La GD (generación distribuida) de energía se estableció a través de REN 482 (Resolución Normativa N° 482/2012), la cual fue revisada por REN 687 y REN 786 da ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica). La GD se puede realizar a través de energía solar fotovoltaica, energía eólica, cogeneración cualificada o energía procedente de centrales hidroeléctricas, que ha sido la gran fortaleza del sector en los últimos 3 años.
En los últimos años, debido a la generación distribuida, la fuente solar se ha convertido en una fuerza extremadamente competitiva y generadora de empleos e ingresos en todo el país. En el modelo de generación distribuida, el excedente de energía generada por la unidad consumidora con micro o mini generación se inyecta a la red del distribuidor, que funciona como una batería, y se produce un intercambio de la energía generada y la energía consumida, a través del Sistema de Compensación de Energía.
Cuando la energía inyectada a la red es mayor que la consumida, el consumidor recibirá un crédito energético (kWh) que podrá utilizar para reducir el consumo en otro punto tarifario o en la factura de los meses posteriores. Para aquellos interesados en reducir su factura energética a través de su propia generación, no importa si la generación proviene del sol, el viento, el agua o la biomasa.
Si se formatea un producto similar con cualquiera de estas fuentes, la decisión del consumidor finalmente será optar por la opción más barata. La forma en que las empresas medirán y gestionarán (a partir de ahora) la energía es la gran innovación que debate el sector eléctrico.
Así, cuando se habla de generación propia de energía –mediante generación distribuida– el suministro de energía eléctrica a las unidades consumidoras que participan en el sistema de compensación energética se puede realizar de dos maneras:
- Suministro de energía a accesores pertenecientes al Grupo B;
- Suministro para accesorios del grupo A.
Así, los prosumidores de energía, al participar en el SCEE (Sistema de Compensación de Energía Eléctrica), formalizan dos contratos con la distribuidora (donde se encuentran en el Proceso de Conexión):
- CUSD (Acuerdo de Uso del Sistema de Distribución);
- CCER (Contrato de Compra Regulada de Energía), según lo establecido en REN 714/2016.
Y los contratos del grupo B podrán agruparse por titularidad, previo consentimiento del consumidor. En los contratos del Grupo B, el coste de disponibilidad se paga (en función de la tensión de la red del distribuidor) por el uso de la red (para compensar la energía) a la que está conectada la unidad de consumo en baja tensión (Grupo B).
Incluso si la energía inyectada a la red es mayor que el consumo, el valor en reales será equivalente a 30 kWh (monofásica), 50 kWh (bifásica) o 100 kWh (trifásica). Así, los consumidores atendidos en baja tensión (Grupo B) tendrán que pagar el coste de disponibilidad en los meses en que la generación sea igual o mayor al consumo de la red, y los consumidores comerciales e industriales con mayor carga (Grupo A) tendrán que soportar el coste de la demanda contratada.
Por tanto, en la mayoría de instalaciones con potencias inferiores a 75kW la modalidad será del Grupo B y por encima de este valor será del Grupo A. Para potencias inferiores a 75kW, el concesionario conectará la instalación en baja tensión. Este cliente, en su factura de electricidad, solo pagará por el consumo de energía en (kW/h) y no pagará por la demanda.
Si la potencia instalada es superior a 75kW, la energía se dirigirá a media tensión. En este ejemplo, la factura de electricidad será diferente porque, además del consumo, habrá cargos por demanda en R$/kW, que en generación distribuida se llama MUSD (Monto de Uso del Sistema de Distribución).
Facturación en GD
Los mismos procedimientos de facturación de las unidades consumidoras de micro o mini generación distribuida clasificadas como de bajos ingresos deberán adoptarse para el resto de consumidores del grupo B que tengan derecho a algún descuento en la tarifa, es decir, las reglas de facturación previstas en el art. 7° del REN 482 y luego otorgar los descuentos según lo establecido en REN 414/2010.
En el caso de un consumidor del grupo A con derecho a descuento, por ejemplo un irrigador, se deberán observar los tiempos de energía inyectada y consumida durante todo el ciclo de facturación, es decir, el mismo procedimiento adoptado para el resto de consumidores del grupo. A que hayan distribuido micro o mini generación, para luego aplicar los descuentos en la TUSD (Tarifa por Uso del Sistema de Distribución) y la TE (Tarifa de Energía).
Cuando se utilizan créditos de energía y se realizan en una estación tarifaria diferente a donde se generaron – en el caso de unidades consumidoras facturadas a tarifa horaria (tarifa azul, verde o blanca) – el saldo de energía generada debe multiplicarse por el ratio entre el TE aplicable a la unidad consumidora en la que se utilizarán los créditos.
Además, cuando la unidad consumidora donde se produjo el exceso de generación sea facturada en la modalidad convencional, sin estaciones tarifarias, los créditos generados deberán considerarse como generación en período valle para efectos de su uso en otra unidad consumidora con estaciones tarifarias.
Un tema de importante discusión en el sector de generación distribuida es la cuestión del precio binomial y la tarificación por el uso del Cable B en la generación distribuida como una separación entre la tarifa energética y el uso de la red. Sin embargo, las escenas del próximo capítulo de esta discusión recién se verán en 2021, cuando se complete la revisión del REN 482, debido a la pandemia de Covid-19.
La era de la generación distribuida es sin duda una tendencia que llegó para quedarse. Se combina con el sistema de redes inteligentes y mediciones (sred comercial y medición inteligente), junto con la apertura del libre mercado y del Tiempo PLD (Precio de Liquidación de Diferencias) en Brasil, ya que reúne los avances tecnológicos del sector, combinados con las mejores prácticas en términos económicos y ambientales.
De esta manera, esperamos que haya un mejor uso y expansión de la infraestructura de la red para estimular no sólo una mayor eficiencia energética a nivel de carga, sino también en los procesos de generación remota de energía.
Al mismo tiempo, los sistemas de gestión del consumo electrónico (redes inteligentes) permitirán el uso más eficiente posible de la energía, atendiendo a las prioridades definidas por sus propios usuarios.
