En marzo, el precio de energía en bolsa de Colombia (promedio ponderado) fue de $236,37/kWh, lo que representa una disminución de 46,02 % respecto a febrero de 2025 que fue de $437,91/kWh y una disminución anual de 62,01 % respecto a marzo de 2024 que fue de $622,11/kWh.
El Precio de Transacciones en Bolsa (PTB) fue en promedio de $236,11/kWh y es el precio que finalmente pagan los comercializadores y generadores que compran energía en la bolsa.
El PTB considera las transacciones en bolsa que se liquidan a cada uno de los precios de escasez definidos en el mercado mayorista y comprometidos con las Obligaciones de Energía Firme (OEF) de cada generador
Hay que decir que 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 el tipo de fuente de generación, la disponibilidad de los recursos hidráulicos, solares y eólicos, y el costo y disponibilidad de los combustibles, entre otros aspectos.
En marzo, el 88 % de la energía se generó con fuentes renovables, principalmente hidráulica, y el 12 % de la energía restante con plantas térmicas.
Los comercializadores estuvieron expuestos al precio de bolsa, en promedio en un 13,5 %. Esto equivale a compras netas en bolsa de 884,13 GWh por un valor de $220.800 millones.
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Las compras netas en bolsa disminuyeron un 69 % respecto al mes de marzo de 2024 donde alcanzaron un valor de $704.600 millones.
En marzo, el precio ponderado de bolsa fue de $236,37/kWh. Este valor fue inferior al índice MC que fue de $307,42/kWh. Es importante tener en cuenta el riesgo que implica la exposición en bolsa por la alta volatilidad de los precios en la bolsa de energía.
Vale mencionar que el MC es el 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 en marzo de 2025, según XM
A partir de la resolución CREG 101 066 de 2024, el mercado mayorista tiene tres precios de escasez definidos: Precio de Escasez Inferior (PEI) de $323,89/kWh, Precio de Escasez de la resolución CREG 071 de 2006 (PE) de $770,55/kWh y el Precio de Escasez Superior (PES) de $937,30/kWh.
Para marzo de 2025, las Obligaciones de Energía Firme (OEF) comprometidas al mercado fueron de 7.067 GWh de las cuales un 86,4 % están comprometidas al Precio de Escasez Superior; un 13,6 % están comprometidas a PE, y un 0,0 % comprometidas a PEI.
De igual manera en marzo se activaron 949,2 GWh (13,4 %) 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 paga a PES, PE o PEI según las OEF comprometidas por cada generador.
La Remuneración Real Total (RRT) de los generadores por el Cargo por Confiabilidad fue de $564.950 millones. El precio del Cargo por Confiabilidad denominado el Costo Equivalente Real de Energía (CERE) fue de $89,3/kWh.
Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista
En el Mercado de Energía Mayorista se transaron $3,50 billones, un 24,9 % menos de lo negociado en el mismo mes de 2024 ($4,66 billones).
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De estos, $0,41 billones corresponden a compras en bolsa de energía, donde el rol de XM es liquidar y compensar estos dineros, además administrar las garantías para su pago.
Por otra parte, en contratos de largo plazo en marzo se liquidaron $2,58 billones, valor superior en un 0,86 % a lo transado en el mismo mes de 2024 ($2,56 billones).
Este incremento se da, principalmente, por el aumento en el precio y cantidades de los contratos despachados.
Transacciones Internacionales de Electricidad, TIE
Durante marzo de 2025, las importaciones del Sistema Interconectado Nacional (SIN) fueron de 66,61 GWh, 66,58 GWh más que lo importado en el mismo mes del año anterior y 35,68 GWh más que lo importado en febrero de este año.
Asimismo, el valor de esta transacción pasó de $35,9 millones en marzo de 2024 a $8.140 millones en este mes.
Adicionalmente, en marzo se exportaron 3,79 GWh, 125,29 GWh menos de lo exportado el mismo mes del año anterior, cuyo valor fue 129,08 GWh y 57,1 GWh menos de lo exportado en febrero de 2025 que fue de 60.90 GWh.
Esta transacción fue de $3.670 millones, con $122.300 millones menos del valor transado el mismo mes del año anterior que fue de $125.900 millones y $52.400 millones menos que lo transado el mes anterior en febrero de 2025 que fue de $56.000 millones.
Contratos bilaterales
En marzo, el precio promedio de la energía transada en contratos para atender la demanda del consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) fue de $310,38/kWh, mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado), fue de 290.63 COP/kWh.
Tanto el precio del mercado regulado como el no regulado presentaron una disminución del 2,66 % y 2,58 %, respectivamente en relación con los precios del mes de febrero, que fueron de $318,87/kWh y $298,32/kWh, respectivamente.
A continuación, se presenta la variación respecto al mismo mes del año anterior:
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El índice MC, que representa el precio promedio de contratación para el mercado regulado resultante de convocatorias públicas fue de 307.42 COP/kWh, presentando una disminución de 0.76 % respecto al mismo mes del año anterior (309.76 COP/kWh).
Esta disminución obedece, entre otros aspectos, a la variación presentada en el Índice de Precios al Productor, IPP, de Oferta Interna, que tuvo un crecimiento anual de 4,52 % (versión preliminar del DANE) y la variación del Índice de Precios al Consumidor, IPC, que tuvo un crecimiento anual de 5,09 %.
Lo anterior, teniendo en cuenta que las nuevas reglas de indexación de contratos consideran en su mayoría, que se aplique el menor entre estos dos indicadores macroeconómicos (IPP e IPC).
Adicionalmente, se transaron 473.78 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 265.91 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía; 84.95 GWh provienen de convocatorias públicas adjudicadas mediante el SICEP y, 122.92 GWh provienen de contratos de negociación bilateral del mercado no regulado.
