En el sur del país es donde más subió el recibo de la luz en el primer semestre

Bogotá D.C., 31 de agosto de 2026. El impacto del Fenómeno de El Niño, la presión sobre la generación eléctrica, el aumento de la demanda y la exposición al mercado de bolsa ya se reflejan en el comportamiento del costo unitario de energía, indicador clave para entender por qué el recibo de la luz puede variar entre regiones del país.

De acuerdo con información tarifaria de comercializadores integrados al Sistema Interconectado Nacional (SIN), en poder de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el sur del país concentró los costos unitarios más altos al cierre del primer semestre.

Electrohuila, Celsia Tolima y Electrocaquetá encabezaron la lista con valores superiores a los $1.000 por kilovatio hora, mientras que comercializadores de Atlántico, Valle del Cauca y Meta registraron los costos unitarios más bajos entre los datos comparados.

El resultado evidencia diferencias regionales importantes dentro del mercado eléctrico colombiano, explicadas por factores como exposición a bolsa, cargos regulados, pérdidas, distribución, comercialización, contratos de energía y restricciones del sistema.

Electrohuila lideró el costo unitario con $1.045,95 por kWh

El comercializador con el costo unitario más alto fue Electrohuila, con $1.045,95 por kilovatio hora al cierre de junio.

Le siguió Celsia Tolima, con $1.042,82 por kilovatio hora, y Electrocaquetá, con $1.005,75 por kilovatio hora.

Estos valores ubicaron a Huila, Tolima y Caquetá como las zonas donde el indicador tarifario mostró mayor presión durante el primer semestre.

Atlántico, Valle del Cauca y Meta tuvieron los costos más bajos

En contraste, los costos unitarios más bajos se registraron en Atlántico, Valle del Cauca y Meta.

Según el reporte, Air-e registró un costo unitario de $840,15 por kilovatio hora; Emcali, de $868,56 por kilovatio hora; y la Electrificadora del Meta (Emsa), de $869,47 por kilovatio hora.

Esta diferencia muestra que el comportamiento del recibo de energía no depende únicamente del consumo del usuario, sino también de las condiciones comerciales, regulatorias y operativas de cada mercado.

Qué es el costo unitario de energía

El costo unitario, conocido como CU, no equivale exactamente al valor final que paga cada usuario, pero sí sirve como referencia para medir qué tan cara es la energía en cada región.

Este indicador reúne los principales componentes de la cadena eléctrica: generación, transmisión, distribución, comercialización, pérdidas y restricciones.

Con base en ese costo y en la energía facturada, se determina una parte fundamental del valor que aparece en el recibo de la luz de los usuarios regulados.

Generación y distribución pesan más de 65%

De acuerdo con la explicación técnica citada por La República, los dos componentes que más inciden en el costo unitario son la generación y la distribución.

Entre ambos pueden representar más de 65% del CU, por lo que cualquier variación en precios de generación, contratos, exposición a bolsa o cargos de red puede tener un efecto visible sobre el indicador.

La generación está influenciada por el nivel de contratación de los comercializadores, la exposición al mercado de bolsa y los precios pactados en contratos de mediano y largo plazo.

Exposición a bolsa explica parte del aumento

Julio César Vera, presidente de XUA Energy, explicó que la mayor presión en el recibo de la luz en el sur del país se relaciona con la exposición de algunos comercializadores al mercado de bolsa.

En el caso del Huila, Electrohuila cuenta con una exposición al mercado de bolsa de un poco más de 22%, alrededor de 9 puntos porcentuales por encima del promedio nacional.

Esa mayor exposición puede tener un impacto directo en el precio de la energía en la región, especialmente cuando el sistema enfrenta condiciones climáticas exigentes y mayores precios de bolsa.

Contratación de energía marca diferencias regionales

La forma en que cada comercializador compra energía es determinante para el costo que luego se traslada a los usuarios.

Cuando una empresa tiene buena parte de su demanda cubierta mediante contratos de mediano o largo plazo, puede reducir su exposición a variaciones del mercado de bolsa.

En cambio, si una porción relevante de la energía se compra en bolsa, el costo puede subir con mayor rapidez en momentos de estrés, sequía, aumento de demanda o baja disponibilidad de generación barata.

Cargos regulados también influyen

Sandra Fonseca, exdirectora de Asoenergía, señaló que las diferencias tarifarias entre regiones responden a varios factores, entre ellos el nivel de contratación de los comercializadores y los cargos regulados de cada zona.

Estos cargos pueden variar por características de la red, costos de distribución, pérdidas reconocidas, restricciones y particularidades de cada mercado.

Por eso, dos usuarios con consumos similares pueden terminar pagando valores diferentes si pertenecen a mercados con estructuras de costos distintas.

La Costa redujo presión por pérdidas y opción tarifaria

Fonseca explicó que en la Costa Caribe se ha observado una reducción relativa frente a otras regiones, asociada a la disminución de pérdidas cargadas transitoriamente en la tarifa y a la aplicación del periodo de recuperación de la opción tarifaria.

La opción tarifaria generó distorsiones entre usuarios de distintas regiones, debido a la forma en que se difirieron y recuperaron incrementos tarifarios durante periodos anteriores.

En ese contexto, algunas zonas pueden registrar hoy costos unitarios más bajos no porque estén exentas de problemas estructurales, sino porque tienen una combinación distinta de cargos, pérdidas, recuperación tarifaria y condiciones comerciales.

El Niño presiona precios y disponibilidad

El impacto del Fenómeno de El Niño ya se refleja en la discusión tarifaria.

Colombia depende en gran medida de la generación hidráulica. Por eso, una menor disponibilidad de agua puede reducir el aporte de las hidroeléctricas y aumentar la necesidad de generación térmica, usualmente más costosa.

Este cambio en la composición de la generación puede elevar precios de bolsa, incrementar restricciones y presionar el costo de suministro para comercializadores con mayor exposición al mercado spot.

Más de 70% de la generación proviene de fuentes hídricas

La República destacó que más de 70% de la generación eléctrica del país proviene de fuentes hídricas.

Esta característica le ha permitido a Colombia contar históricamente con una matriz relativamente limpia, pero también la hace vulnerable a periodos de sequía prolongada.

Cuando los embalses y aportes hídricos se reducen, el sistema necesita respaldo térmico, importaciones de combustibles, mayor eficiencia en el consumo y señales adecuadas para garantizar confiabilidad.

Racionamientos, bolsa y demanda elevan el desafío

El inicio de racionamientos técnicos, el aumento de precios en bolsa, el crecimiento de la demanda y la falta de oferta representan un desafío para el sistema eléctrico colombiano.

Estos factores no actúan de manera aislada. Cuando coinciden, pueden aumentar el costo de la energía, reducir el margen operativo y generar mayor presión sobre comercializadores y usuarios.

Por eso, el comportamiento del costo unitario durante el primer semestre funciona como una señal temprana de las tensiones que podrían intensificarse si las condiciones climáticas y de oferta se deterioran.

Por qué el sur del país sintió más el aumento

El mayor costo unitario en el sur del país responde a una combinación de variables: mayor exposición a bolsa, condiciones de contratación, cargos regulados, costos de distribución y presión del sistema eléctrico nacional.

En el caso de Huila, la explicación de XUA Energy apunta a que Electrohuila tiene una exposición al mercado de bolsa superior al promedio nacional.

En Tolima y Caquetá, los altos costos unitarios también reflejan la interacción entre costos de suministro, redes, pérdidas, restricciones y condiciones particulares de cada comercializador.

Usuarios regulados, los más sensibles a variaciones

Los usuarios regulados suelen ser más sensibles a las variaciones del costo unitario, porque su tarifa está construida a partir de componentes definidos por regulación y costos reconocidos a los comercializadores.

Aunque el CU no es el único elemento del recibo, sí es una referencia central para entender por qué el precio de la energía puede subir o bajar en una región.

Para hogares y pequeños negocios, un incremento sostenido del costo unitario puede traducirse en mayor presión sobre el presupuesto mensual, especialmente en zonas donde el consumo aumenta por temperatura o necesidades productivas.

Qué pueden hacer empresas y usuarios

En un escenario de presión tarifaria, los usuarios pueden adoptar medidas de eficiencia energética, revisar hábitos de consumo, optimizar iluminación, controlar horarios de uso de equipos de alto consumo y considerar soluciones solares o de respaldo cuando sea económicamente viable.

Para empresas, el análisis debe ser más estructural: perfil horario de consumo, exposición a tarifas, eficiencia de motores, climatización, procesos productivos, autogeneración, contratos de suministro y gestión de demanda.

La eficiencia no elimina el problema sistémico, pero ayuda a reducir la exposición individual a incrementos tarifarios y aporta alivio a la demanda nacional en momentos de estrés.

Señal de alerta para el sistema eléctrico

El comportamiento del costo unitario durante el primer semestre es una señal de alerta para reguladores, comercializadores, generadores y usuarios.

Si el sistema enfrenta menor hidrología, mayor despacho térmico, retrasos de proyectos y crecimiento de demanda, los costos pueden seguir presionados.

Por eso, el reto será fortalecer contratación eficiente, acelerar oferta de generación, mejorar redes, reducir restricciones y proteger a los usuarios más vulnerables sin distorsionar las señales económicas del sistema.

Con corte a junio de 2026, el sur del país registró los costos unitarios de energía más altos: Electrohuila llegó a $1.045,95/kWh, Celsia Tolima a $1.042,82/kWh y Electrocaquetá a $1.005,75/kWh. La explicación combina exposición al mercado de bolsa, cargos regulados, costos de distribución y presión del sistema por El Niño, demanda creciente y menor disponibilidad hídrica. En contraste, Air-e, Emcali y Emsa reportaron costos unitarios más bajos, con $840,15, $868,56 y $869,47/kWh, respectivamente.