatorias, de las cuales 8 se ha cancelado; 35 han sido cerradas/desiertas; y 63 han sido cerradas/adjudicadas.
- Se despacharon 2,811.8 GWh correspondientes a contratos adjudicados mediante el SICEP, con destino tanto al mercado regulado como al no regulado. De esta cifra, 2,808.9 GWh se destinaron al mercado regulado y 2.87 GWh al no regulado. En comparación con octubre de 2025, este despacho total representa una disminución de 3.68 %.
- El precio promedio ponderado de los contratos adjudicados por medio del SICEP para el mes de noviembre fue de 303.20 COP/kWh, disminuyó en un 1.41 % con respecto al precio del mes de octubre de 2025 que fue de 307.54 COP/kWh. Respecto a noviembre de 2024, el precio de contratos adjudicados mediante SICEP tuvo una disminución de 3.26 % cuyo valor fue de 313.41 COP/kWh.
Liquidación y Administración de Cuentas LAC
En el LAC se liquidan y facturan los cargos por uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional, y se determina el ingreso regulado a los transmisores y Operadores de Red que se causen por el uso de sus redes.
Cargos por Uso y Liquidación del STN (Sistema de Transmisión Nacional)
El Sistema de Transmisión Nacional, STN, es la red de transmisión de energía eléctrica de alta tensión que conecta los grandes centros de generación con los principales centros de consumo en Colombia. El cargo por uso está diseñado para remunerar la inversión, operación y mantenimiento de la infraestructura de transmisión de energía.
Cargos por Uso y Liquidación del STR (Sistema Transmisión Regional)
Los cargos por uso del STR corresponden a los costos asociados a la utilización de las redes de transmisión regionales e interregionales menores a 220 kV conformada por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados.
Se definieron dos sistemas: STR Norte y STR Centro-Sur cuyos precios y variación mensual y anual se presentan más abajo en esta misma sección.
Cargos ADDs para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3
Los cargos por Áreas de Distribución (ADD) representan el costo asociado al uso de los sistemas de distribución, necesarios para llevar la energía eléctrica hasta el usuario final. El Ministerio de Minas y Energía estableció la creación de estas áreas con el propósito de unificar los cargos por uso de los usuarios que pertenezcan a una misma ADD, aun cuando hagan parte de diferentes mercados de comercialización.
En la siguiente tabla se reportan precios ponderados nacionales de los ADD por cada Nivel de Tensión.
