Informe de XM sobre las variables del mercado de energía en febrero de 2026

• El precio promedio de bolsa fue de 124.26 COP/kWh, lo que representa una disminución de 41.66 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 213 COP/kWh, y una disminución de 71.63 % con respecto al precio promedio de febrero del año anterior, que fue de 437.95 COP/kWh.

• Para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) el precio ponderado de la energía despachada en contratos durante el mes de febrero fue en promedio de 326.62 COP/kWh; para el mercado no regulado (industria y comercio) fue en promedio de 284.49 COP/kWh. Para el mercado regulado, esto representa un aumento de 0.42 % respecto a los precios observados en el mes de enero que fueron de 325.25 COP/kWh. Por su parte, para el mercado no regulado el valor representó una disminución de 2.90 % con respecto a los precios del mes de enero que fueron de 292.99 COP/kWh, respectivamente. 

Medellín, 17 de marzo de 2026

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 febrero de 2026.

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 Ponderado, 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 124.26 COP/kWh, lo que representa una disminución de 41.66 % con respecto a enero de 2026, que fue de 213 COP/kWh y, una disminución de 71.63 % con respecto a febrero del 2025, que fue de 437.95 COP/kWh, respectivamente.

• El PTB, Precio de Transacciones en Bolsa, considera las transacciones en bolsa que se liquidan a cada uno de los precios de escasez definidos en el MEM y que están comprometidos con las Obligaciones de Energía Firme, OEF, de cada generador. Debido a que el Precio de Bolsa no superó ninguno de los Precios de Escasez definidos en la Regulación, el PTB no se calculó durante el mes de febrero y, por lo tanto, no se hicieron exigibles las OEF.

• 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 febrero de 2026, el 90.64 % de la energía se generó con fuentes renovables, principalmente hidráulica 81.77 %, solar y eólica 7.59 %. El 10.64 % de la energía restante se generó con plantas térmicas.

• Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio, en un 5.5 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 346.12 GWh por un valor de 44,650.98 millones de pesos. Las compras netas en bolsa disminuyeron un 88.06 % con respecto al mes de febrero de 2025 donde alcanzaron un valor de 374,077.69 mil millones de pesos.

• El precio ponderado de bolsa fue de 124.26 COP/kWh, inferior al índice MC¹ que fue de 323.20 COP/kWh.

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 las 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. 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 327.33 COP/kWh; Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 de 2006, PE, de 581.35 COP/kWh, y el Precio de Escasez Superior, PES, de 821.83 COP/kWh para el mes de febrero.

• El total de las Obligaciones de Energía Firme comprometidas por los generadores para febrero de 2026 fue de 6,840 GWh. De esa cantidad, el 86.9 % estuvo asignada al Precio de Escasez Superior y el 13.1 % al Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 del 2006. No existen asignaciones al Precio de Escasez Inferior.

• En febrero de 2026 no se presentaron activaciones de las OEF comprometidas al mercado puesto que, el Precio de Bolsa se mantuvo por debajo de los Precios de Escasez. Las OEF activadas en el mercado se dan porque el precio de bolsa supera 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 COP 500,511.08 millones de pesos. El precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía, fue de 85.16 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 $3.27 billones, un 7.93 % menos de lo negociado en el mismo mes de 2025 ($3.55 billones); del total transado en el mes, $0.24 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 febrero se liquidaron $2.70 billones, valor superior en un 12.97 % a lo transado en el mismo mes de 2025 ($2.39 billones).

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 febrero de 2026 el precio promedio de la energía transada en contratos para atender la demanda del consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) fue de 326.62 COP/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 284.49 COP/kWh. Para el mercado regulado, esto representa un aumento de 0.42 % respecto a los precios observados en el mes de enero que fueron de 325.25 COP/kWh. Por su parte, para el mercado no regulado el valor representó una disminución de 2.90 % con respecto a los precios del mes de enero que fueron de 292.99 COP/kWh, respectivamente.

A continuación, se presenta la variación con respecto al mismo mes del año anterior:

*Unidades en COP/kWh

El índice MC, que representa el precio promedio de contratación para el mercado regulado resultante de convocatorias públicas fue de 323.20 COP/kWh, presentando un aumento de 5.13 % con respecto al mismo mes del año anterior (307.44 COP/kWh).

Adicionalmente, se transaron 570.33 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 198.64 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía, 121.94 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el SICEP y 249.74 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.

Así entonces, la energía en contratos proveniente de Fuentes de Energía Renovables No Convencionales, FNCER, representó un 8.71 % de la demanda de febrero de 2026. 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 lo corrido de 2026 con corte al 28 de febrero, la energía demandada por medio de las convocatorias públicas a través del SICEP fue de 11,994.4 GWh de la cual fue adjudicada 7,302.8 GWh, lo que representa un porcentaje de adjudicación de 60.8 %. Asimismo, se han creado 11 avisos de convocatoria pública, donde 9 continúan abiertas y 2 han sido adjudicadas.

• Se despacharon 2,976.4 GWh correspondientes a contratos adjudicados mediante el SICEP, con destino tanto al mercado regulado como al no regulado. De esta cifra, 2,973.6 GWh se destinaron al mercado regulado y 2.7 GWh al no regulado. En comparación con enero de 2026, este despacho total representa una disminución de 9.65 %.

• El precio promedio ponderado de los contratos adjudicados por medio del SICEP para el mes de febrero fue de 321.39 COP/kWh, disminuyendo un 0.20 % con respecto al precio del mes de enero de 2026 que fue de 322.02 COP/kWh. Respecto a febrero de 2025, el precio de contratos adjudicados mediante SICEP aumentó un 5.47 % cuyo valor fue de 304.72 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.

1. 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.

2. 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 (doce meses) se presentan más abajo en esta misma sección.

3. 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.

Implementación regulatoria

Durante el mes de febrero de 2026 se expidió la Resolución CREG 101 096 de 2026, “Por la cual se modifica la Resolución CREG 101 024 de 2022 y se dictan otras disposiciones”. En el marco de dicha resolución, el ASIC dispuso los formatos requeridos para el acogimiento al que hace referencia el parágrafo del artículo 1, y recibió la información correspondiente el 25 de febrero de 2026.

Adicionalmente, el ASIC y el LAC se encuentran adelantando la implementación de las siguientes resoluciones, cuyos hitos se cumplirán en los próximos meses:

• Resolución CREG 101 087 de 2026: Las liquidaciones que incorporan las reglas introducidas en esta resolución se verán reflejadas desde la versión resumen de la liquidación del mes de marzo.

• Resolución CREG 101 097 de 2026: El periodo de prueba al que hace referencia el artículo 27 se estará publicando en la versión correspondiente al periodo de prueba para el día de operación 26 de marzo.

Avances en la Subasta de Expansión del Parque de Generación

Para el mes de febrero, se finalizaron las etapas de declaración de interés y parámetros técnicos de los proyectos interesados en recibir asignaciones de OEF, los cuales se encuentran participando en la subasta de asignación convocada por la Resolución CREG 101 079 de 2025. De acuerdo con el cronograma del Administrador de la Subasta, XM, se han completado 18 actividades de un total de 42 que se deben realizar previo al día de ejecución de la subasta, ceremonia que se llevará a cabo el 22 de mayo de 2026.