El precio promedio de bolsa fue de 946.6 COP/kWh, lo que representa un incremento de 18.7 % con respecto al precio promedio del mes anterior que fue de 797.7 COP/kWh y un incremento de 278.2 % con respecto al precio promedio de agosto del año anterior, que fue de 250.3 COP/kWh.
Para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) el precio ponderado de la energía despachada en contratos durante el mes de agosto fue en promedio de 331.7 COP/kWh; para el mercado no regulado (industria y comercio) fue en promedio de 329.7 COP/kWh. Esto representa una variación de -0.8 % y 1.8 % con respecto a los precios del mes de julio que fueron de 334.2 COP/kWh y 324.0 COP/kWh para el mercado regulado y no regulado, respectivamente.
Medellín, martes, 29 de septiembre 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 agosto de 2026.
“La exposición en bolsa de los comercializadores alcanzó un valor de 14.2 % para el total del Mercado de Energía Mayorista. Este indicador para los comercializadores que atienden demanda regulada alcanzó un valor de 21 %, evidenciando una creciente dependencia de compras en bolsa para cubrir sus obligaciones, al cierre del mes de agosto. La tendencia alcista de este índice está relacionada conjuntamente por un aumento en la demanda debido a las mayores temperaturas propias del Fenómeno de El Niño y a la modificaciones o finalizaciones de algunos contratos bilaterales. Esto genera retos principalmente para agentes y usuarios finales, quienes pueden percibir volatilidad derivada de la fluctuación de los precios de bolsa,
Desde XM continuaremos haciendo seguimiento a esta situación para asegurar la sostenibilidad del Mercado”, informó 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; los Precios de Escasez; y la exposición en bolsa de los agentes comercializadores junto con las compras de energía en dicho mercado.
En la gráfica se presenta la evolución diaria del Precio de Bolsa Ponderado para el mes de agosto, así como el Precio de Escasez Inferior (PEI), Precio de Escasez (PE) definido en la CREG 071 de 2006 y el Precio de Escasez Superior (PES). Desde junio de 2026, el ASIC continúa calculando el PEI, PE y PES, donde el mayor de los tres corresponde al Precio de Escasez de Activación (PEa), en concordancia con lo definido en la Resolución CREG 101 097 de 2026.
A continuación, se presentan la evolución de las variables indicadas anteriormente:
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 administrador 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 agosto de 2026, el 71.2 % de la energía se generó con fuentes renovables así: hidráulica 61.5 %, solar 8.3 %, eólica 0.3 % y biomasa 1.1 %. El 28.8 % de la energía generada restante, provienen de plantas térmicas.
El precio promedio ponderado de bolsa fue de 946.6 COP/kWh, lo que representa un incremento de 18.7 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 797.7 COP/kWh, y un incremento de 278.2 % con respecto al precio promedio de agosto del año anterior, que fue de 250.3 COP/kWh.
Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio, en un 14.2 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 1,059.9 GWh por un valor de 1,024.594.4 millones de pesos. Las compras netas en bolsa, determinadas como la diferencia entre las compras y ventas de cada comercializador, tuvieron un incremento de 708.1 % respecto a agosto de 2025 donde alcanzaron un valor de 126 798.2 millones de pesos.
El precio ponderado de bolsa fue de 946.6 COP/kWh, superior al índice MC1 que fue de 331.0 COP/kWh.
1MC: 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.
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 mayorista tiene tres precios de escasez. Para el mes de agosto los valores de estos fueron: Precio de Escasez Inferior, PEI, el cual alcanza un valor de 333.2 COP/kWh; Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 de 2006, PE, con un valor de 667.0 COP/kWh, y el Precio de Escasez Superior, PES, equivalente a 1,092.8 COP/kWh. El mayor de estos precios corresponde al Precio de Escasez de Activación y si el precio de bolsa lo supera, entrarán en mérito las Obligaciones de Energía Firme asignadas a cada planta, las cuales serán liquidadas al precio escogido por el generador entre los 3 precios que establece la regulación (PEI, PE o PES) al momento de adquirir la obligación. 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 % como lo establece la Resolución CREG 101 066 de 2024.
El total de las Obligaciones de Energía Firme comprometidas por los generadores para agosto de 2026 fue de 7,452.5 GWh. De esa cantidad, el 62.6 % estuvo asignada al Precio de Escasez Superior, el 9.1 % al Precio de Escasez de la Resolución CREG 071 del 2006 y el 28.3 % al Precio de Escasez Inferior.
En agosto de 2026 se demandaron 7,754.1 GWh, de los cuales se encontraban respaldados por OEF hasta 7,452.5 GWh, dejando así 301.5 GWh sin cobertura del esquema de Cargo por Confiabilidad.
En agosto no se activaron las Obligaciones de Energía Firme, pues el Precio de Bolsa no superó el Precio de Escasez de Activación
La Remuneración Real Total o pago a todos los generadores por el Cargo por Confiabilidad fue de 467,403.4 millones de pesos. Como consecuencia, el precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía, fue de 66.9 COP/kWh, que es el valor que se traslada a la tarifa, mediante el componente de Generación, por cada kWh consumido.
Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, MEM
En el Mercado de Energía Mayorista se transaron $6.26 billones en agosto de 2026, un incremento de 70 % respecto a lo negociado en agosto de 2025 ($3.68 billones). De estos, $2.22 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 agosto se liquidaron $3.29 billones, con un incremento de 16 % respecto a lo transado en agosto de 2025 ($2.83 billones).
Los $ 0.75 billones restantes corresponden a los conceptos de Reconciliación Positiva, Servicios AGC, Compras en Desviaciones, y Servicios SIC, LAC y CND.
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 agosto 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 331.7 COP/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 329.7 COP/kWh. Tanto el precio del mercado regulado como del no regulado presentaron una disminución de 0.8 % y un incremento de 1.8 % respectivamente con relación a los precios de julio de 2026 que fueron de 334.2 COP/kWh y 324.0 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 331.0 COP/kWh, presentando un incremento del 6.7 % con respecto a agosto de 2025 (310.3 COP/kWh).
Adicionalmente, se transaron 744.1 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 217.1 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas convocadas por el Ministerio de Minas y Energía en 2019 y 2021; 203.2 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas, SICEP, y 323.8 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.
Así entonces, la energía en contratos proveniente de FNCER representó un 9.7 % de la demanda de agosto de 2026. Lo anterior, teniendo en cuenta los contratos resultantes de las subastas convocadas por el MME en 2019 y 2021, 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 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 55,978.3 GWh y se adjudicaron 30,082.5 GWh, lo que representa un porcentaje de adjudicación de 53.7 %. En lo corrido de 2026, con corte al último día del mes de agosto, se han abierto un total de 60 convocatorias, de las cuales 4 se encuentran abiertas y 37 han sido cerradas/adjudicadas y las demás han sido desiertas, canceladas o suspendidas.
Se despacharon 3,701 GWh correspondientes a contratos adjudicados mediante el SICEP, con destino tanto al mercado regulado como al no regulado. De esta cifra, 3,698 GWh se destinaron al mercado regulado y 3 GWh al no regulado. En comparación con julio de 2026, este despacho total representa una disminución de 0.4 %.
El precio promedio ponderado de los contratos adjudicados por medio del SICEP para el mes de agosto fue de 328.7 COP/kWh, una disminución de 0.6 % con respecto al precio del mes de julio de 2026 que fue de 330.6 COP/kWh. Respecto a agosto de 2025, el precio de contratos adjudicados mediante SICEP tuvo un incremento de 6.3 % cuyo valor fue de 309.2 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 agosto de 2026 se emitieron las siguientes resoluciones por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y se inició su respectivo análisis e implementación por parte del ASIC:
Resolución CREG 101 119 de 2026: "Por la cual se establecen medidas transitorias para el tratamiento de las desviaciones de las plantas de generación variable, modificando las medidas de las Resoluciones CREG 101 047 de 2024 y 101 073 de 2025”.
Resolución CREG 101 120 de 2026: "Por la cual se establece un programa transitorio de incentivos al uso eficiente de energía eléctrica para contribuir a la reducción de la demanda regulada de energía eléctrica durante situaciones de estrechez energética, baja hidrología o riesgo para la confiabilidad del suministro y prevenir eventuales desabastecimientos".
Resolución 101 121 de 2026: "Por la cual se definen los criterios generales para la selección, operación y remuneración del Prestador de Última Instancia – PUI”.
Resolución CREG 101 124 de 2026: "Por la cual se adoptan medidas transitorias para diferir algunas obligaciones de los agentes comercializadores del Mercado Mayorista de Energía con ocasión de la situación de desastre nacional".
Resolución CREG 101 125 de 2026: "Por la cual se dictan disposiciones transitorias para las compras de energía con destino al mercado regulado y su correspondiente traslado en el componente de compras de energía (G) del costo unitario de prestación del servicio (CU)".
Resolución CREG 101 126 de 2026: "Por la cual se modifica la Resolución CREG 101 120 de 2026 en cuanto a la fecha de inicio del programa transitorio de incentivos al uso eficiente de energía eléctrica y se adoptan disposiciones transitorias con ocasión de la situación de desastre nacional declarada por el Gobierno Nacional mediante Decreto 1171 del 11 de agosto de 2026".
Resolución CREG 101 127 de 2026: "Por la cual se adoptan medidas transitorias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica ante el fenómeno de El Niño 2026-2027".
Además, se cumplieron hitos regulatorios de las Resoluciones CREG 101 099 de 2026, CREG 101 125 de 2026, CREG 101 120 de 2026 y 101 121 de 2026. Adicionalmente, desde XM en su función como Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y Liquidación y Administración de Cuentas, LAC, en el mes de agosto se analizaron 8 proyectos de resoluciones publicadas por la CREG y el MME.
