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PROGRAMA DE MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

TESIS DE MAESTRÍA

Liberalización del Mercado Eléctrico Minorista en Colombia y su Impacto en Comercializadores y Usuarios

AUTORA

Lizeth García Valencia

PEREIRA - 2026

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LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

MINORISTA EN COLOMBIA Y SU IMPACTO EN

COMERCIALIZADORES Y USUARIOS

Lizeth García Valencia

Proyecto de grado presentado como requisito para optar al título de Magíster en Ingeniería Eléctrica

Director:

Ph.D. Harold Salazar Isaza

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA

PROGRAMA DE MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

PEREIRA

2026

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Año 2026

NOTA DE ACEPTACIÓN

___________________________________ ___________________________________ ___________________________________

___________________________________ Jurado

Pereira 21 de enero del 2026

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Agradecimientos En primer lugar, expreso mi gratitud a mi familia, cuyo respaldo permanente ha sido un apoyo constante durante mi formación, su acompañamiento y confianza me permitieron avanzar con disciplina y claridad en cada etapa del proyecto. Además, extiendo un agradecimiento especial a mi director de trabajo de grado, Ph.D. Harold Salazar Isaza, por su orientación, por la precisión de sus observaciones y por el acompañamiento brindado a lo largo del proceso, su guía contribuyó a que esta investigación se desarrollara con orden, coherencia y una dirección académica adecuada. De igual manera, agradezco al Laboratorio Financiero de la Universidad Tecnológica de Pereira por el apoyo ofrecido en una parte del proceso, donde los espacios de trabajo, las discusiones y el acompañamiento académico permitieron fortalecer varios aspectos conceptuales necesarios para la elaboración de este documento. Finalmente, agradezco al proyecto de investigación “Diseño de un Mecanismo que Disminuya la Exposición al Riesgo de Mercado de los Usuarios Regulados en Colombia”, código 6-23-4, del cual se deriva este trabajo de grado en el que, la participación en este proyecto me permitió acceder a insumos técnicos y analíticos que aportaron claridad al enfoque y a la estructura del trabajo.

Agradezco a todas las personas e instituciones que participaron en mi proceso académico y que hicieron posible el desarrollo de este trabajo de grado, agradezco su tiempo, disposición y apoyo a lo largo de este período de formación.

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Resumen La liberalización de los mercados eléctricos ha sido una tendencia global orientada a otorgar mayor libertad de elección a los usuarios, fomentando la competencia entre agentes comercializadores y generando incentivos para la eficiencia y la innovación en la prestación del servicio. Bajo este esquema, los usuarios adquieren la posibilidad de seleccionar el comercializador que mejor se ajuste a sus necesidades de suministro en términos de precios, condiciones contractuales y origen de la energía, ya sea proveniente de fuentes convencionales o no convencionales.

En el caso colombiano, el mercado eléctrico minorista aún no ha sido objeto de un proceso de liberalización plena. Actualmente, los usuarios se dividen en dos categorías: regulados y no regulados. Los primeros se encuentran sujetos a una tarifa definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 180 de 2014. En esta metodología, los costos de comercialización se estructuran en dos componentes: costos fijos o base, dependientes del número de usuarios, y costos variables, relacionados con el nivel de consumo de energía. Por su parte, los usuarios no regulados pactan libremente con los comercializadores los precios de los componentes de generación y comercialización, a través de contratos bilaterales que reflejan las condiciones del mercado y la negociación entre las partes.

Por esta razón, este estudio tiene como objetivo cuantificar el impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia, estimando el porcentaje de usuarios que migrarían al mercado no regulado debido a una reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados, además se analiza la disminución en los costos fijos de la actividad de comercialización a causa de la migración de usuarios al mercado no regulado. Se analiza de qué manera el incremento en la demanda de los usuarios no regulados incide en la tarifa que deben asumir, finalmente se evalúa el impacto en el ingreso de la actividad de comercialización, costo fijo de comercialización y costo unitario en los agentes comercializadores.

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III

Contenido AGRADECIMIENTOS ................................................................................................... 1 RESUMEN ...................................................................................................................... 2 ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................. 5 ÍNDICE DE TABLAS..................................................................................................... 8

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 8

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................... 8 1.2. JUSTIFICACIÓN ...................................................................................................... 10 1.3. OBJETIVOS ............................................................................................................ 12 1.3.1. Objetivo general ........................................................................................... 12 1.3.2. Objetivos específicos .................................................................................... 12

2. MARCO DE REFERENCIA ................................................................................... 13

2.1. REINO UNIDO ........................................................................................................ 13 2.2. ALEMANIA ............................................................................................................ 14 2.3. TEXAS ................................................................................................................... 15 2.4. COLOMBIA ............................................................................................................ 16 2.4.1. Generalidades de la Demanda en Colombia ................................................ 16 2.4.2. Marco Regulatorio Colombia ....................................................................... 20

2.5. CUANTIFICACIÓN DE LA LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO MINORISTA HACIA LOS

USUARIOS NO REGULADOS ........................................................................................... 23

3. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS ........................................................................... 26

3.1. ANÁLISIS DE DATOS PANEL .................................................................................... 26 3.2. MODELO MATEMÁTICO ......................................................................................... 28 3.3. ESTRATEGIA DE ANÁLISIS ...................................................................................... 32

4. RESULTADOS .......................................................................................................... 33

4.1. ESTUDIO DE CASOS ANALIZADOS .......................................................................... 33

4.2. ANÁLISIS DE USUARIOS POTENCIALES PARA EL MERCADO NO REGULADO Y SU

CONSUMO .................................................................................................................... 34

4.3. IMPACTO EN EL COSTO BASE PARA LOS USUARIOS QUE PERMANECEN EN EL

MERCADO REGULADO .................................................................................................. 39

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4.4. IMPACTO PARA LOS USUARIOS QUE MIGREN AL MERCADO NO REGULADO.............. 43

4.4.1. Análisis descriptivo y exploratorio de las tarifas, la demanda y los precios

de los contratos en el mercado no regulado ........................................................... 43

4.4.2. Impacto para usuarios no regulados de las categorías industriales y

comerciales ............................................................................................................. 51 4.4.2.1. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 3 ......................... 52 4.4.2.2. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 2 ......................... 53 4.4.2.3. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 1 ......................... 54 4.4.2.4. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 3 ......................... 55 4.4.2.5. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 2 ......................... 56 4.4.2.6. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 1 ......................... 58 4.4.3. Síntesis de los Resultados ............................................................................. 59

4.5. IMPACTO ECONÓMICO EN LOS AGENTES COMERCIALIZADORES ............................. 60

5. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS ...................................................... 65

5.1. CONCLUSIONES ..................................................................................................... 65 5.2. TRABAJOS FUTUROS ............................................................................................. 66 REFERENCIAS ........................................................................................................... 67

6. ANEXOS .................................................................................................................... 74

6.1. ANEXO 1 ............................................................................................................... 74 6.2. ANEXO 2 ............................................................................................................... 78 6.3. ANEXO 3 ............................................................................................................... 82 6.4. ANEXO 4 ............................................................................................................... 86

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Índice de Figuras Figura 1. Comportamiento de demanda de energía del mercado regulado a nivel mensual del año 2022 y 2023 ....................................................................................................... 16 Figura 2. Costos reconocidos en la actividad de comercialización ................................ 20 Figura 3. Representación de datos de panel con diferentes intercepto por individuo .... 27 Figura 4. Etapas para el análisis de resultados ............................................................... 32 Figura 5. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 1MWh, segmentado por agente comercializador ............................................ 36 Figura 6. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 1 MWh, segmentado por agente comercializador ........................................... 36 Figura 7. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 1MWh ................................................................................... 41 Figura 8. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 10MWh ................................................................................. 41 Figura 9. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 20MWh ................................................................................. 42 Figura 10. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 35MWh ................................................................................. 42 Figura 11. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión

1 ...................................................................................................................................... 47

Figura 12. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión

1 ...................................................................................................................................... 47

Figura 13. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión

2 ...................................................................................................................................... 47

Figura 14. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión

2 ...................................................................................................................................... 47

Figura 15. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión

3 ...................................................................................................................................... 47

Figura 16. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión3

........................................................................................................................................ 47

Figura 17. Valor de la demanda real de los usuarios no regulados ................................. 47 Figura 18. Valor del precio de los contratos de los usuarios no regulados por sistema . 47

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Figura 19. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 1 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 48 Figura 20. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 1 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 48 Figura 21. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 2 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 48 Figura 22. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 2 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 48 Figura 23. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 3 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 49 Figura 24. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 3 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 49 Figura 25. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 1 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 49 Figura 26. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 2 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 49 Figura 27. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 3 para los usuarios comerciales ..................................................................................................................... 49 Figura 28. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 1 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 50 Figura 29. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 2 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 50 Figura 30. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 3 para los usuarios industriales ...................................................................................................................... 50 Figura 31. Disminución porcentual en los ingresos de cada comercializador en relación con los costos base .......................................................................................................... 62 Figura 32. Impacto porcentual en los ingresos de cada comercializador con respecto a la actividad de comercialización y costo unitario............................................................... 63 Figura 33. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 10MWh, segmentado por agente comercializador ..................................... 74 Figura 34. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 10MWh, segmentado por agente comercializador .......................................... 75 Figura 35. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 20MWh, segmentado por agente comercializador ..................................... 75

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VII

Figura 36. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 20MWh, segmentado por agente comercializador .......................................... 76 Figura 37. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 35MWh, segmentado por agente comercializador ..................................... 76 Figura 38. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 35MWh, segmentado por agente comercializador .......................................... 77

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VIII

Índice de Tablas Tabla 1. Demanda comercial de energía mensual para el año 2023 según agentes comercializadores y tipo de mercado ............................................................................. 17 Tabla 2. Conceptos contables que se tienen en cuenta en la propuesta de regulación No. 701 038 de 2024 ............................................................................................................. 21 Tabla 3. Resumen de los resultados de diversos estudios que cuantifican el impacto de la liberalización del mercado minorista en diferentes países para los usuarios no regulados

........................................................................................................................................ 24

Tabla 4. Agentes comercializadores estudiados ............................................................. 34 Tabla 5. Número y porcentaje de usuarios que migrarían al mercado no regulado........ 37 Tabla 6. Consumo total y porcentaje que pasaría al mercado no regulado .................... 38 Tabla 7. Referencias para los datos tomados del costo base por agente comercializador

........................................................................................................................................ 40

Tabla 8. Resumen de Usuarios y Costos de Comercialización por Agente .................... 41 Tabla 9. Resumen Estadístico de las Variables para los Usuarios de todos los comercializadores analizados. ........................................................................................ 44 Tabla 10. Resultados para NT3 de usuarios industriales ................................................ 52 Tabla 11. Resultados para NT2 de usuarios industriales ................................................ 53 Tabla 12. Resultados para NT1 de usuarios industriales ................................................ 54 Tabla 13. Resultados para NT3 de usuarios comerciales .............................................. 56 Tabla 14. Resultados para NT2 de usuarios comerciales .............................................. 57 Tabla 15. Resultados para NT1 de usuarios comerciales .............................................. 58 Tabla 16. Resumen de los resultados del modelo de datos panel para cada usuario en los diferentes niveles de tensión ........................................................................................... 59 Tabla 17. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en CB al año 2023. .... 61 Tabla 18. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en C al año 2023. ....... 61 Tabla 19. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en CU al año 2023. .... 62 Tabla 20. Valores de IPC ................................................................................................ 78 Tabla 21. Variables consideradas para la cuantificación del descreme del mercado regulado .......................................................................................................................... 79 Tabla 22. Fuentes de información utilizadas en el análisis ............................................. 81 Tabla 23. Efecto de la Migración de Usuarios en el Costo Base (CB) por Agente ........ 84

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Tabla 24. Referencias para los datos tomados de las variables ...................................... 86 Tabla 25. Agentes comercializadores estudiados ........................................................... 86

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1. Introducción

1.1. Planteamiento del problema

La liberalización gradual del mercado regulado generalmente plantea tres etapas: la primera, a corto plazo, donde se libera el mercado con intervención regulatoria anticipándose al despliegue de infraestructura de medición avanzada (AMI) y se establece un nuevo límite entre usuarios regulados y no regulados; posteriormente, una segunda etapa a mediano plazo que aprovecha el despliegue de AMI y conserva dicho límite; y finalmente, una tercera etapa a largo plazo que corresponde al desarrollo de un mercado minorista completamente liberalizado con despliegue de AMI [1]. En Colombia, el mercado eléctrico está constituido para que los usuarios puedan ser atendidos mediante dos esquemas, como usuario regulado o como usuario no regulado. En ambos esquemas, el precio final de la energía vendrá definido por la estructura tarifaria del mercado eléctrico, compuesta por seis actividades: Generación (G), Transmisión (T), Distribución (D), Comercialización (C), Pérdidas Reconocidas (PR) y Restricciones (R). De esta manera, los usuarios regulados están sujetos a tarifas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), para las seis componentes de la estructura tarifaria. Por otro lado, los usuarios no regulados pueden negociar libremente los precios asociados a las componentes (C) y (G) con un comercializador, cabe resaltar que, para ser considerado un usuario no regulado en Colombia, su demanda promedio mensual de potencia durante seis meses debe ser mayor a 0.1 MW o su consumo debe ser igual o superior a 55 MWh/mes en promedio durante los últimos seis meses. Desde el punto del comercializador, el mercado eléctrico actual permite que estos negocien libremente el precio de la energía mediante contratos bilaterales con los generadores. No obstante, solo pueden vender su energía mediante dos esquemas: negociando el precio de las componentes (G) y (C) a través de contratos bilaterales con los usuarios no regulados, y aceptando el precio que regula la CREG para los usuarios regulados en la componente (G) y (C). Al enfocarse en la componente (C) de los usuarios regulados, su precio puede desagregarse en dos categorías: el costo fijo y el costo variable. Los costos fijos comprenden rubros como los sueldos del personal, el mantenimiento de instalaciones y edificios, la lectura de medidores, la facturación, el recaudo y la atención

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al cliente, entre otros. Por su parte, los costos variables están relacionados con la cantidad de energía eléctrica consumida por los usuarios. En este sentido, los costos fijos se ven afectados por el número de usuarios en una proporción determinada, mientras que los costos variables dependen directamente tanto del número de usuarios regulados como del nivel de demanda que estos representan.

En este contexto, los usuarios perciben mayor beneficio al ser clasificados como no regulados, pues pueden negociar libremente precios bajos en la componente (C). Contrariamente, los comercializadores al contar con menos usuarios clasificados como regulados, afecta directamente el precio que se puede percibir en la componente (C) debido a la disminución de facturas emitidas y de los costos variables asociados. Así pues, tanto comercializadores como usuarios se pueden ver afectados si se redefine el límite entre usuarios regulados y no regulados (actualmente 55 MWh/mes). Reducir el límite implica migrar hacia un mercado más liberalizado, dando mayor libertad de negociación a los usuarios. Los usuarios que migran al mercado no regulado perciben un beneficio por poder negociar precios bajos en el costo de la componente (C). No obstante, los usuarios que permanecen en el mercado regulado por no haber sobrepasado el nuevo límite deben costear la mayoría de los costos fijos del comercializador, lo que podría causar un incremento en su componente (C). Además, las empresas comercializadoras experimentarían una reducción en sus ingresos por concepto de los costos fijos que se asocian con la componente (C).

A pesar de que la liberalización del mercado eléctrico ha demostrado beneficios en otros países, en Colombia no existe suficiente evidencia cuantitativa que permita anticipar de manera clara sus efectos sobre los diferentes actores del sistema. En particular, persiste una incertidumbre respecto a cómo esta medida impactaría:

• Los costos de comercialización con respecto a los costos fijos para los usuarios que permanecen en el mercado regulado.

• Los beneficios económicos para los usuarios que migrarían al mercado no regulado.

• Los ingresos de las empresas comercializadoras de energía.

Esta falta de información limita la toma de decisiones regulatorias informadas, ya que una reducción del umbral podría generar efectos adversos no previstos, como incrementos

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en las tarifas para los usuarios regulados o disminución en los ingresos de los comercializadores.

En este contexto, el problema de investigación radica en la ausencia de un modelo cuantitativo que permita estimar de manera integral el impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia, particularmente ante una reducción del límite que define la clasificación de los usuarios.

De esta manera, la liberalización del mercado puede tener beneficios y desventajas tanto para usuarios como para comercializadores, lo que permite plantear la pregunta de investigación así: ¿Cuál sería el impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia sobre las empresas comercializadoras de energía, los usuarios que permanecen en el mercado regulado y los usuarios que migren al mercado no regulado?

1.2. Justificación

La liberalización del mercado eléctrico ha experimentado un desarrollo continuo en diversos países. A pesar de que no se ha concluido en algunos de ellos debido a la complejidad de los desafíos y las diferencias en las condiciones de mercado, se destacan países que han conseguido una liberalización completa como Reino Unido, Alemania y Texas. Estos casos ofrecen lecciones y condiciones que podrían ser aplicadas de manera relevante en contextos locales.

En Colombia, se han registrado avances en la liberalización del mercado eléctrico; sin embargo, persisten desafíos, donde se encuentran las barreras tecnológicas, particularmente asociadas con la implementación de tecnologías inteligentes como la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI, por sus siglas en inglés, Advanced Metering Infrastructure), así como la necesidad de programas educativos y de socialización para concientizar a los usuarios sobre los cambios en el mercado eléctrico y los beneficios que obtendrían.

No obstante, el principal problema radica en que, a pesar de la relevancia de esta posible transición, en Colombia no se ha analizado de manera integral y cuantitativa el impacto que tendría la reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados sobre los diferentes actores del mercado eléctrico. En particular, existe un vacío con respecto a cómo esta medida afectaría los costos de los usuarios que permanecen en el mercado

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regulado, los beneficios económicos de los usuarios que migrarían al mercado no regulado y los ingresos de las empresas comercializadoras de energía. En este sentido, el comercializador que atiende el mercado regulado cuenta con la opción de compra de energía a través del precio de bolsa, donde los precios son de corto plazo y volátiles, determinados por la oferta y la demanda diaria de energía, lo que representa un riesgo de mercado para los usuarios. Para mitigar esta volatilidad, los comercializadores pueden optar por diferentes esquemas de contratación mediante acuerdos bilaterales que permiten establecer condiciones más estables en el suministro. En este contexto, los usuarios regulados poseen una metodología establecida. Sin embargo, una disminución del límite podría generar un impacto en los costos de comercialización para quienes permanezcan bajo este esquema, ya que los costos fijos dependerían de un menor número de usuarios, lo que podría reflejarse en un incremento en la componente (C). Por otro lado, los usuarios que migren al mercado no regulado tendrían la posibilidad de negociar precios tanto en la componente (C) como en la componente (G), lo que podría traducirse en beneficios económicos derivados de la competencia.

Desde la perspectiva de los comercializadores, una eventual reducción del límite para ampliar el acceso al mercado no regulado afectaría directamente sus ingresos asociados a costos fijos y variables, debido a la disminución en el número de usuarios regulados y a la redistribución de la demanda. En consecuencia, se vería impactado el componente (C) de la tarifa de energía eléctrica.

En este sentido, la necesidad de cuantificar estos efectos y reducir la incertidumbre sobre sus posibles implicaciones técnicas y económicas justifica la realización de esta investigación, aportando evidencia para la toma de decisiones en el sector energético colombiano.

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1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo general

 Cuantificar los posibles beneficios del impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia para las empresas comercializadoras de energía y los usuarios regulados.

1.3.2. Objetivos específicos

 Investigar experiencias internacionales que hayan implementado la liberalización del mercado eléctrico, con el fin de extraer lecciones aplicables al contexto colombiano y comprender cómo la reducción del límite podría impactar a los usuarios de energía eléctrica.

 Analizar el contexto actual del consumo de energía en Colombia para usuarios regulados, con el propósito de determinar la proporción de consumo y la cantidad de usuarios que podrían trasladarse al mercado no regulado tras una reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados.

 Evaluar los costos fijos asociados a la comercialización de energía eléctrica dirigida a los usuarios regulados y analizar el impacto que tendría en las empresas comercializadoras ante una reducción del límite.

 Cuantificar el impacto en los costos fijos de comercialización que tendrían los usuarios que permanecen siendo regulados después de la reducción del límite.  Desarrollar un modelo que permita cuantificar el impacto de la migración del consumo eléctrico desde el mercado regulado hacia el mercado no regulado.

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2. Marco de referencia

La experiencia en países como Reino Unido, Alemania y Texas evidencia que el desarrollo de mercados minoristas liberalizados que conlleva precios más bajos para los usuarios no regulados, mejor calidad del servicio. Además, proporcionan información de como la apertura del mercado y la introducción de la competencia puede influir en la eficiencia del sector energético.

2.1. Reino Unido

Antes de la liberalización del mercado minorista del Reino Unido, la Central Electricity Generating Board (CEGB) era la entidad responsable de la generación y transmisión de energía. La electricidad generada se distribuía a través de 12 empresas regionales, toda la cadena de suministro de electricidad era un monopolio nacional y el precio estaba regulado por el gobierno eliminando la competencia de cualquier tipo [2], como resultado, no obtenían incentivos para mejorar los servicios o reducir costos, lo que generaba ineficiencias operativas y una inversión limitada en infraestructura y tecnología [3]. Estas dificultades llevaron a Reino Unido a un proceso de liberalización que comenzó con la reestructuración del mercado mayorista buscando estimular la competencia en las actividades de generación y comercialización, en 1989, se creó un mercado de corto plazo conocido como Pool de electricidad permitiendo ingresar un mecanismo de oferta y demanda para fijar los precios y entre 1990 y 1994, la generación de electricidad fue reestructurada, dividiendo la CEGB en dos compañías privadas, para permitir la competencia entre generadores, también se privatizaron las 12 compañías regionales y los grandes usuarios podrían elegir su proveedor de electricidad [4]. Según [5] en 1998, Reino Unido revisó el esquema original del Pool y propuso un nuevo método para las transacciones de electricidad, denominado New Electricity Trading Arrangement (NETA), este era basado en contratos bilaterales y subastas diarias, a su vez se dio apertura al mercado eléctrico minorista con el ingreso de pequeñas empresas y usuarios residenciales con altas necesidades de energía y en 1999 se liberalizo por completo el mercado minorista de electricidad. Finalmente, en 2005, se implementó el British Electricity Trading and Transmission Arrangements (BETTA), integrando los mercados de Gales, Escocia e Inglaterra en un solo mercado nacional, promoviendo una competencia más amplia y eficiente a nivel nacional.

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La liberalización del mercado minorista de electricidad del Reino Unido ha aumentado la competencia y ha permitido la entrada de nuevos actores, lo que se ha traducido en más opciones y precios potencialmente mejores para los usuarios [6]. Además, la transparencia del mercado ha aumentado a medida que Ofgem publica datos financieros detallados y revisiones anuales, lo que facilita a los usuarios comparar tarifas [7]. También, la competencia incentiva a los agentes a operar de manera más eficiente promueve innovaciones como la introducción de medidores inteligentes y, para proteger a los usuarios, se han implementado regulaciones para garantizar la transparencia necesaria para tomar decisiones informadas [8].

2.2. Alemania

Por otro lado, antes de la liberalización del mercado en Alemania el mercado eléctrico estaba dominado por monopolios verticalmente integrados, por lo tanto, los usuarios no tenían la opción de elegir agente y las tarifas minoristas estaban reguladas [9]. La liberalización del mercado mayorista empezó en 1998, promovida por la Unión Europea donde fue impulsada por la ley de la industria energética (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) [10], se empleó un enfoque de acceso negociado a la red, permitiendo a los operadores de red y otros actores del mercado negociar los términos y condiciones para el acceso a la red, así mismo, se realizó la separación de las actividades de generación y comercialización de la operación de la red, que seguía siendo un monopolio, facilitando de esta manera la competencia en la generación y comercialización [11].

Según [12], el mercado minorista tenía el objetivo de permitir a los usuarios elegir libremente su comercializador de electricidad, en 2003 las empresas que estaban integradas tuvieron que separarlas legalmente de sus operaciones de generación y comercialización. Además, se llevaría contabilidad separada de la generación, transmisión, distribución y comercialización. Posteriormente, en 2009 se crea la autoridad reguladora nacional para supervisar el mercado.

Para Alemania, la liberalización del mercado minorista ha traído beneficios para los usuarios como la reducción de precios especialmente en los primeros años de liberalización debido a la competencia del mercado [13], aumento en la eficiencia operacional ya que, las empresas buscaban reducir costos y mejorar la eficiencia del

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servicio [14], se implementaron tarifas dinámicas y soluciones energéticas personalizadas permitiendo a los usuarios opciones más flexibles y adaptadas a las necesidades específicas [15], las regulaciones facilitaron el cambio de agente y garantizaron la continuidad del servicio [16], y transparencia del mercado para que los usuarios tomaran decisiones más informadas [17].

2.3. Texas

Antes de la liberalización, el mercado eléctrico en Texas contaba con grandes empresas integradas verticalmente que controlaban la generación, transmisión y distribución de electricidad, el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) gestionaba la estabilidad del sistema y coordinaba la transmisión de energía [18]. Las tarifas minoristas eran reguladas por la Public Utility Commission of Texas (PUCT), asegurando que las empresas pudieran recuperar sus costos y obtener una rentabilidad [19]. El esfuerzo por introducir la competencia en el sector minorista del mercado eléctrico de Texas comenzó en junio de 1999 con la promulgación del Senado Bill 7, que permitió la competencia minorista en la región ERCOT a partir del 1 de enero de 2002 [18]. Esta legislación permitió la entrada de nuevos agentes minoristas competitivos (REPs) al mercado, quienes podían competir con los cinco proveedores minoristas afiliados existentes (REPs afiliados), que eran las ramas minoristas de las antiguas empresas de servicios públicos integradas verticalmente, la transición finalizó el 1 de enero de 2007, cuando el mercado quedó completamente libre de controles de precios minoristas [19]. Uno de los principales motivos fue la expectativa de que la competencia en el mercado reduciría los costos de generación y las tarifas para los usuarios, al tiempo que mejoraría las inversiones en capital y la estabilidad del servicio [20]. Además, se esperaba que la liberalización incentivara la innovación y la eficiencia en la prestación del servicio eléctrico, lo cual sería beneficioso tanto para los usuarios como para el mercado en general [21].

La liberalización del mercado minorista en Texas trajo consigo varios beneficios, entre ellos la entrada de nuevos participantes en el mercado fomentó la innovación y una mayor eficiencia operativa, beneficiando así a los usuarios con tarifas más competitivas y opciones de servicio diversificadas, entre 2009 y 2016, las tarifas residenciales en áreas competitivas en Texas promediaron $0.006/kWh por debajo de las tarifas nacionales,

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mientras que las tarifas comerciales y las industriales promediaron $0.019/kWh y $0.009/kWh por debajo, respectivamente [22].

2.4. Colombia

2.4.1. Generalidades de la Demanda en Colombia

Según lo estipulado en la Ley 143 de 1994, el artículo 11 define la actividad de comercialización como el proceso de adquirir energía eléctrica para su posterior venta a usuarios finales, ya sean regulados o no regulados: los primeros, que incluyen personas naturales o jurídicas cuyas compras de electricidad están sujetas a tarifas establecidas por la CREG, por otro lado, los segundos son personas naturales o jurídicas con una demanda máxima superior a 2 MW, cuyas transacciones de compra de electricidad se realizan a precios acordados libremente [23].

Posteriormente, la Resolución 131 de 1998, el artículo 20 fija los nuevos límites mensuales de potencia o energía para que un usuario pueda contratar el suministro de energía en el mercado competitivo [24]:

- Hasta el 31 de diciembre de 1999: 0.5 MW o 270 MWh.

- A partir del 1 de enero de 2000: 0.1 MW o 55 MWh.

En este contexto, en [25] para el año 2023 se evalúa la demanda de energía eléctrica dirigida al mercado regulado siendo 4.460 GWh-mes, evidenciando un crecimiento promedio de 4.43% con respecto al año 2022, concluyendo que este crecimiento es debido a altas temperaturas que se han registrado en el país, asociado a la presencia del Niño. Por otro lado, la demanda promedio mensual del mercado no regulado fue de 2.117 GWhmes y evidenciando un crecimiento promedio mes de 2.25% con respecto al 2022.

Figura 1. Comportamiento de demanda de energía del mercado regulado a nivel mensual del año 2022 y 2023 Fuente: UPME [25].

p. 22

Esta demanda se distribuye en diferentes agentes comercializadores quienes son los intermediarios entre los agentes generadores y los usuarios finales, el principal comercializador en Colombia es ENEL Colombia S.A. E.S.P con una demanda para los usuarios no regulados de 401.67 GWh/mes y 882.83 GWh/mes para los regulados, seguidamente de CaribeMar de la Costa S.A.S E.S.P, Empresas Públicas de Medellín E.S.P, y Celsia Colombia S.A E.S.P, con demandas superiores de usuarios regulados de

132.03 GWh/mes [26]. En concordancia con lo expuesto, la Tabla 1 presenta la demanda

mensual promedio de energía eléctrica correspondiente al año 2023, desagregada por tipo de mercado (regulado y no regulado), lo que permite evidenciar los principales agentes comercializadores del país y su respectiva participación en cada segmento del mercado. Tabla 1. Demanda comercial de energía mensual para el año 2023 según agentes comercializadores y tipo de mercado Comercializador Tipo No Regulado (GWh-mes) Tipo Regulado (GWh-mes)

ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.

401.67

882.83

CARIBEMAR DE LA COSTA S.A.S. E.S.P

70.25

663.13

AIR- E S.A.S. E.S.P

90.83

647.17

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

380.71

623.52

CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.

132.03

215.97

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E.

E.S.P.

70.25

200.72

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A.

E.S.P.

197.24

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE

SANTANDER S.A. E.S.P.

144.51

VATIA S.A. E.S.P.

14.56

123.47

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P.

11.49

91.45

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS

S.A. E.S.P.

85.80

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.

14.35

77.59

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A.

E.S.P.

7.81

74.45

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A.

E.S.P

3.93

64.32

COMPANIA ENERGETICA DE OCCIDENTE

S.A.S. E.S.P.

5.76

55.56

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A.

E.S.P.

17.29

54.07

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A.

E.S.P

0.66

44.54

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A.

E.S.P.

38.94

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P.

25.45

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A.

E.S.P.

24.47

p. 23

Comercializador Tipo No Regulado (GWh-mes) Tipo Regulado (GWh-mes)

QI ENERGY S.A.S. E.S.P.

2.40

22.92

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO

S.A. E.S.P.

21.07

NEU ENERGY S.A.S E.S.P

20.15

ENERTOTAL S.A. E.S.P.

14.32

19.80

COMPANIA DE ELECTRICIDAD DE TULUA

S.A. E.S.P.

3.59

14.17

DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA

DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P.

4.28

8.47

BIA ENERGY S.A.S. E.S.P

0.93

8.29

ENEL X COLOMBIA S.A.S ESP

7.58

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO

PUTUMAYO S.A. E.S.P.

7.19

EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL

DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE S.A. E.S.P.

6.65

RUITOQUE S.A. E.S.P.

11.97

6.41

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO

S.A. E.S.P

6.33

ENERCO S.A. E.S.P.

3.33

TRANSACCIONES ENERGÉTICAS S.A.S.

EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS E.S.P

3.00

PROFESIONALES EN ENERGIA S.A. E.S.P.

1.75

2.82

ENERBIT S.A.S. E.S.P.

2.74

DICELER S.A. E.S.P.

0.81

1.87

A.S.C. INGENIERIA S.A. E.S.P.

0.63

1.41

EMPRESA MUNICIPAL DE SERVICIOS

PUBLICOS DE CARTAGENA DEL CHAIRA

1.13

EMPRESA DE ENERGIA DEL VALLE DE

SIBUNDOY S.A. E.S.P.

1.12

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

0.98

EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGIA

ELECTRICA S.A. E.S.P.

1.58

0.91

TERPEL ENERGÍA S.A.S. E.S.P.

6.96

0.84

EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DEL

OCCIDENTE COLOMBIANO

0.37

EMPRESA SIGLO XXI EICE ESP

0.23

EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL

DEPARTAMENTO DEL VICHADA

0.21

SOL & CIELO ENERGIA S.A.S. E.S.P

0.07

0.21

ITALCOL ENERGIA S.A. E.S.P.

10.33

0.07

ENERMAS SAS ESP

0.02

COLOMBINA ENERGIA SAS ESP

5.53

AES COLOMBIA & CIA. S.C.A. E.S.P.

39.40

CEMEX ENERGY S.A.S E.S.P.

13.40

DRUMMOND POWER S.A.S. E.S.P.

27.47

FUENTES DE ENERGIAS RENOVABLES

S.A.S. E.S.P.

3.62

p. 24

Comercializador Tipo No Regulado (GWh-mes) Tipo Regulado (GWh-mes)

FRANCA ENERGIA SA ESP

7.51

GAP ENERGY GROUP SAS ESP

5.62

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE

ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

277.31

GREENYELLOW COMERCIALIZADORA

S.A.S. E.S.P.

1.83

GENERSA S.A.S. E.S.P.

0.03

ISAGEN S.A. E.S.P.

342.26

MESSER ENERGY SERVICES SAS ESP

3.35

RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P.

0.85

ENERGIA Y AGUA S.A.S. E.S.P.

0.02

SPECTRUM RENOVAVEIS S.A.S. E.S.P.

4.14

SOUTH32 ENERGY S.A.S E.S.P

107.20

TERMOPIEDRAS S.A. E.S.P.

0.04

VOLTAJE EMPRESARIAL S.A.S. E.S.P.

0.98

Fuente: Elaboración propia. Datos tomados de XM [26] Según [27], los comercializadores pueden adquirir la energía requerida para atender la demanda de sus usuarios a través del mercado spot o mediante contratos bilaterales. En el caso del mercado spot, los generadores presentan diariamente ante el Centro Nacional de Despacho (CND) sus ofertas de disponibilidad y precios. Esta entidad es la responsable de coordinar el despacho de energía eléctrica, el cual se lleva a cabo priorizando las ofertas más competitivas en términos de precio, hasta cubrir la demanda proyectada. El precio correspondiente a la última oferta aceptada establece el valor de referencia del mercado para ese periodo. Por parte de los contratos bilaterales celebrados con usuarios no regulados para el año 2023, estos presentaron una tendencia creciente hasta inicios del cuarto trimestre del año mencionado, alcanzando valores de 17.34 COP/kwh en el mes de septiembre en la componente C y 430.27 COP/kwh en el mes de octubre para la componente G [26]. También, en [26] se evalúa la evolución mensual de los contratos adjudicados en el SICEP con destino al mercado regulado, evidenciando que en julio el precio promedio ponderado mínimo fue de 279.48 COP/kwh contrario con el mismo mes del 2022 que fue de 308.71 COP/kwh, evidenciando una disminución del 9,47%, estas fluctuaciones en los precios reflejan las condiciones cambiantes de la oferta y la demanda para los dos mercados.

p. 25

2.4.2. Marco Regulatorio Colombia

En Colombia, la remuneración de la actividad de comercialización para los usuarios regulados se define en la resolución CREG 180 de 2014, donde se reconocen dos categorías de costos, los costos base o fijos y los costos variables [28]:

Figura 2. Costos reconocidos en la actividad de comercialización Fuente: CREG [28] Los costos base o fijos son los que no varían con el nivel de consumo de energía de los usuarios y están relacionados con los costos y gastos necesarios para prestar el servicio de comercialización, se calculan en términos de $/factura en donde se incluyen la toma de lectura, entrega de factura, reclamos, atención, etc. [29]. En este contexto, el modelo de frontera estocástica del factor de eficiencia considera como variables de entrada diversos gastos asociados a la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia. Entre ellos se incluyen: gastos de personal, gastos misceláneos por usuario, gastos asociados a edificios, materiales y equipos por usuario, longitud de red rural por usuario rural, longitud de red urbana por usuario urbano, número total de facturas por usuario rural, porcentaje de facturación bimestral y porcentaje de facturación trimestral [30].

Por otro lado, los costos variables son aquellos que dependen directamente del consumo de energía de los usuarios y se expresan en términos de $/kWh; estos costos incluyen el Margen de Comercialización [31], el cual reconoce los costos de la cadena de suministro, considerando el margen operacional, riesgo de cartera, costo financiero por ciclo de efectivo [32].

p. 26

Con respecto al margen operacional, la metodología empleada para determinar la rentabilidad de la actividad de comercialización y los costos financieros estima la brecha entre los ciclos de facturación y el recaudo [33]. Por otra parte, el riesgo de cartera está relacionado con las características socioeconómicas de los distintos grupos de usuarios, entre los que se incluyen los usuarios tradicionales, los ubicados en áreas especiales y aquellos que residen en zonas subnormales. Este riesgo también se ve influenciado por los hábitos de pago y por la posibilidad de que algunos usuarios sustituyan el servicio legítimo de la empresa por conexiones ilegales [34].

Para el año 2024, la CREG implementó un proyecto de resolución No. 701 038 de 2024, donde se propone modificar la resolución CREG 180 de 2014, en este proyecto de resolución se agrega el concepto de la información de costos para regulación (ICR) para así obtener información desagregada de costos y gastos de las diferentes actividades tenidas en cuenta en el costo unitario, además, se implementa una metodología de arriba hacia abajo en el que se le suman los conceptos contables a tener en cuenta en los costos fijos para establecer un valor reconocido, los conceptos propuestos a tener en cuenta son los siguientes [35]:

Tabla 2. Conceptos contables que se tienen en cuenta en la propuesta de regulación No. 701 038 de 2024 Ítem Código Concepto Descripción Concepto

01010100

Sueldos y salarios

01010201

Primas y prestaciones sociales - Establecidas en el CST o el REP

01010301

Aportes a seguridad social y aportes a la nómina - Establecidas en el CST o el REP

01010600

Terminación del vínculo laboral

01011000

Gastos de personal sin vínculo laboral

01020100

Gastos de organización y puesta en marcha

01020200

Estudios y proyectos

01020500

Gastos de administración y funcionamiento

01020600

Arrendamiento operativo

01030100

Impuestos municipales y de operación

01030200

Impuesto predial unificado

01030300

Impuesto de industria y comercio

01030400

Impuesto sobre vehículos automotores

01030500

Impuesto a las ventas, IVA no descontable

01030600

Gravamen a los movimientos financieros

01031000

Impuesto de alumbrado público

01060100

Depreciación

02010100

Sueldos y salarios

02010201

Primas y prestaciones sociales - Establecidas en el CST o el REP

p. 27

Ítem Código Concepto Descripción Concepto

02010301

Aportes a seguridad social y aportes a la nómina - Establecidas en el CST o el REP

02010600

Terminación del vínculo laboral

02011000

Gastos de personal sin vínculo laboral

02020100

Estudios y proyectos

02020300

Promoción y divulgación

02020400

Transporte, fletes y acarreos

02020500

Gastos de operación

02030100

Impuestos municipales y de operación

02030200

Impuesto predial unificado

02030300

Impuesto sobre vehículos automotores

02030400

Otros Impuestos

02040100

Terrenos

02040200

Construcciones y edificaciones

02040300

Otros arrendamientos

02050000

Depreciaciones

02090400

Comité de estratificación - Ley 505 De 1999

02110100

Mantenimiento de otros activos

02110200

Mantenimiento de activos asociados a la actividad

02110300

Reparación de otros activos

02110400

Reparación de activos asociados a la actividad

02110500

Otros contratos de mantenimiento y reparaciones

02120000

Servicios públicos

02130100

Repuestos para vehículos

02130200

Combustibles y lubricantes

02130300

Materiales

02140100

Seguro De terrorismo

02140200

Otros Seguros Generales

02150100

Servicio de aseo y vigilancia

02150200

Casino y cafetería

02150400

Entrega de facturas

02150600

Servicios informáticos Fuente: Elaboración propia. Información tomada de CREG [35]. También, según [36], para el componente variable del costo de comercialización, el riesgo de cartera se simplifica reconociendo solo la cartera castigada, calculada mediante una nueva fórmula que integra la prima de riesgo de cartera de usuarios tradicionales y la prima de riesgo de cartera de usuarios de áreas especiales. Además, el margen operacional se ajusta para reflejar mejor la gestión del comercializador obteniendo un valor de 3,18%, y los costos financieros se desglosan en componentes fijos (CFF), que remunera los costos financiaros asociados al ciclo de

p. 28

efectivo y el componente variable (CFS), corresponde al costo en el que el agente comercializador incurre para cubrir los subsidios de energía en mercados deficitarios hasta que se realiza el giro de los recursos [35], ajustados para representar los costos de oportunidad reales. La metodología también tiene un nuevo enfoque para evaluar la calidad comercial, con indicadores como la respuesta a quejas y reclamos, la atención de llamadas telefónicas y la gestión de medios electrónicos.

Los aspectos de la nueva propuesta de resolución son importantes, ya que ofrecen una nueva perspectiva sobre los conceptos que deben tenerse en cuenta, específicamente, permiten comprender qué elementos dependen del número de usuarios en los costos fijos. Asimismo, al modificar la metodología de cálculo de los costos variables, es relevante analizar cómo estos cambios afectarían los ingresos en la componente (C) del comercializador.

2.5. Cuantificación de la liberalización del mercado minorista hacia los

usuarios no regulados Para evaluar cómo se ha cuantificado la liberalización del mercado de electricidad hacia los usuarios, se realizaron diversos estudios en diferentes países, con el objetivo de cuantificar como la impacta los precios, la competencia, la eficiencia operativa y el bienestar del usuario.

Según [37], la investigación en Turquía utiliza un modelo general computable (CGE) para

evaluar la eficiencia y la competencia en el sector eléctrico, como resultado a una mayor

eficiencia, una disminución del 13,53% en los precios de la energía y mejoras en la producción y el bienestar que oscilan entre el 0,5% y 1 ,1% del PIB . Así mismo, [16] se centra en la Unión Europea donde utiliza un modelo econométrico de panel estático y dinámico System-GMM para cuantificar el efecto de las energías renovables en el mercado, factores económicos y la liberalización del mercado, los resultados muestran que la participación de energías renovables reduce el precio en un 0.1957% a largo plazo y la concentración del mercado disminuye los precios en un 0.0432% por cada minorista que entra al mercado.

Además, en [38] se realiza un estudio de Colombia donde se evidencian aumentos y disminuciones en los contratos firmados entre usuario y comercializador, utilizan un modelo de datos panel para cuantificar la elasticidad del precio demanda, los resultados

p. 29

demuestran que la elasticidad en corto plazo es de -0.067% y en largo plazo de -0.1107%, sugiriendo una demanda inelástica donde los usuarios no regulados que tiene baja elasticidad a los cambios de los precios de electricidad.

Por otro lado, en [39] para Delaware, después de la liberalización del mercado minorista de electricidad, las tarifas para los usuarios residenciales y comerciales pequeños aumentaron significativamente. Según el estudio, al eliminar el tope de precios en 2006, los clientes residenciales experimentaron un aumento del 59% en sus tarifas, mientras que las tarifas para los pequeños clientes comerciales aumentaron en un 67%, además en 2015, la tarifa promedio para los clientes residenciales en Delaware fue de 13.42 centavos por kWh, lo que representa un 6% más que la tarifa promedio nacional de 12.65 centavos por kWh.

Asimismo, el estudio realizado en [40] se enfoca específicamente en Texas, más precisamente en los estados de Dallas y Houston donde emplea un enfoque que combina tanto métodos cuantitativos, este estudio busca medir el impacto en los precios de electricidad residencial, donde se evidenció que aumentaron tras la liberalización del mercado minorista, se estima que la competencia elevó los precios promedio en $0.0112/kWh durante el periodo de transición de 2001 a 2006 y en $0.0134/kWh en 2007 a 2020 que fue el periodo de competencia sin restricciones, este aumento se debió a las variaciones en los precios mayoristas de gas que fueron altos. De manera similar, el estudio realiza por [41] en Portugal, emplea un modelo cuantitativo basado en datos históricos y el índice de concentración para cuantificar el comportamiento de los usuarios, los cambios en las tarifas minoristas y la concentración del mercado, los resultados evidencian que la disminución en los precios mayorista no se reflejan en los precios minoristas debido a los impuestos, acuerdos en la compra de energía y un déficit tarifario, teniendo un aumento en los precios del 9.8% en 2014. Tabla 3. Resumen de los resultados de diversos estudios que cuantifican el impacto de la liberalización del mercado minorista en diferentes países para los usuarios no regulados Referencia País Modelo Empleado ¿Qué Cuantifica?

Reducción en Tarifa [37] Turquía Equilibrio General Computable (EGC) Efectos de la liberalización en el sector eléctrico

[16] Unión Europea Modelo econométrico de panel estático y dinámico System-

GMM.

Variables que influyen en los precios de la electricidad

p. 30

Referencia País Modelo Empleado ¿Qué Cuantifica?

Reducción en Tarifa [38] Colombia Modelo econométrico de análisis de datos panel Elasticidad del precio demanda

[39] Delaware Enfoque mixto cuantitativocualitativo Variaciones en las tarifas antes y después de la reestructuración del mercado

[40] Dallas y Houston Modelo econométrico de análisis de datos panel Efectos de la competencia minorista en los precios de la electricidad

[41] Portugal Índice de concentración Comportamiento de los usuarios, los cambios en las tarifas minoristas y concentración del mercado

Fuente: Elaboración propia

p. 31

3. Metodología de análisis

El presente capítulo describe la metodología empleada para cuantificar el impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia. Para ello, se propone un enfoque cuantitativo basado en un modelo econométrico de datos panel, el cual permite analizar el comportamiento de las tarifas en función de variables como la demanda y los precios de los contratos en el mercado no regulado.

La metodología se estructura en tres componentes principales: (i) fundamentos del análisis de datos panel, (ii) formulación del modelo matemático y (iii) estrategia de análisis empleada para la estimación e interpretación de resultados.

3.1. Análisis de datos panel

Un modelo de datos panel se caracteriza por el análisis de una misma muestra de N individuos a lo largo de t períodos de tiempo, lo que permite recopilar información de cada individuo en cada instante temporal, generando así un conjunto de datos compuesto de N x t observaciones [42].

El análisis de datos de panel tiene como objetivo estudiar cómo se comportan los individuos cuando pertenecen a distintas unidades (por ejemplo, empresas o regiones) y se registran en diferentes momentos del tiempo, en este tipo de datos, cada valor observado se asocia simultáneamente a un individuo i y a un periodo temporal t, lo que se expresa con la notación 𝑌𝑖𝑡 [43]. Los datos panel permiten establecer el impacto de unas variables independientes (exógenas) sobre una variable dependiente (endógena) a lo largo del tiempo (t periodos) y en un grupo compuesto por varios individuos (n individuos) [44]. El modelo permite estimar rectas de regresión específicas para cada individuo, donde los grupos están compuestos por diferentes individuos observados en distintos periodos de tiempo [45]. La Figura 3 muestra la heterogeneidad entre grupos que refleja las diferencias entre las rectas estimadas, lo que implica que la recta ajustada para cada uno será distinta y resaltará sus particularidades, permitiendo su comparación de forma más precisa.

p. 32

Figura 3. Representación de datos de panel con diferentes intercepto por individuo Fuente: ADINGOR [46] De esta forma, los datos de panel se dividen en dos categorías: micropaneles y macropaneles; los micropaneles se refieren a datos recopilados de agentes individuales, caracterizados por un gran número de individuos, pero con un número limitado de observaciones temporales para cada uno; por otro lado, los macropaneles corresponden a unidades de análisis más amplias, como países, regiones u organizaciones, donde se dispone de un mayor número de observaciones temporales, pero para un conjunto reducido de individuos [47].

Además, los supuestos del modelo de coeficientes constantes al entorno de datos panel es probable que exista autocorrelación intraindividual, esto ocurrirá si en el error 𝑢𝑖𝑡 se encuentran variables no observables (como gustos, preferencia, hábitos, habilidades, etc) que no cambian en el tiempo [48]. Considerando esto, el término ∝𝑖 representa la parte del error propia de cada individuo y constante a lo largo del tiempo, actuando como un identificador único que recoge aquellas características no observadas que distinguen a un individuo de otro y que no varían en el período de análisis [42]. Por lo tanto, se presenta la ecuación (1) del modelo clásico y se descompone el termino de error en la ecuación

(2).

𝒀𝒊𝒕= 𝜷 𝑿𝒊𝒕+ 𝒖𝒊𝒕

(1)

𝒖𝒊𝒕= 𝜶𝒊+ ɛ𝒊𝒕

(2)

donde:

𝒀𝑖𝑡 Variable endógena o variable dependiente del individuo i en el periodo t 𝑿𝑖𝑡 Variable exógena o variable independiente del individuo i en el periodo t

p. 33

𝜷 Estimador o coeficiente esperado 𝛂𝐢 Parte del error que no cambia con el tiempo “efecto invariante en el tiempo” del individuo i ɛ𝐢𝐭 Parte del error que varía entre individuos y a lo largo del tiempo, y que representa la variabilidad no explicada por el modelo para el individuo 𝑖 en el período 𝑡 La descomposición del término de error permite capturar la heterogeneidad no observable entre individuos. Dado que esta heterogeneidad no puede medirse directamente, se modela mediante estimadores de efectos fijos o efectos aleatorios, los cuales permiten controlar las variaciones no observables entre las unidades de análisis. Para determinar cuál de los dos enfoques es más adecuado, se utiliza la Prueba de Hausman, que compara los estimadores de ambos modelos y verifica si existe correlación significativa entre los efectos individuales y las variables explicativas [49]. Sustituyendo (2) en (1), se obtiene el modelo lineal:

𝒀𝒊𝒕= 𝜷 𝑿𝒊𝒕+ 𝜶𝒊+ ɛ𝒊𝒕

(3)

donde:

i Número individuos t Periodo en el tiempo k Número de variable.

3.2. Modelo matemático

En esta sección se presenta el modelo de regresión basado en el análisis de datos de panel desarrollado en la presente investigación. El estudio comprende el período 2022-2023 e incluye la estimación de modelos específicos para cada nivel de tensión: NT1, NT2 y NT3. En todos los casos se emplea el mismo conjunto de variables dependientes e independientes; la diferencia radica en el análisis según el nivel de tensión y el tipo de usuario (comercial o industrial).

El modelo propuesto busca estimar la relación entre la tarifa aplicada a los usuarios no regulados y variables explicativas asociadas al comportamiento del mercado, tales como la demanda y el precio de los contratos, lo que permite analizar cómo cambios en estas variables inciden en la formación de precios bajo un escenario de liberalización.

p. 34

En consecuencia, se estiman seis modelos en total, correspondientes a cada combinación entre nivel de tensión y tipo de usuario. Este enfoque permite capturar las particularidades de cada segmento, manteniendo la coherencia metodológica del análisis. Finalmente, con el propósito de examinar la relación entre las tarifas aplicadas a los usuarios no regulados y las principales variables que determinan su comportamiento, se definen los siguientes parámetros:

Índices i Agente Comercializador t Tiempo

Variables dependientes 𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑻𝟏𝒊𝒕 Logaritmo natural de la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en el nivel de tensión 1 𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑻𝟐𝒊𝒕 Logaritmo natural de la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en el nivel de tensión 2 𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑻𝟑𝒊𝒕 Logaritmo natural de la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en el nivel de tensión 3

Variables independientes 𝒍𝒐𝒈𝒅𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒍𝒊𝒕 Logaritmo natural de la demanda real registrada de los usuarios no regulados durante el período de análisis para los diferentes agentes comercializadores 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒐𝒔𝒊𝒕 Precio de contratos registrados de los usuarios no regulados durante el período de análisis para los diferentes agentes comercializadores

p. 35

Estimadores 𝜷𝟎 Coeficiente de intercepción y representa el valor esperado de la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en cada nivel de tensión cuando las variables independientes son cero 𝜷𝟏 Coeficiente de pendiente en NT1, NT2 y NT3, que representa el cambio porcentual en la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en cada nivel de tensión, por cada incremento en la variable independiente “ 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒐𝒔𝒊𝒕” 𝜷𝟐 Coeficiente de pendiente, que representa el cambio porcentual en la tarifa aplicada a los usuarios no regulados en nivel de tensión tres, por cada incremento porcentual en la variable independiente “𝒍𝒐𝒈𝒅𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒍𝒊𝒕” El análisis se desarrolla para cada nivel de tensión de forma independiente. A continuación, se describe el modelo correspondiente a los usuarios comerciales e industriales en nivel de tensión 1 (NT1), expresado en la ecuación (4). Este enfoque será

replicado para NT2 y NT3 en las ecuaciones (5) y (6), permitiendo analizar las

diferencias en las tarifas de estos usuarios según el nivel de tensión.

𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑹−𝑵𝑻𝟏𝒊𝒕= 𝜷𝟎+ 𝜷𝟏 𝒍𝒐𝒈𝒅𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒍 𝑵𝑻𝟏𝒊𝒕+ 𝜷𝟐 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒐𝒔𝒊𝒕+ 𝜶𝒊+ ɛ𝒊𝒕

(4)

𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑹−𝑵𝑻𝟐𝒊𝒕= 𝜷𝟎+ 𝜷𝟏 𝒍𝒐𝒈𝒅𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒍 𝑵𝑻𝟐𝒊𝒕+ 𝜷𝟐 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒐𝒔𝒊𝒕+ 𝜶𝒊+ ɛ𝒊𝒕

(5)

En este estudio se emplea un modelo semilogarítmico, en el que la variable dependiente se encuentra en logaritmos, mientras que las variables explicativas se incluyen tanto en logaritmos como variables no transformadas. El coeficiente de la demanda, al estar en logaritmos, se interpreta como una elasticidad, reflejando el cambio porcentual en la tarifa ante una variación porcentual en la demanda. Por su parte, el coeficiente del precio de los contratos, al no estar transformado, se interpreta como un cambio porcentual en la tarifa frente a una variación unitaria en dicha variable. Esta especificación combina interpretaciones relativas y absolutas, lo que permite capturar de manera más completa la 𝒍𝒐𝒈𝒕𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂−𝑵𝑹−𝑵𝑻𝟑𝒊𝒕= 𝜷𝟎+ 𝜷𝟏 𝒍𝒐𝒈𝒅𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝒓𝒆𝒂𝒍 𝑵𝑻𝟑𝒊𝒕+ 𝜷𝟐 𝑷𝒓𝒆𝒄𝒊𝒐 𝒄𝒐𝒏𝒕𝒓𝒂𝒕𝒐𝒔𝒊𝒕+ 𝜶𝒊+ ɛ𝒊𝒕

(6)

p. 36

relación entre las variables y contribuye a reducir posibles problemas de heterocedasticidad en el término de error ɛ𝒊𝒕.

En cuanto al intercepto, es importante señalar que, dado que la variable dependiente del modelo se encuentra expresada en logaritmos, el valor estimado del intercepto también está en esta misma escala. Por ello, su interpretación requiere aplicar la transformación exponencial, tal como se muestra en la ecuación (7). De esta forma, el intercepto refleja la tarifa esperada cuando no se presentan variaciones en las variables explicativas incluidas en el modelo.

Se analiza la variable tarifa NR correspondiente a los usuarios no regulados, clasificados en las categorías comercial e industrial, con el propósito de evaluar el impacto que genera la reducción del umbral entre el mercado regulado y el no regulado. Esta modificación busca comprender cómo la migración de usuarios hacia el mercado no regulado influye en la tarifa.

La variable independiente demanda real de los usuarios no regulados se incluye en el modelo debido a su incidencia en la formación de tarifas. Esta variable permite controlar la variabilidad temporal y reducir el sesgo por omisión de factores asociados al comportamiento del consumo, además de posibilitar la estimación de elasticidades que aportan información relevante sobre la sensibilidad de las tarifas frente a cambios en la demanda.

Igualmente se considera la variable precio contratos de los usuarios no regulados, dado que los comercializadores que los atienden adquieren la energía principalmente mediante contratos bilaterales. Los precios pactados en dichos contratos influyen en las tarifas trasladadas a los usuarios, en la medida en que reflejan tanto las condiciones del mercado mayorista como la estrategia de contratación del agente. Adicionalmente, factores como la volatilidad del mercado, los costos de generación y las condiciones contractuales específicas (plazo, indexación, cláusulas de riesgo, entre otros) también inciden en la determinación del precio final de la energía.

𝑻𝒂𝒓𝒊𝒇𝒂 𝒆𝒔𝒑𝒆𝒓𝒂𝒅𝒂= 𝒆𝜷𝟎

(7)

p. 37

3.3. Estrategia de análisis

En cada modelo se estiman especificaciones de efectos fijos y efectos aleatorios con el fin de identificar la estructura que mejor representa el comportamiento de los datos. Para determinar si existen diferencias sistemáticas y estadísticamente significativas entre ambos estimadores, se aplica la prueba de Hausman.

Posteriormente, se ejecuta la prueba de Breusch-Pagan para evaluar la presencia de heterocedasticidad, es decir, para verificar si la varianza del término de error se mantiene constante a lo largo del rango de observaciones. A continuación, se aplica la prueba de Breusch-Godfrey con el propósito de comprobar la existencia de autocorrelación entre los errores del modelo.

En caso de que el modelo seleccionado rechace la hipótesis nula en alguno de los dos últimos test, se procede a corregir los problemas detectados mediante estimadores de panel corregidos por heterocedasticidad y autocorrelación (PCSE) cuando se trata de efectos fijos, o mediante mínimos cuadrados generalizados factibles (FGLS) en el caso de efectos aleatorios. Por ende, La Figura 4 resume de manera esquemática este procedimiento metodológico.

Figura 4. Etapas para el análisis de resultados

p. 38

4. Resultados

En este capítulo se presentan los resultados obtenidos a partir del modelo de análisis propuesto, utilizando información disponible al año 2023. El análisis se estructura en diferentes secciones con el fin de evaluar el impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia sobre los distintos actores del sistema.1

4.1. Estudio de casos analizados

Con el propósito de facilitar la comprensión de los resultados obtenidos, en esta sección se presentan los estudios de caso considerados en el análisis. El estudio se desarrolla a partir de la evaluación del impacto de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia, particularmente ante una reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados. Para ello, se definieron diferentes casos de análisis teniendo en cuenta la segmentación de los usuarios y su participación en el mercado.

En primer lugar, se consideran los usuarios con potencial de migración al mercado no regulado, evaluando su nivel de consumo y su participación en la demanda total, este análisis permite cuantificar el efecto de la reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados sobre la redistribución del consumo y del número de usuarios entre ambos mercados, así como identificar la magnitud de la demanda que podría trasladarse al segmento no regulado. En segundo lugar, se analizan los usuarios que permanecen en el mercado regulado, examinando las variaciones en los costos de comercialización. En este caso, el enfoque se centra en cómo la disminución de la base de usuarios afecta la recuperación de los costos fijos, lo cual puede generar presiones al alza en los costos fijos para los usuarios restantes. En tercer lugar, se evalúa el comportamiento del mercado no regulado, diferenciando por tipo de usuario (comercial e industrial) y por nivel de tensión (NT1, NT2 y NT3). Este componente busca analizar cómo el incremento en la demanda, derivado de la migración de usuarios, y las condiciones de los precios contractuales inciden en la formación de la tarifa en el mercado no regulado.Por último, se analiza el impacto sobre los agentes comercializadores, particularmente en los ingresos, la

1Para efectos del presente documento, el término “usuario” hace referencia a “suscriptor”

p. 39

estructura de costos y la sostenibilidad de la actividad de comercialización, como resultado de la migración de usuarios.

4.2. Análisis de usuarios potenciales para el mercado no regulado y su

consumo En 2023, Colombia contaba con un total de 48 comercializadores registrados en el mercado regulado según [50]. En este contexto, para analizar la variación del límite, se consideraron los 24 agentes comercializadores más representativos, seleccionando grandes actores del mercado hasta pequeños comercializadores, para el presente análisis no se considera el agente comercializador C25 debido a inconsistencias en los datos. Los agentes analizados se pueden observar en Tabla 4. Tabla 4. Agentes comercializadores estudiados Comercializador ID

ENEL COLOMBIA SA ESP

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

CARIBEMAR DE LA COSTA S.A.S. E.S.P.

CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P.

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P.

CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P.

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P.

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.

C10

EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P.

C11

EMPRESA DE ENERGIA DE ARAUCA

C12

COMPAÑIA DE ELECTRICIDAD DE TULUA S.A. E.S.P.

C13

EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL

GUAVIARE S.A. E.S.P.

C14

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.

C15

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P.

C16

ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P.

C17

EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P.

C18

EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P.

C19

COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP

C20

CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.

C21

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P.

C22

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.

C23

EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P.

C24

AIR-E S.A.S. E.S.P.

C25 Fuente: Elaboración propia. Información tomada de XM. [50]

p. 40

Para avanzar hacia una liberalización total del mercado minorista, es conveniente reducir de manera gradual el límite entre usuarios regulados y no regulados, ya que un cambio abrupto podría desestabilizar el mercado y afectar a las empresas comercializadoras. Esta transición paulatina también evita variaciones bruscas en las tarifas, permite que los usuarios se informen antes de tomar decisiones, tal como lo contempla la Resolución CREG 179 de 2009, que plantea tres posibles escenarios [51]:

 Reducción de límite a 65 KW o 35 MWh  Reducción de límite a 37 KW o 20 MWh  Reducción de límite a 19 KW o 10 MWh Adicionalmente a los límites anteriores, y como cuarto escenario, se propone reducir el límite a 1 MWh de energía promedio en los últimos seis meses como umbral mínimo previsto, con el objetivo de analizar una masificación del mercado no regulado y permitir la participación de un mayor número de usuarios comerciales e industriales, avanzando así hacia una liberalización completa del mercado energético. Es importante precisar que, para los fines del presente estudio, el análisis se concentra exclusivamente en el límite de energía, por lo que no se plantea ni evalúa una propuesta relacionada con límites de potencia.

En este contexto, con un límite de 1 MWh es posible estimar el número máximo de usuarios que potencialmente podrían ingresar al mercado no regulado y calcular el porcentaje de demanda energética que representaría esta migración en comparación con el escenario actual. Además, este criterio permite evaluar el impacto e identificar que comercializadores tendrían una mayor migración hacia el mercado no regulado. Con el propósito de clasificar los comercializadores según su potencial de migración de usuarios y demanda al mercado no regulado, se emplea la Figura 5, en donde se presentan los usuarios que podrían migrar al mercado no regulado y la Figura 6, la demanda de energía que conformaría el mercado no regulado, con referencia al límite mencionado previamente y clasificado por agente comercializador. Adicionalmente, en el Anexo 1 se presenta la estimación del número de usuarios y de la demanda de energía que podrían migrar al mercado no regulado, considerando los límites y condiciones establecidos para usuarios regulados y no regulados en la Resolución CREG 179 de 2009.

p. 41

Figura 5. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 1MWh, segmentado por agente comercializador

Figura 6. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 1 MWh, segmentado por agente comercializador Se observa en la Figura 5, que las empresas comercializadoras analizadas tendrían un impacto desigual, donde los agentes comercializadores C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7, C8, C9 y C10 representan el 95.79% de usuarios nuevos en el mercado no regulado entre los

24 comercializadores. Además, a partir del agente C10 en adelante, se refleja una

concentración mucho menor de usuarios que migren al mercado no regulado. De la misma manera, en la Figura 6 se obtiene el porcentaje de energía que formaría parte de la demanda no regulada, indicando que C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7, C8, C9 y C15 reflejan el 93.33%. También, es preciso destacar que el agente C1 es el que presenta un mayor traslado de demanda al mercado no regulado, además cuenta con mayor número de usuarios que migren a este. Esto se debe a que los usuarios potencialmente migrantes de este agente tienen consumos más altos en comparación a los demás comercializadores. Asimismo, la Tabla 5 presenta el número de usuarios que pasarían al mercado no regulado, el total de usuarios actuales y el porcentaje que representan, mientras que la

p. 42

Tabla 6 detalla el consumo asociado a estos usuarios, lo que permite estimar la proporción de demanda que migraría.

Tabla 5. Número y porcentaje de usuarios que migrarían al mercado no regulado Agente Número de usuarios que pasaría a ser no regulados con reducción límite 1MWh/Mes Total de usuarios regulados Porcentaje de usuarios potenciales que pasan al mercado no regulado C1

49.809

3.750.248

1,33%

30.304

2.285.165

1,33%

9.714

1.279.113

0,76%

4.764

1.144.501

0,42%

4.043

744.057

0,54%

3.123

381.145

0,82%

2.619

245.228

1,07%

1.594

557.803

0,29%

1.571

478.272

0,33%

C10

1.318

369.520

0,36%

C11

1.296

200.355

0,65%

C12

1.065

88.244

1,21%

C13

501

66.865

0,75%

C14

444

27.301

1,63%

C15

391

827.864

0,05%

C16

314

136.320

0,23%

C17

232

115.961

0,20%

C18

127

400.479

0,03%

C19

117

1.882

6,20%

C20

109

414.055

0,03%

C21

445.783

0,02%

C22

30.643

0,25%

C23

76.953

0,03%

C24

41.128

0,03%

Total

113.640

14.108.882

0,81%

Fuente: Elaboración propia. Información tomada del SUI [52].

p. 43

Tabla 6. Consumo total y porcentaje que pasaría al mercado no regulado Agente Sumatoria del consumo en MWh/mes de los usuarios cuyo consumo promedio mensual supera 1 MWh.

Consumo total mensual de los usuarios regulados, expresado en MWh/mes.

Porcentaje promedio de consumo que pasan al mercado no regulado C1

128.260

746.617,30

17,18%

95.875

498.678,34

19,23%

73.073

351.482,17

20,79%

19.236

160.131,68

12,01%

15.866

168.355,83

9,42%

C15

10.616

144.039,59

7,37%

9.075

68.300,92

13,29%

8.927

108.945,24

8,19%

6.736

43.748,01

15,40%

6.432

72.344,33

8,89%

C10

5.137

57.304,61

8,96%

C11

4.012

32.107,48

12,50%

C18

2.766

60.151,90

4,60%

C17

2.659

16.573,79

16,04%

C16

2.605

26.303,72

9,91%

C12

2.536

14.218,81

17,84%

C21

1.580

43.392,38

3,64%

C13

1.475

11.745,55

12,56%

C23

1.125

10.707,62

10,50%

C14

1.023

5.159,68

19,83%

C20

952

39.440,86

2,41%

C19

546

685,09

79,74%

C22

177

4.663,07

3,80%

C24

126

4.592,65

2,75%

Total

400.818

2.689.691

14,90%

Fuente: Elaboración propia. Información tomada del SUI [52]. En consecuencia, se concluye que la implementación de esta medida resultaría en que aproximadamente el 0.81% del total de usuarios regulados actuales migren al mercado no regulado, lo que representaría un 14.9% del consumo total de energía eléctrica. Esto sugiere que, aunque el número de usuarios que migrarían es bajo, el impacto en términos

p. 44

de consumo es significativo, indicando que los usuarios que pasarían al mercado no regulado tienen un perfil de demanda considerablemente alto.

Adicionalmente, al observar el efecto agregado a nivel país, se evidencia que la cantidad de usuarios que cambiarían de mercado sería muy baja, lo cual evidencia que solo una fracción mínima del mercado regulado realizaría la transición al mercado no regulado, reflejando que el impacto sobre el mercado regulado en términos de número de usuarios es efectivamente pequeño.

4.3. Impacto en el costo base para los usuarios que permanecen en el

mercado regulado Los usuarios que permanecen regulados tras la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia, tal como se mencionó en la subsección 2.4.2, cuentan con una metodología establecida por la CREG para la remuneración de la actividad de comercialización, esta actividad se divide en los costos base o fijos y los costos variables. Los primeros son costos y gastos requeridos para cubrir las necesidades y servicios de la actividad de comercialización, como servicio al cliente, mantenimiento, gestión administrativa, etc.

Conforme a lo mencionado anteriormente, se analizan los conceptos descritos en la Tabla 2, los cuales están directamente vinculados con la disminución de usuarios, haciendo énfasis en la toma de lectura y recaudo, ya que al contar con menos usuarios regulados para cada agente se reduce la demanda de estos servicios, lo que traduce en un impacto en los CB de los usuarios regulados.

En este contexto, con el propósito de cuantificar el impacto hacia los usuarios que permanecen regulados se eligieron 10 de los 24 comercializadores, específicamente aquellos que presentan el mayor número absoluto de usuarios que migrarían al mercado no regulado bajo la reducción del límite de consumo descrito en la subsección 4.2, donde escoger los comercializadores con mayor migración absoluta garantiza que el análisis se concentre en los casos donde la disminución de la base regulada es más representativa. En este contexto, se tiene en cuenta el costo base por agente, donde en la Tabla 7 se observan las referencias pertinentes para el desarrollo del análisis:

p. 45

Tabla 7. Referencias para los datos tomados del costo base por agente comercializador Empresa Resolución Costo Base ($/fact) Año de referencia Valor del costo base al año 2023 ($/fact) C1

120 de 2015

$ 4.716,86

2015

$ 7.377,31

189 DE 2015

$ 4.891,15

2015

$ 7.649,90

188 de 2020

$ 8.575,50

2019

$ 11.376,85

229 DE 2016

$ 9.139,00

2020

$ 11.932,32

079 de 2016

$ 5.119,00

2020

$ 6.683,61

188 DE 2015

$ 6.094,25

2015

$ 9.531,59

124 DE 2015

$ 7.533,20

2019

$ 9.994,07

199 de 2015

$ 6.261,90

2019

$ 8.307,47

217 DE 2015

$ 6.477,30

2019

$ 8.593,24

C10

216 DE 2015

$ 8.522,00

2015

$ 13.328,66

Fuente: Elaboración propia En este contexto, se tuvieron en cuenta variables como: agente comercializador, categoría de usuario, nivel de tensión, consumo total de los usuarios en un periodo de seis meses, costo unitario, número de usuarios, consumo promedio mensual por usuario, costo de comercialización, recaudo por la actividad de comercialización y recaudo asociado al costo unitario. Esta información se presenta de manera consolidada en el Anexo 2, la cual será utilizada como insumo en las subsecciones 4.3, y 4.5 del documento. Por lo tanto, para cuantificar el impacto en el CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado, se calcula un nuevo CB, considerando que el número de usuarios disminuye debido al traslado de algunos al mercado no regulado, tal como se muestra en la ecuación (8) cuya derivación se desarrolla en el Anexo 3, y según el límite descrito en la subsección 4.2.

𝐶𝐵1 ≅# 𝑓𝑎𝑐𝑡0 # 𝑓𝑎𝑐𝑡1 ∗ 𝐶𝐵0 (8) Donde:

𝐶𝐵

Costo base #𝑓𝑎𝑐𝑡 Numero de facturas Para efectos de este análisis, las variables con superíndice 0 representan los valores iniciales, en tanto que las variables con superíndice 1 corresponden a los valores del nuevo escenario.

p. 46

Considerando lo expuesto anteriormente, a continuación, se presentan los resultados correspondientes a los diez agentes analizados, los cuales se resumen en la Tabla 8, donde se muestra para cada agente el número de usuarios que permanecen en el mercado regulado, la cantidad de usuarios que migran al mercado no regulado y el ingreso por costo base permitiendo evaluar de manera integral las variaciones derivadas de la redistribución de usuarios.

Tabla 8. Resumen de Usuarios y Costos de Comercialización por Agente Agente Usuarios Regulados Totales Usuarios con consumos Menores a 1 MWh Usuarios con consumos Mayores a 1 MWh Ingreso Total CB (miles de millones de COP, año 2023) C1

3.750.248

3.700.439

49.809

$ 27,66

2.285.165

2.254.861

30.304

$ 17,48

1.279.113

1.269.399

9.714

$ 14,55

1.144.501

1.139.737

4.764

$ 13,65

744.057

740.014

4.043

$ 4,97

381.145

378.022

3.123

$ 3,63

245.228

242.609

2.619

$ 2,45

557.803

556.209

1.594

$ 4,63

478.272

476.700

1.571

$ 4,11

C10

369.520

368.202

1.318

$ 4,92

Fuente: Elaboración propia Con base en lo descrito anteriormente, se establece un límite y se estudia el consumo, para obtener el número de usuarios que migran al mercado no regulado, de este modo se obtiene el porcentaje de cambio de CB para los usuarios que permanecen regulados. A continuación, en la Figura 7, Figura 8, Figura 9 y Figura 10 establecen en promedio el porcentaje de cambio en el CB para el conjunto de comercializadores analizados. Figura 7. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 1MWh Figura 8. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 10MWh

p. 47

Figura 9. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 20MWh Figura 10. Porcentaje de cambio en CB de los usuarios que permanecen en el mercado regulado con un límite de 35MWh

En las figuras anteriores, el comportamiento es el esperado: para un límite de 35 MWh/mes, el porcentaje de cambio en el costo base es prácticamente nulo para todos los comercializadores, con valores cercanos a cero y muy baja dispersión. El boxplot correspondiente evidencia una mediana próxima a 0% y un rango intercuartílico reducido, lo que indica que una reducción leve del umbral no genera grandes efectos sobre la estructura de costos de comercialización.

Por otro lado, al disminuir el límite a 20 MWh/mes, se observa un incremento en el porcentaje de cambio del costo base, acompañado de una mayor dispersión entre comercializadores. Mientras algunos agentes presentan impactos marginales, otros alcanzan valores superiores al 0,2%, lo que se refleja en la ampliación del rango intercuartílico en el boxplot.

Esta tendencia se intensifica al establecer un límite de 10 MWh/mes, donde la mediana del cambio en CB aumenta y la variabilidad entre agentes se hace más pronunciada. Esto evidencia que la reducción del umbral comienza a generar efectos heterogéneos, dependiendo de la composición de usuarios y volúmenes atendidos por cada comercializador.

Así mismo, para el escenario extremo de 1 MWh/mes, el porcentaje de cambio en el costo base se incrementa de forma considerable, alcanzando valores superiores al 1% en varios comercializadores. El boxplot correspondiente presenta una mediana elevada y una dispersión amplia, lo que indica un aumento de los costos base desigual entre agentes. En este contexto, el análisis en conjunto de los costos base para los usuarios que continúan regulados aumentan en mayor medida en el que se reduce el límite. Los resultados

p. 48

evidencian que el adelgazamiento del mercado regulado implica un aumento en los costos para los usuarios que permanecen en este mercado regulado. Sin embargo, los resultados evidencian que, a nivel nacional, las variaciones en el CB son mínimas, hasta el punto de resultar prácticamente despreciables.

4.4. Impacto para los usuarios que migren al mercado no regulado

4.4.1. Análisis descriptivo y exploratorio de las tarifas, la demanda

y los precios de los contratos en el mercado no regulado El análisis desarrollado en este capítulo se plantea con el propósito de comprender cómo se comportan las variables asociadas al mercado de usuarios no regulados tales como, tarifas, demanda real y precio de los contratos y determinar en qué medida su variación puede influir en la formación tarifaria aplicada por los agentes comercializadores. El estudio de la evolución y dispersión de estas variables permite identificar patrones, tendencias y posibles dispersiones en los datos obtenidos entre comercializadores, niveles de tensión y tipos de usuarios, elementos que son determinantes para evaluar la dinámica competitiva del mercado y los efectos derivados de la migración creciente de usuarios hacia el mercado no regulado.

Después de evaluar el límite descrito, se llevó a cabo un análisis del período comprendido entre 2022 y 2023 debido a que el presente estudio se empezó a desarrollar a inicio del año 2024. En este contexto, se seleccionan seis agentes comercializadores con el propósito de incluir una muestra diversa, que permita analizar diferentes casos dentro del mercado eléctrico, de los cuales dos de los comercializadores analizados (ENEL COLOMBIA SA ESP y EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.) representan el 50% del mercado, también se analizan dos agentes concentrados (EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. y CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.) y un agente disperso (ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.), por último, se estudia un agente que fue intervenido (EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.). Además, el presente estudio utiliza precios corrientes en lugar de precios constantes debido a que el modelo empleado examina cómo la demanda real de los usuarios no regulados y el precio de los contratos influyen en la tarifa que estos usuarios pagan. Dado que las tarifas y los contratos en el mercado eléctrico se establecen y negocian en términos nominales, el uso de precios corrientes permite reflejar de manera precisa la realidad

p. 49

económica en la que operan los consumidores y comercializadores. Del mismo modo, los contratos de suministro incluyen ajustes por inflación y otros factores económicos, lo que hace que los precios corrientes sean más representativos para evaluar cómo los cambios en la demanda impactan directamente en las tarifas.

Este análisis se enfocó en la evolución de las tarifas aplicadas a los usuarios comerciales e industriales que se encuentren como usuarios no regulados, con el objetivo de determinar si el aumento en la demanda, como resultado de la incorporación de nuevos usuarios al mercado no regulado, tendría un impacto en las tarifas de este mercado. La presente prueba se desarrolla utilizando un conjunto de datos balanceados que representa el comportamiento de los usuarios comerciales e industriales clasificados en el nivel de tensión 1 (NT1), nivel de tensión 2 (NT2) y nivel de tensión 3 (NT3). Este análisis abarca información correspondiente a seis agentes comercializadores con datos tomados que se detallan en el Anexo 4.

Además, se elabora un análisis univariado de las variables a tener en cuenta en el modelo de análisis de datos panel, con el fin de identificar comportamiento en el tiempo, tendencias, y factores que podrían afectar la variable. Para ello, se emplean estadísticos descriptivos, visualización gráfica de series temporales y pruebas de estacionariedad. En la Tabla 9 se presenta el resumen estadístico de las principales variables de interés: la tarifa de los usuarios no regulados comerciales e industriales por nivel de tensión, el precio de los contratos y la demanda real por agente comercializador. Tabla 9. Resumen Estadístico de las Variables para los Usuarios de todos los comercializadores analizados. Tarifa NT1 Usuarios Comerciales ($/KWh) Min: 415.5 1st Qu: 626 Median: 653.1 Mean: 652.6 3rd Qu: 681.7 Max: 828 Desviación estándar: 59.08 Tarifa NT1 Usuarios Industriales ($/KWh) Min: 469.3 1st Qu: 596.1 Median: 655.2 Mean: 647.5 3rd Qu: 683.7 Max: 867.1 Desviación estándar: 66.9 Tarifa NT2 Usuarios Comerciales ($/KWh) Min: 427.3 1st Qu: 553.2 Median: 577.9 Mean: 581.6 3rd Qu: 606.2 Max: 771 Desviación estándar: 54.95 Tarifa NT2 Usuarios Industriales ($/KWh) Min: 452.2 1st Qu: 552.1 Median: 572.3 Mean: 578 3rd Qu: 600.3 Max: 829.1 Desviación estándar: 53.5

p. 50

Tarifa NT3 Usuarios Comerciales ($/KWh) Min: 400.5 1st Qu: 477.6 Median: 493.8 Mean: 494.2 3rd Qu: 515 Max: 572.2 Desviación estándar: 32.3 Tarifa NT3 Usuarios Industriales ($/KWh) Min: 390.1 1st Qu: 464 Median: 484.7 Mean: 498.7 3rd Qu: 508.8 Max: 910.5 Desviación estándar: 69.3 Demanda Real por Agente Comercializador (MWh) Min: 12739 1st Qu: 15855 Median: 97170 Mean: 167427 3rd Qu: 377154 Max: 430760 Desviación estándar: 162134.2 Precio Contratos por Sistema ($/KWh) Min: 241 1st Qu: 263.8 Median: 271.3 Mean: 268.5 3rd Qu: 275.5 Max: 286.7 Desviación estándar: 11.75 Fuente: Elaboración propia El resumen estadístico de las variables de los usuarios en categoría comercial de todos los comercializadores evidencia que la desviación estándar de las tarifas para usuarios comerciales en nivel de tensión 1 (59.08 $/kWh) y nivel de tensión 2 (54.95 $/kWh) cuentan con una dispersión mayor que la tarifa en nivel de tensión 3 (32.3 $/kWh), indicando que las tarifas en NT1 y NT2 podrían tener mayor volatilidad, así mismo, el valor mínimo y el máximo de las tarifas en los diferentes niveles de tensión evidencian que estas son más altas en NT1, seguido de NT2 y finalmente NT3, esto se debe a que los usuarios en nivel de tensión menor a NT3 poseen costos más altos en la actividad de distribución y perdidas reconocidas. Además, se observa que las medias y las medianas en los tres niveles de tensión son similares, indicando una distribución más equilibrada y con menor sesgo.

Por otro lado, el análisis de las tarifas de los usuarios industriales en NT1 evidencia un valor de media (647.5 $/kWh) y mediana (655.2 $/kWh) más elevados en comparación a los demás niveles de tensión, también presenta una desviación estándar de 66.9 $/kWh indicando una alta dispersión de las tarifas. En cambio, los resultados obtenidos para NT2 evidencian una desviación estándar más estable de 53.5 $/kWh, media de 578 $/kWh donde este valor es cercano a la mediana que es de 572.3 $/kWh, representando valores menos volátiles en la tarifas o mayor estabilidad.

Sin embargo, los resultados en NT3 reflejan el valor mínimo de los demás niveles de tensión siendo 390.1 $/kWh, a pesar de esto es el nivel que muestra mayor variabilidad

p. 51

debido a que su valor de desviación estándar es 69.3 $/kWh y presenta el valor máximo más alto de las dos categorías de usuarios siendo este valor 910.5 $/kWh, esto se podría deberse a las condiciones de los contratos o la cantidad de energía pactada. También, la variable demanda real los valores obtenidos de mínimos y máximos poseen un delta relevante, donde se entiende que este comportamiento podría deberse a factores climáticos, económicos y/o hábitos de consumo comercial, también se evidencia que la mediana es notablemente menor que la media, considerando una distribución sesgada a la derecha, entendiéndose que la media se eleva debido a periodos donde la demanda es alta, sumado a ello, la desviación estándar es elevada destacando variabilidad en la demanda y presencia de valores atípicos.

Así mismo, el precio de los contratos de los usuarios no regulados presenta una variabilidad baja demostrando que estos son más estables que las variables de las diferentes tarifas en los tres niveles de tensión y demanda real, donde se observa que el rango de precios de los contratos no fluctúa drásticamente.

Los anteriores resultados se complementan con las representaciones gráficas mostradas en la Figura 11, Figura 12, Figura 13, Figura 14, Figura 15 y Figura 16, que muestran la evolución de las tarifas de usuarios no regulados comerciales e industriales en los diferentes niveles de tensión, donde cada punto corresponde al valor observado de la variable para los diferentes agentes comercializadores, así como en la Figura 17, que presenta la demanda real, y en la Figura 18, que expone el comportamiento del precio de los contratos. Para esta última variable, únicamente se obtuvo información a nivel del sistema y no discriminada por comercializador; en consecuencia, la gráfica muestra el valor promedio del precio de los contratos disponible en las fuentes consultadas, dado que no se encontró información más desagregada.

p. 52

Figura 11. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión 1

Figura 12. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión 1

Figura 13. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión 2

Figura 14. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión 2

Figura 15. Valor de la tarifa de los usuarios comerciales no regulados en nivel de tensión 3

Figura 16. Valor de la tarifa de los usuarios industriales no regulados en nivel de tensión3

Figura 17. Valor de la demanda real de los usuarios no regulados

Figura 18. Valor del precio de los contratos de los usuarios no regulados por sistema

p. 53

Las tarifas de los diferentes niveles de tensión reflejan volatilidad en los precios en un periodo estudiado entre enero de 2022 a diciembre de 2023, este comportamiento indica la volatilidad de las tarifas, debido a factores como la oferta y demanda o competencia del mercado. En relación con la demanda real de los usuarios no regulados, según [53], esta se caracteriza por ser más sensible a los precios de mercado y a las condiciones contractuales.

Asimismo, en [54] sostiene que los grandes consumidores de energía que participan en el mercado no regulado, como industrias y centros comerciales, presentan patrones de consumo más predecibles y estables en el tiempo debido a su naturaleza productiva. Finalmente, según [55] el precio de los contratos en el mercado no regulado muestra una tendencia ascendente explicada por factores como las condiciones climatológicas, la fuente de generación, los costos de producción y la cantidad de energía pactada. Por otro lado, en la Figura 19, Figura 20, Figura 21, Figura 22, Figura 23 y Figura 24 se presenta la dispersión de las tarifas de los usuarios no regulados para cada nivel de tensión, organizadas de acuerdo con el tamaño del mercado de cada agente según datos de [26], donde los agentes con mayor participación en el mercado, como ENEL Colombia y EPM, muestran comportamientos diferentes frente a agentes con menor participación, como la Empresa de Energía de Pereira y la Electrificadora del Huila. Figura 19. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 1 para los usuarios comerciales Figura 20. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 1 para los usuarios industriales

Figura 21. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 2 para los usuarios comerciales

Figura 22. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 2 para los usuarios industriales

p. 54

Figura 23. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 3 para los usuarios comerciales

Figura 24. Dispersión de la tarifa por agente en nivel de tensión 3 para los usuarios industriales

Además, en las siguientes figuras se presenta la evolución de las tarifas a lo largo del tiempo, lo que permite evidenciar la dispersión según la fecha.

Figura 25. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 1 para los usuarios comerciales

Figura 26. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 2 para los usuarios comerciales

Figura 27. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 3 para los usuarios comerciales

p. 55

Figura 28. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 1 para los usuarios industriales

Figura 29. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 2 para los usuarios industriales

Figura 30. Dispersión de la tarifa por fecha en nivel de tensión 3 para los usuarios industriales

De acuerdo con las figuras, se observa variabilidad en las medias y en los intervalos de confianza de los datos por empresa y por fecha. Este comportamiento indica la presencia de dispersión entre los individuos, lo cual debe ser considerado en la estimación del modelo de datos panel. En consecuencia, no resulta adecuado aplicar un modelo pool, ya que este parte del supuesto de homogeneidad entre los agentes analizados. Debido a la dispersión de los datos se emplea un modelo de análisis de datos panel para cada nivel de tensión y tipo de usuarios, donde se implementan las ecuaciones de la subsección 3.2, donde en cada caso se toman bases de datos balanceadas en un periodo de tiempo de dos años. La selección del periodo 2022–2023 obedece a que estos años cuentan con información completa, consistente y comparable para todas las variables del modelo. Asimismo, corresponden a una etapa de estabilización pospandemia en la que los patrones de consumo y contratación del mercado eléctrico recuperaron su comportamiento estructural, permitiendo realizar estimaciones sin los choques atípicos.

p. 56

4.4.2. Impacto para usuarios no regulados de las categorías

industriales y comerciales La elección de un modelo de datos panel para los usuarios comerciales e industriales responde a la necesidad de capturar simultáneamente la variación temporal y la heterogeneidad individual entre los comercializadores seleccionados. Dado que el mercado de usuarios no regulados presenta diferencias estructurales entre agentes relacionadas como su tamaño, portafolio de clientes, estrategias comerciales y capacidad de negociación en los contratos de suministro, resultaba metodológicamente insuficiente emplear un modelo puramente transversal o exclusivamente temporal. El modelo de datos panel permite observar el comportamiento de la tarifa de los usuarios no regulados por individuo, es decir, por agente comercializador, teniendo en cuenta aquellas características no observadas que permanecen constantes en el tiempo y que podrían sesgar las estimaciones si no se incorporaran adecuadamente en el análisis. Adicionalmente, la selección de las variables del modelo estuvo condicionada por la disponibilidad y consistencia de la información pública suministrada por las fuentes regulatorias y operativas del sector eléctrico. Aunque existen múltiples factores que pueden incidir en la tarifa de los usuarios no regulados, no todos cuentan con series históricas completas y comparables por comercializador. En consecuencia, se optó por incluir aquellas variables que presentan relación directa con la formación de la tarifa de los usuarios no regulados y que, además, disponen de información consistente durante el periodo 2022–2023. Estas variables son: la demanda real de los usuarios no regulados de cada comercializador, y el precio promedio de los contratos de energía a nivel sistema. En cuanto a las transformaciones aplicadas, la tarifa de los usuarios no regulados y la demanda real se expresaron en logaritmos debido a que ambas presentan distribuciones sesgadas hacia la derecha, lo cual puede generar problemas de heterocedasticidad y afectar la eficiencia de los estimadores. La transformación logarítmica permite estabilizar la varianza, aproximar las distribuciones a una forma más simétrica y facilitar la interpretación de los coeficientes en términos de elasticidades.

p. 57

En el caso de la demanda, la variabilidad entre comercializadores es amplia y los cambios relativos ofrecen más información que los niveles absolutos, por lo que el uso del logaritmo mejora la comparabilidad entre individuos de diferentes tamaños. Por su parte, la variable del precio de los contratos se mantuvo en valores nominales debido a que su variación durante el periodo estudiado es baja y no presenta sesgos significativos; además, su escala es estable y no requiere una transformación logarítmica para ser incorporada adecuadamente al modelo.

Este enfoque metodológico basado en la utilización de datos panel, la selección criteriosa de variables y la aplicación de transformaciones que mejoran el comportamiento estadístico de las series se aplica de manera consistente a todos los análisis desarrollados en esta subsección.

4.4.2.1. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 3

El análisis para los usuarios industriales en nivel de tensión 3 busca identificar cómo los precios de los contratos y la demanda real influyen en la tarifa del mercado no regulado. Para ello, se estimaron modelos de efectos fijos y aleatorios, acompañados de pruebas de especificación y diagnóstico que permiten determinar la pertinencia del estimador. Con base en estos resultados mostrados en la Tabla 10, se selecciona el método más eficiente para interpretar el impacto de las variables independientes sobre las tarifas de este segmento industrial.

Tabla 10. Resultados para NT3 de usuarios industriales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00046511

0.5084

-0.037961

logdemanda real

0.12278620

0.4418

Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared logIntercept

6.43605807

<2.2e-16 ***

0.018518

Precio contratos

0.00076188

0.23286

logdemanda real

-0.03858449

0.06051 .

Test de Hausman p-value Ho H1

0.593

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.0001335

Test de autocorrelación p-value Ho H1

p. 58

2.839e-08

Mínimos Cuadrados Generalizados Factibles (FGLS) Bajo Autocorrelación Y Heterocedasticidad.

Variable Coeficiente Pr (> l z l) logIntercept

6.43605807

<2.2e-16 *** Precio contratos

0.00076188

0.2092

logdemanda real

-0.03858449

0.1290

Fuente: Elaboración propia Para los usuarios industriales en NT3 el test de Hausman no rechaza la hipótesis nula, evidenciando que el estimador más eficiente para el modelo de análisis de datos panel es estimadores con efectos aleatorios, también en los resultados se muestra que el test de heterocedasticidad y autocorrelación rechazan la hipótesis nula observando que la varianza de los errores no es constante y hay correlación en los errores, debido a esto se aplica FGLS, donde la tarifa toma el valor de $623.94 por KWh cuando las variables independientes son cero, además, la tarifa de los usuarios industriales no regulados tiende a disminuir un 0.038% cuando la demanda de los usuarios no regulados toma el valor de 1%. Contrario es el caso del precio de los contratos que este al tomar un valor de $1 tiende a aumentar 0.076% por KWh consumido.

4.4.2.2. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 2

El estudio para los usuarios industriales en nivel de tensión 2 se enfoca en establecer la relación entre los precios de los contratos del mercado no regulado, la demanda real de energía y la evolución de las tarifas. A través de modelos de datos panel con efectos fijos y aleatorios se evalúa la consistencia de los estimadores, y mediante pruebas estadísticas se verifica la presencia de heterocedasticidad y autocorrelación. Esto permite seleccionar el modelo adecuado y comprender cómo los cambios en la demanda o en los precios contractuales afectan el comportamiento tarifario de este tipo de usuarios, tal como se evidencia en los resultados presentados en la Tabla 11.

Tabla 11. Resultados para NT2 de usuarios industriales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00337277

7.273e-09 ***

0.27701

logdemanda real

0.22921301

0.06674 .

Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared logIntercept

5.57118427

<2.2e-16 ***

0.31732

Precio contratos

0.00383417

2.26e-14 ** logdemanda real

-0.02167254

0.0007539 ***

p. 59

Test de Hausman p-value Ho H1

0.1285

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.003808

Test de autocorrelación p-value Ho H1 1.213e-05

Mínimos Cuadrados Generalizados Factibles (FGLS) Bajo Autocorrelación Y Heterocedasticidad.

Variable Coeficiente Pr (> l z l) logIntercept

5.57118427

<2.2e-16 *** Precio contratos

0.00383417

8.186e-08*** logdemanda real

-0.02167254

0.0002031*** Fuente: Elaboración propia Se evidencia que el test de Hausman no rechaza la hipótesis nula sugiriendo que el estimador de efectos aleatorios es más consistente para el modelo de análisis de datos panel, obteniendo un valor en la tarifa de $ 262.74 cuando las variables independientes son cero, también se evidencia reducción del 0.021% en la tarifa de los usuarios industriales de NT2 al pasar un 1% de la demanda al mercado no regulado, por el contrario, los precios de los contratos al tomar el valor de 1 $/KWh tiende a aumentar las tarifas de los usuarios industriales en NT2 en un 0.38 %.

4.4.2.3. Impacto en usuarios industriales en nivel de tensión 1

Para los usuarios industriales conectados en nivel de tensión 1 se realiza un análisis panel orientado a identificar el efecto de la demanda real y del precio de los contratos sobre la tarifa del mercado no regulado. Se comparan modelos con efectos fijos y aleatorios y se aplican pruebas de especificación para determinar el estimador más consistente. Adicionalmente, se verifica la presencia de autocorrelación y heterocedasticidad para seleccionar el método de corrección apropiado, de acuerdo con los resultados reportados en la Tabla 12 asegurando que la interpretación final de los coeficientes sea econométricamente válida.

Tabla 12. Resultados para NT1 de usuarios industriales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00170634

0.002852 **

0.015499

logdemanda real

-0.14559763

0.255274

Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared

p. 60

logIntercept

6.55513388

<2.2e-16 ***

0.076883

Precio contratos

0.00151910

0.002938 **

logdemanda real

-0.04378728

0.014766 *

Test de Hausman p-value Ho H1

0.7221

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.1284

Test de autocorrelación p-value Ho H1

0.000585

Mínimos Cuadrados Generalizados Factibles (FGLS) Bajo Autocorrelación Y Heterocedasticidad.

Variable Coeficiente Pr (> l z l) logIntercept

6.55513388

<2.2e-16 *** Precio contratos

0.00151910

0.0004185 ***

logdemanda real

-0.04378728

0.0095708 **

Fuente: Elaboración propia Como se puede evidenciar el test de Hausman no rechaza la hipótesis nula, sugiriendo los estimadores de efectos aleatorios más indicado para este nivel de tensión, así mismo, se muestra que el modelo no presenta heterocedasticidad pero si autocorrelación, debido a esto se aplica mínimos cuadrados generalizados factibles, obteniendo un valor en la tarifa en términos monetarios de $702.84 por KWh, esto se cumple cuando las variables independientes son cero, también el precio de los contratos al tomar el valor de una unidad monetaria las tarifas de los usuarios no regulados en categoría industrial aumentan 0.15%, en cambio, al pasar 1% de la demanda al mercado no regulado se evidencia que la tarifa disminuye 0.043%.

4.4.2.4. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 3

El estudio correspondiente a los usuarios comerciales en nivel de tensión 3 tiene como propósito analizar el comportamiento de la tarifa del mercado no regulado frente a los cambios en la demanda y en los precios de los contratos. A partir de modelos panel se comparan estimadores de efectos fijos y aleatorios, y mediante pruebas estadísticas se evaluó la heterocedasticidad y autocorrelación, donde la incorporación de métodos robustos permite obtener conclusiones precisas sobre la sensibilidad de la tarifa a las variaciones en las variables explicativas de este segmento comercial, cuyos resultados se presentan en la Tabla 13.

p. 61

Tabla 13. Resultados para NT3 de usuarios comerciales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00217706

5.731e-06 ***

0.19983

logdemanda real

0.22331829

0.03459* Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared logIntercept

5.56319344

<2.2e-16 ***

0.20999

Precio contratos

0.00259748

6.438e-10 *** logdemanda real

-0.00528893

0.1471

Test de Hausman p-value Ho H1

0.0916

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.005892

Test de autocorrelación p-value Ho H1

0.004083

Mínimos Cuadrados Generalizados Factibles (FGLS) Bajo Autocorrelación Y Heterocedasticidad.

Variable Coeficiente Pr (> l z l) logIntercept

5.56319344

<2.2e-16 *** Precio contratos

0.00259748

9.083e-06 *** logdemanda real

-0.00528893

0.02489 *

Fuente: Elaboración propia En nivel de tensión 3 el test de Hausman no rechaza la hipótesis nula indicando que el modelo con estimadores de efectos aleatorios es más eficiente en sus errores, a pesar de ello el test de heterocedasticidad y autocorrelación rechazan la hipótesis nula evidenciando correlación en los errores del modelo, por ello se implementa mínimos cuadrados generalizados factibles donde la tarifa de los usuarios no regulados en categoría comercial en NT3 toma el valor en términos monetarios de $260.65 por KWh cuando las demás variables independientes son cero, por otro lado la demanda real de estos usuarios indica que al pasar un 1% de la demanda al mercado no regulado, la tarifa tiende a disminuir 0.0052%, contrario es el caso de la variable precio de los contratos donde el aumento de una unidad monetaria se asocia una tendencia al alza de la tarifa en un 0.26%.

4.4.2.5. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 2

El análisis para los usuarios comerciales en nivel de tensión 2 busca determinar la magnitud y dirección del impacto que tienen la demanda real y los precios contractuales en la tarifa del mercado no regulado. Se estiman modelos panel con diferentes especificaciones y se aplican pruebas para establecer el estimador más apropiado.

p. 62

Asimismo, se corrige heterocedasticidad y autocorrelación mediante técnicas robustas, lo que permite evaluar adecuadamente el comportamiento tarifario de este grupo de usuarios comerciales. Los resultados de este análisis se presentan en la Tabla 14. Tabla 14. Resultados para NT2 de usuarios comerciales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00357779

3.95e-09***

0.3091

logdemanda real

0.31752505

0.01508* Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared logIntercept

5.49403847

<2.2e-16 ***

0.35032

Precio contratos

0.00420427

1.583e-15 *** logdemanda real

-0.02311985

4.076e-05*** Test de Hausman p-value Ho H1

0.03039

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.01652

Test de autocorrelación p-value Ho H1

0.0002132

Mínimos Cuadrados Generalizados Factibles (FGLS) Bajo Autocorrelación Y Heterocedasticidad.

Variable Coeficiente Pr (> l z l) logIntercept

5.49403847

<2.2e-16 *** Precio contratos

0.00420427

3.489e-09 *** logdemanda real

-0.02311985

0.0002719*** Fuente: Elaboración propia El test de Hausman al rechazar la hipótesis nula sugiere implementar un modelo de análisis de datos panel con efecto fijos, pero al tener estimadores más eficientes con estimadores de efectos aleatorios se procede a interpretar estos resultados. Por otro lado, el modelo rechaza la hipótesis nula evidenciando autocorrelación y heteroscedasticidad, por ende se aplican mínimos cuadrados generalizados factibles para evitar correlación en los errores, obteniendo coeficientes eficientes con un intercepto en términos monetarios $ 243.238 por KWh, el cual indica el valor que se espera en la tarifa al ser las variables independientes cero, así mismo, el coeficiente de demanda real de los usuarios no regulados determina que al pasar un 1% de la demanda al mercado no regulado la tarifa de estos usuarios disminuye 0.023%, contrario el caso de los precios de los contratos donde estos aumentan una unidad monetaria y la tarifa de estos usuarios crece 0.42%.

p. 63

4.4.2.6. Impacto en usuarios comerciales en nivel de tensión 1

En el caso de los usuarios comerciales en nivel de tensión 1 se desarrolla un análisis enfocado en estudiar la relación entre la demanda real, los precios de los contratos y las tarifas del mercado no regulado. A través de modelos con efectos fijos y aleatorios y pruebas de diagnóstico se define la especificación econométrica adecuada, verificando además la ausencia de problemas estadísticos en los errores. Estos resultados permiten comprender con mayor precisión la elasticidad de la tarifa ante variaciones en las principales variables explicativas del segmento comercial, tal como se presenta en la Tabla 15.

Tabla 15. Resultados para NT1 de usuarios comerciales Modelo con estimadores de efectos fijos Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared Precio contratos

0.00299745

1.11e-06 ***

0.19056

logdemanda real

0.17972820

0.1799

Modelo con estimadores de efectos aleatorios Variable Coeficiente Pr (> l z l) Adj. R-Squared logIntercept

5.91567477

<2.2e-16 ***

0.20794

Precio contratos

0.00335282

4.16e-10 *** logdemanda real

-0.01349900

0.3174

Test de Hausman p-value Ho H1

0.3461

Test de heterocedasticidad p-value Ho H1

0.1004

Test de autocorrelación p-value Ho H1

0.06007

Fuente: Elaboración propia Teniendo en cuenta que el test de Hausman no rechaza la hipótesis nula, evidenciando que el modelo a interpretar es un modelo con estimadores de efectos aleatorios, sin evidencia de heterocedasticidad y autocorrelación, ya que no se rechaza la hipótesis nula, además, contine variables log-log. Los coeficientes se interpretan con elasticidad, dado el cambio porcentual de la variable independiente que produce un cambio porcentual en la variable dependiente, se obtiene un intercepto en términos monetarios de $370.8 por KWh donde se entiende que la tarifa no regulada toma este valor en ausencia de las variables explicativas. Al analizar un incremento del 1% en la demanda de los usuarios no regulados, se observa una reducción en la tarifa de este mercado del 0,013%. Este

p. 64

aumento en la demanda puede explicarse tanto por el traslado de usuarios desde el mercado regulado hacia el no regulado, como también por un crecimiento propio del consumo.

Así mismo, al incrementar el precio de los contratos que son celebrados en el mercado no regulado, a medida que estos aumentan en una unidad monetaria las tarifas de los usuarios no regulados también, percibiendo un aumento del 0,33% en las tarifas.

4.4.3. Síntesis de los Resultados

A continuación, la Tabla 16 resume los resultados obtenidos para los usuarios comerciales e industriales en los diferentes niveles de tensión (NT1, NT2 y NT3). En ella se presentan las variaciones estimadas en la tarifa cuando el precio de los contratos equivale a una unidad monetaria y cuando la demanda aumenta en 1%.

Tabla 16. Resumen de los resultados del modelo de datos panel para cada usuario en los diferentes niveles de tensión Nivel de tensión y tipo de usuario Impacto en la tarifa cuando el precio de los contratos equivale a 1 unidad monetaria Impacto en la tarifa cuando la demanda aumenta 1% NT3 Usuario Industrial

0.076%

- 0.038%

NT2 Usuario Industrial

0.38%

- 0.021%

NT1 Usuario Industrial

0.15%

- 0.043%

NT3 Usuario Comercial

0.26%

- 0.0052%

NT2 Usuario Comercial

0.42%

- 0.023%

NT1 Usuario Comercial

0.33%

- 0.013%

Fuente: Elaboración propia Los resultados permiten identificar un patrón coherente con la formación de precios en el mercado no regulado y con la manera en que los comercializadores estructuran sus portafolios de compra. En primer lugar, la tarifa aumenta cuando el precio de los contratos se incrementa, dado que los contratos bilaterales constituyen el principal componente del costo de suministro y cualquier variación en este insumo se traslada de forma directa al usuario final. En segundo lugar, la disminución de la tarifa ante un mayor nivel de demanda refleja un efecto asociado a la negociación y composición del portafolio contractual: los usuarios con demandas más elevadas tienden a acceder a condiciones más competitivas, debido a su mayor firmeza y previsibilidad, lo que se traduce en precios unitarios contractuales más bajos. En consecuencia, los coeficientes estimados capturan

p. 65

tanto el impacto directo de los precios contractuales como el efecto diferencial derivado del tamaño y perfil de consumo de cada comercializador.

De esta manera, los resultados permiten concluir que todo usuario que migre al mercado no regulado, en promedio, experimentará una reducción en su tarifa.

4.5. Impacto económico en los agentes comercializadores

Tras evaluar la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia, considerando los 24 agentes comercializadores, se seleccionaron los 10 agentes con mayor evidencia de reducción en usuarios dentro del límite establecido de acuerdo con la sección 4.2. Para cada una de estas empresas comercializadoras de energía eléctrica, se evaluó el impacto del descreme del mercado regulado, evidenciado en una disminución de los ingresos provenientes de la actividad de comercialización, así como en reducciones tanto en el costo base y en el costo unitario.

Con el fin de cuantificar el descreme del mercado regulado en términos de usuarios, se tuvieron en cuenta los ingresos asociados a los componentes de CB, C y CU. En la Tabla 17, Tabla 18 y Tabla 19 se presenta el ingreso que dejaría de percibirse por cada uno de estos componentes, organizadas por tamaño de mercado y calculadas a partir de la información consolidada en la Tabla 21 del Anexo 2. El ingreso total en cada caso se obtuvo mediante la suma del recaudo correspondiente, mientras que el ingreso dejado de percibir se estimó considerando únicamente los usuarios que cumplen con el umbral de consumo definido en la subsección 4.2. Para ello, se analizó el número de usuarios que migra multiplicado por el costo fijo regulado de comercialización representa el ingreso fijo que el comercializador deja de percibir por concepto de cargos mensuales asociados a la gestión del servicio.

Adicionalmente, la energía consumida por los usuarios que migren, valorizada con base en el componente variable de comercialización, representa la disminución en los ingresos asociada al consumo que deja de ser gestionado por el comercializador. Por su parte, la reducción en el costo base de comercialización se encuentra directamente relacionada con el número de usuarios que transitarían al mercado no regulado, dado que dicho costo depende del volumen de facturas que el comercializador debe expedir.

p. 66

En este contexto, las tablas presentadas a continuación detallan el porcentaje de ingresos que el comercializador dejaría de percibir en los componentes de costo base, actividad de comercialización y costo unitario, como resultado de la migración de usuarios al mercado no regulado.

Tabla 17. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en CB al año 2023. Agente Ingreso que deja de percibir por CB (millones de COP) Ingreso Total CB (miles de millones de

COP)

Porcentaje de disminución en CB C1

$ 367,46

$ 27,67

1,33%

$ 231,82

$ 17,48

1,33%

$ 110,51

$ 14,55

0,76%

$ 56,84

$ 13,66

0,42%

$ 27,02

$ 4,97

0,54%

C10

$ 17,57

$ 4,93

0,36%

$ 13,24

$ 4,63

0,29%

$ 29,77

$ 3,63

0,82%

$ 13,50

$ 4,11

0,33%

$ 26,17

$ 2,45

1,07%

Promedio

$ 89,39

$ 9,81

0,72%

Fuente: Elaboración propia Tabla 18. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en C al año 2023. Agente Ingreso que deja de percibir por C (miles de millones de COP) Ingreso Total C (miles de millones de COP) Porcentaje que deja de percibir por C C1

$ 8,74

$ 50,89

17,18%

$ 5,94

$ 31,63

18,76%

$ 9,47

$ 45,54

20,79%

$ 2,00

$ 16,17

12,39%

$ 1,28

$ 10,64

12,01%

$ 0,70

$ 8,60

8,19%

$ 0,84

$ 6,29

13,29%

C10

$ 0,62

$ 6,89

8,96%

$ 0,64

$ 7,25

8,89%

$ 0,53

$ 3,44

15,40%

Promedio

$ 3,09

$ 18,74

13,63%

Fuente: Elaboración propia

p. 67

Tabla 19. Resultados del cálculo del ingreso dejado de percibir en CU al año 2023. Agente Ingreso que deja de percibir por CU (miles de millones de

COP)

Ingreso Total CU (miles de millones de COP) Porcentaje que deja de percibir por CU C1

$ 90,92

$ 529,23

17,18%

$ 61,50

$ 319,88

19,23%

$ 43,78

$ 210,56

20,79%

$ 12,95

$ 104,83

12,35%

$ 14,19

$ 118,14

12,01%

C10

$ 3,12

$ 34,86

8,96%

$ 5,33

$ 65,06

8,19%

$ 5,62

$ 42,33

13,29%

$ 3,99

$ 44,92

8,89%

$ 4,76

$ 30,94

15,40%

Promedio

$ 24,62

$ 150,07

13,63%

Fuente: Elaboración propia Posteriormente, para complementar la información presentada en las tablas, se recurre a la Figura 31, en la cual se ilustra la reducción en el ingreso por concepto de costo base. En la Figura 32 se presenta la disminución en el ingreso asociado tanto a la actividad de comercialización (C) , dado que depende directamente del consumo total atendido por cada agente comercializador, por lo cual se optó por incluir una única gráfica que representa este componente.

Figura 31. Disminución porcentual en los ingresos de cada comercializador en relación con los costos base

p. 68

Figura 32. Impacto porcentual en los ingresos de cada comercializador con respecto a la actividad de comercialización En la Figura 31, se evidencia una diferencia potencial en los ingresos asociados a los costos base, considerando el análisis de mercado para cada agente. En este sentido, los comercializadores con la mayor reducción corresponden a C1, C2 y C7, con disminuciones del 1.328%, 1.326% y 1,068% evidenciando la cantidad de usuarios que migran al mercado no regulado. Por el contrario, los agentes C3, C4, C5, C6, C8, C9 y C10 presentan en promedio una reducción de ingresos de CB del 0.5%. De manera complementaria, se estima que el impacto total en los costos base de los agentes comercializadores corresponde, en promedio, al 0.72%. Lo anterior permite concluir que, aunque el efecto global es bajo, existen diferencias entre agentes que dependen tanto del consumo asociado en función del límite analizado, como del número de usuarios que conforman su base, factores que determinan en mayor medida el grado de disminución por el traslado hacia el mercado no regulado.

Por otro lado, de la Figura 32 se infiere que los agentes C1, C2 y C3 presentan una disminución más alta de los ingresos en la actividad de comercialización y costo unitario, por razón de la nueva demanda incorporada al mercado no regulado, puesto que los ingresos por la actividad de comercialización y costo unitario dependen del consumo de cada usuario. En cambio, los agentes restantes en promedio indican una reducción de ingresos del 11.3%. Como resultado, el agente comercializador con mayor reducción en los ingresos de la actividad de comercialización alcanza el 20.79%, lo cual refleja una disminución en la compra de energía atribuible al traslado de usuarios al mercado no regulado.

p. 69

Cabe resaltar que la disminución estimada en los componentes CB y C no debe interpretarse como una pérdida absoluta para el comercializador. En efecto, los usuarios que migren al mercado no regulado continuarán demandando energía, por lo que el comercializador tendrá la posibilidad de obtener nuevos ingresos a través de contratos bilaterales en el mercado no regulado.

p. 70

5. Conclusiones y Trabajos Futuros

5.1. Conclusiones

 De acuerdo a la bibliografía consultada de Alemania, Reino Unido y Texas, estos comparten experiencias similares para liberalizar el mercado minorista que pueden ser aplicables en contextos locales, como establecer resoluciones para las empresas que estén verticalmente integradas donde estas creen una distinción entre la actividad de comercialización y distribución, nuevo límite entre usuarios regulados y no regulados, implementación de la infraestructura de medición avanzada (AMI), creación de plataformas tecnológicas y aplicar campañas de socialización y educación al usuario acerca de cómo hacer el cambio de comercializador y beneficios a los que podría optar.

 La reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados genera un incremento en el costo base de los usuarios que permanecen en el mercado regulado; sin embargo, este aumento es de baja magnitud a nivel país. Los resultados evidencian que la migración de usuarios afecta principalmente los costos fijos asociados a la toma de lectura y al recaudo, los cuales deben redistribuirse entre una menor base de usuarios. No obstante, incluso en el escenario de reducción mínimo del umbral, el impacto económico sobre el costo base se mantiene acotado, lo que evidencia que la liberalización del mercado minorista no compromete de forma relevante la estructura de costos base de la actividad de comercialización.

 Los resultados obtenidos para los usuarios que optan por el mercado no regulado cumpliendo con el límite descrito, demuestran que el aumento en la demanda real de los usuarios no regulados causa reducción en la tarifa, revelando beneficios en términos monetarios para estos usuarios en categoría comercial e industrial en nivel de tensión 1, nivel de tensión 2 y nivel de tensión 3. Los beneficios en tarifa, según los resultados, son pequeños ya que es un efecto marginal. Además, para nivel de tensión 1 para usuarios comerciales y nivel de tensión 3 para usuarios industriales, el intervalo de confianza es menor al 95%, esto sugiere que el modelo podría beneficiarse de la inclusión de variables adicionales para mejorar la precisión del análisis.

p. 71

 Los agentes comercializadores de acuerdo con los resultados se evidencia reducción en el recaudo en los costos fijos, actividad de comercialización y costo unitario, donde esta disminución es razonable debido a la perdida de usuarios ya que un porcentaje de estos migrarían al mercado no regulado. Debido a esto, los comercializadores les convendría ser más activos en sus campañas de socialización a los usuarios incentivando los beneficios del cambio de comercializador para así aumentar el porcentaje de recaudo.

5.2. Trabajos Futuros

 Este estudio analiza la reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados de 55MWh hasta 1MWh, para trabajos futuros se podría analizar el límite de potencia entre estos usuarios, subsidios y contribuciones aplicados a los usuarios regulados, incorporar el despliegue de AMI, nuevo límite entre usuarios regulados y no regulados o en su defecto la implementación total de la liberalización del mercado eléctrico minorista en Colombia y como todos estos factores impactan la actividad de comercialización y costo unitario.

p. 72

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p. 79

6. Anexos

6.1. Anexo 1

Con el propósito de complementar el análisis principal y ofrecer una visión más amplia sobre el comportamiento del mercado ante diferentes umbrales de clasificación entre usuarios regulados y no regulados, en el presente anexo se incluyen las gráficas correspondientes a los límites de 10 MWh, 20 MWh y 35 MWh. Estas representaciones permiten evidenciar que, bajo dichos escenarios, tanto el número de usuarios que potencialmente migrarían al mercado no regulado como la demanda de energía asociada a dicha migración son considerablemente menores frente al caso analizado con el umbral de 1 MWh. En este sentido, las figuras incluidas a continuación proporcionan un insumo visual que respalda la afirmación de que el impacto de la migración es limitado cuando se consideran umbrales superiores, reforzando la validez de los resultados presentados en el cuerpo principal del documento.

Figura 33. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 10MWh, segmentado por agente comercializador

p. 80

Figura 34. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 10MWh, segmentado por agente comercializador

Figura 35. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 20MWh, segmentado por agente comercializador

p. 81

Figura 36. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 20MWh, segmentado por agente comercializador

Figura 37. Número de usuarios que potencialmente migran al mercado no regulado con un límite de 35MWh, segmentado por agente comercializador

p. 82

Figura 38. Demanda total de energía que formaría parte del mercado no regulado con un límite de 35MWh, segmentado por agente comercializador

p. 83

6.2. Anexo 2

El presente anexo reúne los insumos metodológicos y las bases de información empleadas para la actualización de los costos y la cuantificación del descreme potencial del mercado regulado. En primer lugar, se presenta la serie anual del Índice de Precios al Consumidor (IPC) entre 2015 al 2023, utilizada para llevar los valores históricos a precios constantes de 2023 mediante el factor de actualización descrito en la fórmula (8). Posteriormente, se consolida la información relacionada con los usuarios que cumplen el umbral de consumo definido, quienes representan los potenciales migrantes al mercado no regulado. La Tabla 21 sintetiza las variables utilizadas para estimar los efectos sobre los ingresos regulados mientras que la Tabla 22 compila las referencias y fuentes oficiales de las cuales se derivó la información utilizada en el análisis.

En este contexto, la actualización del costo base se realizó utilizando la variación anual del Índice de Precios al Consumidor (IPC), cuyos valores se presentan en la Tabla 20. Tabla 20. Valores de IPC Año

IPC

2015

6,77%

2016

5,75%

2017

4,09%

2018

3,18%

2019

3,80%

2020

1,61%

2021

5,62%

2022

13,12%

2023

9,28%

Fuente: Elaboración propia. Información tomada de SINTRAPREVI [56] De esta manera, cada valor histórico fue llevado a precios de 2023 mediante la fórmula (9):

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟2023 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑎ñ𝑜 𝑟𝑒𝑓∗ ∏ (1 + 𝐼𝑃𝐶𝑡

100)

2023

𝑡=𝑎ñ𝑜 𝑟𝑒𝑓+1

(9)

Donde 𝐼𝑃𝐶𝑡 corresponde a la variación anual del índice de precios al consumidor para el año t. La Tabla 20 muestra los valores de IPC anual entre 2015 y 2023, que constituyen la base para la actualización de los costos. Estos porcentajes reflejan la inflación

p. 84

observada cada año y permiten homogenizar los valores históricos, garantizando que los cálculos se realicen en términos reales y comparables al año 2023. Es importante señalar que la información presentada en la siguiente tabla corresponde exclusivamente a los usuarios que cumplen con el umbral de consumo establecido en la subsección 4.2 (1 MWh), quienes, por sus características de demanda, se consideran potenciales candidatos para migrar al mercado no regulado. La Tabla 21 consolida las variables empleadas para la cuantificación del descreme del mercado regulado, constituyendo la base analítica sobre la cual se estiman los efectos asociados a la reducción de usuarios y a la demanda que dejaría de ser gestionada bajo el esquema tarifario regulado.

Tabla 21. Variables consideradas para la cuantificación del descreme del mercado regulado Agente Categoría NT Consumo total por 6 meses (KWh) Costo CU ($COP al año

2023)

Número de usuarios regulados Consumo promedio por mes de cada usuario (kWh/mes) Costo de C ($COP al año

2023)

Recaudo mensual C (millones de COP, año 2023) Recaudo mensual CU (millones de COP, año 2023)

C1 Oficial

79.794.997

$ 621,94

238

55.918,01

$ 68,17

$ 906,54

8.271,22

4.894.352

$ 575,12

116.532,19

$ 68,17

$ 55,60

$ 469,14

Industrial

364.287.489

$ 930,07

47.902

1.267,47

$ 68,17

$4.138,61 $56.468,71

140.789.732

$ 746,32

746

31.475,46

$ 68,17

$1.599,49 $17.512,44

7.022.208

$ 690,15

33.123,62

$ 68,17

$ 79,78

$ 807,73

9.080.000

$ 595,15

908.000,00

$ 68,17

$ 103,16

$ 900,66

Comercial

148.302.719

$ 746,32

833

29.666,48

$ 68,17

$1.684,84 $18.446,96

10.806.567

$ 690,15

118.753,48

$ 68,17

$ 122,77

$ 1.243,02

Estrato 6

115.444

$ 930,07

9.620,33

$ 68,17

$ 1,31

$ 17,90

Estrato 5

100.800

$ 930,07

16.800,00

$ 68,17

$ 1,15

$ 15,63

Estrato 4

3.439.419

$ 775,06

44.095,12

$ 68,17

$ 39,07

$ 444,29

Estrato 2

235.764

$ 658,80

9.823,50

$ 68,17

$ 2,68

$ 25,89

Estrato 3

692.425

$ 387,53

10.491,29

$ 68,17

$ 7,87

$ 44,72

C2 Industrial

283.051.362

$ 950,20

20.092

2.348,00

$ 63,79

$3.009,23 $44.825,80

104.342.245

$ 780,15

553

31.475,79

$ 58,91

$1.024,41 $13.567,02

11.116.386

$ 666,48

241.660,57

$ 58,36

$ 108,12

$ 1.234,80

Oficial

71.443.539

$ 791,83

9.136

1.303,38

$ 63,79

$ 759,54

$ 9.428,54

42.149.869

$ 650,12

173

40.685,20

$ 58,91

$ 413,82

$ 4.567,09

667.784

$ 555,40

37.099,11

$ 58,36

$ 6,49

$ 61,81

Comercial

62.479.325

$ 780,15

340

30.597,12

$ 58,91

$ 613,41

$ 8.123,83

C3 Industrial

25.983.662

$ 989,13

1.261

3.434

$ 129,56

$ 561,07

$ 4.283,54

36.697.959

$ 818,94

220

27.780

$ 129,56

$ 792,43

$ 5.008,90

4.370.576

$ 765,00

41.232

$ 129,56

$ 94,38

$ 557,25

Oficial

47.066.554

$ 989,13

5.710

1.374

$ 129,56

$1.016,32

$ 7.759,16

32.251.036

$ 818,94

215

25.020

$ 129,56

$ 696,41

$ 4.401,94

p. 85

Agente Categoría NT Consumo total por 6 meses (KWh) Costo CU ($COP al año

2023)

Número de usuarios regulados Consumo promedio por mes de cada usuario (kWh/mes) Costo de C ($COP al año

2023)

Recaudo mensual C (millones de COP, año 2023) Recaudo mensual CU (millones de COP, año 2023)

Comercial

94.596.049

$ 818,94

668

23.590

$ 129,56

$2.042,64 $12.911,41

962.153

$ 765,00

27.490

$ 129,56

$ 20,78

$ 122,67

Estrato 6

223.766

$ 681,83

8.951

$ 129,56

$ 4,83

$ 25,43

Estrato 5

251.683

$ 681,83

16.779

$ 129,56

$ 5,43

$ 28,60

Estrato 4

259.844

$ 681,83

8.661

$ 129,56

$ 5,61

$ 29,53

Estrato 2

212.377

$ 681,83

17.698

$ 129,56

$ 4,59

$ 24,13

Estrato 1

195.564.758

$ 681,83

1.602

20.344

$ 129,56

$4.222,90 $22.223,65

C4 Industrial

55.816.175

$ 953,60

4.036

2.305,12

$ 96,03

$ 893,37

$ 8.871,04

29.629.336

$ 805,57

371

13.310,57

$ 96,64

$ 477,21

$ 3.978,10

Oficial

9.876.278

$ 850,42

19.479,84

$ 96,64

$ 159,07

$ 1.399,83

4.287.745

$ 743,84

109.942,18

$ 96,64

$ 69,06

$ 531,57

Comercial

14.637.562

$ 805,57

177

13.783,02

$ 96,64

$ 235,75

$ 1.965,26

1.685.354

$ 707,56

17.023,78

$ 96,64

$ 27,14

$ 198,75

Estrato 4

11.122

$ 794,67

1.011,09

$ 96,03

$ 0,18

$ 1,47

Estrato 1

505.589

$ 329,30

6.832,28

$ 96,03

$ 8,09

$ 27,75

C5 Industrial

37.757.533

$ 965,31

2.143

2.936,50

$ 66,45

$ 418,19

$ 6.074,63

9.383.451

$ 660,47

111

14.131,70

$ 66,45

$ 103,93

$ 1.032,91

3168166

$ 624,61

15.454,47

$ 66,45

$ 35,09

$ 329,81

Oficial

15.944.856

$ 804,43

1.351

1.967,77

$ 66,45

$ 176,60

$ 2.137,74

14.602.034

$ 660,47

31.002,20

$ 66,45

$ 161,73

$ 1.607,36

Comercial

29.119.567

$ 660,47

282

17.189,83

$ 66,45

$ 322,52

$ 3.205,43

5.165.361

$ 624,61

27.622,25

$ 66,45

$ 57,21

$ 537,72

Estrato 6

149.360

$ 965,31

6.223,33

$ 66,45

$ 1,65

$ 24,03

Estrato 5

59.380

$ 965,31

2.474,17

$ 66,45

$ 0,66

$ 9,55

Estrato 4

66.137

$ 683,76

2.204,57

$ 66,45

$ 0,73

$ 7,54

C6 Industrial

7.008.419

$ 906,92

190

6.158,54

$ 92,04

$ 107,51

$ 1.059,34

8.761.414

$ 630,58

186

7.836,69

$ 92,04

$ 134,40

$ 920,79

9.233.977

$ 541,35

507

3.034,50

$ 92,04

$ 141,65

$ 833,14

Oficial

15.958.062

$ 906,92

2.124

1.252,20

$ 92,04

$ 244,79

$ 2.412,11

5.225.739

$ 630,58

22.622,25

$ 92,04

$ 80,16

$ 549,21

3.057.608

$ 541,35

44.964,82

$ 92,04

$ 46,90

$ 275,87

Comercial

3.106.584

$ 630,58

11.296,67

$ 92,04

$ 47,65

$ 326,49

2.099.966

$ 541,35

17.355,09

$ 92,04

$ 32,21

$ 189,47

C7 Industrial

16.490.182

$ 995,58

1.538

1.786,78

$ 78,71

$ 216,32

$ 2.736,23

4.565.012

$ 803,78

15.961,58

$ 78,71

$ 59,89

$ 611,54

3334829

$ 681,10

46.317,07

$ 78,71

$ 43,75

$ 378,56

Oficial

6.440.291

$ 829,65

930

1.153,76

$ 78,71

$ 84,49

$ 890,53

1.625.925

$ 669,82

17.673,10

$ 78,71

$ 21,33

$ 181,51

808.101

$ 585,96

40.405,05

$ 78,71

$ 10,60

$ 78,92

Coemrcial

4.822.971

$ 803,78

13.939,22

$ 78,71

$ 63,27

$ 646,10

1.723.682

$ 703,15

31.920,04

$ 78,71

$ 22,61

$ 202,00

Estrato 5

317.975

$ 703,15

26.497,92

$ 78,71

$ 4,17

$ 37,26

p. 86

Agente Categoría NT Consumo total por 6 meses (KWh) Costo CU ($COP al año

2023)

Número de usuarios regulados Consumo promedio por mes de cada usuario (kWh/mes) Costo de C ($COP al año

2023)

Recaudo mensual C (millones de COP, año 2023) Recaudo mensual CU (millones de COP, año 2023)

Estrato 4

9.570

$ 669,82

1.063,33

$ 78,71

$ 0,13

$ 1,07

Estrato 2

278.599

$ 432,73

27.859,90

$ 78,71

$ 3,65

$ 20,09

C8 Industrial

18.213.752

$ 818,72

146

20.745

$ 80,16

$ 243,32

$ 2.485,33

12.090.032

$ 674,03

75.563

$ 80,16

$ 161,51

$ 1.358,17

Oficial

11.154.234

$ 682,26

34.748

$ 80,16

$ 149,01

$ 1.268,35

1.639.858

$ 561,69

56.547

$ 80,16

$ 21,91

$ 153,52

Comercial

9.064.450

$ 818,72

134

11.274

$ 80,16

$ 121,09

$ 1.236,87

11.530.784

$ 674,03

75.365

$ 80,16

$ 154,04

$ 1.295,35

C9 Industrial

12.949.055

$ 896,05

872

2.476,39

$ 100,25

$ 216,36

$ 1.933,84

10.863.354

$ 754,04

518

3.495,29

$ 100,25

$ 181,51

$ 1.365,24

4.515.511

$ 627,53

14.952,02

$ 100,25

$ 75,45

$ 472,27

Oficial

1.927.650

$ 628,37

16.909,21

$ 100,25

$ 32,21

$ 201,88

639.000

$ 522,94

106.500,00

$ 100,25

$ 10,68

$ 55,69

Comercial

6.470.780

$ 754,04

108

9.955,05

$ 100,25

$ 108,12

$ 813,21

878.895

$ 627,53

73.241,25

$ 100,25

$ 14,69

$ 91,92

349.330

$ 573,36

58.221,67

$ 100,25

$ 5,84

$ 33,38

C10 Industrial

10.184.143

$ 839,45

821

2.068,27

$ 120,30

$ 204,19

$ 1.424,85

7.222.138

$ 689,56

15.564,95

$ 120,30

$ 144,80

$ 830,01

1.104.637

$ 638,51

12.995,73

$ 120,30

$ 22,15

$ 117,55

Oficial

2.526.725

$ 689,56

6.884,81

$ 120,30

$ 50,66

$ 290,39

1.068.230

$ 638,51

56.222,63

$ 120,30

$ 21,42

$ 113,68

Comercial

4.900.333

$ 827,47

136

6.005,31

$ 120,30

$ 98,25

$ 675,81

960.897

$ 766,21

23.436,51

$ 120,30

$ 19,27

$ 122,71

Estrato 1

2.854.563

$ 275,82

199

2.390,76

$ 120,30

$ 57,23

$ 131,23

Fuente: Elaboración propia. Información tomada de SUI [52] y Tablero Digital superintendencia [57] Adicionalmente, en la Tabla 22 se incluyen las referencias y fuentes de las cuales se obtuvieron los valores empleados en el análisis. Tabla 22. Fuentes de información utilizadas en el análisis Variable Referencia Agente [52] Categoría [52] NT [52] Consumo Total por 6 meses (KWh) [52] Costo CU R [52] Número de Usuarios [52] Costo de C [57] Fuente: Elaboración propia

p. 87

6.3. Anexo 3

El presente anexo tiene como propósito desarrollar de manera detallada la demostración matemática de la ecuación (8), correspondiente al cálculo del nuevo costo base de la actividad de comercialización una vez se reduce el límite entre usuarios regulados y no regulados en el mercado eléctrico colombiano, evidenciando cómo la disminución del umbral modifica la base de usuarios que contribuyen a cubrir los costos fijos de la actividad.

La demostración parte de la formulación original del costo base y de la redistribución de los usuarios en el mercado. A continuación, se presentan las ecuaciones (10) y (11) correspondientes a la formulación original del costo base, donde el superíndice 0 denota las variables en el escenario inicial, mientras que el superíndice 1 denota las variables en el escenario ajustado tras la reducción del límite 𝑪𝑩𝟎= 𝑮𝑪𝟎∗𝜼𝟎 # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟎

(10)

𝑪𝑩𝟏= 𝑮𝑪𝟏∗𝜼𝟏 # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏

(11)

Donde:

𝐶𝐵

Costo base 𝐺𝐶

Gastos en la actividad de comercialización 𝜂

Factor de eficiencia #𝑓𝑎𝑐𝑡 Numero de facturas Seguidamente, se procede a desagregar los gastos de la actividad de comercialización, tal como se muestra en la ecuación (12).

𝑮𝑪= 𝑮𝑪𝟏+ 𝑮𝑪𝟐+ ⋯+ 𝑮𝑪𝒏

(12)

p. 88

Una vez desagregados los gastos de la actividad de comercialización, se considera que el componente 𝑮𝑪𝟐 corresponde a aquellos costos en los que el comercializador deja de incurrir como consecuencia de la migración de usuarios hacia el mercado no regulado. En consecuencia, se procede a despejar de las ecuaciones (10) y (11) la variable de interés 𝑮𝑪𝟏+ ⋯+ 𝑮𝑪𝒏, como se detalla en la ecuación (13).

𝑮𝑪𝟏+ ⋯+ 𝑮𝑪𝒏= 𝑪𝑩∗# 𝒇𝒂𝒄𝒕 𝜼 − 𝑮𝑪𝟐

(13)

Igualando la ecuación (13), teniendo en cuenta variables iniciales y variables nuevas: 𝑪𝑩𝟎∗ # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟎 𝜼𝟎 −𝑮𝑪𝟐 𝟎= 𝑪𝑩𝟏∗ # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏 𝜼𝟏 −𝑮𝑪𝟐

𝟏

(14)

Despejando la variable de interés 𝑪𝑩𝟏, se obtiene:

𝑪𝑩𝟎∗ # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟎 𝜼𝟎 −(𝑮𝑪𝟐 𝟎−𝑮𝑪𝟐

𝟏) = 𝑪𝑩𝟏∗ # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏

𝜼𝟏

(15)

𝑪𝑩𝟏= 𝜼𝟏 𝜼𝟎∗# 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟎 # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏∗𝑪𝑩𝟎− 𝜼𝟏 # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏∗(𝑮𝑪𝟐 𝟎−𝑮𝑪𝟐

𝟏)

(16)

Una vez obtenida la ecuación (16), se asume que el factor de eficiencia en el escenario inicial y en el escenario ajustado permanece constante. Adicionalmente, dado que el factor de eficiencia corresponde a un valor pequeño y que el número de facturas en el nuevo escenario es considerablemente mayor, el término 𝜼𝟏 # 𝒇𝒂𝒄𝒕𝟏 tiende a cero, por lo cual se anula. En consecuencia, se obtiene la expresión final del nuevo costo base para los usuarios que permanecen en el mercado regulado tras la reducción del límite entre usuarios regulados y no regulados.

Con el fin de evaluar el impacto de la migración de usuarios desde el mercado regulado hacia el mercado no regulado sobre el costo base de la actividad de comercialización, en la Tabla 23 se presentan los porcentajes de variación del CB para cada agente bajo los distintos escenarios de reducción del límite de consumo.

p. 89

Tabla 23. Efecto de la Migración de Usuarios en el Costo Base (CB) por Agente Agente Límite MWh Número usuarios que migran al mercado no regulado Número de usuarios que permanecen en el mercado regulado CB Nuevo % Cambio CB C1

275

3.749.973

$ 7.377,85

0,0073%

1.614

3.748.359

$ 7.381,03

0,0504%

3.748.347

$ 7.381,05

0,0507%

47.908

3.700.439

$ 7.476,61

1,3460%

183

2.284.982

$ 7.650,52

0,0080%

893

2.284.089

$ 7.653,51

0,0471%

2.284.089

$ 7.653,51

0,0471%

29.227

2.254.861

$ 7.752,71

1,3439%

1.279.095

$ 11.377,01

0,0014%

2.711

1.276.384

$ 11.401,18

0,2138%

1.276.379

$ 11.401,22

0,2142%

6.980

1.269.399

$ 11.463,91

0,7652%

1.144.494

$ 11.932,39

0,0006%

1.144.436

$ 11.933,00

0,0057%

649

1.143.787

$ 11.939,77

0,0624%

4.050

1.139.737

$ 11.982,20

0,4180%

744.057

$ 6.683,61

0,0000%

110

743.947

$ 6.684,60

0,0147%

427

743.520

$ 6.688,44

0,0722%

3.507

740.014

$ 6.720,13

0,5464%

381.134

$ 9.531,87

0,0030%

381.095

$ 9.532,83

0,0131%

381.029

$ 9.534,48

0,0304%

3.007

378.022

$ 9.610,33

0,8261%

245.213

$ 9.994,69

0,0063%

245.200

$ 9.995,21

0,0114%

121

245.079

$ 10.000,13

0,0607%

2.470

242.609

$ 10.101,94

1,0794%

557.801

$ 8.307,50

0,0004%

149

557.651

$ 8.309,73

0,0271%

159

557.493

$ 8.312,09

0,0556%

1.284

556.209

$ 8.331,27

0,2865%

478.268

$ 8.593,31

0,0008%

478.268

$ 8.593,31

0,0008%

478.198

$ 8.594,55

0,0153%

1.498

476.700

$ 8.621,56

0,3296%

C10

369.517

$ 13.328,77

0,0009%

369.510

$ 13.329,02

0,0027%

p. 90

Agente Límite MWh Número usuarios que migran al mercado no regulado Número de usuarios que permanecen en el mercado regulado CB Nuevo % Cambio CB

369.418

$ 13.332,32

0,0275%

1.217

368.202

$ 13.376,38

0,3580%

Fuente: Elaboración propia

p. 91

6.4. Anexo 4

Con el objetivo de respaldar metodológicamente los resultados presentados, este anexo reúne las referencias de los datos utilizados y la identificación de los agentes comercializadores estudiados. En la Tabla 24 se registran las fuentes consultadas para cada variable analizada, y en la Tabla 25 se muestran los comercializadores seleccionados, acompañados de sus respectivos códigos. Tabla 24. Referencias para los datos tomados de las variables Variable Referencia Tarifa usuarios no regulados [52] Precio contratos [50] Demanda Real [50] Fuente: Elaboración propia Tabla 25. Agentes comercializadores estudiados Nombre agente comercializador Código

ENEL COLOMBIA SA ESP

ENDC

CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.

EPSC

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.

EMIC

EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P.

EEPC

ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.

HLAC

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.

EPMC

Fuente: Elaboración propia

Cita: García-Valencia, Lizeth (2026), Liberización del mercado eléctrico minorista en Colombia y su impacto en comercializadores, Universidad Tecnológica de Pereira, p. N. https://hdl.handle.net/11059/16833