A lei n° 14.300 institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, determinando normas para o sistema de compensação de energia elétrica (SCEE). Neste artigo iremos focar em explicar como se darão as cobranças normatizadas por esta lei.
Assim, as modificações aqui explicadas são:
- TUSD G: Demanda de geração para o Grupo A
- Sistema de compensação de energia elétrica e alocação de créditos
- Cobrança sobre o Fio B e tarifação sobre o consumo compensado.
TUSD G: DEMANDA DE GERAÇÃO PARA O GRUPO A
Na plataforma da SolarMarket são atendidos projetos para grupo B com tarifa convencional e grupo A com tarifação verde, a qual possui um único valor para a demanda contratada. Com a Lei 14.300, há a possibilidade de contratação da nova demanda de geração com a TUSD G.
Antes da lei 14.300, sistemas fotovoltaicos do grupo A possuíam uma demanda contratada a qual limitava a potência do inversor. Por exemplo, se a demanda contratada do cliente é 50 kW, a potência do inversor deveria ser até 50 kW também. Caso a potência do inversor fosse maior, o cliente final deveria contratar mais demanda junto à concessionária. Com a TUSD G, é possível definir o quanto de demanda será injetada na rede, esta demanda é denominada demanda de geração.
A demanda de geração possui valor unitário pode ser entre 50% a 70% mais barata que o valor unitário por demanda contratada, assim tornando a viabilidade financeira maior para os projetos de média tensão.
É válido comentar que essa tarifação não será, nesse primeiro momento, aplicada aos sistemas vigentes (sistemas que possuem direito adquirido), pois é necessário uma próxima revisão tarifária. Para novos sistemas a partir de 07/01/2023 todos poderão utilizar essa nova tarifação.
SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E ALOCAÇÃO DE CRÉDITOS
Podem aderir ao sistema de compensação de energia elétrica (SCEE):
- Autoconsumo local;
- Empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras (EMUC);
- Geração compartilhada (Consórcio);
- Autoconsumo remoto.
Os sistemas conectados à rede podem vir a gerar créditos de energia elétrica, a qual a Lei n° 14.300 define como sendo o excedente de energia elétrica não compensado por unidade consumidora participante do SCEE no ciclo de faturamento em que foi gerado. Esse crédito será registrado e alocado para uso em ciclos de faturamento subsequentes.
No caso das últimas três modalidades de sistemas de compensação, há a distribuição de créditos. Antes da Lei n°14.300 o rateio dos créditos era feito de acordo com o % de rateio definido para cada unidade consumidora beneficiária. Com a Lei n° 14.300 os créditos poderão ser distribuídos por ordem ou por %.
- Porcentagem de créditos: a qual o rateio de créditos é definido de acordo com o consumo de cada UC ou da forma como o integrador preferir montar o projeto. Essa maneira de distribuição de créditos é a já utilizada antes mesmo da Lei n° 14300.
- Distribuição de créditos por ordem de prioridade: os créditos remanescentes serão distribuídos para as outras unidades consumidoras segundo a ordem estipulada pelo integrador na hora de fazer a proposta/projeto. É importante ressaltar que, em alguns casos, o consumo da UC1, que é a geradora, deve ser 100% compensado e o excedente que será o créditos distribuídos para as próximas UC’s. Por exemplo, um projeto de 5 unidades consumidoras, a qual a ordem de prioridade definida foi:
- 1°: UC3, com necessidade de 300 kWh
- 2°: UC4, com necessidade de 200 kWh
- 3°: UC5, com necessidade de 100 kWh
- 4°: UC2, com necessidade de 300 kWh
TARIFAÇÃO DA REDE
É Importante ter em mente que a tarifa de energia elétrica é composta por duas principais componentes: a TUSD (Tarifa de uso do sistema de distribuição) e a TE (Tarifa de energia). Para mais informações sobre essas tarifas veja o artigo Qual a diferença entre as tarifas TE e TUSD?. Para o entendimento das cobranças com a Lei n° 14.300 é importante o conhecimento sobre o Fio B, que está atrelado à TUSD.
A rede das concessionárias sempre foi remunerada. Antes da Lei n° 14300 a forma de remuneração era através da cobrança do custo de disponibilidade, porém a lei traz cenários diferentes para projetos antes do dia 07/01/2023 (projetos com direito adquirido) e projetos a partir do dia 07/01/2023 (projetos sem direito adquirido).
PROJETOS COM DIREITO ADQUIRIDO: REGRA ANTERIOR (Antes de 07/01/2023)
Antes da Lei n° 14.300 entrar em vigor, o custo de disponibilidade era um valor mínimo da concessionária que sempre devia ser pago à mesma, de forma que o custo de disponibilidade fosse faturado, ou seja, o cliente final compensa toda sua necessidade de consumo e ainda assim, pagava a taxa mínima. Assim:
- Custo de disponibilidade: 100 kWh
- Necessidade de consumo: 1000 kWh
- Energia gerada: 1150 kWh
- Energia compensada: 1000 kWh
- Créditos: 150 kWh
Com a Lei n° 14.300, isso muda, o exemplo dado acima fica da seguinte forma:
- Custo de disponibilidade: 100 kWh
- Necessidade de consumo: 1000 kWh
- Energia gerada: 1150 kWh
- Energia compensada: 900 kWh
- Créditos: 250 kWh, com 100 kWh de consumo faturado
Assim, de forma resumida, o excedente/crédito de energia deve ser limitado de forma que seja maior ou igual ao custo de disponibilidade, que é o valor mínimo faturado de energia pela concessionária. Isso torna a análise de viabilidade do projeto melhor, comparado ao cenário sem a Lei n° 14.300.
PROJETOS SEM DIREITO ADQUIRIDO: NOVA REGRA (A partir de 07/01/2023)
Tomando o exemplo dado para projetos com direito adquirido, o cenários de projetos sem o direito adquirido ficaria:
- Custo de disponibilidade: 100 kWh
- Necessidade de consumo: 1000 kWh
- Energia gerada: 1150 kWh
- Energia compensada: 1000 kWh (a qual aplica-se tarifação, que será comentada abaixo)
- Créditos: 150 kWh, com 0 kWh de consumo faturado
O custo de disponibilidade não será faturado, mas haverá outra forma de remunerar a rede, que será através da tarifação da energia compensada. Na Lei n° 14.300 são normatizadas duas “formas” para essa tarifação. A SolarMarket irá nomeá-las como regra 1 e regra 2:
“IX - fontes despacháveis: as hidrelétricas, incluídas aquelas a fio d'água que possuam viabilidade de controle variável de sua geração de energia, cogeração qualificada, biomassa, biogás e fontes de geração fotovoltaica, limitadas, nesse caso, a 3 MW (três megawatts) de potência instalada, com baterias cujos montantes de energia despachada aos consumidores finais apresentam capacidade de modulação de geração por meio do armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% (vinte por cento) da capacidade de geração mensal da central geradora que podem ser despachados por meio de um controlador local ou remoto” (Trecho retirado da Lei n° 14.300 de 6 de janeiro de 2022, pelo link)
GDII
Se aplica a sistemas que não se enquadram na GDIII.
Se baseia no pagamento de % sobre o FIO B, sendo que esse percentual varia entre as concessionárias e regiões. Nesta regra será seguido um aumento de 15% a cada ano até 2028 ou até 2030 para sistemas protocolados entre 13° e 18° mês após a vigência da Lei 14.300, permanecerão na regra de 90% do TUSD FIO B para 2029 e 2030. Assim a figura imagem ilustra esse aumento gradativo das parcelas sobre o FIO B.
Logo, por exemplo, tomando o ano de 2023, considerando uma tarifa de R$1,00 e FIO B representando 25% da tarifa (TUSD+TE), cada kWh compensado será de R$ 0,0375 = R$ 1,00 x 15% x 25% (TUSD FIO B). Se o consumo compensado for 100 kWh, o valor final será R$ 375,00. Vejamos um exemplo prático dessa regra:
- %TUSD FIO B = 25%
- Ano da tarifação: 2023 (15% do FIO B)
- Tarifa com impostos: R$ 0,73
- Fator de simultaneidade (% de geração consumido de forma instantânea) = 30%
- Energia Gerada = 1100 kWh
- Consumo médio = 1000 kWh
Assim:
- Consumo instantâneo = 1000 X 0,30 = 300 kWh
- Energia compensada = Consumo médio - Consumo instantâneo = 700 kWh
- FIO B (R$) = Energia compensada X 15% X 25% X 0,73 = R$ 19,16 → Valor referente a tarifação da energia compensada.
GDIII
Art. 27. § 1º Para as unidades de minigeração distribuída acima de 500 kW (quinhentos quilowatts) em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada em que um único titular detenha 25% (vinte e cinco por cento) ou mais da participação do excedente de energia elétrica ...
Se baseia no pagamento de 100% do FIO B + 40% FIO A +100% (cem por cento) dos encargos Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE). Nesta regra não há o aumento gradativo da % cobrada pelo FIO B, as porcentagens mencionadas acima se mantém ao passar dos anos.
É válido ressaltar que essa nova regra não possui vínculo algum com o imposto cobrado sobre a energia, como o ocorrido pela cobrança de ICMS sobre a TUSD. Ainda, todas as informações relacionadas a TUSD e outras componentes da tarifa de energia elétrica podem ser encontradas no site da própria ANEEL.
CUSTO DE DISPONIBILIDADE
Em fevereiro de 2023 a ANEEL publicou a REN 1059/23 sobre o custo de disponibilidade, a qual se o valor em R$ da Tarifação da Energia compensada em baixa tensão + valor em R$ do Consumo Faturado < Valor em R$ do Custo de Disponibilidade então deve-se cobrar no mínimo o valor do custo de disponibilidade. Senão aplica-se somente a Tarifação da Energia Compensada BT + Consumo Faturado.