El precio promedio de bolsa fue de 691.5 COP/kWh, lo que representa una disminución de 26.9 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 946.6 COP/kWh y un incremento de 126.1 % con respecto al precio promedio de septiembre del año anterior que fue de 305.9 COP/kWh.
Para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) el precio ponderado de la energía despachada en contratos durante el mes de septiembre fue en promedio de 331.6 COP/kWh; para el mercado no regulado (industria y comercio) fue en promedio de 321.1 COP/kWh. Esto representa una variación de -0.02 % y -2.6 % con respecto a los precios del mes de agosto que fueron de 331.7 COP/kWh y 329.7 COP/kWh para el mercado regulado y no regulado, respectivamente.
En septiembre se presentó condición de escasez en 17 periodos horarios distribuidos en 11 días. Durante estos periodos horarios el precio de bolsa nacional superó el Precio de Escasez de Activación de 1.172,41437 COP/kWh, por lo que se hicieron exigibles las Obligaciones de Energía Firme (OEF), de conformidad con el artículo 52 de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por el artículo 3 de la Resolución CREG 101 097 de 2026, que dispone que estas “serán exigibles […] durante cada una de las horas en las que el Precio de Bolsa sea mayor al Precio de Escasez de Activación vigente”.
Las exportaciones de energía hacia Ecuador fueron de 41.4 GWh, disminuyendo respecto a lo exportado el mes anterior, cuyo valor fue 96.1 GWh.
En septiembre de 2026 no se importó energía desde Ecuador.
Medellín, viernes, 23 de octubre 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.
“Este mes, la exposición en bolsa promedio de los comercializadores aumentó de 14.2 % a 16.6 %, una variación de 2.4 puntos porcentuales que refleja una mayor participación de las compras en bolsa para atender su demanda y resalta la importancia de la cobertura contractual para gestionar las fluctuaciones de los precios. Por otra parte, desde la operación del 7 de septiembre comenzó la aplicación del mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad establecido en la Resolución CREG 101 127 de 2026 y activado mediante la Circular CREG 343 de 2026, como medida preventiva para proteger la confiabilidad del sistema y asegurar el suministro eléctrico. Desde XM continuaremos haciendo seguimiento a las condiciones energéticas y a las variables del mercado, y compartiendo información que apoye las decisiones de los agentes y las autoridades”, informó XM.
A continuación, se presenta el comportamiento de algunas variables de la bolsa de energía, contratos bilaterales y transacciones del MEM en septiembre 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)1, los Precios de Escasez; y la exposición en bolsa de los agentes comercializadores junto con las compras de energía en dicho mercado.
En la siguiente gráfica se presenta la evolución diaria del Precio de Bolsa Ponderado para el mes de septiembre, 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). El ASIC calcula el PEI, PE y PES, en concordancia con lo definido en la Resolución CREG 101 097 de 2026 donde el mayor de los tres corresponde al Precio de Escasez de Activación (PEa).
[1] El 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 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. De acuerdo con lo anterior, se resaltan para septiembre de 2026 los siguientes datos y situaciones:
Mediante la Circular CREG 343 del 5 de septiembre de 2026, la Comisión activó el mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad previsto en el Capítulo III de la Resolución CREG 101 127 de 2026 y señaló que, con ello, “da inicio al período de riesgo de desabastecimiento”. La circular estableció que el CND realizaría el programa de despacho económico el 6 de septiembre, aplicando las disposiciones de dicha resolución, correspondiente a la operación del 7 de septiembre de 2026.
En septiembre de 2026, el 67.8 % de la energía se generó con fuentes renovables, así: hidráulica 58.5 %, solar 8.0 %, eólica 0.2 % y biomasa 1.1 %. El 32.1 % de la energía generada restante, provienen de plantas térmicas.
El precio promedio ponderado de bolsa fue de 691.5 COP/kWh, lo que representa una disminución de 26.9 % con respecto al precio promedio del mes anterior, que fue de 946.6 COP/kWh, y un incremento de 126.1 % con respecto al precio promedio de septiembre del año anterior, que fue de 305.9 COP/kWh.
Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio, en un 16.6 %, el cual corresponde a un aumento del 2.4 puntos porcentuales frente a agosto de 2026 que presentó un promedio de 14.2 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 1,270.1 GWh por un valor de 885,008.3 millones de pesos. Las compras netas en bolsa, determinadas como la diferencia entre las compras y ventas de cada comercializador, tuvieron un aumento de 396.8 % respecto a septiembre de 2025 donde alcanzaron un valor de 178,139.0 millones de pesos.
El precio ponderado de bolsa fue de 691.5 COP/kWh, con una disminución de 26.9 % respecto a agosto, que se ubicó en 946.6 COP/kWh. Este precio fue mayor al índice MC2 que fue de 329.1 COP/kWh en septiembre, con una reducción de 0.6 % frente a los 331.0 COP/kWh registrados en agosto de 2026.
[2] 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 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.
En el marco de las resoluciones CREG 101 066 de 2024 y 101 097 de 2026, el esquema del Cargo por Confiabilidad contempla tres precios de escasez. Para septiembre de 2026, sus valores fueron: Precio de Escasez Inferior (PEI), de 330.8 COP/kWh; Precio de Escasez definido en la Resolución CREG 071 de 2006 (PE), de 698.6 COP/kWh; y Precio de Escasez Superior (PES), de 1,172.4 COP/kWh. El mayor de estos valores corresponde al Precio de Escasez de Activación (PEa), que durante el mes fue igual al PES. Cuando el precio de bolsa supera este umbral, se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme (OEF), cuyo cumplimiento se verifica conforme al Despacho Ideal. Su liquidación considera el precio de escasez vinculado a cada asignación y las reglas establecidas en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por la Resolución CREG 101 097 de 2026. Para las nuevas asignaciones, el PES aplica a las plantas que respaldan sus OEF con combustibles líquidos, mezclas de combustibles líquidos o gas combustible, mientras que el PEI aplica a aquellas que respaldan más del 50 % de sus OEF con recursos renovables o carbón. Para las obligaciones previamente asignadas, el precio aplicable depende de las condiciones de su asignación y del acogimiento a los mecanismos de transición previstos en la regulación.
A continuación, se presentan los principales resultados del Cargo por Confiabilidad para septiembre de 2026: las OEF comprometidas y su distribución por precio de escasez, la cobertura de la demanda, las obligaciones activadas durante el mes y la remuneración a los generadores, junto con el Costo Equivalente Real de Energía (CERE).
El total de las Obligaciones de Energía Firme comprometidas por los generadores para septiembre de 2026 fue de 7,368.6 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 septiembre de 2026 se demandaron 7,565.8 GWh, de los cuales se encontraban respaldados por OEF hasta 7,368.6 GWh, dejando así 197.2 GWh sin cobertura del esquema de Cargo por Confiabilidad.
En septiembre de 2026 se activaron 2,779.1 GWh equivalentes a 37.7 % de las OEF comprometidas al mercado. Las OEF activadas en el mercado se dan porque el precio de bolsa superó el Precio de Escasez de Activación (PEa), esta condición de escasez se presentó en 17 periodos en los horarios correspondientes a 11 días: el 9 de septiembre, a las 19:00 horas, 20:00 horas y 21:00 horas; los días 10, 15, 16, 18, 22 y 26, a las 19:00 horas; los días 23, 24 y 25, a las 19:00 y 20:00 horas; y el 30 de septiembre, a las 17:00 y 19:00 horas. 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 449,202.3 millones de pesos. Como consecuencia, el precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía (CERE), fue de 65.1 COP/kWh, presentando una disminución del 2.7 % frente al CERE de agosto que 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 $5.75 billones en septiembre de 2026, un incremento de 55 % respecto a lo negociado en septiembre de 2025 ($3.70 billones). De estos, $1.45 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 septiembre se liquidaron $2.97 billones, un incremento de 6 % respecto a lo transado en septiembre de 2025 ($2.79 billones). Los $1.32 billones restantes corresponden a los conceptos de Reconciliación Positiva, Servicios AGC, Compras en Desviaciones, y Servicios SIC, LAC y CND.
Transacciones Internacionales de Electricidad, TIE
Durante septiembre de 2026, no se presentaron importaciones mientras que las exportaciones fueron de 41.4 GWh. En términos monetarios, esta operación representó $57,996.3 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 septiembre 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 330.9 COP/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 334.3 COP/kWh. Tanto el precio del mercado regulado como del no regulado presentaron una disminución de 0.3 % y un incremento de 0.5 % respectivamente con relación a los precios de agosto de 2026 que fueron de 331.7 COP/kWh y 332.5 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 329.1 COP/kWh, presentando un incremento de 5.8 % con respecto a septiembre de 2025 (311.2 COP/kWh).
Adicionalmente, se transaron 740.5 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 210.1 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía, 193.8 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el SICEP y 319.5 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.
Así entonces, la energía en contratos proveniente de FNCER representó un 9.8 % de la demanda de septiembre 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 62,723.5 GWh y se adjudicaron 34,980.6 GWh, lo que representa un porcentaje de adjudicación de 55.8 %. En lo corrido de 2026, con corte al último día del mes de septiembre, se han abierto un total de 63 convocatorias, de las cuales 3 se encuentran abiertas y 39 han sido cerradas/adjudicadas y las demás han sido desiertas, canceladas o suspendidas.
Se despacharon 3,330 GWh correspondientes a contratos adjudicados mediante el SICEP, con destino tanto al mercado regulado como al no regulado. De esta cifra, 3,327 GWh se destinaron al mercado regulado y 2.9 GWh al no regulado. En comparación con agosto de 2026, este despacho total representa una disminución de 10 %.
El precio promedio ponderado de los contratos adjudicados por medio del SICEP para el mes de septiembre fue de 326.7 COP/kWh, una disminución de 0.6 % con respecto al precio del mes de agosto de 2026 que fue de 328.7 COP/kWh. Respecto a septiembre de 2025, el precio de contratos adjudicados mediante SICEP tuvo un incremento de 5.5 % cuyo valor fue de 309.6 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 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 septiembre de 2026, se dio cumplimiento a lo establecido en las siguientes Resoluciones:
Resolución CREG 101 098 de 2026: Por la cual se regulan los requerimientos técnicos, operativos y se complementan los comerciales que aplican a la conexión de generadores de que trata la Resolución CREG 200 de 2019 y se dictan otras disposiciones
Resolución CREG 101 099 de 2026: Por la cual se regula la actividad de autogeneración remota y el productor marginal remoto con usuarios de forma remota, se regulan aspectos comerciales, de conexión y operación en el SIN, y se establecen disposiciones respecto de recursos sin entrega de energía a la red
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 101 126 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 101 125 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 101 128 de 2026: Por la cual se adoptan medidas transitorias sobre la presentación de solicitudes de ajuste de los planes de inversión de los OR del SIN y sobre fronteras comerciales con ocasión de declaratoria de una situación de desastre nacional mediante Decreto 1171 de 2026.
Adicionalmente, XM continúa avanzando en la implementación de la Resolución CREG 101 111 de 2026. El inicio de la aplicación de la medida se dará a partir del 05 de noviembre, en las versiones de liquidación TX2. Sin embargo, el proceso de solicitudes para el Registro de Fronteras de Respuesta Demanda inició de forma previa, y por lo tanto, al día de hoy ya se encuentran registradas ante el ASIC 1715 fronteras junto con su LBCH cuyo procedimiento de cálculo se oficializó mediante la circular CREG 351 de 2026.
Se invita a visitar la página Web de XM (https://www.xm.com.co/noticias) donde se han publicado las noticias sobre los nuevos procedimientos derivados de la implementación regulatoria.
1 El 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.
2 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.
