IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020 - 53

mayo/junio 2020

empresas. Las revisiones de las tarifas se llevan a cabo al
final de cada periodo de control. Los ingresos regulados se
determinan y se desvinculan de la evolución de los costos
reales. La idea es que los ingresos regulados cubran los costos eficientes. La eficiencia relativa de las empresas de distribución se mide a través de análisis envolvente de datos.
Así, si una empresa de red puede establecer una estructura
de costos más eficiente, incurriendo en gastos inferiores a
los incluidos en las tarifas, puede captar esos ahorros dentro
del periodo de control. Durante la revisión periódica de las
tarifas (que tiene lugar, en promedio, cada cuatro años), las
eficiencias son transmitidas al consumidor. Las empresas de
distribución cuya concesión fue renovada después de 2015
realizan una revisión cada cinco años.
Desde el punto de vista del regulador, el traspaso de los
aumentos de eficiencia a las empresas fomenta los esfuerzos
para reducir el costo de la prestación del servicio. Por otra
parte, si se alteran sustancialmente los costos incontrolables,
las empresas se enfrentarán a gastos que no tienen cobertura
tarifaria durante el periodo comprendido entre las revisiones. En esos casos, las empresas pueden solicitar una revisión extraordinaria de las tarifas para restablecer su equilibrio financiero. El regulador es responsable de juzgar los
méritos de esta solicitud y decidir si la aprueba o no.
La regulación de precios de Brasil incentiva a las empresas a ahorrar costos de inversión durante los primeros años
del periodo de control, hacia el final del cual el incentivo a
la eficiencia se vuelve más débil que otros incentivos en el
marco político. Más cerca del siguiente trinquete, el incentivo para que las empresas aumenten su RAB a largo plazo
se hace más fuerte. Esto se debe al efecto Averch-Johnson,
que crece durante la última parte del periodo de control.
Esto ocurre porque los costos de capital de los inversionistas (utilizados por los propietarios de las redes para
descontar los futuros flujos de efectivo) pueden resultar
menores que los estimados por el regulador para determinar los ingresos permitidos. Aunque este efecto se asocia
principalmente a las normas sobre el costo del servicio,

25
Nueva estructura tarifaria
Tarifa actual (volumétrica)

20
15
10
5

20
27

20
26

20
25

20
24

20
23

20
22

20
21

20
20

20
19

20
18

Capacidad total instalada (GW)

Existen dos estructuras tarifarias que pueden aplicarse
a los consumidores conectados a las redes de distribución:
1) tarifas binomiales, que tienen dos componentes, el
primero representa las tasas por energía, pérdidas y
otros gastos (por ejemplo, los costos de las políticas
gubernamentales) en $/MWh, y el segundo representa
las tasas de transmisión y distribución en $/kW
2) tarifas monomiales, en las que todos los componentes
se resumen en una única tarifa volumétrica en $/kWh.
Para aplicar las tarifas, los consumidores se clasifican según
sus niveles de tensión: grupo A (nivel de alta tensión) y
grupo B (nivel de baja tensión), que a su vez se dividen en
subgrupos. El Grupo A está dividido por niveles de tensión:
A1 (≥230 kV), A2 (≥88 kV y <230 kV), A3 (>44 kV y <88
kV), A3a (≥30 kV y ≤44 kV), A4 (≥2.3 kV y <30 kV), y AS
(<2.3 kV en la red subterránea). El grupo B está dividido
por clases de consumidores: B1 (residencial), B2 (rural), B3
(otras clases, como la comercial, la industrial y la de potencia pública) y B4 (alumbrado público). Las tarifas binomiales son obligatorias para los consumidores de alta tensión, y
las tarifas monomiales son obligatorias para los usuarios de
baja tensión. El menú de tarifas que se ofrece a los consumidores se resume en cuatro modalidades: convencional, azul,
verde y blanco, tal como se ilustra en la tabla 4.
La modalidad de tarifa convencional es una tasa fija y
constante que se utiliza para casi todos los consumidores
conectados a la red de baja tensión. Desde 2018, los usuarios
con una demanda de electricidad superior a 500 kWh pueden
optar por la tarifa blanca, con granularidad temporal para
las horas de carga máxima, intermedia y baja. El periodo de
carga máxima consiste en las tres horas consecutivas del día
laboral que tienen la mayor demanda. El regulador lo determina a las 5:30-8:30 p.m., lo cual no es acorde con la carga
máxima real. A medida que muchos consumidores aumentan el uso del aire acondicionado, la carga máxima se ha desplazado a las 2-3 p.m. en muchas regiones. No obstante, el
regulador no ha actualizado la definición, que incentiva a los
consumidores que optaron por la tarifa blanca a aumentar su
consumo durante la hora real de carga máxima. Los cambios en esta modalidad podrían no reducir la carga máxima
del sistema, ya que muchos usuarios no (podrán) cambiar
necesariamente su comportamiento de consumo. Los consumidores de alta tensión pueden optar entre las modalidades azul y verde. La modalidad verde tiene un mayor
componente volumétrico para la hora de carga máxima, lo
que ha motivado a algunos consumidores a construir plantas de cogeneración de gas natural y diesel para reducir su
carga máxima. Para los usuarios que no pueden desplazar su
carga, la opción azul puede ser más atractiva.
El regulador aplica periódicamente trinquetes para
revisar las tarifas. Anualmente, se realizan reajustes en
un porcentaje de los costos que las empresas de la red no
pueden controlar. Si la proporción de los costos incontrolables aumenta o disminuye, se escalonarán los ingresos
de las empresas para evitar recompensar o penalizar a las

Año

figura 7. Impacto de la tarifa binomial en la penetración
de la GD para los consumidores de baja tensión. (Fuente
de datos: EPE, 2018.)
ieee power & energy magazine

IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020