El fin de la inercia: cómo la nueva Tarifa Blanca puede transformar el mercado de baja tensión.

Con la colaboración de Helder Sousa

La tarificación por franjas horarias es una herramienta regulatoria esencial e indispensable para aplanar la curva de carga del sistema eléctrico, reducir las subvenciones cruzadas y mitigar la necesidad de invertir miles de millones de dólares en infraestructura de red.

Por otro lado, el sistema de nuevos modelos de la Tarifa Blanca que está debatiendo la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) podría modificar los costos para algunos consumidores. Para llegar a estas conclusiones, este estudio analiza la evolución, los desafíos y las perspectivas de esta modalidad, basándose en las posibles hipótesis de su remodelación en curso.

El modelo tarifario voluntario (de adhesión voluntaria), lanzado en 2018, ha demostrado ser ineficaz, alcanzando solo el 0,09 % del mercado elegible para 2025. Este desempeño se atribuye a una comunicación y participación del consumidor ineficaces, así como a las restricciones regulatorias del modelo, que priorizaron la neutralidad de ingresos para los distribuidores a expensas de los incentivos económicos para los consumidores, debilitando la señalización horaria de los costos de uso de la red (TUSD Transport).

Ante este estancamiento y la aparición de nuevos fenómenos sistémicos —como el exceso de oferta de energía solar a mediodía, asociado a la "Curva del Pato"—, Aneel está estudiando la aplicación de la transición automática y obligatoria de los grandes consumidores de baja tensión a la nueva tarifa a finales de este año.

Para evaluar el impacto de estas medidas, el estudio presenta simulaciones con una Tarifa Blanca "hipotética" y "reformulada", calibrada para reflejar directamente los costos marginales de la capacidad.

Los resultados muestran una clara división de efectos: asumiendo inercia en los hábitos de consumo, el modelo beneficia principalmente a los subgrupos B2 (rural) y B3 (comercial), pero tiende a penalizar a parte del subgrupo B1 (residencial). Para el 53,5% del mercado B1 del distribuidor analizado, se proyecta un incremento promedio ponderado del 20,6% en el componente de transporte de la tarifa, mientras que el 46,5% restante podría experimentar una reducción promedio del 8,3%.

El estudio también destaca que el avance de nuevas tecnologías, como los sistemas de almacenamiento de energía basados ​​en baterías (BESS), los vehículos eléctricos y los inversores híbridos, tiene el potencial de romper esta inercia conductual, permitiendo a los consumidores gestionar activamente su demanda y transformar el riesgo de aumentos de precios en importantes reducciones de costes.

• Tarifa blanca

La señalización económica para los consumidores de electricidad de baja tensión no es precisamente nueva. En la práctica, el tema recuerda a esos proyectos inacabados que quedan obsoletos incluso antes de su finalización: es el antiguo Tarifa Amarilla, concebido en 1985, que, tras años de espera para su implementación, acabó desapareciendo y dando paso a la Tarifa Blanca en 2016.

Resolución normativa Aneel n.º 733/2016 (posteriormente compilada en Resolución Normativa N° 1.000/2021) estableció las normas comerciales para la aplicación y el calendario para la adopción por parte de los consumidores, a partir del 1 de enero de 2018.

La adopción espontánea de esta modalidad por parte de los participantes elegibles del mercado, en términos de energía consumida, fue de tan solo el 0,09 % (datos de 2025), lo que demuestra que, en la práctica, el modelo no llegó a su público objetivo y tuvo un rendimiento muy inferior al esperado.

Para comprender lo sucedido, es necesario entender el propósito de esta modalidad tarifaria. La Tarifa Blanca se diseñó para indicar a los consumidores los costos por hora asociados con la prestación del servicio de transmisión de energía en la red de distribución (TUSD Transporte), una de las cuatro partes de la TUSD, como se muestra en la siguiente figura.

Es importante destacar que, independientemente de la señal económica que se introduzca en la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión (TUSD) a través del componente de Transporte, esta tiende a atenuarse —o a quedar "confinada", como se dice en el sector— por el peso de los demás componentes tarifarios. Esto se debe a que la Tarifa de Aplicación se determina por la suma de todos los componentes de la TUSD —no solo la TUSD de Transporte— y la Tarifa de Energía (TE). Para ilustrarlo, en el caso de los consumidores conectados a baja tensión, los cargos y la TE pueden representar más del 64 % de la tarifa final, sin siquiera considerar el impacto de las banderas tarifarias.

Lo cierto es que la Tarifa Blanca no es un modelo diseñado para necesariamente reducir —ni siquiera mantener igual— la factura de la luz, sino para reflejar mejor los costes por hora que los consumidores imponen realmente al sistema. Por lo tanto, se espera que, dentro del conjunto de consumidores elegibles, algunos sean más responsables que otros de los costes de TRANSPORTE incurridos en la red, en función de su perfil de consumo a lo largo del día.

Al comprender estos costos, asociados principalmente a las inversiones, la operación y el mantenimiento de los activos de transmisión de energía, los consumidores podrían responder a la señal de los precios regulados (tarifas), ajustando sus hábitos de consumo y el uso de sus equipos en consecuencia. Como resultado, podrían reducir sus gastos trasladando parte de su consumo a las horas más económicas o pagando precios más acordes con los costos de transporte que su perfil de uso impone al sistema.

Para que este mecanismo funcione, sin embargo, la adhesión a la Tarifa Blanca —como ha sido el caso desde 1985 con las tarifas Azul y Verde por franjas horarias para consumidores de media y alta tensión— tendría que ser obligatoria, no opcional. Al fin y al cabo, es improbable que un consumidor elija voluntariamente cambiarse a una tarifa que implique un aumento en su factura.

Además, es fundamental establecer un canal de comunicación eficaz con el consumidor, capaz de visibilizar sus hábitos de consumo energético y hacer comprensibles las señales tarifarias. Como resumió William Thomson (Lord Kelvin): «Lo que no se puede medir no se puede mejorar». En definitiva, ¿cómo podemos esperar que los consumidores tomen decisiones sobre sus hábitos de consumo por hora si no tienen acceso —de forma clara y rápida— a sus propios datos?

Incluso para los pocos consumidores que se han adaptado a la Tarifa Blanca bajo las normas vigentes, la comunicación sigue siendo difícil. La Figura 3 ilustra cómo se presentan normalmente los datos de facturación para esta modalidad en un caso práctico, aunque las interfaces pueden variar según el sistema de cada distribuidor.

No hace falta ser un experto para darse cuenta de que el modelo de comunicación utilizado para presentar la facturación del cliente en el ejemplo tiene limitaciones:

• La factura presenta los precios unitarios en una lista densa de texto. Un gráfico comparativo sencillo podría mostrar que el kWh durante las horas punta es casi tres veces más caro que durante las horas valle.
• Para los consumidores que buscan ahorrar dinero, la distinción técnica entre TUSD y TE es irrelevante y confusa; al fin y al cabo, lo que hay que informar es el coste total por kWh que se pagará efectivamente.
• La factura menciona "HORA PICO", "HORA INTERMEDIA" y "HORA FUERA DE HORAS PICO", pero no indica los horarios en que ocurren estos períodos (por ejemplo, en el caso de Enel SP, las horas pico son de 17:30 a 20:30).
• Los datos históricos solo muestran el consumo mensual total. Para un consumidor sujeto a la Tarifa Blanca, los datos históricos más importantes serían la composición del consumo, que describe, por ejemplo, cuánta energía se consumió cada mes durante los diferentes periodos tarifarios.

1.1 Hábitos de uso

El modelo de cálculo de tarifas considera, para cada distribuidor, decenas de perfiles de uso típicos (curvas de carga) clasificados por categorías de consumo: comercial, industrial, residencial, rural, servicios públicos y alumbrado público. Este enfoque busca incorporar en el cálculo de tarifas las particularidades regionales relacionadas con los hábitos de consumo, los patrones de uso de la red y la propiedad de los equipos.

Las tres figuras anteriores presentan 15 curvas de carga de baja tensión utilizadas en el cálculo de la estructura tarifaria de Cemig en el proceso de revisión tarifaria de 2023 para la clase residencial, ajustadas a la energía facturada.

Los gráficos muestran una gran heterogeneidad en los perfiles de demanda: desde curvas con una demanda prácticamente constante durante las 24 horas hasta picos de potencia muy pronunciados distribuidos en diferentes franjas horarias. Si bien la mayoría concentra su mayor consumo durante la noche (entre las 18:00 y las 22:00), también se identifican comportamientos singulares, con picos aislados a primera hora de la mañana, por la mañana o por la tarde, lo que pone de manifiesto la diversidad en el uso de la red eléctrica a lo largo del día.

Los perfiles de uso típicos representativos de las unidades de consumo comercial de Cemig (subgrupo B3) presentados en la Figura 7 indican que, durante el día, la infraestructura que da servicio a estos establecimientos funciona de forma continua. Este comportamiento refleja la rutina de comercios, oficinas, sucursales bancarias y otros servicios, apoyados por la iluminación interior, el uso de ordenadores y, sobre todo, el funcionamiento prácticamente ininterrumpido del aire acondicionado durante las horas de más calor.

Al finalizar la jornada laboral, las ventas minoristas disminuyen significativamente su demanda precisamente cuando las viviendas (subgrupo B1) comienzan a aumentar su consumo al activar sus electrodomésticos. Entre las 20:00 y las 7:00 del día siguiente, casi todas las curvas de ventas minoristas se mantienen cerca de la base del gráfico. Existen algunas excepciones, posiblemente relacionadas con restaurantes, bares y otras actividades nocturnas, pero su peso es insignificante en comparación con el volumen observado durante el día.

Dado que la mayor parte del consumo comercial en Cemig se produce antes de las 18:00, estos consumidores pasan el día principalmente en horas valle y reducen su carga antes del periodo de mayor coste. En otras palabras, no necesitarían cambiar sus hábitos para beneficiarse de la Tarifa Blanca: su rutina operativa ya les permite obtener descuentos significativos, puesto que contribuyen poco a la sobrecarga nocturna de la distribuidora.

La figura 8 presenta las curvas típicas del subgrupo B2 (rural). Se observa una heterogeneidad significativa de los perfiles, con implicaciones distintas para la tarificación por hora:

• El pico de consumo en la curva 10 muestra un pico significativo alrededor de las 18:00, característico del consumo residencial rural (pueblos agrícolas y sedes de explotaciones ganaderas), posiblemente asociado a cargas activadas al anochecer (iluminación, calefacción y bombas en granjas avícolas). Este grupo se vería fuertemente perjudicado por una tarifa por franjas horarias con un pico elevado (por ejemplo, entre las 18:00 y las 21:00).
• La curva 5, considerada la "favorita" de la tarifa por franjas horarias, concentra un consumo muy elevado en las primeras horas de la mañana y disminuye drásticamente durante el día. Este es el perfil clásico del riego nocturno, que ya de por sí se beneficia de menores costes energéticos para el sistema y, además, reduce las pérdidas por evaporación. Se trata de un patrón de consumo optimizado de forma natural y, por lo tanto, suele beneficiarse enormemente de una tarifa por franjas horarias bien diseñada.
• Agroindustria de un solo turno (curvas 7 y 8): presenta una intensa actividad por la mañana y por la tarde (por ejemplo, procesamiento de granos, molinos, fábricas de harina y secadoras). La curva 8 alcanza su pico alrededor de las 8 a. m., mientras que la curva 7 se aproxima a su pico alrededor de las 16 p. m. Si las horas pico comienzan a las 17 p. m. o 18 p. m., estas cargas pueden, en muchos casos, evitar el pico finalizando las operaciones al final de la jornada laboral, lo que podría generar ganancias significativas.
• Agroindustria con operación continua/carga base (curva 2): perfil bastante plano, típico de procesos con baja flexibilidad operativa (p. ej., plantas procesadoras de carne, refrigeración de leche a gran escala y silos automatizados). En general, este es un grupo con menor capacidad de modulación.
• Ciclo de dos turnos (Curva 9): muestra incrementos por la mañana y por la tarde/noche. Es común en actividades como la ganadería lechera (ordeño y enfriamiento por la mañana y por la tarde). Este perfil es más sensible al riesgo tarifario, ya que la actividad de última hora de la tarde puede coincidir con las horas punta.

• Costos de capacidad marginal

Las diferencias de comportamiento y, por consiguiente, el impacto de una Tarifa Blanca para los subgrupos B1 (Residencial), B2 (Rural) y B3 (Comercial) demuestran que la Tarifa Convencional incluye una subvención cruzada amplia y apenas perceptible al mismo nivel de voltaje. Al aplicar precios por hora que se ajustan a los costos marginales reales, se elimina la "máscara" de la tarifa promedio, lo que permite identificar con mayor claridad quién está sobrecargando la red y quién puede estar asumiendo costos que no generó.

Al cruzar los perfiles de uso típicos con las cargas de la red de distribución, se obtienen las curvas de costos por hora asociadas con la prestación de servicios de TRANSPORTE, los llamados Costos de Capacidad Marginal.

En la metodología tarifaria basada en estos costos, estos se traducen al componente de potencia (R$/kW). Básicamente, estima cuánto cuesta, en términos marginales, ampliar o reforzar la red de distribución para satisfacer cada incremento de 1 kW en la demanda. Estos costos marginales sustentan el valor de la Tarifa de Uso del Sistema de Distribución de Transporte (TUSD Transporte), que refleja con mayor precisión los costos del servicio.

En el ejemplo real que se muestra en la Figura 9, se puede observar que la relación de precios por hora entre las estaciones en hora punta y fuera de hora punta, bajo señalización técnica, no sería solo tres veces, como en el ejemplo de ingresos de la Figura 3, sino sustancialmente mayor.

Obsérvese cómo la curva de coste marginal de la capacidad, calculada en función de las cargas para el servicio al consumidor de baja tensión en el caso de Cemig, se mantiene prácticamente plana durante la mayor parte del día y experimenta un aumento abrupto a partir de las 18:00, permaneciendo bastante alta hasta las 21:00.

Para el distribuidor, la red eléctrica —cables, transformadores y subestaciones— debe dimensionarse para soportar con precisión el pico máximo de esta demanda. En otras palabras, las inversiones en infraestructura se realizan para garantizar que el sistema no se sobrecargue precisamente durante esas pocas horas críticas.

Durante las primeras horas de la mañana, la red opera con capacidad ociosa: hay capacidad inactiva en cables y transformadores. En estos periodos, el coste marginal de transportar 1 kW adicional suele ser muy bajo.

La tarde (entre las 14:00 y las 17:59) actúa como una zona de transición o un aumento repentino de los costos. La red eléctrica deja de estar "vacía" y comienza a sobrecargarse. Esto representa una señal de alerta amarilla para el consumidor.

Durante la noche, la red eléctrica se aproxima a su límite de carga. Si la demanda aumenta en ese momento, el costo marginal de satisfacer dicho aumento puede ser mayor, ya que suele requerir refuerzos y ampliaciones (una red más robusta, mayor capacidad de transformación y, posiblemente, nuevas subestaciones) para soportar la carga adicional.

La metodología de cálculo de Aneel es capaz de indicar curvas de costo de capacidad por hora para todos los niveles de voltaje (A2, A3, A4 y BT) y estimar las relaciones tarifarias entre cualquier estación que pueda definirse para estos niveles. El problema es que existe una determinación regulatoria en el Submódulo 7.1 de Proret que restringe la operacionalización del método al estipular, para la Tarifa Blanca, que:

1. La tarifa en la estación de hora punta debería ser equivalente a cinco veces la tarifa en la estación de hora valle;
2. La tarifa en la estación intermedia debe ser equivalente a tres veces la tarifa en la estación fuera de las horas punta; y
3. La tarifa en la estación fuera de las horas punta debe corresponder al producto de la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión (TUSD) Monomial Convencional por el parámetro kz, calculado para cada subgrupo tarifario del distribuidor en función de perfiles de consumo típicos.

Como resultado, la señalización horaria de la Tarifa de Transporte (TUSD Transporte) se debilitó: al fijar las relaciones entre los puntos tarifarios e introducir, además, el parámetro kz —diseñado para preservar los ingresos de los subgrupos de la Tarifa Blanca en relación con la Tarifa Convencional— el modelo tarifario comenzó a priorizar la neutralidad de los ingresos a expensas de una mayor fidelidad de la Tarifa de Transporte a los costos horarios del sistema. En otras palabras, el objetivo era esencialmente mantener la factura del consumidor por la Tarifa de Transporte prácticamente sin cambios al migrar de la Tarifa Convencional a la Tarifa Blanca.

En la práctica, al aplicar el sistema kwanza, el regulador buscaba limitar el ahorro potencial para el consumidor. Como resultado, el atractivo económico de la tarifa por franjas horarias se debilitó: la ganancia financiera esperada se redujo (o desapareció) y, sin una ventaja clara, su adopción se volvió menos atractiva.

Con la tarificación opcional por franjas horarias, la decisión de cambiarse a la tarifa White suele depender de si existe un beneficio económico en comparación con la tarifa convencional, es decir, una reducción en la factura por el mismo volumen consumido. Este ahorro puede requerir o no la modulación de la carga; sin embargo, al intentar neutralizar la diferencia de facturación entre ambas modalidades, el regulador eliminó una parte significativa de las ganancias potenciales y, en consecuencia, redujo el incentivo para el cambio.

• Revisión del Arancel Blanco

Esta debilidad en la señal económica, la comunicación ineficiente y el carácter opcional (de adhesión voluntaria) de la Tarifa Blanca original contribuyeron significativamente a la baja tasa de adopción por parte de los consumidores. Ante este fracaso, Aneel concluyó que la inercia del consumidor y la falta de información dificultan la modernización de las tarifas en los sistemas de baja tensión cuando esta depende exclusivamente de la iniciativa individual.

En noviembre de 2025, se crearán las Superintendencias de Gestión de Tarifas y Regulación Económica (STR) y de Regulación de los Servicios de Transmisión y Distribución de Electricidad (STD) del organismo regulador. Nota técnica conjunta n.º 8/2025 (AIR No. 1/2025, “Modernización de las tarifas de distribución – Ciclo 1”), propuso abrir una consulta pública para debatir la señalización de precios en baja tensión, evaluar los desafíos de la baja adherencia a las tarifas por franjas horarias e indicar enfoques regulatorios orientados a la eficiencia en el uso de la red, apoyando la eventual aplicación automática de precios por franjas horarias a los grandes consumidores de este segmento.

En este contexto, Aneel estableció el Consulta Pública Aneel N° 046/2025 (CP 46) para obtener subvenciones de la sociedad en relación con la aplicación automática de la Tarifa por Tiempo de Uso (Tarifa Blanca) para consumidores de baja tensión en los subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) y B3 (comercial, industrial y otros) con un consumo mensual igual o superior a 1 MWh.

En este proceso, el regulador adoptó una postura más firme, inspirándose en el modelo ya establecido entre los consumidores del Grupo A (media y alta tensión). Desde 1985, estos consumidores están sujetos, de forma obligatoria, a tarifas por franjas horarias (como las tarifas Azul o Verde).

En la primera etapa, como se indica en página 29, punto 144, del voto del relatorLa Agencia prevé la transición automática y obligatoria a la tarifa por horas para los mayores consumidores de los subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) y B3 (comercial, industrial y otros) —aquellos con un consumo superior a 1.000 kWh/mes— para finales de 2026.

Aunque estos consumidores representan solo el 2,5 % de las unidades de consumo de baja tensión, representan aproximadamente el 25 % del consumo total en este segmento. Antes de que entre en vigor el cambio en la facturación, habrá un período de prueba de tres meses: los consumidores seguirán pagando la tarifa convencional, pero recibirán en su factura una simulación de lo que habrían pagado con la tarifa por franjas horarias, junto con información sobre cómo reducir el importe a pagar.

En el modelo anterior, cabe destacar que la decisión de Aneel de mantener la Tarifa Blanca como opcional (opt-in) fue, en su momento, una estrategia regulatoria pragmática para facilitar su aprobación ante las legítimas preocupaciones de las agencias de protección al consumidor. Ahora, el regulador demuestra madurez regulatoria al iniciar la transición obligatoria para los mayores consumidores. Este enfoque protege a los clientes más pequeños y a las familias más vulnerables, cuya demanda máxima coincide con necesidades básicas ineludibles, como una ducha caliente después de una jornada laboral, y que carecen de la flexibilidad para modular su consumo. Esto garantiza que la modernización del sector eléctrico respete las graves limitaciones sociales del país.

El objetivo para 2027, como se indica en página 12, punto 62, del voto del relatorEl objetivo es extender la medición automática a los consumidores con un consumo superior a 600 kWh/mes, manteniendo una tasa de instalación de 2,5 millones de contadores inteligentes al año para facilitar la transición. Con esta expansión, la tarifa por franjas horarias alcanzaría el 5 % de las unidades de consumo y aproximadamente el 30 % del mercado de baja tensión.

El plan no consiste simplemente en aplicar la actual "Tarifa Blanca" tal como está hoy, sino en reformularla, como señaló el director general de Aneel en su informe. Dado que el problema actual del sistema eléctrico es la "Curva del Pato" —un fenómeno causado por la inyección excesiva de energía solar en la red durante el mediodía, seguida de una necesidad repentina de generación térmica al anochecer—, Aneel pretende crear una señal de precios que reduzca los costes y fomente el consumo específicamente durante los periodos de exceso de oferta solar.

• Arancel Blanco Reformulado y sus efectos

En esta tercera parte del artículo, se presenta una interpretación de los objetivos planteados por el regulador para una posible nueva Tarifa Blanca y, además, se realizan simulaciones de los impactos que esta Tarifa Blanca reformulada podría generar. Para ello, se utilizó la metodología actual de Proret (Submódulos 7.1 y 7.2), flexibilizando únicamente los parámetros de la estructura tarifaria —especialmente la duración y el número de periodos tarifarios, la intensidad de la señalización horaria y el parámetro kz— con el fin de incorporar las indicaciones técnicas cuantificadas por la propia metodología. No se consideraron las limitaciones regulatorias actualmente impuestas a la señalización horaria del TUSD de Transporte.

• parámetro kz

A Nota técnica ANEEL # 94 / 2012 En aquel momento, representó un avance al exigir que el factor kz de las tarifas se calculara por distribuidor y por subgrupo, en lugar de utilizar promedios nacionales. Años después, con el Arancel Blanco, la lógica del parámetro siguió siendo esencialmente la misma: contener la ventaja económica que potencialmente obtendría el Arancel Blanco en nombre de la neutralidad de ingresos para los distribuidores.

Para obtener las tarifas de referencia asociadas con la Tarifa Blanca "reformulada", en este estudio se sustituyó el mecanismo de cálculo kz por el método tradicional de conciliación de ingresos, aplicado por distribuidor y por nivel de voltaje.

Cuando la conciliación de ingresos se realiza a nivel de voltaje —es decir, considerando la baja tensión como un único agregado— todos los consumidores comparten la misma restricción de ingresos, pero la asignación efectiva de costos se produce según el perfil de uso horario de la red. De este modo, quienes ejercen mayor presión sobre la infraestructura durante las horas pico (principalmente los residenciales B1) tienden a absorber una mayor proporción de los costos, mientras que los perfiles con un consumo más plano y predominantemente diurno (como los rurales B2 y los comerciales B3) reciben una proporción menor.

El resultado es un sistema de señalización que se ajusta mejor a los costes marginales de la capacidad y, por lo tanto, a una asignación más justa: el comercio y la industria de baja tensión ya no financian, mediante tarifas medias, la expansión y el refuerzo de la red demandados principalmente por el pico de demanda nocturno asociado al uso residencial, especialmente las duchas eléctricas.

• Simulaciones de los posibles efectos del nuevo arancel.

Las simulaciones se realizaron utilizando la misma base de datos empleada en el cálculo de la estructura tarifaria vigente en Cemig, y considerando la aplicación de la nueva tarifa para consumidores de baja tensión en los subgrupos elegibles. Como resultado, se presentan los impactos tarifarios que una Tarifa Blanca "reformulada" podría producir en el conjunto de consumidores de los subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) y B3 (comercial, industrial y otras clases).

En el diseño hipotético de esta tarifa recalibrada para reflejar con mayor precisión la curva de costo marginal por hora, TR Soluções contempló un escenario con cuatro períodos tarifarios:

• Publicación 1: madrugada (entre las 23:00 y las 7:59);

• Estación 2: mañana (entre las 8:00 y las 13:59);
• Publicación 3: tarde (entre las 14:00 y las 17:59);
• Puesto 4: turno de noche (entre las 18:00 y las 22:59).

En términos de señalización técnica de precios por hora asociados al uso de las redes (TUSD Transporte), estos puntos tarifarios presentarían las siguientes variaciones en relación con la Tarifa Convencional TUSD Transporte:

• Publicación 1: reducción del 90%;
• Publicación 2: reducción del 74%;
• Publicación 3: reducción del 3%;
• Publicación 4: Aumento del 240%.

Por lo tanto, los costos considerados fueron los siguientes:

• Estación 1: R$8,90/kW;
• Estación 2: R$23,73/kW;
• Estación 3: R$88,64/kW;
• Estación 4: R$311,60/kW.

Al cuantificar un costo promedio de capacidad de R$311,60/kW en el turno de noche, este diseño tarifario enviaría una señal económica muy clara a los consumidores de los subgrupos B1, B2 y B3: "si utiliza la red durante este período crítico, tendrá que pagar el costo real de la infraestructura necesaria para ello".

A modo de comparación, en el modelo tradicional —el método convencional, con un precio uniforme durante todo el día— la misma metodología da como resultado una tarifa basada en un único coste medio de capacidad de R$91,66/kW, como se muestra en el siguiente gráfico.

• Impactos arancelarios

La base de datos de consumidores de baja tensión utilizada para calcular la estructura tarifaria actual de Cemig incluye el siguiente número de curvas de uso típicas:

•  15 curvas representativas del subgrupo B1 (residencial);
•  11 del subgrupo B2 (rural);
•  11 del subgrupo B3 (industrial);
•  12 del subgrupo B3 (comercial); y
•  11 del subgrupo B3 (servicio público).

Para simular el impacto de las tarifas, se cuantificó el valor que los mercados representados por sus respectivas curvas de uso típicas pagarían por el transporte de TUSD en dos escenarios: (i) aplicación de la Tarifa Convencional y (ii) aplicación de la Tarifa Blanca "reformulada" ideada por TR Soluções. El análisis parte de la base de que no habrá cambios en los hábitos de uso, es decir, considera que las curvas de uso típicas permanecerán inalteradas.

Resultados principales:

• Subgrupo B1 (residencial), que corresponde al 65,4% del mercado analizado: el cargo de transporte TUSD para este grupo tendría un aumento promedio del 8,0%, con un 53,5% de los consumidores observando un aumento del 22,2% en su factura TUSD, mientras que el 46,5% restante tendría una reducción promedio del 8,3%.
• Subgrupo B3 (comercial, industrial y servicios), que corresponde al 24,7% del universo total analizado: el 85,1% de los consumidores se beneficiaría de una reducción promedio del 23,1% en su factura de transporte TUSD, mientras que el 17,9% vería un aumento promedio del 12%.
• Subgrupo B2 (rural), que corresponde al 9,8% del mercado analizado: el 73,9% de ellos experimentaría una reducción media del 22,0% en su factura, mientras que el 26,1% restante registraría un aumento medio del 19,7%. Debido a un perfil de consumo más concentrado en la mañana y a primera hora de la tarde (fuera de las horas punta), este grupo tiende a ser, en general, el más beneficiado por la Tarifa Blanca.

Es fundamental destacar que los cálculos se refieren a un escenario de inercia total, con el mantenimiento de los hábitos actuales. La premisa de la nueva tarifa blanca es precisamente forzar el desplazamiento de este consumo a los momentos en que la red está inactiva, lo que transformaría este potencial aumento en ahorros.

En resumen, la adopción de la Tarifa Blanca tiende a mitigar la subvención cruzada inherente a la modalidad convencional. El modelo indica que los subgrupos B2 (Rural) y B3 (Comercial), cuyos perfiles de carga, en su mayoría, no coinciden con la carga máxima del sistema, terminan soportando costos desproporcionados bajo una estructura de precios uniforme. Al migrar a un sistema de señalización por franjas horarias más acorde con los costos, estas clases obtienen reducciones tarifarias significativas, del orden del 20 % al 23 %.

Por el contrario, el escenario pone de manifiesto la ineficiencia asignativa del subgrupo B1 (Residencial): al concentrar una parte significativa del consumo durante los periodos de mayor presión sobre la infraestructura de distribución, este segmento, bajo la premisa de la inercia conductual, muestra un incremento medio del 22 % en los costes de transporte. Esta dinámica refuerza la idea de que la tarificación por hora tiende a asignar los costes marginales de capacidad a los perfiles que determinan efectivamente el dimensionamiento y la expansión de la red, al tiempo que reduce la carga sobre aquellos que contribuyen a una mejor utilización de los activos durante los periodos de mayor inactividad.

• El factor tecnológico y la superación de la inercia conductual.

La premisa principal adoptada en las simulaciones de este estudio fue la de la inercia conductual; es decir, se asumió que no habría cambios en los hábitos de uso y que las curvas de consumo típicas se mantendrían inalteradas. Sin embargo, esta hipótesis tiende a divergir del comportamiento real previsto para los próximos años, impulsado por el avance de nuevas tecnologías y formas activas de gestión del consumo, como la introducción de vehículos eléctricos enchufables, inversores híbridos y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

El consumo energético diario para recargar un vehículo eléctrico enchufable, por ejemplo, puede ser comparable al de un hogar de clase media. En este contexto, un sistema de tarificación por franjas horarias —con precios más bajos durante las primeras horas de la mañana— puede reducir sustancialmente el coste de la recarga, aliviando la presión sobre la red eléctrica y limitando la necesidad de inversiones en refuerzos, teniendo en cuenta el crecimiento previsto del mercado de estos vehículos. En comparación con la tarifa convencional, trasladar esta recarga a la "Estación 1" (primeras horas de la mañana) puede generar ahorros de hasta el 90 % en los gastos asociados al componente de transporte de la tarifa del Distrito de Servicios de Transporte de Texas (TUSD).

La integración de inversores híbridos con baterías también abre un nuevo horizonte. Esta configuración permite al prosumidor (productor y consumidor) gestionar la compensación de electricidad y configurar el perfil de carga que percibe el distribuidor, inyectando o consumiendo energía estratégicamente para evitar los periodos más críticos y costosos de la demanda de la red.

Para los consumidores de baja tensión, las baterías pueden desempeñar un papel análogo al de los generadores diésel tradicionales utilizados por los clientes de media tensión (cubiertos por la Tarifa Verde): permiten a los consumidores modular parcial o totalmente su demanda durante la noche, reduciendo la exposición a las horas punta sin sacrificar la comodidad ni la eficiencia operativa.

Finalmente, conviene reflexionar sobre la dinámica del mercado. Muchos consumidores se han decantado por el Entorno de Contratación Libre (ECL) motivados por los descuentos en los costes de transporte que obtienen al contratar energía de fuentes incentivadas. Sin embargo, un sistema de tarificación por franjas horarias con periodos bien definidos y una señalización que se ajuste a los costes marginales de la capacidad puede ofrecer, en momentos específicos, reducciones de hasta el 90 % en los costes de transporte, como se demuestra en este estudio.

Estas son solo algunas de las posibilidades y estrategias que, en consonancia con la modernización de las tarifas, pueden transformar la expectativa inicial de facturas más altas en una reducción estructural significativa de los costes de la electricidad.

• comentarios finales

Si bien un análisis realizado por TR Soluções indica que una parte significativa del mercado, especialmente las familias del subgrupo B1, vería un aumento en su factura de energía al cambiarse a la Tarifa Blanca sin modificar sus hábitos de consumo, la adopción de tarifas por franjas horarias es ampliamente defendida por expertos del sector eléctrico debido a los beneficios sistémicos que puede aportar.

El sistema eléctrico está diseñado para satisfacer el mayor consumo del día (el "pico de demanda", que comienza a las 18:00, como se muestra en la figura del costo marginal). Al señalar un costo de R$ 311,60/kW durante este período, la tarifa induce cambios de comportamiento: los consumidores posponen usos flexibles (como lavar la ropa) y las empresas pueden modular sus procesos, reduciendo la demanda durante las horas pico.

Este cambio en el consumo hacia horarios alternativos aplana la curva de carga, lo que hace que el funcionamiento del sistema sea más lineal y predecible durante las 24 horas y reduce la presión sobre los equipos. Al contener el crecimiento de la demanda máxima mediante la señalización por franjas horarias, el distribuidor puede posponer las inversiones en el refuerzo de la red. Dado que estos costes de infraestructura se trasladan a las tarifas, una menor necesidad de expansión tiende a traducirse en una menor presión tarifaria a medio y largo plazo.

Además, la tarificación por franjas horarias se ajusta especialmente bien a la generación de energía solar: los puntos de recarga más económicos (mañana y tarde) coinciden con el periodo de mayor producción fotovoltaica. Fomentar el consumo durante el día ayuda a absorber la energía solar disponible, reduciendo el desperdicio y optimizando el uso de una fuente limpia y de coste marginalmente bajo.

En un sistema tarifario convencional —con un precio uniforme durante todo el día— el alto coste de cubrir el consumo en las horas punta se diluye en la tarifa media, lo que puede generar distorsiones. Un consumidor que utiliza poco la red en las horas punta (por ejemplo, un establecimiento que cierra antes del inicio de la hora más cara) acaba contribuyendo, a través de la tarifa media, a cubrir los costes de infraestructura necesarios para quienes concentran su consumo al anochecer.

La tarificación por franjas horarias reduce este tipo de subvención cruzada al acercar los precios a los costes efectivos del sistema, promoviendo la eficiencia económica mediante una asignación más adecuada: quienes más demandan la red en los momentos críticos asumen una mayor parte del coste asociado a la expansión. Por el contrario, el consumo en las horas valle (temprano en la mañana y parte de la madrugada) tiende a ser más barato porque, durante estos periodos, el coste marginal del servicio es, de hecho, menor.

Es fundamental destacar que, si bien las simulaciones de este estudio se basan en datos de Cemig y supuestos técnicos establecidos por TR Soluções, los impactos tienden a variar según las características específicas de cada concesión. La metodología aplicada permite proyectar escenarios personalizados para cualquier distribuidor del país, posibilitando un análisis técnico preciso que se ajusta a las necesidades específicas de cada agente del sector.

Finalmente, es importante destacar que la «Arancel Blanca reformulada» aquí descrita refleja estrictamente un análisis realizado por TR Soluções sobre una posible evolución del modelo. La definición metodológica efectiva y las normas definitivas para la reformulación de esta tarifa son prerrogativa exclusiva de Aneel.

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