El año de 2023 debe estar marcado por reposicionamiento arancelario extremo, como ha sido el caso durante los últimos 10 años.
Sin embargo, a diferencia de lo observado en años anteriores, el reposicionamiento promedio ponderado por el mercado de las concesionarias de distribución de energía debería ser cercano a cero.
Tabla 1: Resultados* de los procesos tarifarios (promedio, máximo y mínimo) y desviación del ajuste promedio ponderado para los consumidores del Subgrupo B3
Considerando, específicamente, la consumidores industriales y comerciales conectados a baja tensión, las proyecciones de TR Soluções muestran que 95% de los distribuidores presentará reposicionamientos entre caídas del -8,08% y subidas del 9,26%.
También vale la pena resaltar el hecho de que el La variación máxima debería ser un aumento del 31,9%.mientras que la La variación más pequeña a observar debería ser una caída del 13,30%..
Las frecuencias de observación de las proyecciones, por número de concesionarias e intervalos de proyección, se presentan en el siguiente gráfico.
Considerando el Historia de las variaciones arancelarias en los últimos diez años., destacando los resultados observados en 2015, cuando los valores se vieron presionados por el fin de los aportes del Tesoro Nacional a la CDE (Cuenta de Desarrollo Energético) y por los costos de exposición contractual a los que estuvieron sometidas las distribuidoras el año anterior.
En promedio, ese año se observó un reposicionamiento del 31,7%, mientras que la desviación del ajuste promedio ponderado considerando el 95% de las ocurrencias fue del 13,5%.
Es importante señalar que estos indicadores combinan los efectos de las revisiones tarifarias extraordinarias (RTE) y los eventos ordinarios realizados con posterioridad a las mismas, a lo largo de 2015.
Ese año, la variación máxima, del 58%, se produjo en el ex CPFL Jaguari. La segunda mayor variación, a su vez, fue observada por los consumidores de la región metropolitana de São Paulo, atendida por Enel SP, cuyo aumento tarifario fue del 55,1%.
La mínima variación, del -9,5%, se produjo en Amapá, que fue la única distribuidora que registró variación negativa. Luego, la menor variación observada fue del 8,3%, en Piauí.
Créditos fiscales y energía de Itaipú
Para el año 2023, la reversión de los créditos PIS/Cofins y el fin del pago de los costos de construcción de la usina de Itaipú deben ser los principales factores para contener los ajustes.
La expectativa es que el monto de los créditos a revertir en todos los procesos tarifarios ascienda a R$ 13,6 mil millones, lo que corresponde a un alivio promedio de casi R$ 0,045/kWh o 6,3%.
En cuanto a Itaipú, en diciembre pasado el ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) publicó la Resolución Homologatoria 3.168 que establece una reducción del 34,53% en la tarifa de transferencia de energía de Itaipú para este año.
Esta reducción es resultado principalmente de la reducción del CUSE (Costo Unitario de los Servicios Eléctricos) por el fin de la amortización del préstamo para la construcción de la planta y debería resultar en una disminución promedio de 4,5 puntos porcentuales en la variación del los aranceles de los distribuidores de cuotas.
Otro destaque favorable para los consumidores se refiere al monto que los nuevos controladores de Eletrobras deben aportar al CDE.
Esto se debe a que, aunque se espera una contribución de sólo R$ 575 millones para el año –muy inferior a los R$ 5 mil millones en 2022–, el efecto promedio para el consumidor debería corresponder a una contribución mayor.
Esto se debe a que la porción de los R$ 5 mil millones en 2022 relacionada con distribuidoras con procesos tarifarios realizados hasta principios de mayo aún no ha sido reconocida en las tarifas y, por lo tanto, debe ser considerada en los procesos tarifarios de 2023.
En promedio, los recursos de Eletrobras en el CDE deberían representar un alivio de alrededor de R$ 0,011/kWh (lo que representa alrededor del 1,5%).
Las distribuidoras cuyos procesos tarifarios se realicen en el primer semestre del año también deberían verse impactadas por el aumento de los costos de transmisión.
Esto se debe a que el RAP (Ingreso Anual Permitido) de las concesionarias aumentó un 31,29% para el segmento de consumo en el ciclo tarifario actual (del 1/7/2022 al 30/6/2023), debido principalmente a la reanudación del cobro relacionado con el Red de Sistemas Básicos Existentes (RBSE), cuyo flujo de pagos se vio afectado por el reperfilamiento impulsado por la Aneel como una de las medidas para mitigar las variaciones previstas en el año de la pandemia, 2020, además de la ampliación del sistema y autorizado mejoras.
Factores de gravamen
Otros factores que pueden afectar la factura son:
- Transmisión: con cierto incremento para las empresas con evento en el primer semestre del año, ya que la tarifa de transmisión que se aplicará a estas distribuidoras (con evento en el 1er semestre) entró en vigencia a partir del 1 de julio de 2022;
- Cuentas CDE: a medida que comienzan los procesos tarifarios de 2023 para amortizar la Cuenta de Escasez de Agua, un préstamo que tomaron las distribuidoras para paliar los efectos de la crisis del agua de 2021;
- Carga de energía de reserva: debido a que los ingresos fijos han aumentado, con la inclusión de las plantas de PCS (subasta de emergencia) y a que el PLD debería mantenerse cerca del piso durante todo el año. La energía de reserva se liquida en el mercado de corto plazo y recibe PLD. La diferencia entre el coste de la planta y los ingresos de la energía tasada al PLD está cubierta por el cargo. Esto asociado a efectos financieros corregidos por la Selic (al nivel que ha tenido), representa un pequeño aumento respecto a 2022.
Para obtener los números, TR Soluções utilizó SETE, una plataforma de inteligencia de mercado para monitorear y proyectar tarifas de distribución y generación de electricidad que reproduce cálculos de tarifas de acuerdo con los procedimientos definidos por el regulador.
La herramienta permite al usuario, en base a sus propios supuestos, interactuar con revisiones tarifarias periódicas y ajustes anuales y así establecer sus escenarios tarifarios.
Al estar continuamente actualizado, los usuarios de este sistema también pueden realizar simulaciones de los impactos tarifarios de cualquier medida adoptada por el gobierno o el regulador. Pulse aquí para acceder y conocer más sobre la plataforma.
Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
Una respuesta
Hola Paulo Steele.
Excelente publicación, muy bien elaborada y completa con información importante para consumidores y empresas del sector Fotovoltaico.
¡Felicidades! Mucho éxito y prosperidad en tu vida.