O novo faturamento da geração distribuída, conforme REN Aneel 1059
No dia 07/02, a Aneel publicou a Resolução Normativa 1059/2023 que regulamenta a lei 14.300/2022.
Ela estabelece
- direitos dos consumidores;
- procedimentos para conseguir o acesso com geração distribuída;
- faturamento da geração distribuída pelas distribuidoras de energia.
Na maior parte, a REN 1059 descreve as modificações a serem aplicadas na Resolução 1000/2021, que estabelece as regras de prestação de serviço para distribuição de energia elétrica. Há modificações também na REN 920/2021, na REN 956/2021 (que corresponde à PRODIST) e na REN 1009/2022.
Neste momento, ainda não foi publicada a REN 1000 consolidada, incluindo as modificações. Desta forma, precisamos ler as duas resoluções 1000 e 1059 em paralelo.
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O faturamento é a base para o cálculo do retorno de investimento
No presente texto vamos apresentar as regras para o faturamento da geração distribuída, conforme definição no Artigo 655-I, para consumidores do grupo B, atendidos em baixa tensão: residências, pequeno comércio etc.
Vamos, primeiro, entender como será o faturamento para, depois, vislumbrar os benefícios da energia gerada e usar estes para calcular o retorno de investimento.
Custo de Disponibilidade
O Custo de Disponibilidade (CDD) representa a fatura mínima a ser cobrada, para consumidores com ou sem geração distribuída:
- 30 kWh em unidades com ligação monofásica;
- 50 kWh em unidades com ligação bifásica;
- 100 kWh em unidades com ligação trifásica;
Na fatura, o CDD é multiplicado com a tarifa de consumo. A nova resolução, de acordo com a lei 14.300, deixou a relação entre CDD e compensação de energia mais clara.
Componentes do faturamento
A REN 1059 conhece três componentes de faturamento:
- o consumo medido, conforme leitura no medidor no final do ciclo de faturamento;
- a energia compensada, que é resultado do cálculo explicado abaixo;
- a demanda da energia injetada.
O consumo medido
No final do ciclo de faturamento (mês), ocorre a leitura do medidor (relógio). Nada de novo.
A energia disponível para compensação
A energia que pode compensar o consumo pode vir de diferentes fontes:
- energia gerada no mesmo local e injetada na rede da concessionária - esse montante é apurado mediante leitura do medidor;
- créditos de meses anteriores;
- energia transferida de outras unidades do mesmo proprietário, no regime de compensação remota.
Quanta energia será compensada?
Agora vem a parte mais complexa das novas regras. Vamos transformar as regras do Artigo 655-I num algoritmo.
- Calcule o somatório de todas as fontes de energia disponível para compensação, conforme item anterior;
- Se essa soma for maior do que o consumo medido no mês, então ela é limitada pelo consumo;
-
Agora calcule o valor em R$ da energia resultante após compensação máxima
(consumo - compensação) x tarifa de consumo + compensação x tarifa TUSD Fio B
- Se o valor calculado for maior do que o CDD, então o valor calculado será cobrado;
-
Se o valor calculado for menor do que o CDD, então entra a regra de que o CDD deve ser cobrado, por ser taxa mínima
- Para calcular isso, é necessário reduzir o montante da energia compensada na fórmula (3) até bater com o valor do CDD;
- A parte da energia que estava disponível para compensar mas não foi aproveitada vira crédito para contas futuras.
Qual é o valor da "tarifa TUSD Fio B" na fórmula acima?
Este valor depende da fonte da energia a ser compensada:
- Se for uma usina antiga, com parecer de acesso até 07/01/2023, então não haverá cobrança
- Se for uma usina mais nova, então entra a regra que a Aneel publico na Nota Técnica 237 e que explicamos neste blog.
Se a unidade receber créditos de diferentes fontes, então o cálculo será bastante complexo e muito difícil de verificar!
A demanda da energia injetada
No § 3 do Artigo 655-I, a Aneel estabelece que a demanda de injeção deve ser cobrada.
O procedimento seria este:
- A concessionária instala um medidor que mede a potência de consumo e injeção em intervalos de 15 minutos. Esta medição é padrão em grandes clientes (consumidores grupo A) mas ainda não no grupo B;
- No final do ciclo, é determinada a maior potência de consumo e de injeção ao longo do mês, que corresponde à demanda em termos de infraestrutura de distribuição da energia;
- Se a demanda de injeção for maior do que a do consumo, então será cobrada a tarifa TUSDg sobre essa diferença.
Essa cobrança está sendo questionada pelas seguintes razões:
- A cobrança do transporte da energia seria dupla, uma vez na injeção da energia e outra vez na compensação;
- A lei 14.300 prevê a cobrança no ato da compensação, mas não no ato da injeção;
- A medição da demanda é incoerente com os princípios aplicados no grupo B, onde há medição somente do consumo.
As associações do setor fotovoltaico enviaram o questionamento à Aneel. Vamos aguardar seu posicionamento.
Retorno de investimento: o benefício financeiro do sistema fotovoltaico
A base para calcular o retorno de investimento é a tabela de fluxo de caixa, onde entra, a cada mês, custo e benefício associados ao sistema fotovoltaico.
O custo é o investimento inicial (podendo ser diluido por parcelamento ou financiamento) mais custo de operação e manutenção.
Qual é o benefício? Ele é representado pela energia gerada e valorado com uma tarifa, de acordo como essa energia abate o consumo.
- A energia gerada e consumida no mesmo instante (Autoconsumo) reduz o consumo que aparece no medidor. O valor de cada kWh, portanto, corresponde à tarifa de consumo;
- A energia injetada à rede da concessionária representa um benefício no mês em que ela compensa algum consumo. Este benefício é menor do que no item 1, porque ocorre o abatimento da tarifa TUSD Fio B.
- Energia constantemente gerada além do consumo não gera benefício, visto que a REN 1059 limita a energia compensada ao consumo medido.
Importante: o Custo de Disponibilidade não entra nem como custo nem como benefício. Ele representa uma taxa para manter a conexão com a rede, independente de usar geração distribuída ou não. O benefício da energia gerada começa somente acima do limite do CDD.
Num próximo blog vamos falar sobre as consequências para o dimensionamento de sistemas fotovoltaicos.
Leia mais sobre a lei 14.300
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