Con la colaboración de Helder Sousa, de TR Soluções; José Marangon e luana marangon, de MC&E
A consideração do novo sinal locacional na TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) resultará em aumentos graduais, mas também reduções, na TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) de boa parte dos consumidores de energia do país até o ciclo 2027/2028, quando termina o período de transição de cinco anos definido pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) para as novas regras para as tarifas locacionais.
Este estudio de Soluciones TR y Marangon Consultoría e Ingeniería (MC&E), que calcula las variaciones esperadas en las tarifas debido a cambios en la metodología local, muestra que la Este 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 señalización económica tiende a posponer la necesidad de nuevas inversiones en el sistema, lo que, en el largo plazo, contribuye a la razonabilidad arancelaria.
Introducción
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.
Os aprimoramentos na metodologia locacional aplicada recentemente às tarifas de transmissão pela ANEEL buscam alocar esses custos de forma justa e eficiente, levando em consideração a localização eletro-geográfica dos usuários e a complementariedade da receita tarifária entre a carga (consumo) e a geração.
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.
Já para as outorgas não licitadas, a ANEEL calcula a RAP levando em consideração os custos anuais dos ativos e os custos de operação e manutenção, além de encargos e tributos. O período entre as revisões tarifárias do segmento de transmissão varia entre quatro e cinco anos, dependendo do momento de assinatura do contrato. A RAP é atualizada anualmente com base no indexador inflacionário definido no 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
As mudanças agora implementadas começaram a ser discutidas em fevereiro de 2018, quando a ANEEL abriu a Consulta Pública n. 04/2018 (CP 04) para obter contribuições para o aprimoramento do cálculo das 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.
Esses estudos conduzidos pela ANEEL com a colaboração dos agentes indicaram, entre outros aspectos, a necessidade da intensificação do sinal locacional, de forma a assegurar maiores tarifas para os agentes que mais oneram o sistema de transmissão, bem como priorizar a valorização de eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima à carga. Diante disso, em julho de 2021 foi instaurada a 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.
Ao final, uma vez que uma parcela dos agentes solicitava a manutenção do regime de cálculo com pequena intensidade do sinal locacional e a outra parcela significativa solicitava a mudança, a ANEEL optou pela alteração gradual da metodologia de cálculo da TUST, como detalhado a seguir.
Problemas y soluciones de TUST
A REN 559/2013 (Resolução Normativa n. 559 da ANEEL, de 27 de junho de 2013), estabeleceu os procedimentos de cálculo das TUST, incluindo o uso da metodologia Nodal para o cálculo da TUST da Rede Básica locacional (TUST_RB) como método de alocação de custos baseado em fluxo de potência.
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.
Segundo o Relatório de Análise de Impacto Regulatório n. 02/2021-SGT/ANEEL, ao analisar as contratações de MUST (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) utilizadas no cálculo do ciclo 2020/2021, entre os segmentos geração e consumo, a ANEEL observou que os montantes de geração se sobressaíam sobre os de consumo nos submercados Norte e Nordeste, enquanto nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul havia uma certa uniformidade.
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.
Entretanto, não é isso que ocorria com o emprego dos procedimentos da REN 559. Segundo a ANEEL, a maioria das Unidades da Federação possuía uma sinalização locacional próxima ao valor médio. Ou seja, para um investidor em geração, tanto fazia construir um empreendimento na região Norte ou na Sudeste – o custo do transporte da energia praticamente não influenciava na sua racionalidade econômica.
A Nota Técnica n. 71/2018/SGT/ANEEL (NT 71 destacou que o procedimento associado ao despacho proporcional por “submercado” adotado era o fator preponderante para o resultado tarifário com pouco sinal locacional, apontando como uma possível solução do problema um despacho denominado de despacho proporcional “unificado” em termos nacionais.
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.
Uma das questões apontadas pela ANEEL no âmbito das discussões é que, ao aplicar o despacho nacional, haveria uma superestimação dos fluxos de potência nas interligações regionais resultantes da utilização da “Alternativa 2” em patamares muito acima da realidade operativa.
Por essa razão, diante das contribuições recebidas na primeira fase da CP 39, a ANEEL propôs a utilização da “Alternativa 2A”, que consiste na “Alternativa 2” com a atenuação dos fluxos com a aplicação linear do FD (Fator de Demanda) sobre os MUST contratados pelo segmento 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.
Diante das contribuições recebidas na terceira fase da CP 39 e das demais discussões, a ANEEL consolidou o entendimento de que a solução do problema da sinalização locacional estaria na combinação entre a “Alternativa 1” e a “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, segundo o Relatório de AIR n. 02/2021-SGT/ANEEL, entendeu que tal solução iria ao encontro das contribuições recebidas no âmbito da CP 39, uma vez que parte dos agentes solicitava a manutenção do regime atual e parte a mudança, além de permitir que a alteração metodológica ocorresse de forma gradual e 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 que fosse identificado o efeito isolado da transição adotada pela ANEEL para o sinal locacional, foram consideradas as projeções das tarifas de todas as concessionárias de distribuição de energia conectadas na rede básica. Nesses cenários, foram mantidas constantes todas as premissas de cálculo tarifário, com exceção do valor esperado para as tarifas de transmissão relativas à rede básica.
Para os valores das Tarifas de Transmissão da rede básica, a MC&E, utilizando os dados do Programa Nodal, ciclo 23/24, anexo à Resolução Homologatória ANEEL n. 3.217, de 4 de julho de 2023, recalculou as Tarifas de Transmissão do ciclo 23/24, alterando as etapas de transição locacional para o ciclo tarifário em questão.
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.
De qualquer forma, a solução adotada pela Aneel, com o estabelecimento de uma transição cuja meta é fazer com que o sinal locacional atinja, em termos tarifários, apenas a metade de seu impacto real, é mantida uma parcela de subsídio em favor dos geradores das regiões Norte e Nordeste.
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.
As novas regras são mais favoráveis nesse sentido: o aprimoramento promovido pela Aneel na metodologia locacional amplifica a sinalização econômica de forma a privilegiar o consumo de energia elétrica em pontos da rede de transmissão onde se localizam mais empreendimentos de geração.
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.
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