Con la colaboración de Helder Sousa, de TR Soluções; José Marangon e luana marangon, de MC&E
La consideración de la nueva señal locacional en la TUST (Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión) resultará en aumentos paulatinos, pero también reducciones, en la TUSD (Tarifa de Uso del Sistema de Distribución) para gran parte de los consumidores de energía del país hasta el ciclo 2027/2028. , cuando el período de transición de cinco años definido por ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) por las nuevas reglas para las tarifas localizadas.
Este estudio de TR Soluções y Marangon Consultoria & Engenharia (MC&E), que calcula las variaciones esperadas en las tarifas debido a cambios en la metodología locacional, muestra que el cambio representa una mejora a favor del aumento de la eficiencia del sistema eléctrico brasileño.
La señal de ubicación, además de indicar las mejores ubicaciones para instalar proyectos de generación, también muestra para el consumo de energía eléctrica los puntos de la red de transmisión donde hay mayor oferta de generación y en consecuencia donde se deben ubicar las demandas de carga.
Esta señal económica tiende a posponer la necesidad de nuevas inversiones en el sistema, lo que, a largo plazo, contribuye a tarifas bajas.
Introducción: Cambios arancelarios
Las tarifas de aplicación a las que están sujetos los consumidores cautivos de electricidad se componen básicamente de dos componentes: Tarifa por Uso de Sistemas de Distribución, atribuida tanto a los consumidores cautivos como a los libres; y TE (Tarifa de Energía), atribuida únicamente a consumidores cautivos.
El TUSD se compone de elementos de costos regulatorios relacionados con el uso de cables, pérdidas y cargos sectoriales. TE se refiere a los costos regulatorios relacionados con los gastos de los distribuidores con la compra de energía.
Los costos relacionados con el uso del cable, o infraestructura de transporte de energía, se dividen en dos grupos: costos de transmisión (TUST) y costos específicos de distribución. El criterio de asignación de costos para el cálculo de las tarifas que remuneran el servicio de transmisión es el Costo Marginal de Largo Plazo con señal localizada, mientras que el prorrateo de costos relacionados con los sistemas de distribución se basa en el Costo Marginal de Capacidad.
Mejoras en la metodología de localización aplicada recientemente a las tarifas de transmisión por ANEEL buscar asignar estos costos de manera justa y eficiente, tomando en cuenta la ubicación electrogeográfica de los usuarios y la complementariedad de los ingresos tarifarios entre carga (consumo) y generación.
Pretende señalar opciones de entrada para nuevos usuarios de la red de transporte más adecuadas desde el punto de vista de la infraestructura disponible, además de evitar subsidios cruzados entre usuarios de la red, buscando eficiencia en la cadena de producción y transporte de energía.
El Costo Marginal de Capacidad, como criterio de prorrateo de los costos de distribución, permite asignarlos de acuerdo a la responsabilidad de los usuarios típicos, en cada nivel de voltaje, en la formación de los costos de expansión de las redes de distribución, es decir, se establecen los costos de los sistemas de distribución. de manera diferente entre grupos (A; B); subgrupos (A1; A2; A3; A4; AS; B1; B2; B3; B4); clases y subclases arancelarias, teniendo en cuenta las modalidades arancelarias.
Hace exactamente diez años, la tarifa de aplicación (TUSD + TE), promedio en Brasil, era de 253,77 R$/MWh, con una composición típica distribuida de la siguiente manera:
- 2% con Red de Transmisión;
- 29% con Red de Distribución;
- 7% con Pérdidas;
- 4% con Cargos Sectoriales;
- 58% con Compra de Energía.
Actualmente, en octubre de 2023, el valor de una tarifa de aplicación, promedio en Brasil, es de 619,45 R$/MWh, con la siguiente composición:
- 6% con Red de Transmisión;
- 27% con Red de Distribución;
- 7% con Pérdidas;
- 12% con Cargos Sectoriales;
- 49% con Compra de Energía.
En este período, frente a una inflación acumulada del 80% si se mide por el IPCA o del 109% si se mide por el IGP-M, a pesar de que el aumento de la participación de las tarifas sectoriales en la composición tarifaria haya sido significativo, fueron las redes de transmisión las que acumuló la mayor variación promedio en el período: 721%; contra el 599% de las cargas sectoriales; 137% de las pérdidas; 121% de redes de distribución y 106% de compras de energía.
Este artículo analiza, a partir de la historia reciente, los principales factores que explican este protagonismo de los costes de transmisión en la evolución de la composición tarifaria.
También presenta datos e información que indican lo que se puede esperar para los costos del segmento durante los próximos cinco años en vista de la adopción del nuevo signo de ubicación en la definición del TUST, incluyendo tanto los impactos específicos en esta tarifa como en los valores. de las tarifas de aplicación pagadas por los consumidores.
Evolución del RAP
RAP (Ingreso Anual Permitido) es la remuneración regulatoria que reciben las empresas de transmisión de electricidad por el servicio público de “transporte mayorista” de electricidad. Se define de acuerdo con los contratos de concesión o licitación. En el caso de concesiones licitadas, el RAP se establece con base en los resultados de las subastas, aceptándose la oferta más baja.
Para subvenciones no licitadas, el ANEEL calcula el RAP teniendo en cuenta los costos anuales de los activos y los costos de operación y mantenimiento, además de cargos e impuestos. El período entre revisiones tarifarias para el segmento de transmisión varía entre cuatro y cinco años, dependiendo de cuándo se firma el contrato. El RAP se actualiza anualmente con base en el índice de inflación definido en el contrato.
La responsabilidad de estos ingresos es compartida entre todos los usuarios de la red básica de transmisión, tales como generadores, distribuidores, consumidores libres, importadores y exportadores de energía eléctrica. Se utiliza para remunerar los ingresos por servicios de transmisión, incluyendo la parte de los costos del ONS (Operador del Sistema Eléctrico Nacional) no cubierta por los aportes de sus agentes asociados.
En los últimos diez años, se realizaron 54 subastas de transmisión y se firmaron 365 nuevos contratos, con inversiones acumuladas de alrededor de R$ 227 mil millones, frente a un crecimiento promedio anual de la demanda de energía de alrededor del 1,5%.
Como resultado, durante este período el valor del RAP saltó de R$ 8,4 mil millones a R$ 39 mil millones por año, un aumento del 364%. La diferencia entre el crecimiento del mercado de consumo en el período –sólo el 15%– y el aumento de los ingresos justifica el hecho de que las tarifas de transmisión para el segmento de consumidores aumentaron un 721%.
En los próximos diez años, según los “Estudios del Plan Decenal de Expansión Energética 2032” (Cuaderno de Transmisión), publicado en marzo de 2023 por la EPE (Empresa de Investigación Energética), se invertirán R$ 158,3 mil millones en nuevas inversiones en la red de transmisión, frente a un expectativa de crecimiento promedio anual de la demanda nacional del 3%.
Ante esta tendencia, es evidente la necesidad de una mejora continua del modelo de cálculo de tarifas, especialmente del TUST.
Avances regulatorios
Los cambios ahora implementados comenzaron a discutirse en febrero de 2018, cuando la ANEEL abrió la Consulta Pública no. 04/2018 (CP 04) para obtener aportes para mejorar el cálculo del TUST.
Debido al volumen de aportes recibidos en la primera fase del proceso solicitando la reevaluación de la metodología de composición prospectiva del RAP, utilizada en el cálculo de las tarifas estabilizadas en el segmento de generación, se implementó la segunda fase del CP 04, finalizando en mayo de 2019.
Estos estudios realizados por ANEEL Con la colaboración de los agentes, señalaron, entre otros aspectos, la necesidad de intensificar la señal locacional, con el fin de asegurar tarifas más altas para los agentes que mayor carga imponen al sistema de transmisión, así como priorizar la valorización de posibles beneficios. desde la generación eléctrica cercana hasta la carga. Por lo tanto, en julio de 2021 se estableció el CP 39/2021 (Consulta Pública Aneel n. 39/2021).
El CP 39 estuvo compuesto por tres fases, con resultados finales presentados por la agencia en septiembre de 2022. Por lo tanto, considerando los estudios iniciados en 2018, se puede decir que desde hace casi cinco años se buscan formas de mejorar el cálculo de las tarifas de transmisión.
Al final, dado que una parte de los agentes solicitó el mantenimiento del régimen de cálculo con baja intensidad de la señal de localización y la otra parte importante solicitó el cambio, la ANEEL optó por el cambio gradual en la metodología de cálculo del TUST, como se detalla a continuación.
Problemas y soluciones de TUST
REN 559/2013 (Resolución Normativa nº 559 del ANEEL, de 27 de junio de 2013), estableció los procedimientos para el cálculo del TUST, incluyendo el uso de la metodología Nodal para el cálculo del TUST de la Red Básica Local (TUST_RB) como método de asignación de costos con base en el flujo de potencia.
Esta regla tomó en cuenta que la porción local de las tarifas no recuperaba completamente los ingresos necesarios para cubrir los costos del sistema de transmisión, por lo que fue necesario incluir la porción aditiva, comúnmente llamada “sello”.
De esta forma, el TUST_RB de cada punto de conexión (bus) del sistema quedó formado a partir de la siguiente ecuación: = + o, donde πb es la tarifa nodal derivada de la metodología de cálculo del costo marginal de largo plazo con el signo de ubicación del autobús b.
Independientemente de la fórmula de cálculo, TUST tiene básicamente dos funciones principales:
- Acercar carga y generación, atrayendo nuevos usuarios a puntos más adecuados para su instalación, promoviendo la racionalización del uso de los sistemas y la minimización de costes de ampliación; Es
- Señalar la situación actual de los costos, con el fin de garantizar mayores cobros para quienes más cargan el sistema.
La señalización de ubicación, según los términos de REN 559, estuvo cerca del valor promedio de las tarifas de transmisión para la mayoría de las Unidades de la Federación, lo que demuestra que el componente de “sello” era predominante en la tarifa de transmisión en relación con el componente “local”. El componente “sello” presenta el mismo valor tarifario para todos los usuarios de la red independientemente de su ubicación.
Según el Informe de Análisis de Impacto Regulatorio n. 02/2021-SGT/ANEEL, al analizar los contratos MUST (Cantidades de Uso del Sistema de Transmisión) utilizados en el cálculo del ciclo 2020/2021, entre los segmentos de generación y consumo, el ANEEL observaron que los montos de generación se destacaron sobre los de consumo en los submercados Norte y Nordeste, mientras que en los submercados Sureste/Centro-Oeste y Sur hubo cierta uniformidad.
Tabla 1 – Tarifas TUST_RB
La intensificación de la señal locacional, por tanto, resultaría en una reducción de los valores cobrados por el segmento de consumo en los submercados Norte y Nordeste y un aumento en los submercados Sudeste/Centro-Oeste y Sur, de manera complementaria. , las tarifas en el segmento de generación deberían reflejar exactamente lo contrario, según las premisas establecidas en la legislación.
Este hallazgo es importante porque trae racionalidad económica, ya que el TUST, en tal condición, sería mayor para el segmento de generación en regiones con exceso de oferta y menor para carga, indicando, desde el punto de vista del transporte, una mayor racionalidad en el uso de la infraestructura existente, buscando el equilibrio y reduciendo la necesidad de nuevas inversiones en transmisión.
Sin embargo, esto no es lo que ocurrió al utilizar los procedimientos REN 559. ANEEL, la mayoría de las Unidades de la Federación tenían señalización de ubicación cercana al valor promedio. En otras palabras, para un inversionista en generación, no importaba si construyera un proyecto en la región Norte o Sudeste: el costo del transporte de energía prácticamente no influía en su racionalidad económica.
Nota técnica nro. 71/2018/SGT/ANEEL (NT 71 destacó que el procedimiento asociado al despacho proporcional por “submercado” adoptado fue el factor preponderante para el resultado tarifario con poca señal locacional, señalando como posible solución al problema un despacho denominado despacho proporcional “unificado” en términos nacionales .
En febrero de 2021, EPE publicó una nota técnica con un análisis de sensibilidad respecto del cálculo del TUST, Nota Técnica EPE-DEE-NT-014/2021-rev0. EPE apuntó al despacho proporcional “unificado” como una posible vía para mejorar la señalización de ubicación, pese a la necesidad de revisar la herramienta de cálculo para que los flujos en las interconexiones regionales respeten las restricciones operativas.
EPE, en la citada nota técnica, también destacó la importancia de la señalización de ubicación en la viabilidad de los proyectos de generación, en la competitividad de proyectos de distintas procedencias y en la expansión indicativa del sistema de generación.
La idea sería adaptar las reglas considerando que, a diferencia de los proyectos de generación de décadas pasadas cuando básicamente no existía pequeña generación a bajo costo por kW, hoy es posible implementar nuevos proyectos de generación solar o eólica en un corto espacio de tiempo. y en diferentes localizaciones, lo que confirma la necesidad de mejorar la metodología para intensificar la señalización local.
En el marco de la primera fase del CP 04, inicialmente se presentó una propuesta para mejorar la metodología cambiando el orden del caso base, que se llevó a cabo de manera regional (Alternativa 1) a un orden nacional (Alternativa 2).
La esencia de la metodología nodal no cambió, sino sólo la forma en que se despachan las plantas para componer los flujos utilizados para evaluar la ocupación de las capacidades de los elementos de la red de transmisión.
Este cambio en la forma de despacho fue más coherente con el aumento de la capacidad de conexión entre las regiones de Brasil, es decir, con el aumento del número de líneas que interconectan los cuatro subsistemas (Noreste, Norte, Sudeste/Centro-Oeste y Sur). ), lo que resulta en distancias eléctricas más cortas.
Una de las cuestiones planteadas por el ANEEL Dentro del alcance de las discusiones está que, al aplicar el orden nacional, habría una sobreestimación de los flujos de energía en las interconexiones regionales resultante del uso de la “Alternativa 2” en niveles muy por encima de la realidad operativa.
Por este motivo, dados los aportes recibidos en la primera fase del CP 39, el ANEEL propuso el uso de la “Alternativa 2A”, que consiste en la “Alternativa 2” con la atenuación de flujos con la aplicación lineal del FD (Factor de Demanda) sobre el MUST contratado por el segmento de consumo.
En la configuración de la “Alternativa 2A”, los flujos en las interconexiones regionales se mantendrían en niveles por debajo de las restricciones operativas. Esta configuración también intensificaría la señal de ubicación en comparación con la “Alternativa 1”. La intensidad sería menor a la presentada en la “Alternativa 2”, aunque suficiente para promover la complementariedad tarifaria entre carga y generación.
En vista de las contribuciones recibidas en la tercera fase del CP 39 y otras discusiones, el ANEEL consolidó el entendimiento de que la solución al problema de la señalización de ubicación sería una combinación de la “Alternativa 1” y la “Alternativa 2A”.
También se decidió que la aplicación efectiva de la medida se llevaría a cabo a lo largo de cinco años, con cambios graduales en la participación de la nueva señal local en la composición de las tarifas de transmisión: en el primer ciclo (2023/24), la participación será del 10%, aumentando al 20% en el siguiente ciclo y así sucesivamente, hasta alcanzar la señal de ubicación deseada en el ciclo 2027/28.
- 90%/10% en el ciclo 2023/2024;
- 80%/20% en el ciclo 2024/2025;
- 70%/30% en el ciclo 2025/2026;
- 60%/40% del ciclo 2026/2027;
- 50%/50% a partir del ciclo 2027/2028 en adelante.
A ANEEL, según el Informe AIR n. 02/2021-SGT/ANEEL, entendió que tal solución cubriría los aportes recibidos bajo el CP 39, ya que parte de los agentes solicitaron el mantenimiento del régimen actual y parte el cambio, además de permitir que el cambio metodológico se produzca de forma gradual y equilibrada.
Tabla 2 – Pronóstico del impacto del cambio de la señal de ubicación en TUST (Ciclo 23/24)
¿Quién gana y quién pierde con la mejora de TUST?
Como simulación del impacto en las tarifas de aplicación debido a la mejora de la señal local, TR Soluções, utilizando datos de tarifas de transmisión proporcionados por Marangon Consultoria & Engenharia (MC&E), calculó las variaciones esperadas en miles de USD y en la tarifa de aplicación, para el subgrupo tarifario, en las diferentes regiones de Brasil.
Para identificar el efecto aislado de la transición adoptada por el ANEEL para la señal locacional se consideraron las proyecciones tarifarias de todos los concesionarios de distribución de energía conectados a la red básica. En estos escenarios, todos los supuestos de cálculo de tarifas se mantuvieron constantes, con excepción del valor esperado para las tarifas de transmisión relacionadas con la red básica.
Para los valores de Tarifas de Transmisión de la red básica, MC&E, utilizando datos del Programa Nodal, ciclo 23/24, adjunto a la Resolución de Aprobación ANEEL norte. 3.217, de 4 de julio de 2023, recalculó las Tarifas de Transmisión para el ciclo 23/24, modificando las etapas de transición local para el ciclo tarifario en cuestión.
A partir de estas nuevas tarifas de transmisión calculadas en diferentes etapas, TR Soluções pudo estimar las nuevas tarifas de aplicación que serían verificadas en el período comprendido entre el 23 de julio y el 24 de junio considerando diferentes escenarios de transición del TUST, estimando así el impacto esperado de la mejora. de la señal de localización.
Tabla 3 – Impacto del cambio de la señal de ubicación en las tarifas de solicitud
Como era de esperar, después de mejorar la metodología de ubicación, las tarifas de transmisión tienden a ser más bajas para el segmento de consumidores en los submercados Norte y Noreste, y más altas en los submercados Sur y Sudeste/Centro-Oeste, lo que ejerce presión sobre las tarifas de aplicación para subir o bajar.
Tabla 4 – Impacto promedio del cambio de señal local en la región SUR por subgrupo tarifario
Tabla 5 – Impacto promedio del cambio de señal de ubicación en la región SURESTE por subgrupo tarifario
Tabla 6 – Impacto promedio del cambio de señal de ubicación en la región CENTRO OESTE por subgrupo tarifario
Tabla 7 – Impacto promedio del cambio de señal local en la región NORTE por subgrupo tarifario
Tabla 8 – Impacto promedio del cambio de letrero de ubicación en la región NORESTE por subgrupo tarifario
Cabe señalar que, al calcular las tarifas de aplicación para los concesionarios de distribución de energía, el peso del componente tarifario asociado a la red de transmisión no es uniforme entre subgrupos tarifarios, debido a la estructura tarifaria para asignar los costos regulatorios de distribución. Por lo tanto, las unidades de consumo del Grupo A tienden a verse más afectadas que las del Grupo B por los cambios realizados en el cálculo de las tarifas de transmisión.
Consideraciones finales
Si bien el componente Fio A (costos de infraestructura de las redes de transmisión de electricidad) de la tarifa de aplicación para los consumidores de los Grupos A y B no es preponderante en relación con los demás componentes tarifarios, es claro que existe, en general, una desgravación tarifaria para los consumidores. en las regiones Norte y Nordeste. Es decir, la señal para el segmento de consumidores de estas regiones es que hay un exceso de generación y que es oportuno un aumento de carga.
En cualquier caso, la solución adoptada por Aneel, con el establecimiento de una transición cuyo objetivo es hacer que la señal local alcance, en términos tarifarios, sólo la mitad de su impacto real, mantiene una porción de subsidio a favor de las generadoras del Norte y Regiones del noreste.
Considerando la trayectoria de las inversiones en el sistema de transmisión observada en los últimos diez años (R$ 227 mil millones) y su significativa evolución tarifaria respecto del componente Fio A en este período (721%), es de esperar que la antigua máxima “eficiente “Las medidas prudentes de costos de inversión” adoptadas en los cálculos de reposicionamiento tarifario en el segmento de distribución también deben observarse en el segmento de transmisión.
Las nuevas reglas son más favorables en este sentido: la mejora promovida por Aneel en la metodología de localización amplifica la señalización económica para favorecer el consumo de energía eléctrica en puntos de la red de transmisión donde se ubican más proyectos de generación.
Esta señal económica tiende a posponer la necesidad de nuevas inversiones en el sistema, lo que, a largo plazo, contribuye a tarifas bajas. Por tanto, es innegable que el que se beneficia de la mejora de TUST es Brasil en su conjunto.
Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
