Con la colaboración del abogado Renato Edelstein
REN 482 (Resolución Normativa N° 482/2012) de ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) creó el SCEE (Sistema de Compensación de Energía Eléctrica), aplicable a unidades consumidoras con micro o mini generación distribuida.
Como resultado de la Audiencia Pública 026/2015, el organismo publicó, el 24 de noviembre de 2015, la Resolución 687/2015, que introdujo diversos cambios... Resolución 482.
Entre algunos cambios impulsados por la REN 687, podemos destacar el aumento del límite de potencia para la minigeneración distribuida de fuentes hidráulicas a 3 MW y para otras fuentes a 5 MW.
Entraron en vigor las definiciones de microgeneración distribuida para plantas de generación con una potencia instalada de hasta 75 kW y de minigeneración distribuida para plantas de potencia superior a 75 kW e inferior o igual a 5 MW, conectadas a la red de distribución a través de instalaciones de consumo. unidades.
Actualmente, REN 482 prevé los siguientes tipos de GD (generación distribuida) abajo.
Generación en la propia unidad del consumidor.
La forma más común de generación distribuida en el mercado brasileño hoy en día, debido principalmente a la instalación generalizada de paneles solares en los techos de casas y pequeñas empresas.
generación compartida
Caracterizada por la agrupación de consumidores, dentro de una misma área de concesión o permiso, a través de un consorcio o cooperativa, integrado por personas naturales o jurídicas, que posean una unidad de consumo con microgeneración o minigeneración distribuida en una ubicación distinta a las unidades de consumo en las que se compensará el excedente de energía.
Autoconsumo remoto
Modalidad caracterizada por unidades de consumo propiedad de una misma persona jurídica, incluyendo matriz y sucursal, o de una persona natural propietaria de una unidad de consumo con microgeneración o minigeneración distribuida en una ubicación distinta a las unidades de consumo, dentro de la misma área de concesión o permiso, en la que se compensará el excedente de energía.
Desarrollo con múltiples unidades de consumo (condominios).
Esta modalidad se caracteriza por el aprovechamiento independiente de la energía eléctrica, en la que cada unidad de uso individual constituye una unidad consumidora, y las instalaciones para el servicio de áreas comunes constituyen una unidad consumidora distinta, responsabilidad del condominio, de la administración o del propietario del desarrollo, con microgeneración o minigeneración distribuida, siempre que las unidades consumidoras se ubiquen en el mismo inmueble o en predios contiguos, quedando prohibida la utilización de la vía pública, pasos aéreos o subterráneos y propiedades de terceros ajenos al desarrollo.
Entre varias discusiones regulatorias que existen sobre el tema de GD, hay un tema en particular que ha generado un acalorado debate entre los desarrolladores de estos proyectos y ha sido un punto sensible en la estructuración de los modelos de negocio de las plantas, el llamado “desmembramiento de plantas”.
El numeral 3 del artículo 4 de la resolución 482 establece que “está prohibida la división de una planta generadora en unidades menores para ajustarse a los límites de potencia para microgeneración o minigeneración distribuida, debiendo el distribuidor identificar estos casos y solicitar el reajuste de la instalación y, en su caso, de no cumplirse, negar adhesión al Sistema de Compensación Eléctrica” (énfasis añadido).
En otras palabras, la intención de la regulación de ANEEL es impedir e impedir que los grandes proyectos energéticos (superiores a 5 MW) sean fragmentados o fraccionados en proyectos más pequeños para ajustarse a la resolución y, por tanto, disfrutar de los beneficios y exenciones indirectas de la generación distribuida. El objetivo de la norma, por tanto, sería impedir que los agentes eludan el límite impuesto a la resolución del ANEEL.
Después de todo, el concepto de generación distribuida fue diseñado para permitir al consumidor cautivo (en el ACR, un entorno de contratación regulado) compensar energía de su cuenta con el distribuidor local a través de pequeñas plantas, ya sea al lado de la carga (GD local) o a través de el arrendamiento de fracciones de plantas alejadas del consumo (autoconsumo remoto o generación compartida), que generalmente son proyectos de mayor tamaño.
En este sentido, la SRD (Superintendencia de Regulación de los Servicios de Distribución) de ANEEL tomó posición en la Circular N° 0010/2017-SRD/ANEEL respecto de la restricción al fraccionamiento de plantas, así como de la responsabilidad de las propias distribuidoras locales en verificar la propiedad de las unidades o la contigüidad de las áreas en las que se ubican las plantas de generación:
“(…) 12. En estos términos, la norma prohíbe la división de una planta generadora en plantas más pequeñas que resulte en: a) cambiar la clasificación como minigeneración distribuida a la clasificación como microgeneración distribuida; o b) cambio de una condición no calificada a una condición calificada en el REN n° 482/2012. Resaltamos que la identificación de estos intentos de dividir una planta generadora debe ser realizada por la distribuidora y no se limita a verificar la propiedad de las unidades o la contigüidad de las áreas en las que se ubican las plantas generadoras.
13. Con el fin de identificar y abordar todos los casos que eventualmente puedan caer bajo la prohibición de división de centrales eléctricas establecida en el §3 del artículo 4 de la REN No. 482/2012, solicitamos que los distribuidores realicen una evaluación detallada de los sistemas de microgeneración y minigeneración distribuida actualmente conectados en su área de operación.
Sin embargo, el problema y la inseguridad jurídica surgen, a nuestro juicio, precisamente del hecho de que no existe un criterio objetivo para establecer los límites de la prohibición del fraccionamiento de plantas.
En la práctica, lo que vemos es que cada distribuidora ha creado sus propias reglas para identificar si hay o no fraccionamiento de una central, responsabilidad que no fue trasladada a la distribuidora en nuestro análisis, la cual solo debe monitorear si ha habido o no correcto cumplimiento de la norma – el principal punto de debate es que la norma solo tiene una única disposición para abordar el tema y la ANEEL no se molestó en establecer criterios que facilitaran la inspección de los distribuidores ni permitieran a los empresarios cumplir correctamente las directrices.
Aunque no está expresamente previsto, no hay duda de que dividir plantas para quedar por debajo del límite regulatorio de 5 MW y calificar como GD, por ejemplo, está prohibido por la Resolución 482. Como se dijo, la intención es impedir que los grandes proyectos disfruten de los beneficios. del mecanismo de generación distribuida.
En el mismo sentido, nos parece que dividir una planta más grande en varias más pequeñas para quedar por debajo de los 75 kW y convertirse en microgeneradora también estaría prohibido en el REN 482, por los impactos que causa en la red de distribución. Sin embargo, una vez más el Reglamento no es del todo claro a este respecto.
¿Qué pasa con el fraccionamiento, por ejemplo, de plantas de 5 MW en “pequeños proyectos” de 2,5 MW o 1 MW?
En nuestra opinión, dividir las centrales eléctricas para que se mantengan por debajo de los 2,5 MW no está sujeto a ninguna prohibición regulatoria explícita. Este es el límite de potencia por debajo del cual se puede realizar la conexión en media tensión. Dado que las obras de refuerzo de la red de alta tensión suelen ser significativamente más costosas, limitar el proyecto a esta potencia puede ayudar a controlar los costos para el promotor.
En nuestra opinión, dividir las plantas en unidades de 1 MW también es viable, ya que no existe una prohibición explícita. Se trata de una estrategia/optimización para evitar el impuesto ICMS. Por lo tanto, no hay forma de eludir la limitación impuesta por... ANEEL, siendo incluso una práctica de mercado para mitigar la exposición fiscal debido a que el acuerdo de Confaz no ha actualizado su redacción para prever las nuevas modalidades de generación distribuida y los límites del REN 482.
Es claro, por tanto, que analizando sólo la regulación de ANEEL existente, no existe prohibición expresa de la división en plantas de menor tamaño, siempre y cuando el objetivo del fraccionamiento no sea la propia caracterización del activo como micro o mini generación distribuida.
A ANEEL en un caso reciente (auto nº 2.765/2020 – expediente nº 48500.004024/2017) se aplicó una multa de más de R$ 13 millones a un agente distribuidor por la supuesta clasificación irregular de una planta como generación distribuida. La decisión fue el resultado de un procedimiento de inspección.
En opinión del director relator, Efraín Pereira da Cruz, la importancia de las acciones de fiscalización fue resaltada delante del "crecimiento reciente" de los proyectos de generación distribuida.
“15. De manera preliminar, destaco la importancia de este tipo de acciones supervisoras, dado el fuerte crecimiento reciente en el número de instalaciones de micro y minigeneración que se conectan a los sistemas de distribución, así como el crecimiento en el número de denuncias recibidas en el ANEEL respecto de la actuación de los concesionarios de distribución en relación con el tema”.
A ANEELPor lo tanto, dejó en claro que este tipo de acciones de supervisión deben ser la práctica de la agencia como una forma de evitar el desmembramiento de las plantas de generación distribuida.
En el caso concreto, el ANEEL aplicó la sanción contra la distribuidora Enel Ceará por el permiso/omisión de la división de una planta de 10 MW en dos plantas de 5 MW, precisamente para eludir el límite regulatorio para la participación en la generación distribuida (§3 del artículo 4 de la REN 482/2012 ).
Para ANEEL, aún si las plantas tuvieran alimentadores diferentes, no sería posible caracterizar erróneamente el desmembramiento indebido de las plantas, ya que los proyectos estaban en predios en un área contigua y era responsabilidad del distribuidor realizar esta inspección:
“32. A pesar de los argumentos presentados por el recurrente y los representantes de las plantas, considero que no hay manera de caracterizar erróneamente la división de una planta generadora de 10 MW en dos plantas contiguas de 5 MW. El uso de alimentadores diferentes está justificado por el límite de inyección en el sistema de distribución local, lo que no significa que, por tanto, existan dos plantas diferentes. Incluso si la norma modificada no estuviera vigente en el momento en que se emitió el dictamen de acceso, al tratarse de una sola planta desde el principio, la distribuidora no podría haber mantenido la situación después de la entrada en vigor de la norma.”
El tablero de ANEEL También definió cómo compensar a los consumidores de la distribuidora Enel Ceará por la participación indebida de las plantas en el sistema de compensación de energía.
“37. En esta línea, es necesario determinar los montos adicionales que los consumidores de Enel Ceará debieron soportar por la participación indebida de la planta generadora en cuestión en el sistema de compensación, para que la distribuidora pueda reembolsarlos, a través de la reversión de montos equivalentes por el precio bajo.
(...)
40. En este sentido, los importes que debieron haber pagado las unidades consumidoras que recibieron el excedente de energía del parque eólico en cuestión deben calcularse y compararse con lo efectivamente pagado. La diferencia, si corresponde, debe ser reembolsada por Enel Ceará para favorecer la moderación tarifaria de sus consumidores, quienes se vieron afectados indebidamente por la reducción indebida del mercado facturado debido a la inclusión del parque eólico de 10 MW en el sistema de compensación. Esto neutralizará los efectos negativos sufridos por los consumidores de la concesionaria como resultado de la infracción detectada en la inspección.
No hay duda de que esta posición del ANEEL Se ajusta a lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 4 del REN 482, que impide expresamente a los agentes escindir plantas que se queden por debajo del límite reglamentario de 5 MW y califiquen como GD. Esta situación en nuestra evaluación era simple y en realidad podría haber sido identificada por el distribuidor, quien debería haber rechazado el proyecto.
El tablero de ANEEL También mantuvo la pena de multa impuesta por la SFE de casi R$ 3 millones por la supuesta clasificación indebida de 19 unidades fotovoltaicas como microgeneración distribuida, sin tener en cuenta que esas unidades provenían de la división de una planta generadora de mayor tamaño.
A ANEEL entendió que, si bien las potencias instaladas combinadas no superaban el límite de potencia permitido para el uso del sistema de compensación de energía (5 MW), “la división irregular detectada permitió clasificar las unidades como microgeneración, generando algunos beneficios regulatorios que una unidad de minigeneración No lo habría hecho”.
Para ANEEL, el problema no estaba en la inclusión en el sistema de compensación, sino en que el consumidor obtuviera unos beneficios que una unidad de minigeneración no tendría.
Al estar clasificada en el grupo B (baja tensión) cuando debería haber estado en el grupo A, el ERD (cargo de responsabilidad del distribuidor) no fue calculado correctamente por Enel Ceará, que tuvo que aportar más recursos de los necesarios para conectar la instalación, con el coste traspasado a las tarifas de otros consumidores.
Según ANEEL:
- Para la conexión de minigeneración (1 MW) los requisitos serían más estrictos (tamaño de la planta, criterios de protección, seguridad y medición) respecto a las conexiones de microgeneración de 55 kW;
- Las reglas de participación financiera son más ventajosas para las plantas más pequeñas: en la microgeneración de hasta 75 kW, los costes de posibles mejoras o refuerzos en el sistema no forman parte del cálculo, al contrario de lo que ocurre con las potencias superiores a 75 kW; Es
- Un proyecto de 1 MW debe remunerar la red (demanda contratada a un valor no inferior a la potencia de generación instalada). En los sistemas de 55 kW no se paga por la demanda, sólo el coste de disponibilidad (generalmente más barato). El empresario se estaría beneficiando económicamente al no pagar adecuadamente por el uso de la red a expensas de otros consumidores.
El tablero de ANEEL reconoció que no hubo facturación que corregir ni carga indebida a otros consumidores de la red de distribución debido a las condiciones ofrecidas por Enel Ceará a la planta y a los consumidores, quienes recibieron créditos referidos a la energía excedente producida por ella.
Sin embargo, dada la carga instalada y la demanda a contratar por el proyecto al considerarse como una sola instalación, el ANEEL entendió que era necesario para que se llevara a cabo la regularización contractual entre las partes.
El asunto fue llevado ante los tribunales por ENEL (expediente n° 1060719-47.2020.4.01.3400) y, una vez otorgada la garantía de la multa exigida por ANEEL, se concedió una medida cautelar a “suspender la exigibilidad de la multa impuesta en el AVISO DE INFRACCIÓN N° 0032/2018-SFE (proceso administrativo n° 48500.004024/2017-80), determinando que la demandada se abstenga de adoptar medidas de cobro y negándose a expedir certificados de regularidad por dicho crédito, además de incluir la inscripción en CADIN por dicho crédito o, si ya estuviera incluido, deberá promover su suspensión, de conformidad con el artículo 7 de la Ley nº 10.522/02”.
Por el momento, se espera la solución de la discusión en el ámbito judicial (mérito de la discusión), y no hay forma de precisar el momento para definir la legalidad de la decisión del tribunal. ANEELNo parece haber ninguna duda sobre la inseguridad que genera la ausencia de una definición clara y de criterios objetivos sobre los límites de la prohibición de división de centrales eléctricas.
Lo que llama la atención es que la superintendencia del ANEEL en la última fase de la consulta pública con el objetivo de revisar la norma, se indicó que: “la variedad de formas en que se realizan los intentos de división plantea muchas dificultades para establecer reglas objetivas que busquen evitar este tipo de estrategias. Por ello, se decidió mantener el texto actual en el proyecto de norma, realizándose el análisis de cada caso concreto, desempeñando el distribuidor el papel de identificar los casos que vayan en contra de los preceptos de la REN 482/2012. Sin embargo, se alientan aportes respecto a la inclusión de reglas objetivas para abordar este punto”.
Con el debido respeto, la posición expresada por SRD no resuelve la cuestión. Si las propias distribuidoras de energía que deben supervisar los proyectos están solicitando el establecimiento de criterios objetivos para definir lo que sería un desmembramiento inadecuado a los efectos de conectar el proyecto de generación distribuida, es claro que es necesario establecer estándares objetivos.
El desarrollo de proyectos de GD requiere un escenario empresarial estable y seguro, y esta cuestión debería abordarse en nuestra opinión en la tan esperada revisión de la resolución 482, siendo necesario que la propia empresa defina reglas claras y objetivas. ANEEL, con la consecuente estandarización para todos los distribuidores del país.
Respuestas de 6
¿Existe alguna norma que establezca 20he como límite del terreno adyacente?
A ANEEL una vez más utilizando argumentos infundados, por lo que causa confusión, ya que ni siquiera ella puede definirlo. Es muy clara la intención de ANEEL, al bloquear cualquier iniciativa de producción de energía que no sea para sus (grupos) fines de lucro, estamos en una crisis energética no solo por la crisis del agua sino por el simple hecho de la falta de capacidad de producción, se habla de quitar el falso incentivo dado que tenemos el 2% de la matriz energética. Dejará al país atrás tecnológica y económicamente, seremos el único país sin estructura para los coches eléctricos, sin competitividad en el exterior.
¿Cuál es el cargo por demanda para una planta de 100 kwp?
En Sunset Engenharia tenemos varios clientes que cuentan con terrenos improductivos en ubicaciones privilegiadas, con hasta 70Ha de área útil, que nos consultan sobre la viabilidad de construir Parques Solares para vender energía en el mercado libre.
Invariablemente nos preguntan si es un buen negocio.
Sinceramente, todavía no sé muy bien qué responder, sigo confundida. Principalmente, porque no conozco las reglas para comenzar, por ejemplo, con una pequeña planta de 5 MW y luego aumentar modularmente esta capacidad hasta, digamos, 30 MW o incluso 100, o 300 MW en terrenos contiguos propiedad del mismo propietario. , ¿No conozco las implicaciones legales, ni siquiera si existe seguridad jurídica para proteger a los empresarios?
¿Es realmente un buen negocio?
Tony Saad - director ejecutivo
Buenos días Pedro Dante. La información proporcionada anteriormente sobre el desmembramiento de plantas de DG es muy importante. Está muy claro que no se pueden dividir las grandes plantas para “prepararlas” para obtener ventajas fiscales. Aun así, todavía hay desacuerdo cuando se trata de diferentes Empresas/CNPJ. Me explico: Somos una empresa integradora aquí en Ceará, y tenemos un terreno de 20ha para ofrecer a diferentes clientes, para instalar Plantas de Energía Solar de diferentes potencias, en caso de que el cliente no tenga suficiente espacio físico. De esta manera podremos ofrecer una infraestructura adecuada para la generación de energía. La gran duda y pregunta es: Si instalo una Planta Solar de 1MW para el Cliente A, y 6 meses después otra Planta Solar de 2MW para el Cliente B, cada cliente con un Punto de Acceso aparte, cada cliente con un Contador aparte, ENEL CEARÁ, puede ¿Consideras que es un Desmembramiento o Fracción? ¿Dónde está la separación para que la Distribuidora no la considere Separación? ¿Tierras separadas? ¿Qué tan lejos? a 50m? a 100m? ¿Cómo puede la Distribuidora considerarlo como una fracción si se trata de dos CNPJ diferentes, dos necesidades diferentes, dos negocios completamente independientes? ¿Podemos correr el riesgo de que el Distribuidor apruebe la primera Planta y la segunda no? Muy agradecido.
Excelente artículo, felicidades Pedro D.