La generación solar en el noreste y en el norte de Minas Gerais pagará más por la energía exportada a otros estados brasileños

Es el resultado de la última fase de una consulta pública iniciada en 2021, sobre cómo hacer que los costes de transmisión sean sensibles al uso más o menos intensivo del Sistema Interconectado Nacional (SIN), haciendo que los agentes que más demanden paguen proporcionalmente más por el servicio. Con ello, los generadores de los estados y regiones que exportan energía a través del SIN a otros submercados pagarán más por el uso del sistema. De 2023 a 2028, la agencia promoverá la intensificación gradual de la señal de localización, que alcanzará un peso del 50% en la composición de la tarifa.

“Defendemos la importancia de una metodología técnicamente profundizada, debatida y probada, porque los generadores fotovoltaicos del noreste y norte de Minas Gerais tendrán una afectación muy relevante en su negocio”, dijo el director técnico y de regulación de Absolar, Carlos Dornellas.

La asociación sostiene que tanto el TUSD como el TUST de las empresas ya existentes deben ser corregidos por el índice de inflación durante todo el periodo de concesión, “porque es importante la previsibilidad de los costes. Estos proyectos se hicieron viables en el pasado”, comentó el director, quien agregó: “Y la tarifa es el principal componente de un generador solar cuando se hace un análisis económico financiero. Entendemos que debe haber esa estabilización -no es una congelación, que quede claro- con corrección por el índice inflacionario para todo el periodo de la concesión, asegurando la previsibilidad de los costes para los negocios ya realizados”.

Antecedentes y detalles de la decisión
La decisión pretende corregir una distorsión observada en los últimos años, tras la entrada en funcionamiento de la central hidroeléctrica de Belo Monte y otros generadores en las regiones Norte y Nordeste.

Estas regiones eran importadoras de electricidad hace dos décadas, cuando Aneel definió la anterior metodología de cálculo del TUST y el TUSD-g, pero se han convertido en exportadoras de energía. Sus consumidores, que antes estaban alejados de los centros de carga, están ahora cerca y suponen una carga menor para el sistema que la considerada en el cálculo.

Con la nueva regulación, se espera una reducción media del 2,4% de las tarifas para los consumidores de la región noreste y del 0,8% para los de la región norte, lo que supone una reducción cercana a los 1.230 millones de reales (240 millones de dólares) al año.

La nueva metodología comenzará a aplicarse en el ciclo tarifario 2023/2024, en el que el 90% del cálculo seguirá la contabilidad de costes anterior y el 10%, el cálculo guiado por la intensificación de la señal de localización. La aplicación del cálculo se incrementará en 10 puntos porcentuales en cada ciclo, hasta alcanzar, en el ciclo 2027-2028, el equilibrio del 50% del cálculo considerando el coste nacional y el 50%, el coste regional del transporte de energía.

Las tarifas flotantes se calcularán teniendo en cuenta los límites móviles superior e inferior, asociados a la variación de la inflación medida por el Índice de Actualización de la Transmisión (IAT) y el riesgo inmediato de expansión de la transmisión.

El voto del director-relator del asunto, Hélvio Guerra, argumenta que la señalización eficiente de los precios, a través de la tarifa flotante, evita los subsidios cruzados y favorece la optimización de la expansión del sistema de transmisión y la operación del sistema interconectado.

La decisión modifica los submódulos 7.4 y 9.4 de los Procedimientos de Regulación Tarifaria (PRORET). La participación de la sociedad en la construcción del reglamento tuvo lugar en las tres fases de la Consulta Pública nº 39/2021: la primera, entre el 1 de julio y el 29 de septiembre de 2021; la segunda, entre el 30 de marzo y el 13 de mayo de 2022; y la tercera, del 30 de junio al 29 de agosto de 2022. En estas ocasiones, la Agencia recogió más de 250 sugerencias.