El TCU y la cuestión de la comercialización de energía por parte de la comunidad solar

Según el MME (Ministerio de Minas y Energía), la MMGD (micro y mini generación distribuida) data del año 2008. En ese contexto, se creó un grupo de trabajo que culminó en la Resolución Normativa 482/2012.

Con el crecimiento exponencial del modelo de generación eléctrica distribuida a través del SCEE (Sistema de Compensación de Energía Eléctrica), se iniciaron varias discusiones sobre cambios en la normativa vigente en la época, generando la necesidad de un nuevo marco legislativo para el sector, que se consolidó con la Ley Federal nº 14.300, de 2022, posteriormente reglamentada por la Resolución Normativa nº 1.000/2021, modificada por la Resolución Normativa nº 1.059/2023.

Con este nuevo marco regulatorio, ANEEL (La Agencia Nacional de Energía Eléctrica) pretendió subsanar omisiones legislativas ya existentes, aportando mayor seguridad jurídica en cuanto al uso del SCEE.

La resonancia magnética distribuida (DMR) se popularizó a través de las llamadas "Comunidades Solares" o "Granjas Solares", un modelo que permite a un grupo de personas mantener una planta DMR y compartir los beneficios entre ellos.

Este modelo de producción de electricidad resulta atractivo para los consumidores que, a pesar de su elevado consumo eléctrico, no están incluidos en el concepto de consumidores libres, quienes pueden definir quiénes serán sus proveedores de electricidad.

Se les llama consumidores cautivos, es decir, son consumidores sin libertad para decidir a quién comprarle su energía, estando vinculados a la distribuidora de energía local.

En este sentido, los consumidores-generadores conectados a la red de distribución eléctrica son pequeños generadores, y entran dentro de la definición de consumidores cautivos.

Es decir, ante la imposibilidad de elegir a quién comprarle la energía consumida, los consumidores-generadores incluidos en el MMGD producen energía eléctrica para su propio consumo.

Según la Fiscalía Federal de la ANEELSin embargo, «el hecho de que el consumidor cautivo tenga capacidad de generación, según lo permite la Resolución N.º 482/2012, no viola esta premisa. Al instalar, mantener y operar su activo, utilizando la energía que genera, el consumidor actúa como generador, no como un generador titular de una concesión, permiso o incluso autorización, sino como un generador único, con las características de un titular registrado y otras descritas en la Resolución N.º 482/2012».

La Fiscalía Federal continúa: «[l]a comercialización del insumo, además, está ausente del ámbito de actividades de este 'consumidor'. De hecho, ni siquiera cuando hace uso del sistema de compensación eléctrica inaugurado por la Resolución N.º 482/2012 e inyecta el excedente de energía no consumida a la red de distribución, asignándose los créditos correspondientes, se caracteriza la comercialización del insumo. Es más, el Dictamen N.º 108/2012 ya abordó la cuestión, concluyendo, tras analizar la naturaleza de varios contratos, que la operación de compensación eléctrica constituye un préstamo, (...)».

A pesar de que la Resolución 482/2012 ha sido derogada por la publicación de la Resolución 1.059/2023, los preceptos allí presentes se mantienen, por lo que el entendimiento adoptado por la Procuraduría Federal con el ANEEL sigue vigente respecto a la validez del modelo MMGD para consumidores cautivos.

Y esto se evidencia en ANEEL, que afirma que “(…) resulta imperativo reconocer que la nueva y reciente disposición de la Ley, al explicitar la admisibilidad de ‘consorcios, cooperativas, condominios civiles voluntarios o de edificación o cualquier otra forma de asociación civil, constituida al efecto, integrada por personas naturales o jurídicas titulares de una unidad de consumo de microgeneración o minigeneración distribuida’, entre otras, ha posibilitado la creación de nuevos modelos de negocio que utilizan la modalidad de generación compartida, complejizando la caracterización y prevención de posibles distorsiones de la minigeneración distribuida como generación para autoconsumo”.

Es en el contexto de tarifas elevadas y falta de libertad para elegir el proveedor de electricidad, que las Comunidades Solares, apoyadas por la legislación vigente, aprovechan la posibilidad de unir a un grupo de personas, compartiendo los costos derivados de la generación de electricidad. compartir los beneficios resultantes de la inversión conjunta en el sistema.

Partiendo de esta premisa surgen varias preguntas, entre ellas:

• Legalidad de las Comunidades Solares;
• Delegación de supervisión a distribuidores; Es
• Falta de sanciones claras por irregularidades destacadas por los distribuidores.

Legalidad de las comunidades solares

Ante el crecimiento de los Parques Solares implementados en los últimos años, las distribuidoras afirman haber subvertido el objetivo del permiso de asociación con fines de autogeneración de energía eléctrica, para, en la práctica, vender energía eléctrica, utilizando el modelo de libre mercado para consumidores cautivos.

Aunque se trata de una fracción de los consumidores cautivos de los distribuidores, la verdadera preocupación de los distribuidores es la posibilidad de seguir perdiendo este mercado de consumo, que les estaba garantizado por un viejo modelo de sistema eléctrico, de monopolio estructural, sin la existencia de las tecnologías actuales.

Actualmente, las distribuidoras atienden a 90 millones de unidades de consumo. De este total, 2,09 millones de clientes han adoptado la generación distribuida. Sin embargo, las comunidades solares no se migrarán al mercado libre porque, hasta la fecha, no existe la posibilidad de elegir un proveedor de electricidad para los consumidores de baja tensión, quienes permanecen vinculados a la distribuidora local.

De hecho, incluso si la legislación autoriza la generación remota de energía, no es posible que sean tan remotas, ya que la generación distribuida requiere que el consumidor-generador esté dentro de la misma área de concesión que la unidad consumidora que recibirá los créditos de energía.

Es decir, el consumo y la generación de energía deben ser cubiertos por un mismo distribuidor local, no existiendo, por tanto, intercambiabilidad entre distribuidores y, en este sentido, no existe libertad de elección, característica esencial del modelo de consumidor cautivo.

Profundizando en el tema, sin agotarlo, se observa que uno de los puntos de discusión sobre el modelo actual es que los costos incurridos por las distribuidoras serían asumidos por otros consumidores, quienes no pueden participar en comunidades solares ni instalar sus propios sistemas. Sin embargo, no creemos que esta conclusión sea cierta.

En primer lugar, porque las distorsiones están contempladas en la legislación vigente, que busca compensar cualquier posible pérdida para la distribuidora. Lo que no vemos que se tenga en cuenta al analizar el problema es que las comunidades solares soportan parte del coste de la expansión del sistema, que es utilizado por otros consumidores que no son generadores.

Según el artículo 108 de la Resolución 1000/2021, el consumidor generador debe contribuir financieramente a las obras necesarias para aumentar la demanda, según lo solicitado en la solicitud de conexión. También es importante destacar la obligación del consumidor generador del grupo A de pagar la demanda mínima contratada.

Está claro que el aumento de carga y sus costes no corren íntegramente a cargo de la distribuidora, que lo repercutirá a sus consumidores cautivos, pero sí existe claramente un reparto de costes con las comunidades solares, por lo que la afirmación de que las comunidades solares dar lugar a un aumento del coste de la energía para otros consumidores cautivos.

La discusión luego gira hacia la prohibición legal de la venta de electricidad bajo el modelo MMGD. Nuevamente lo que se observa es un discurso de las distribuidoras de que las comunidades solares, de hecho, venderían la energía generada, lo que viola la legislación vigente.

La legislación se expresa:

 “Se prohíbe incluir en el SCEE (Sistema Regulador de Energía Eléctrica Brasileño) una unidad consumidora con microgeneración o minigeneración distribuida que no califique como producción de energía eléctrica para consumo propio”. 

E, "Se prohíbe la venta de créditos y excedentes de energía, así como la obtención de cualquier beneficio por la asignación de créditos y excedentes de energía a otros tenedores, y se aplicará lo dispuesto en el artículo 655-F en caso de comprobarse tal circunstancia.".

El hecho es que las comunidades solares no venden energía; el sistema se basa en la posibilidad de compensar la energía generada por el consumidor-generador, que tiene como miembros a varios propietarios de unidades de consumo. Obviamente, se trata de una empresa privada que debe mantenerse mediante contribuciones financieras con una periodicidad acordada por las partes.

En este punto, el Director-Relator de la revisión del REN n° 482/2012 presentó su entendimiento de que “(…) no existe tal restricción regulatoria para que los consumidores cautivos realicen la actividad de autoproducción de electricidad (o autoconsumo, según la nomenclatura de la Resolución N.° 482/2012, de 2012, que busca enfatizar la característica de consumidor de quienes han optado por instalar micro y minigeneración distribuida), y pueden poseer el terreno y los equipos de generación mediante contratos de alquiler y arrendamiento cuya contraprestación no es, fundamentalmente, el pago por la energía producida. En otras palabras, los contratos de equipos pueden incluir cláusulas que definan el pago de cuotas variables asociadas al rendimiento y desempeño del equipo, pero el valor de la cuota principal debe ser fijo para no caracterizar la comercialización de electricidad.”

Esto contradice lo que pretende plantear la Unidad de Auditoría Especializada en Energía Eléctrica y Nuclear del TCU (Tribunal de Cuentas de la Unión), que afirma que existe una configuración comercial irregular en la organización de los parques solares.

Vale aclarar que, si bien el entendimiento fue adoptado bajo el REN N° 482/2012, el meollo de la cuestión es el mismo bajo la Resolución 1000/2021, la imposibilidad legal de vender energía eléctrica dentro del MMGD.

De hecho, corroborando esta conclusión, la respuesta de ANEEL al TCU: (…) Sin embargo, a menos que se identifique la comercialización de electricidad entre asociaciones/consorcios/cooperativas/condominios civiles voluntarios o de construcción y sus respectivos consumidores beneficiarios en el ámbito del SCEE, o una irregularidad en la constitución de estas formas asociativas, no se considera a priori que las distribuidoras cuenten con el respaldo legal suficiente para excluir o impedir la participación de estos consumidores en el SCEE. Esto se debe a que la propia ley prevé explícitamente el derecho de los consumidores a unirse en una de estas formas asociativas para participar en el SCEE en la modalidad de generación compartida.

Y por último, las propias distribuidoras utilizan el modelo comunitario solar, lo que sería contrario a sus propios intereses, si, verdaderamente, este modelo fuera perjudicial para el sistema de consumo cautivo.

Podríamos extender el debate y profundizar en todos los puntos tratados; sin embargo, nos parece evidente que los parques solares cumplen a la perfección con la legislación vigente. Por lo tanto, pasamos al siguiente punto: el problema de delegar la supervisión del cumplimiento de la legislación a las distribuidoras locales.

Delegar la supervisión a los distribuidores

Capítulo – distribuidor – realizar la inspección e instalar o adaptar el sistema de medición.

Según el artículo 655-F, en caso de evidencia de recepción irregular de beneficios asociados al SCEE (Sistema Especial de Eficiencia Energética), la distribuidora debe tomar medidas para caracterizarlo con precisión, recopilando un conjunto de pruebas que acrediten la recepción irregular del beneficio. Es evidente que la distribuidora es responsable de supervisar el cumplimiento de la legislación y la normativa del MMGD (Distribución Mínima Garantizada), según la Resolución 1000/2021, lo que claramente presenta un conflicto de intereses.

Distribuidoras locales a través de Abradee (Asociación Brasileña de Distribuidoras de Energía Eléctrica) cuestionan la validez de las comunidades solares, alegando esencialmente que violan el mercado cautivo, generando pérdidas a las distribuidoras por la reducción -supuestamente- de su mercado consumidor efectivo, y estas mismas Las empresas son las encargadas de controlar la validez del sistema de compensación energética.

La supervisión debe ser realizada por un organismo independiente cuyo propósito sea garantizar el fiel cumplimiento de la ley. Nos preguntamos, en este punto, cómo garantizar que el organismo de supervisión analice con imparcialidad si la situación se ajusta a la ley, si el organismo responsable de ello tiene interés en el resultado de la supervisión.

No nos detenemos aquí, sino que ampliamos la cuestión relativa a la concesión de presupuestos de conexión, que también suelen ser denegados de forma discrecional por las distribuidoras, que utilizan argumentos a veces sin ningún sustento fáctico para negar la conexión.

Es fundamental destacar que la distribuidora local no solo tiene la responsabilidad de evaluar si el proyecto que solicita la cotización de conexión cumple con la legislación durante la vigencia del sistema de compensación, sino también al momento de otorgar dicha cotización. Cabe reiterar que las distribuidoras locales no son entidades imparciales en la supervisión del sistema de compensación eléctrica, y esta función no debe delegarse en ellas.

Además, las distribuidoras, a pesar de la función social de las empresas, se guían por la rentabilidad, no por el bienestar social ni por el bienestar del sistema eléctrico, que sin duda se beneficia del crecimiento de la generación distribuida (GD), un componente esencial de la transición energética que ha estado tan de moda en los últimos tiempos. Finalmente, abordamos la cuestión de la inseguridad jurídica derivada de la falta de una definición clara de las sanciones y su alcance en el sistema de compensación eléctrica.

Falta de sanciones claras por irregularidades destacadas por los distribuidores.

Además de la imparcialidad del agente encargado de la inspección, no está claro cuál sería la sanción si las comunidades solares fueran, de hecho, irregulares. Los parques solares, como se ha visto a lo largo de esta explicación, se ajustan perfectamente al sistema de compensación eléctrica, incluso en la comprensión de... ANEEL.

La creación de grupos asociativos para reducir sus costos por el uso del sistema de compensación de ninguna manera viola la norma, sin embargo, si se identificaran irregularidades, la pregunta que debemos hacernos es: ¿cómo se penalizará al parque solar?

Podríamos intentar responder a la pregunta analizando el artículo 655-F, del REN n.º 1000/2021, que dice:

Artículo 655-F. En caso de evidencia de recepción irregular de beneficios asociados al SCEE (Sistema Especial de Distribución de Electricidad), el distribuidor deberá tomar medidas para caracterizarlo con precisión, compilando un conjunto de pruebas que acrediten la recepción irregular del beneficio. (Incluido por el REN) ANEEL 1.059, de 07.02.2023/XNUMX/XNUMX)” (sin énfasis en el original).

O aún en continuidad con lo dicho anteriormente, debemos analizar el artículo 655-D, § 3, que dice, como se transcribe a continuación:

Artículo 655-D. El consumidor responsable de una unidad de consumo puede participar en la SCEE:

§ 3º Se prohíbe la inclusión de consumidores en el SCEE en los casos en que se detecte, en el documento que compruebe la posesión o propiedad del inmueble donde está o será instalada la microgeneración o minigeneración distribuida, que el consumidor haya alquilado o arrendado terrenos, lotes e inmuebles en condiciones en que el valor del alquiler o arrendamiento esté dado en reales por unidad de energía eléctrica.

Y, además, nos fijamos en el artículo 325:

"Arte. Art. 325. El distribuidor deberá compensar la facturación cuando exista diferencia a cobrar o devolver resultante de las siguientes situaciones: I – defecto de medición, a que se refiere la Sección V del Capítulo VIII; II – prueba de procedimientos irregulares, a que se refiere el Capítulo VII del Título II; o

§ 1 El distribuidor deberá notificar al consumidor por escrito, utilizando un método que permita la prueba de recepción, conteniendo lo siguiente:

III-A – en caso de recepción irregular de beneficios asociados al SCEE, una descripción de la irregularidad y evidencia asociada, así como los montos a recalcular; y (Incluido por REN) ANEEL 1.059, de 07.02.2023/XNUMX/XNUMX)” (sin énfasis en el original).

El reglamento anterior se basa íntegramente en los términos de la Resolución 1.000/2021. Si bien contamos con los artículos anteriores que abordan el tema, ninguno de ellos responde plenamente a la pregunta planteada.

Suponiendo que las distribuidoras actúen efectivamente con imparcialidad, una vez corregida la irregularidad, ¿podría reinsertarse el consumidor-generador en el sistema de compensación eléctrica? ¿En cuanto tiempo?

Pagando las diferencias que determinen las distribuidoras en cualquier irregularidad encontrada, y corrigiendo la irregularidad identificada, ¿se debe restablecer el sistema de compensación para esa unidad consumidora? ¿Cuando?

La inseguridad que genera la falta de respuestas a las preguntas anteriores es evidente, ya que, si bien las comunidades solares no son en esencia emprendimientos lucrativos, al no tratarse de venta de electricidad, como hemos dejado claro, son de inversión. , cuyos resultados se recogen mediante la compensación de la energía generada, y que en el sistema actual están a merced de las distribuidoras.

Consideramos inviable aplicar la pena de exclusión indefinidamente de la SCEE, sin embargo, con las distribuidoras como agentes de supervisión y aplicación de la pena, debido a un claro conflicto de intereses.

En nuestra opinión, la irregularidad debería tener un plazo de subsanación que permita la inclusión del consumidor-generador en el SCEE y, además, necesariamente debería ANEEL ser parte de este procedimiento a fin de garantizar la sanción correspondiente.

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Referencias

• Los consumidores amparados por los artículos 15 y 16 de la Ley núm. ° 9.074/1995 y por el § 5 del artículo 26 de la Ley n. 9.427/1996.
  
• Opinión nº. 00542/2015/PFANEEL/PGF/AGU
  
• Carta N° 20/2024 -AIN-ANEEL, del 18/04/2024
  
• https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiZTZhYWU4ZTItNGVjYy00NWIwLTg3ZjMtNGIwMzBiZGNhMDAwIiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9 (acessado em 12/04/2024)
  
• https://abrapch.org.br/2023/08/geracao-distribuida-ja-representa-11-de-toda-energia-gerada-no-pais/
  
• Art. 108. La participación financiera del consumidor es la diferencia positiva entre el presupuesto de la obra de costo global mínimo, proporcional conforme a este artículo, y la responsabilidad del distribuidor. § 1 El distribuidor debe proporcionar el presupuesto para la obra de costo mínimo global considerando la relación entre la mayor carga o demanda de generación a satisfacer o aumentar y la demanda máxima puesta a disposición por el presupuesto en el punto de conexión, con aplicación obligatoria del art. 100. (Escrito proporcionado por REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023/2/4) § 98 El presupuesto no puede contener las partidas previstas en el § XNUMX del art. XNUMX
  
• Art. 2°. (…) el consumo de energía eléctrica activa o contabilizado como crédito de energía por las unidades consumidoras participantes en el sistema. (…) – REN 1.000/2022
  
• § 5 del artículo 655-D, del REN 1000/2021
  
•  § 5 del artículo 655-M, del REN 1000/2021
  
• Carta Circular N° 0010/2017-SR/ANEEL, del 22/03/20217
  
• Carta N° 20/2024 – AIN/ANEEL
  
• Cemig SIM- empresa vinculada a un distribuidor