El más reciente informe divulgado por XM reveló que el precio de energía en bolsa -en agosto de 2025- alcanzó en promedio los $251,45/kWh, lo que representa un aumento de más del 80 % respecto al mes anterior ($138,36/kWh).
Aunque ese nivel es aún un 56 % inferior al observado en agosto de 2024 ($572,90/kWh), el salto respecto a julio es significativo.
Para los usuarios del mercado regulado (hogares y pequeños negocios), el precio promedio de los contratos de energía fue de $310,69/kWh, apenas 0,27 % más que en julio ($309,85/kWh). Para el mercado no regulado (industria y comercio), ese valor promedio alcanzó $291,02/kWh, lo que representa un alza de 2,16 % frente al mes anterior ($284,87/kWh).
No obstante, en comparación con agosto de 2024, ambos mercados registraron una ligera caída: −1,11 % para el regulado y −4,31 % para el no regulado.
Un parámetro relevante es el índice MC (costo promedio ponderado de los contratos en convocatorias públicas para mercado regulado), que en agosto fue de $310,34/kWh, con un aumento del 1,34 % en anualidad (era $306,25/kWh en agosto de 2024).
Además, de los contratos adjudicados por medio de SICEP (el sistema tecnológico de convocatorias centralizadas), se licitaron 51.642 GWh, de los cuales solo se adjudicaron 6.211 GWh (12 %). El precio promedio ponderado de esos contratos fue de $309,43/kWh.
Precio de energía en bolsa, generación, exposición en bolsa y cargos por confiabilidad
La generación energética en agosto fue predominantemente de fuentes renovables: 88 % provino de energías limpias, especialmente hidráulica (82 %) y solar (6 %). El restante 12 % correspondió a plantas térmicas.
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Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa en promedio un 8,4 % del total de sus compras, correspondiente a unas 534,14 GWh por un valor de $151.000 millones. Ese volumen de compras netas en bolsa redujo un 62 % frente al mismo mes del año anterior.
En cuanto al Cargo por Confiabilidad, mecanismo que incentiva que generadores estén disponibles en momentos de escasez, los datos fueron contundentes:
- Se asignaron 7.152 GWh en obligaciones de energía firme (OEF).
- De ellas, 86,2 % se asignaron al Precio de Escasez Superior, y 13,8 % al Precio de Escasez clásico (Res. CREG 071 de 2006). No hubo asignaciones al precio inferior de escasez.
- Se activaron 1.804 GWh, lo que equivale al 25,2 % del total de las OEF, debido a que el precio de bolsa superó los umbrales de escasez comprometidos.
- La remuneración total a generadores por este mecanismo fue de $533.800 millones.
- El Costo Equivalente Real de Energía (que es el cargo que recae sobre la tarifa por cada kWh consumido) fue de $83,05/kWh.
Transacciones, comercio internacional y mercado mayorista
Durante agosto de 2025, el valor total negociado en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) fue de $3,69 billones, una caída del 21,15 % frente al mismo mes del año anterior ($4,68 billones). De ese total, $0,38 billones correspondieron a compras en la bolsa.
Las transacciones en contratos de largo plazo ascendieron a $2,83 billones, un leve crecimiento respecto a los $2,81 billones del mismo mes en 2024.
En el comercio internacional de electricidad, se registraron importaciones de 1,98 GWh, cifra que representa un incremento del 288 % respecto al mes anterior; y exportaciones de 30,59 GWh, lo que implica un aumento del 611 % respecto a las exportaciones de julio (4,30 GWh).
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Interpretaciones y retos para el mercado eléctrico
El fuerte aumento del precio de bolsa entre julio y agosto refleja una alta sensibilidad del mercado a las condiciones operativas, disponibilidad de recursos y combustibles. Pese a ello, el hecho de que el precio promedio siga por debajo de los niveles de 2024 sugiere un contexto general de precios más moderados.
La significante participación de fuentes renovables (88 %) es una señal de la transición energética que Colombia atraviesa, aunque la necesaria activación de las OEF y su costo implica un impacto a las tarifas.
El bajo porcentaje de adjudicación en Sicep (12 %) revela también un reto: muchas convocatorias quedan sin resolución o se declaran desiertas, lo que puede afectar la seguridad de abastecimiento y la dinámica del mercado de contratos.
Finalmente, la exposición de comercializadores al precio de bolsa y el volumen de compras netas en la bolsa implican riesgo de precios para esos agentes, lo que puede trasladarse en ciertas condiciones hacia los usuarios finales.
