El precio promedio de bolsa fue de 516.36 COP/kWh, lo que representa un incremento de 84.28 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 280.2 COP/kWh, y un incremento de 297.54 % con respecto al precio promedio de mayo del año anterior, que fue de 129.89 COP/kWh.
Para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) el precio ponderado de la energía despachada en contratos durante el mes de mayo fue en promedio de 344.45 COP/kWh; para el mercado no regulado (industria y comercio) fue en promedio de 310.60 COP/kWh. Esto representa una variación de 2.24 % y 2.00 % con respecto a los precios del mes de abril que fueron de 336.91 COP/kWh y 304.50 COP/kWh para el mercado regulado y no regulado, respectivamente.
Medellín, viernes, 19 de junio 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 mayo de 2026.
“En mayo se observaron comportamientos atípicos en el consumo de energía (variación de 8.75 % con respecto a mayo de 2025) por efectos de las altas temperaturas, también se evidenció una reducción en los aportes de energía (76.5 % con respecto a la media histórica) que incentivó un aumento en la generación térmica (39 % superior a abril de 2026); lo anterior resulta en una mayor volatilidad en los precios de bolsa como respuesta natural del Mercado, desde XM continuaremos haciendo seguimiento a las sostenibilidad operativa y financiera del mercado para anticipar señales que permitan minimizar riesgos a los usuarios finales”. XM
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)1 y los Precios de Escasez; y la exposición en bolsa de los agentes comercializadores en compras de energía.
En la Gráfica 1 se presenta la evolución diaria del mes de abril del Precio de Bolsa Ponderado para cada día del mes; también se presentan los precios promedio de los PTB que fueron calculados por el ASIC y, por último, se grafica el Precio de Escasez Inferior (PEI), Precio de Escasez definido en la CREG 071 de 2006 (PE) y el Precio de Escasez Superior (PES). A partir del 29 de mayo de 2026, el ASIC continuará calculando el PEI, PE y PES y el mayor de los tres valores se llamará Precio de Escasez de Activación (PEa), en concordancia con lo definido en la Resolución CREG 101 097 de 2026.
1El PTB se calculó de acuerdo con las definiciones de las Resoluciones CREG 101 066 de 2024 y 101 069 de 2025 hasta el 28 de mayo de 2026. A partir del 29 de mayo de 2026 se define un nuevo precio de escasez de activación de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 101 097 de 2026.
A continuación, se presentan los análisis de estas variables:
Gráfica 1: Evolución en mayo del precio de bolsa
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, entre otros), el costo y disponibilidad de los combustibles y el consumo de electricidad. En mayo de 2026, el 82.00 % de la energía se generó con fuentes renovables así: hidráulica 72.73 %, solar 8.12 %, eólica 0.28 % y biomasa 0.88 %. El 18.00 % de la energía generada restante, proviene de plantas térmicas.
El precio promedio ponderado de bolsa fue de 516.36 COP/kWh, lo que representa un incremento de 84.28 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 280.20 COP/kWh y un incremento de 297.54 % con respecto al precio promedio de mayo del 2025, que fue de 129.89 COP/kWh.
El PTB, Precio de Transacciones en Bolsa, fue en promedio de 579.79 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. Es importante resaltar que la definición del PTB de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 101 066 de 2024 estuvo vigente hasta el 28 de mayo de 2026, fecha en la cual pasó a ser calculado como un valor mensual que se obtiene cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez de Activación.
Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio, en un 10.90 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 755.55 GWh por un valor de 379,740.32 millones de pesos. Las compras netas en bolsa tuvieron un incremento de 372.28 % con respecto a mayo de 2025 donde alcanzaron un valor de 80,406.05 millones de pesos.
El precio ponderado de bolsa fue de 516.36 COP/kWh, superior al índice MC2 que fue de 339.02 COP/kWh.
2MC: 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 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 mecanismos de asignación tales como las Subastas Primarias, Subastas Administradas, Subastas de reconfiguración, entre otros. 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 tiene tres precios de escasez: Precio de Escasez Inferior, PEI, de 323.65 COP/kWh; Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 de 2006, PE, de 861.56 COP/kWh, y el Precio de Escasez Superior, PES, de 1,160.72 COP/kWh para el mes de mayo. Destacamos que el PES aplicará para plantas que respaldan sus OEF con combustibles líquidos, mezclas de combustibles líquidos o gas combustible mientras que el PEI aplicará para plantas que respaldan sus OEF con recursos renovables o carbón en más del 50%.
El total de las Obligaciones de Energía Firme comprometidas por los generadores para mayo de 2026 fue de 7,308.19 GWh. De esa cantidad, el 62.72 % estuvo asignada al Precio de Escasez Superior, el 9.13 % al Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 del 2006 y el 28.15 % al Precio de Escasez Inferior.
En mayo de 2026 se activaron 2,098.97 GWh equivalentes a 28.72 % 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 525,117.31 millones de pesos. El precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía, fue de 76.06 COP/kWh, que es el valor que pasa a la tarifa por cada kWh consumido.
Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista (MEM)
En el Mercado de Energía Mayorista se transaron $4.72 billones en mayo de 2026, un incremento de 40.89 % con respecto a lo negociado en mayo de 2025 ($3.35 billones). De estos, $0.74 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 mayo se liquidaron $3.38 billones, un incremento de 26 % con respecto a lo transado en mayo de 2025 ($2.68 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 mayo 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 344.45 COP/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 310.60 COP/kWh. Tanto el precio del mercado regulado como del no regulado presentaron un incremento de 2.24 % y un incremento de 2.00 % respectivamente con relación a los precios de abril de 2026 que fueron de 336.91 COP/kWh y 304.50 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 339.02 COP/kWh, presentando un incremento de 10.43 % con respecto a mayo de 2025 (307.02 COP/kWh).
Adicionalmente, se transaron 699.25 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 219.93 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía, 184.13 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el SICEP y 295.19 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.
Así entonces, la energía en contratos proveniente de FNCER representó un 9.13 % de la demanda de mayo 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:
La energía licitada por medio de las convocatorias fue de 28,212.38 GWh y se adjudicaron 13,963.10 GWh, lo que representa un porcentaje de adjudicación de 49.49 %. En lo corrido del 2026, con corte al último día del mes de mayo, se han abierto un total de 44 convocatorias, de las cuales 15 se encuentran abiertas, 23 han sido adjudicadas y las demás han sido desiertas, canceladas o suspendidas.
Se despacharon 3,715.46 GWh correspondientes a contratos adjudicados mediante el SICEP, con destino tanto al mercado regulado como al no regulado. De esta cifra, 3,712.51 GWh se destinaron al mercado regulado y 2.95 GWh al no regulado. En comparación con abril de 2026, este despacho total representa un incremento de 11.61 %.
El precio promedio ponderado de los contratos adjudicados por medio del SICEP para el mes de mayo fue de 337.02 COP/kWh, un incremento de 1.59 % con respecto al precio del mes de abril de 2026 que fue de 331.76 COP/kWh. Respecto a mayo de 2025, el precio de contratos adjudicados mediante SICEP tuvo un incremento de 10.35 % cuyo valor fue de 305.41 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.
Implementación Regulatoria
Durante el mes de mayo, el ASIC dio cumplimiento a las disposiciones contenidas en las Resoluciones CREG 101 097 de 2026 y 101 099 de 2026.
En relación con la Resolución CREG 101 097 de 2026, se puede ver reflejada la implicación comercial a partir del día de operación 29 de mayo de 2026.
En cuanto a la Resolución CREG 101 099 de 2026, el 1 de mayo de 2026 el ASIC remitió a la CREG el procedimiento de cálculo del patrón de consumo de usuarios AGGE, en cumplimiento de lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 42 de la misma.
Adicionalmente, el ASIC avanzó en la elaboración del Acuerdo de Conexiones Compartidas entre Generadores, conforme con lo establecido en la Resolución CREG 101 098 de 2026. Este acuerdo fue publicado en la página web de XM el 2 de junio. Asimismo, continúan las adecuaciones en los sistemas de información requeridas para la implementación de la Resolución CREG 101 099 de 2026.
Por otra parte, el 10 de mayo, se emitió la versión factura correspondiente a la liquidación del mes de operación de abril, en la cual se evidencia la aplicación del artículo 6 de la Resolución MME 40163 de 2026. Los archivos soporte que respaldan esta aplicación son el AFAC y el IRGNI.
En lo relacionado con las Resoluciones CREG 101 091 de 2026 y 101 094 de 2026, el ASIC se encuentra realizando las adecuaciones correspondientes en el aplicativo BankGar.
Finalmente, el ASIC permanecerá atento a las observaciones que puedan presentar los agentes con respecto al mes de operación de mayo, en el marco de la aplicación de la Resolución CREG 101 097 de 2026.
Finalización de la Subasta de Expansión del Parque de Generación
El 22 de mayo de 2026, se realizó la Subasta de Expansión del Parque de Generación para el periodo comprendido entre diciembre de 2029 y noviembre de 2030. En total, 77 plantas recibieron asignaciones de OEF, en energía correspondió a un total de 143,011,373 kWh/día, lo que representa la incorporación de 4,069.7 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Los precios de cierre fueron de 16.4 USD/MWh y 22 USD/MWh para las plantas con precios variables superiores e inferiores respectivamente. Destaca la participación de la tecnología hidráulica con 79,834,080 kWh/día (55.8 %), seguida por la térmica con 52,036,001 kWh/día (36.4 %), la solar con 11,064,934 kWh/día (7.7 %), y la eólica con 76,358 kWh/día (0.1 %). La mayor parte de las asignaciones se concentró en proyectos existentes y nuevas plantas con OEF, que representaron más del 87 % del total adjudicado.
Con estos resultados, se consolida la diversificación tecnológica y regional del parque de generación, buscando asegurar el cumplimiento de la demanda futura y fortaleciendo la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
