Air-e concentra el mayor riesgo de alzas en su tarifa: 53% de sus compras de energía están expuestas a bolsa

Bogotá D.C., septiembre de 2026. El mercado eléctrico colombiano atraviesa una etapa de alta sensibilidad por los efectos del Fenómeno de El Niño 2026-2027, la presión sobre los embalses, el aumento en el uso de generación térmica y la exposición de algunas comercializadoras al precio de bolsa.

En ese contexto, Air-e aparece como la empresa con mayor riesgo de alzas tarifarias dentro de la muestra analizada, debido a que 53% de sus compras de energía están expuestas a bolsa. Esta proporción supera en más de tres veces el promedio de la muestra, que se ubica en 16%.

El dato fue señalado en un análisis publicado por Sergio Cabrales, en el que se advierte que la exposición al mercado spot puede tener una incidencia directa sobre el costo de compra de energía y, posteriormente, sobre la fórmula tarifaria que pagan los usuarios.

La situación coincide con la entrada en aplicación de un régimen transitorio definido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que busca preservar la confiabilidad del sistema durante el periodo de riesgo de desabastecimiento asociado a El Niño.

Air-e tiene 53% de exposición a bolsa

Air-e, empresa actualmente intervenida, registra la mayor exposición a bolsa entre los comercializadores analizados.

De acuerdo con el análisis citado, el 53% de sus compras de energía está atado al mercado spot, lo que significa que una parte importante de la energía que necesita para atender a sus usuarios depende de precios diarios que pueden variar con fuerza.

En periodos de normalidad, esa exposición puede representar oportunidades si el precio de bolsa baja. Pero durante escenarios de estrés, baja hidrología o aumento de generación térmica costosa, también puede traducirse en mayores costos y presiones sobre la tarifa final.

Enelar, ESSA, Enerca, E.M.S.A. y CENS también tienen exposición

Air-e no es la única comercializadora con una participación relevante de compras expuestas a bolsa.

Según el análisis, le siguen Enelar, con 38%; ESSA, con 24%; Enerca y E.M.S.A., con 20% cada una; y CENS, con 18%.

Para estos agentes, el comportamiento del precio spot es una variable central, porque afecta el costo de compra de energía y puede trasladarse posteriormente al componente de generación dentro del costo unitario que pagan los usuarios.

Precio de bolsa empezó a bajar con nueva regla de la CREG

El precio de la energía en bolsa comenzó a moverse a la baja con la entrada en aplicación del régimen transitorio diseñado por la CREG para el periodo de riesgo de desabastecimiento.

Mientras en agosto el valor promedio fue de $950 por kilovatio hora, con máximos de $1.050/kWh en las horas de mayor demanda, los primeros niveles observados bajo las nuevas reglas se ubicaron en $658, $609 y $528/kWh en el predespacho ideal.

Este comportamiento puede aliviar temporalmente a comercializadoras con alta exposición a bolsa, aunque su efecto final dependerá de la duración de la medida, las condiciones hidrológicas, la demanda, la disponibilidad térmica y los costos asociados a restricciones.

Resolución CREG 101 127 cambió las reglas del periodo de riesgo

La modificación quedó establecida en la Resolución CREG 101 127 del 27 de agosto de 2026.

Esta norma adoptó medidas transitorias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica ante el Fenómeno de El Niño 2026-2027 y suspendió durante el periodo de riesgo la aplicación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento (ESRD).

El régimen transitorio estará vigente hasta el 31 de mayo de 2027 o hasta que se cumplan las condiciones definidas por la regulación para su finalización.

Mecanismo se activó desde el 7 de septiembre

La aplicación del nuevo esquema no es permanente ni automática.

La CREG activó el mecanismo de sostenimiento de la confiabilidad mediante la Circular 343 de 2026, con aplicación desde el 7 de septiembre de 2026.

Su objetivo es introducir señales transitorias para administrar el sistema eléctrico durante una etapa de riesgo, preservar agua en embalses y asegurar que exista generación térmica disponible cuando la hidrología no sea suficiente.

El esquema reemplazó el mecanismo EVE

El nuevo régimen reemplazó el mecanismo de Energía Vendida y Embalsada (EVE) por dos herramientas principales.

La primera establece un precio de oferta sugerido según la tecnología de generación. La segunda incorpora una Meta térmica, es decir, un nivel mínimo de generación con plantas térmicas que el Centro Nacional de Despacho (CND) debe considerar en la programación y el redespacho.

Con este cambio, la regulación busca influir en el despacho para que una parte de la energía que normalmente sería cubierta por hidroeléctricas sea atendida por térmicas, conservando agua para los meses más críticos.

Hidroeléctricas ofertan según nivel de embalse

Para las plantas hidroeléctricas, la oferta debe tomar como referencia el nivel de embalse y costos como el Precio de Escasez Superior (PES) y los Otros Costos Variables (OCV).

Los OCV incluyen principalmente el CERE y la contribución al FAZNI. Cuando hay mayor disponibilidad de agua, la oferta se acerca a estos costos variables; cuando disminuye el volumen útil, la oferta tiende a aumentar.

Esta señal busca que los embalses no se utilicen de manera acelerada en un momento en el que el país se prepara para los meses más fuertes de sequía.

Térmicas calculan oferta con costos de combustible y operación

Las plantas térmicas calculan su oferta considerando los costos de suministro y transporte de combustible, operación, mantenimiento y eficiencia de la planta.

Esto es relevante porque la generación térmica puede depender de gas natural, carbón, fuel oil, diésel u otros combustibles, cuyos precios pueden variar según disponibilidad, importaciones y condiciones del mercado.

Durante El Niño, cuando el sistema requiere más respaldo térmico, estos costos pueden ganar peso dentro de la estructura general de precios de la energía.

FNCER consideran principalmente CERE y FAZNI

Las fuentes no convencionales de energía renovable, como solares y eólicas, deben considerar sus Otros Costos Variables, que corresponden esencialmente al CERE y al FAZNI.

La inclusión de estas plantas dentro de la base del despacho busca que el sistema aproveche la generación renovable disponible antes de desplazar energía hidráulica con embalse.

Esto puede ayudar a preservar agua, reducir presión sobre hidroeléctricas y dar un mayor papel operativo a las fuentes renovables cuando estén disponibles.

Meta térmica busca conservar agua

La Meta térmica busca que una parte de la generación que normalmente habría sido atendida por hidroeléctricas sea cubierta por plantas térmicas.

Ese desplazamiento permite conservar agua en los embalses y preparar al sistema para los meses de mayor riesgo asociados a El Niño.

En la práctica, el sistema paga por mayor generación térmica hoy para reducir el riesgo de quedarse sin suficiente respaldo hidráulico más adelante.

CND puede ajustar la meta según condiciones operativas

La aplicación de la Meta térmica depende de las condiciones reales de operación.

Si aparecen restricciones, como desbalances de generación de fuentes renovables en la Costa Caribe, el CND puede reducir la meta y despachar un volumen térmico menor.

Esto permite que el esquema mantenga flexibilidad técnica y no imponga un nivel de generación térmica que pueda afectar la seguridad operativa del sistema.

Suspensión temporal de regla sobre CERE y FAZNI

La resolución también suspendió temporalmente la regla que impedía que el precio de bolsa cayera por debajo del CERE más FAZNI.

Este ajuste ayuda a explicar por qué los primeros precios observados bajo las nuevas reglas se ubicaron por debajo de los niveles promedio de agosto.

Al mismo tiempo, ninguna oferta podrá fijar un precio superior al mayor costo variable de las plantas con Obligaciones de Energía en Firme (OEF), límite que aplica el ASIC dentro del despacho ideal.

Comercializadores expuestos podrían beneficiarse de menores precios

Para Óptima Consultores, las nuevas reglas modifican los incentivos de los agentes del mercado.

Los comercializadores con alta exposición a bolsa pueden beneficiarse si los precios de compra disminuyen bajo el nuevo régimen, y también podrían pagar menos por la Demanda No Cubierta del Cargo por Confiabilidad.

Ese menor costo puede reflejarse posteriormente en la fórmula tarifaria, aunque no necesariamente de manera inmediata ni uniforme para todos los usuarios.

Comercializadores contratados podrían asumir restricciones

El efecto no es igual para todos los comercializadores.

Aquellos con altos niveles de contratación pueden enfrentar mayores costos por restricciones asociadas a la generación térmica forzada, que impactan el componente R de la tarifa.

Esto demuestra que una medida regulatoria puede aliviar a unos agentes y presionar a otros, dependiendo de su portafolio de contratos, exposición a bolsa, ubicación, demanda y estructura de costos.

Hidráulicas también podrían tener efecto favorable

En los generadores hidráulicos también puede presentarse un efecto favorable bajo ciertas condiciones.

Si una hidroeléctrica no es despachada y debe comprar energía en bolsa para cumplir sus contratos, podría beneficiarse si el precio spot disminuye bajo las nuevas reglas.

Sin embargo, el resultado dependerá de la posición contractual de cada agente, los precios de bolsa, el despacho real y las condiciones de disponibilidad de agua en los embalses.

Térmicas adicionales se remuneran por reconciliación positiva

Para las plantas térmicas, la generación adicional que sea ordenada por el CND y no resulte seleccionada en el despacho ideal se remunera mediante reconciliación positiva.

Esta remuneración se realiza bajo las reglas de la Resolución CREG 034 de 2001 y contempla costos operativos.

Cuando corresponda, también puede reconocer una parte de la diferencia entre el combustible utilizado y el combustible respaldado para las Obligaciones de Energía en Firme.

Caribe concentra 21,7% de la demanda real

El análisis regional muestra que la demanda eléctrica está concentrada en varias zonas del país.

Según cifras de ANIF con base en XM, entre enero y agosto de 2026 el Caribe representó el 21,7% de la demanda real de energía.

Le siguieron Meta, con 14,5%; Antioquia, con 12,3%; Valle del Cauca, con 10,5%; Cundinamarca, con 9,9%; y Bogotá, con 7,7%.

Boyacá, Santander, Arauca y Casanare también aportan demanda

Después de las regiones con mayor participación, aparecen Boyacá, con 4,4%; Santander, con 4,2%; Arauca, con 3,1%; y Casanare, con 2,2%.

La distribución de la demanda es importante porque muestra dónde se concentran los mayores consumos y qué regiones pueden tener mayor sensibilidad frente a cambios en tarifas, disponibilidad de red, contratos de energía y precios de bolsa.

En el caso del Caribe, la combinación de alta demanda, retos de cartera, pérdidas, exposición a bolsa y presión climática convierte la situación de Air-e en un punto crítico para el sistema.

Tarifas subieron hasta 22,9% entre enero y agosto

En materia tarifaria, los mayores incrementos acumulados entre enero y agosto de 2026 se registraron en Valle del Cauca, con 22,9%.

Le siguieron Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre, con 17,9%; Tolima, con 17,6%; y Santanderes, con 17%.

También se reportaron aumentos de 12,4% en Antioquia, 10,8% en Manizales, 10% en Bogotá, 8,1% en Atlántico, La Guajira y Magdalena, y 0,6% en Meta.

Exposición de Air-e aumenta necesidad de liquidez

La exposición de Air-e adquiere relevancia porque una proporción alta de compras spot puede elevar la necesidad de liquidez y garantías ante XM cuando suben los precios.

Durante un episodio fuerte de El Niño, la generación hidráulica puede reducirse, el despacho térmico puede aumentar y los costos de combustibles como carbón, gas, fuel y diésel pueden presionar el precio de la energía.

Para una comercializadora con 53% de compras expuestas a bolsa, los movimientos del precio spot tienen un impacto más directo que para empresas con mayor cobertura contractual.

Contratación anticipada reduce volatilidad

La diferencia entre comercializadoras expuestas y comercializadoras contratadas muestra la importancia de la contratación anticipada.

Cuando una empresa compra la mayor parte de su energía mediante contratos, puede reducir su exposición a la volatilidad diaria del mercado de bolsa.

En cambio, cuando una proporción alta de la energía se compra en el mercado spot, la tarifa queda más sensible a sequías, mantenimientos, fallas, costos térmicos, precios de combustible y señales regulatorias.

Usuarios pueden sentir efectos en la tarifa

El comportamiento del precio de bolsa no se traslada siempre de forma inmediata ni idéntica a las facturas.

Sin embargo, cuando una comercializadora tiene alta exposición a este mercado, los costos de compra pueden afectar el componente de generación de la tarifa y, posteriormente, el valor pagado por los usuarios.

En el caso de Air-e, esta relación es especialmente sensible por la magnitud de su exposición, su condición de empresa intervenida y los retos financieros del mercado eléctrico en la Costa Caribe.

El Niño mantiene presión sobre el mercado eléctrico

Aunque las nuevas reglas han mostrado una reducción inicial del precio de bolsa, el riesgo no desaparece.

El Fenómeno de El Niño puede reducir los aportes hídricos, presionar embalses y obligar a usar más generación térmica durante los meses críticos.

Si el sistema necesita más térmicas y los combustibles se encarecen, los costos pueden volver a presionar el mercado, especialmente si coincide con alta demanda, restricciones de red o menor disponibilidad de plantas.

Caribe, una región especialmente sensible

El Caribe aparece como una región especialmente sensible dentro del análisis.

La zona concentra la mayor participación de demanda real del país y, al mismo tiempo, ha enfrentado retos históricos de prestación, pérdidas, cartera, calidad del servicio y sostenibilidad financiera de operadores.

Por eso, la exposición de Air-e a bolsa no solo es un dato empresarial, sino una variable con impacto regional sobre usuarios, generadores, recaudo, liquidez y confiabilidad.

Menor precio de bolsa no garantiza alivio permanente

Los primeros precios bajo el régimen transitorio muestran una reducción frente a los niveles promedio de agosto, pero ese comportamiento no garantiza un alivio permanente.

El mercado dependerá de la evolución de embalses, demanda, disponibilidad térmica, restricciones, combustibles, reglas regulatorias y condiciones climáticas.

Además, los costos por restricciones o reconciliaciones pueden tener efectos diferentes según el tipo de comercializador y su nivel de contratación.

Qué debe vigilar el sector

El sector deberá vigilar varios indicadores durante los próximos meses: precio de bolsa, niveles de embalse, demanda real, generación térmica programada, disponibilidad de combustibles, exposición de comercializadoras y garantías requeridas ante XM.

También será clave observar si la Meta térmica logra preservar agua sin generar costos excesivos por restricciones o desequilibrios en la operación.

La efectividad del régimen dependerá de que reduzca riesgos de desabastecimiento sin trasladar presiones desordenadas a usuarios, comercializadores o generadores.

Una señal de alerta para la regulación

La alta exposición de Air-e muestra que la contratación de energía sigue siendo uno de los puntos más sensibles del mercado colombiano.

Cuando un comercializador que atiende una región amplia queda demasiado expuesto a bolsa, los usuarios pueden quedar más vulnerables a la volatilidad del mercado mayorista.

Esto refuerza la necesidad de mecanismos de contratación eficientes, gestión de riesgos, garantías suficientes, vigilancia regulatoria y reglas que eviten trasladar volatilidades extremas a las tarifas reguladas.

Impacto para usuarios residenciales y empresas

Para los usuarios residenciales, la exposición a bolsa puede reflejarse en variaciones de tarifa si los costos de compra de energía aumentan y se incorporan en la fórmula regulada.

Para empresas, comercios e industrias, los cambios en el costo de la electricidad pueden afectar presupuestos, márgenes, precios finales y decisiones de inversión.

En ambos casos, la eficiencia energética y el seguimiento al consumo serán relevantes durante los meses de mayor incertidumbre climática y regulatoria.

Air-e queda en el centro del debate tarifario

La combinación de intervención, alta exposición a bolsa, presión climática, demanda regional y necesidades de liquidez ubica a Air-e en el centro del debate tarifario del Caribe.

Si el precio de bolsa se mantiene bajo, la empresa podría tener un alivio en sus compras spot. Pero si El Niño intensifica la sequía, sube el despacho térmico y aumentan los costos de combustible, el riesgo de alzas volvería a tomar fuerza.

Por eso, la evolución de Air-e será seguida de cerca por usuarios, generadores, reguladores, gremios y autoridades nacionales durante el periodo de riesgo.

Air-e concentra el mayor riesgo de alzas en su tarifa porque 53% de sus compras de energía están expuestas al mercado de bolsa, más de tres veces el promedio de la muestra analizada, que es de 16%. El dato coincide con la entrada del régimen transitorio de la CREG para enfrentar el Fenómeno de El Niño 2026-2027, bajo el cual el precio de bolsa comenzó a bajar frente al promedio de agosto de $950/kWh. La Resolución CREG 101 127 de 2026 introdujo nuevas reglas, incluyendo precio de oferta sugerido y Meta térmica, con el objetivo de preservar embalses, garantizar respaldo térmico y reducir riesgos de desabastecimiento.