PL 5829: principales cambios impuestos por el Marco Legal GD

Con la colaboración de Ericka Araújo

La Cámara de Diputados aprobado el pasado miércoles (18), con 476 votos (99%), PL 5829, que crea el Marco Legal para la GD (generación distribuida). La propuesta, del diputado Silas Câmara (Republicanos-AM) y relatora del diputado Lafayette de Andrada, pasa ahora al Senado.

Para aclarar más el tema, el Canal Solar trae los principales puntos del texto aprobado que será considerado por los senadores y cuáles deben ser los próximos pasos.

Perfil de consumidor

El texto sostuvo que los microgeneradores son consumidores que instalan hasta 75 kW de energía proveniente de fuentes renovables -como solar, eólica, biomasa y otras- en sus unidades de consumo, ya sea en techos, terrenos, condominios, granjas y otros.

Y los minigeneradores son aquellos que instalan una potencia superior a 75 kW, con un límite de 5 MW. Para las fuentes solares, el límite para los proyectos presentados después del período de transición será de 3 MW.

Mantenimiento de las normas actuales.

Según el texto base aprobado, las normas actuales se mantendrán hasta 2045 para las UC (unidades de consumo) con micro y minigeneradores ya en funcionamiento.

Este grupo también incluye a los consumidores que presentan una Solicitud de Acceso ante la distribuidora, a través del SCEE (Sistema de Compensación de Energía Eléctrica), dentro de los 12 meses siguientes a la sanción presidencial de la Ley.

Estos nuevos generadores tendrán los siguientes plazos para entrar en operación, contados a partir de la emisión del Dictamen de Acceso:

• 120 días para microgeneradores;
• 12 meses para minigeneradores de fuente solar;
• 30 meses para minigeneradores de otras procedencias.

Validez de crédito

La vigencia de los créditos energéticos se mantiene en 60 meses. Si no se utilizan en este plazo, se revertirá a la tarifa más baja (reducción en la factura eléctrica de todos). En consecuencia, el consumidor pierde el derecho a cualquier forma de compensación.

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Si se rescinde el contrato entre el consumidor y el distribuidor, los créditos existentes se mantendrán a nombre del titular, salvo que exista otra unidad consumidora a su nombre, lo que permitirá reasignarlos a esa unidad.

Venta de créditos de electricidad.

Actualmente, el REN 482 prohíbe la venta de créditos de energía provenientes de micro/minigeneración distribuida. El PL 5829 propone que las distribuidoras puedan adquirir créditos no compensados ​​por micro/minigeneradores, pero no especifica los criterios, que serán responsabilidad de las ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) Cuestiones más específicas, como el precio de venta de la energía, también serán reguladas por la agencia.

El proyecto de ley también permitirá a la distribuidora contratar la prestación de servicios auxiliares por parte de micro/minigeneradoras, trámite que deberá realizarse mediante convocatoria pública.

Asignación de Crédito y Cooperativas de Electrificación Rural

Actualmente, la REN 482 restringe la compensación de créditos de energía dentro de la misma zona de concesión o permiso. Esto cambiará con la PL 5829. Imagine que tiene una planta de generación en la zona de una cooperativa de electrificación rural, titular de un permiso de distribución. Debido al perfil tarifario predominantemente rural y al reducido mercado cautivo, existe cierta dificultad para explorar la micro/minigeneración, especialmente en la modalidad de Generación Compartida.

¿Que cambios? Sabiendo que las áreas de servicio de los permisionarios y concesionarios son compatibles, precisamente para permitir la prestación continua del servicio de distribución, el PL 5829 autorizará que el crédito de energía generado en la zona del permisionario sea compensado en el área de distribución del concesionario.

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Facturar como B-Optante

El artículo 100 de la REN 414 permite a los consumidores del grupo A optar por una facturación idéntica a la del grupo B en ciertos casos, cuando no se prevé el pago de la demanda contratada. Si bien la aplicación de esta disposición para las unidades de consumo con micro/minigeneración se aceptó durante un tiempo, en junio de 2020, ANEEL se pronunció al respecto afirmando que ejercer esta opción de facturación como grupo B es incompatible con el REN 482, excepto para los microgeneradores.

¿Qué propone el PL 5829? Permitirá que la facturación de una unidad consumidora del grupo A con micro/minigeneración local se realice como opción del grupo B, en los casos en que la potencia nominal total de los transformadores sea igual o menor a 1,5 del límite permitido para conectar consumidores. en el grupo B, es decir, menor o igual a 112,5 kVA.

Proyectos de infraestructura: elegibles para REIDI y otros incentivos

El REIDI (Régimen Especial de Incentivos para el Desarrollo de Infraestructura) es un programa de incentivos fiscales para impuestos federales que se otorga, entre otras cosas, a proyectos de infraestructura en el sector eléctrico. La clasificación de la micro/minigeneración bajo el REIDI fue objeto de acalorados debates en el mercado, ya que los proyectos no se consideraban proyectos de infraestructura. De hecho, ANEEL incluso se pronunció al respecto en la Carta Circular N° 10/2017, opinando que era imposible calificar estos proyectos en REIDI.

¿Qué ocurrirá? El Proyecto de Ley 5829 propone disipar las dudas sobre el tema. Los proyectos de micro/minigeneración se clasificarán expresamente como obras de infraestructura, lo que les permitirá acogerse al régimen especial. Esta clasificación también traerá otros beneficios, como la posibilidad de emitir bonos de infraestructura (incentivados), así como la asignación de recursos de los Fondos de Inversión en Capital de Infraestructura a proyectos de micro/minigeneración.

“Esta medida amplía el acceso de los empresarios de generación distribuida a los recursos del mercado de capitales nacional y, en consecuencia, reduce el costo del dinero para levantar nuevos proyectos, permite diluir el riesgo de los empresarios, da acceso a inversores interesados ​​en invertir en proyectos ESG, cuyo número crece exponencialmente cada año”, comenta Tribuci.

“Además, los beneficios fiscales, ya sean los inherentes al FIP-IE y las obligaciones incentivadas o los resultantes de la adhesión al REIDI, deberían reducir el periodo de retorno de las inversiones en generación distribuida, optimizando el Capex, haciendo los proyectos más atractivos para todo tipo de inversores” , él añade.

Opinión sobre Acceso y transferencia de propiedad de micro/minigeneración

¿Cómo puede ser ANEEL ¿Se reguló el tema? La agencia instruyó a las distribuidoras a permitir la transferencia de propiedad de la unidad de consumo con micro/minigeneración únicamente después de que la generación se haya conectado efectivamente a la red de distribución. Si el consumidor-generador optara por la transferencia, se le aplicaría la penalización de pérdida del derecho al Dictamen de Acceso. La medida busca prevenir la comercialización de Dictámenes de Acceso, especialmente en regiones del país con un alto número de solicitudes.

¿Qué propone el Proyecto de Ley 5829? Según la propuesta, la comercialización de Dictámenes de Acceso seguirá prohibida, incluso de forma expresa. A tal efecto, se prohibirá la transferencia de la propiedad o el control corporativo del titular de la unidad de micro/minigeneración, indicada en el Dictamen de Acceso, hasta que se solicite una inspección.

Extensión automática CUSD

¿Cuál es el problema hoy? REN 482 permite al consumidor-generador realizar obras de refuerzo y/o mejoras en la red de distribución para permitirle conectar la planta de generación. Sin embargo, en los casos en que exista un retraso en las obras de conexión realizadas por el consumidor-generador, no existe ninguna hipótesis regulatoria que excluya la responsabilidad, incluso si el retraso está justificado.

Esto significa que la distribuidora puede facturar el CUSD (Contrato de Uso del Sistema de Distribución) y cobrar la demanda contratada, aunque la planta generadora ni siquiera esté conectada a la red de distribución. Sólo se prevén supuestos de exclusión de responsabilidad por retrasos en los trabajos realizados por el distribuidor.

El PL 5829 pretende cambiar este escenario. El plazo para concluir las obras de conexión, realizadas por el consumidor-generador o por la distribuidora, podrá ampliarse, con el consiguiente aplazamiento del inicio del CUSD. Para ello bastará con acreditar el estado de avance de las licencias ambientales y de las obras de las propias instalaciones.

Exigencia de garantía de fiel cumplimiento

• Proyectos con potencia superior a 500 kW e inferior a 1.000 kW: garantía: 2,5% del valor del proyecto;
• Proyectos con potencia instalada igual o superior a 1.000 kW: garantía: 5% del valor del proyecto.
• Los proyectos con potencia instalada superior a 500 kW y que cuenten con Dictamen de Acceso vigente a la fecha de publicación de la ley deberán presentar garantía de fiel cumplimiento dentro de los 90 días, salvo que se firme el CUSD dentro de este plazo. Garantía: en función de la potencia instalada, según regla general (2,5% o 5% del valor del proyecto).

Tal garantía no será necesaria para la generación compartida a través de consorcios, cooperativas y aquellas catalogadas como unidades de consumo múltiple. Para los demás, se ejecutará si el solicitante de acceso se retira del Dictamen de Acceso después de al menos 90 días de la fecha de emisión del dictamen. Los valores se invertirán en favor de aranceles razonables.

La garantía de fiel cumplimiento deberá tener una vigencia de hasta 30 días a partir de la conexión del proyecto a la red de distribución, bajo pena de cancelación del Dictamen de Acceso. Aún no se han definido los tipos de garantías aplicables.

Sin embargo, si tomamos como parámetro el ACL (Entorno de Libre Contratación), tendríamos las siguientes modalidades: garantía en efectivo; título público federal nacional; póliza de seguro de caución; y carta de aval bancario. Por lo tanto, ANEEL también regulará la garantía del fiel cumplimiento de los GD. Sin embargo, lo que se espera, de hecho, es el uso del mismo parámetro aplicable a la ACL.

Hospital de Transición

El proyecto prevé una transición de siete a nueve años en el pago de la transmisión de distribución para quienes soliciten acceso a la red, tras 12 meses de la promulgación de la ley. Estos pagos están relacionados con la remuneración de los activos del servicio de distribución, la depreciación de los equipos de la red y el costo de operación y mantenimiento del servicio (actualmente conocido como TUSD Fio B). Por lo tanto, del costo mencionado, estos generadores pagarán:

• 15% en 2023 y 30% en 2024;
• 45% en 2025 y 60% en 2026;
• 75% en 2027 y 90% en 2028;
• Nuevas reglas establecidas por ANEEL a partir de 2031 para quienes soliciten acceso entre los meses 13 y 18 de sancionada la ley, o 2029 para los demás.

Estos porcentajes anteriores serán 100% de TUSD Fio B + 40% de los costos de transmisión (TUSD Fio A) + cargos de inspección, investigación y desarrollo (TFSEE e I+D) para plantas remotas no despachables con potencia superior a 500 kW o para generación compartida. en el que un único tenedor posee el 25% o más del excedente.

Valoración de los beneficios de GD

El texto determina que después del período de transición, las unidades participantes en la SCEE estarán sujetas a las reglas tarifarias establecidas por ANEEL, con base en los lineamientos determinados por el CNPE (Consejo Nacional de Política Energética). ¿Cómo sucederá esto?

Según el texto, el CNPE consultará con la sociedad, asociaciones y entidades representativas, empresas y agentes del sector eléctrico para establecer directrices para evaluar los costos y beneficios de la microgeneración y la minigeneración distribuida. El Consejo tendrá un plazo de seis meses para llevar a cabo este proceso. En las directrices, el CNPE deberá considerar los beneficios relacionados con la ubicación de la planta y los componentes de generación, las pérdidas eléctricas, la transmisión y la distribución.

Después de que el Consejo defina las directrices, el ANEEL tendrán hasta 12 meses más para establecer los cálculos para la valoración de beneficios y las nuevas reglas entrarán en vigencia a partir de 2029. Para las unidades que presenten solicitudes de acceso entre los meses 13 y 18 desde la publicación de la ley, las nuevas reglas entrarán en vigencia a partir de 2031. La diferencia será cubierta con recursos transferidos a las distribuidoras de energía por la Cuenta de Desarrollo Energético.

Condominios

El texto prevé que, además de los consorcios y cooperativas, los consumidores podrán reunirse en “condominios civiles, voluntarios o de construcción o cualquier otra forma de asociación civil, constituidos al efecto, integrados por personas naturales o jurídicas”.

“La posibilidad de que los consumidores de electricidad se agrupen en una asociación para adherirse a la SCEE es, a nuestro juicio, uno de los avances más relevantes que aporta la sustitución de la estructuración de proyectos compartidos de generación eléctrica”, analizó Einar Tribuci.

“Es muy probable que este tipo jurídico se convierta en la principal forma de reunión de consumidores para incorporarse a la SCEE en la modalidad de generación compartida debido a que acepta en sus filas tanto a personas naturales como jurídicas y porque su constitución y gestión son bastante simplificadas. en relación con la Cooperativa (pero no en relación con el Consorcio, nótese)”, agregó.

Sin embargo, el texto prohíbe la participación en el SCEE de empresas que hayan arrendado terrenos, solares y otras propiedades mediante un contrato que vincule el precio del alquiler a la cantidad de energía generada en kWh.

Tarifa mínima

El texto no modificó los valores de consumo mínimo facturable, que actualmente son 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico), 100 kWh (trifásico). El cambio sólo afecta a quienes tengan generadores con una potencia instalada de hasta 1,2 kW, los cuales deberán tener una reducción del 50% en relación al valor mínimo facturable de otros consumidores equivalentes. Sin embargo, el texto eliminará finalmente el doble cargo por costo de disponibilidad (en reales y energía) que se produce hoy. Además, los nuevos entrantes sólo pagarán costes de disponibilidad si su consumo de red (antes de la compensación) es inferior a este valor, en kWh.

Ejemplo para nuevos entrantes (después del período de transición): un consumidor bifásico que consume 30 kWh y genera 100 kWh compensará 30 kWh (pagando solo una parte de los TUSD Fio B) y pagará el costo de disponibilidad de 20 kWh (pagando todos los componentes). ). El saldo restante para los próximos ciclos será de 70 kWh.

Seminario web sobre PL 5829

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Fontes: Cortez Pimentel Abogados (INEL) / Einar Tribuci / Tássio Barboza (Enersol Brasil, INEL) / Agencia Cámara