ANEEL pospone votación para analizar mejor reglamentación de la Ley 14.300

Con la colaboración de Mateus Badra e Henrique Hein. Artículo en actualización

El tablero de ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) pospuso para la próxima semana la votación del proceso que reglamenta las normas de la Ley 14.300.

La decisión fue tomada por los directivos de la Agencia tras recibir y escuchar sugerencias del sector de la energía solar en una reunión ordinaria celebrada este martes por la mañana y por la tarde (31).

“Algunas contribuciones plantearon cuestiones que es necesario estudiar. Sé que mi decisión puede eventualmente frustrar a quienes nos siguen (…) Sacaré el proceso de la agenda con la intención de retomarlo en la próxima reunión que se llevará a cabo el 7 de febrero”, dijo Hélvio Guerra, director relator de el ANEEL.

Los argumentos fueron presentados por 17 profesionales de asociaciones y empresas del sector eléctrico.

Vea los puntos principales planteados durante la discusión.

TUSDg para el Grupo B y microgeneración

Hewerton Martins, presidente del MSL (Movimento Solar Livre), afirmó que luego de leer el borrador presentado la semana pasada, identificó que, en relación al cobro de TUSDg para los sistemas de microgeneración, había una gran preocupación por parte de ANEEL con plantas remotas de GD.

“Nos dimos cuenta de que toda la lectura iba en esa dirección, lo que terminó perjudicando al consumidor que genera energía en su propia casa, con la medición de potencia. En un principio se mencionaba como 30kW, pero en el texto, además de abarcar a todos los consumidores, todavía no brinda seguridad jurídica a quienes ya han instalado sistemas de energía solar”, comentó.

Respecto a la facturación por el uso de la red con el fin de inyectar energía eléctrica proveniente de microgeneradores, Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de ABSOLAR (Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica), argumentó que el cobro a los consumidores del Grupo B no era, de hecho, el espíritu que se proponía en este punto, específicamente.

“La redacción, cuando incluía la microgeneración, tenía como objetivo que a un consumidor que le facturan en media tensión, por ejemplo, y ya tiene demanda, pero que le instala un sistema bajo de 75 kW, por tanto microgeneración, se le pudiera cobrar su demanda, pero no para que los consumidores más pequeños de baja tensión sean objeto de un cargo por demanda”, explicó.

En este sentido, afirmó que existe una manera sencilla de resolver este asunto normativamente sin infringir la ley. “Recomendamos cargar la demanda desde unidades de consumo, pero a partir de 75 kW (microgeneración de 75 kW y toda minigeneración)”.

carga triple

Sauaia también comentó que hay temas críticos desde el punto de vista jurídico y desde el Congreso Nacional. Uno de ellos se refiere al triple cobro a los consumidores, “especialmente perjudicial para los pequeños consumidores, cuando tenemos la posibilidad de cobrar Costo de Disponibilidad, MUSD Fio B y también la demanda”.

“En este escenario todos pierden. Entonces, en nuestra propuesta para resolver este asunto, el texto debe redactarse de la misma manera que está en la Ley. La idea de la norma en varios de sus puntos fue ayudar efectivamente a que la regulación sea más clara, más objetiva. y no sujeto a posibles aperturas interpretativas que puedan derivar en nuevos conflictos entre las partes”, puntualizó.

En cuanto a Davi Rabelo Conexão, especialista en Regulación de ANEEL, cuando hablamos de carga triple, “parece que estamos cargando lo mismo tres veces. Es un cargo que se dividió en dos y otro cargo que creó la ley”.

“En el artículo 16 tengo que tirar suficiente generación para que el consumo de la red sea igual al Costo de Disponibilidad. Entonces la ley, en el artículo 16, exige consumo de la red, aunque haya inyectado más de lo que he consumido, necesariamente tengo una porción que voy a sacar de la red”, dijo.

Y esta porción que se sacará de la red, según Rabelo, necesariamente tiene que ser igual al Costo de Disponibilidad, “o sea, simplemente estoy cobrando lo que saqué de la red. ¿Por qué tengo que tirar de la red? Porque la ley así lo dice”.

“¿Y cuándo paga la generación? Cuando la potencia de generación excede la potencia de carga. Ejemplo, una casa con 300 kWh al mes. Esta residencia cuenta con carga en la ducha eléctrica y cuenta con sistema de generación. Si la potencia de carga es mayor que la del sistema de generación, este cargo de generación no existe”, explicó.

Por ello, afirmó que, seguramente, “decimos que en generación local no hay cobro por generación, porque normalmente en generación local la potencia de carga es mucho mayor que la potencia de generación. En el ejemplo puesto, 3 kWp generan 300 kWh al mes y una ducha eléctrica genera más del doble”.

“Si diseño un sistema de generación para servir a la propia unidad de consumo, no habrá cargos de generación. La propia fórmula obliga a esto porque TUSDg sólo afecta la diferencia entre generación y carga. El generador remoto, que tiene una potencia de generación mayor que la potencia de carga, se cargará entonces y deberá cargarse. Entonces, son tres cargos que se refieren a tres productos completamente diferentes”, concluyó.

Suspensión del plazo por disputas en el distribuidor

Durante los alegatos, profesionales y representantes de asociaciones y empresas destacaron la suspensión de plazos en caso de asuntos pendientes de los que sea responsable la distribuidora.

“La cuestión de responsabilidad del distribuidor es la ejecución del hilo. Y pendiente no está mientras el hilo esté abierto. Está pendiente mientras ella no termine su rol porque eso afecta todo el criterio de financiamiento y ejecución (de un proyecto)”, dijo Ricardo Costa, secretario de asuntos técnicos del INEL (Instituto Nacional de Energías Limpias).

“Lo que propone el INEL es volver al texto de la Ley 14.300 y crear un punto que diga que la distribuidora cubre el CUSD apenas termina de operar la red, incluso si la unidad de micro y minigeneración no está lista para conectarse. Porque esto no tiene ningún impacto regulatorio ni financiero para las distribuidoras”, añadió.

Davi señaló, durante su explicación, que el ANEEL considera que el trabajo del distribuidor no está pendiente. “Sólo quedaría pendiente si hubiera un retraso”, afirmó.

“¿Cuándo se suspende el plazo? Cuando la distribuidora no cumplió con el plazo del presupuesto de conexión o cuando no cumplió con los plazos que establece la Ley en el numeral 3 del artículo 26, que es de 120 días, 12 meses o 30 meses según la fuente”, agregó.

el especialista de ANEEL también destacó que este tema se aborda en la votación del relator Guerra. “En la práctica, esto equivale a decir que es posible clasificar al agente como GD 1 cuando la conexión se produce dentro del plazo del presupuesto de conexión, o dentro de los plazos del §3 del art. 26 de la Ley, lo que ocurra último”, dice la votación.

“Si el presupuesto de conexión da un plazo de 18 meses, el agente tendrá derecho a la conexión si se conecta dentro de los 18 meses. Si el presupuesto de conexión da un plazo de 6 meses y el distribuidor cumple con el plazo, el agente puede conectarse dentro de 12 [meses] para reclamar el derecho al beneficio GD 1”, explicó.