El AIR 0004/2018 (Análisis de Impacto Regulatorio) se encuentra en Audiencia Pública desde inicios de año y trata sobre la revisión de las reglas para la micro y mini generación distribuida.
Este proceso puede afectar negativamente a la recuperación de la inversión de sistemas fotovoltaicos instalados en la red de distribución. ¿Pero sabes exactamente qué puede cambiar?
Los cambios al REN 482 (Resolución Normativa nº 482/2012) propuestos por ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) impactan el sistema de compensación de energía eléctrica, aplicado a las UC (unidades consumidoras) que cuentan con un sistema de micro o mini generación distribuida.
En el modelo actual, la energía inyectada a la red se compensa en todos los componentes tarifarios. Es decir, la compensación se produce al 100%, 1 kWh inyectado a la red de distribución compensa 1 kWh consumido por la unidad consumidora.
AIR 0004/2018 propone alternativas a este modelo, en las que la compensación de la energía inyectada puede llegar a una proporción en la que sólo se pueda compensar el 37% de la energía inyectada.
Vale la pena señalar que los cambios propuestos solo se aplican a la porción de energía inyectada a la red (energía excedente generada, no consumida por la unidad consumidora en el momento de la generación). La energía generada y consumida instantáneamente en la unidad consumidora no sufre ningún cambio.
Para comprender los cambios y sus impactos, es necesario revisar brevemente cómo funciona el sistema de precios. Cada kWh consumido de la red se valora de dos formas: TE (tarifa de energía) y TUSD (Tarifa de Uso del Sistema de Distribución).
TE corresponde a la parte pagada por el producto en sí, la energía. Los TUSD, a su vez, corresponden a los montos que pagamos por transportar energía desde las fuentes generadoras hasta la unidad consumidora.
Los montos pagados en miles de dólares se utilizan para pagar el mantenimiento y operación de las redes de transmisión y distribución, además de remunerar a las empresas que tienen la concesión de estas redes.
TE y TUSD se subdividen en partes, como se muestra en la siguiente figura. Los números que se muestran en la figura representan los porcentajes medios nacionales del peso de cada cuota en el precio final de la tarifa.
La propuesta AIR 0004/2018 se dividió en seis alternativas, cada una de las cuales excluye la compensación de un componente tarifario. La alternativa 0, por ejemplo, corresponde al modelo adoptado actualmente, donde la energía inyectada se compensa en todos los componentes.
La alternativa 1 consiste en excluir de la compensación el componente MUSD – Fio B. Por lo tanto, como el componente MUSD – Fio B corresponde a alrededor del 28% de la tarifa de energía, excluyéndola de la compensación, sólo se compensaría el 72% de la energía inyectada a la red.
Es decir, si una micro o mini generación hubiera inyectado a la red 100 kWh en un mes determinado, tendría derecho a compensar sólo 72 kWh de la energía consumida de la red.
La alternativa 2, por otro lado, excluye de la compensación los componentes TUSD – Fio B y TUSD – Fio A. Por lo tanto, como el componente MUSD – Fio B corresponde a alrededor del 28% de la tarifa de energía y MUSD – Fio A corresponde a alrededor del 6%, excluyéndolos de la compensación, sólo se compensaría el 66% de la energía inyectada a la red.
Es decir, si una micro o mini generación hubiera inyectado a la red 100 kWh en un mes determinado, tendría derecho a compensar sólo 66 kWh de la energía consumida de la red. La siguiente tabla resume cada una de las alternativas.
Como ejemplo, usemos un caso práctico de una unidad consumidora que tiene una tarifa de R$ 0,50 por kWh y que posee una microgeneración fotovoltaica. Por lo tanto, a continuación se muestra cada cuota de la tarifa.
En un mes determinado, esta unidad consumidora consumió 3.840 kWh e inyectó 3.080 kWh.
Se ignorarán los impuestos y gastos de iluminación para simplificar el análisis (en el próximo artículo haremos un análisis más detallado, que incluirá todo). 
A ANEEL ya ha señalado en su webinar celebrado en enero de este año y también en otras ocasiones, una tendencia a cambiar diferentes compensaciones energéticas para generadores próximos a la carga y generadores remotos (que generan energía para ser compensada en otras ubicaciones), con en dos casos la El cambio se produciría gradualmente, según los llamados desencadenantes.
Para la generación junto a la carga, el modelo permanecería en la Alternativa 0 (modelo actual) hasta que la potencia instalada de micro y minigeneradores alcance el umbral de 3,4 GW. Al alcanzar este nivel, la Alternativa 1 sería válida como regla de compensación.
Para generación remota, el modelo se mantendría en Alternativa 0 hasta el gatillo de 1,25 GW de potencia instalada. Según las previsiones del organismo, este nivel se alcanzaría en 2022, y en este caso el sistema de compensación sería el de la Alternativa 1, manteniéndose en este modelo hasta alcanzar un segundo disparador, en este caso 2,13 GW de potencia.
Según la agencia, se espera que este segundo desencadenante ocurra a mediados de 2024, y el modelo propuesto en la Alternativa 3 será válido.
Respecto a los micro y mini generadores ya instalados, el ANEEL destacó las siguientes propuestas:
- Los generadores conectados a la red antes de la publicación de las nuevas reglas, que debería ocurrir a fines de 2019, permanecerán en Alternativa 0 durante 25 años a partir de la fecha de activación;
- Los generadores conectados a la red después de la publicación de las nuevas reglas, pero antes de los disparos de energía mencionados anteriormente, permanecerán en Alternativa 0 durante 10 años a partir de la fecha de activación;
- Los generadores conectados a la red después de la activación ya están sujetos a las nuevas reglas.
Cabe señalar que aún no se ha decidido nada y la Audiencia Pública de ANEEL Estaremos recibiendo aportes hasta el 19 de abril de este año, hay tiempo para organizarse y armar argumentos a favor del sector.
