Laudo - Analise tarifaria

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INTRODUÇÃO
As regras de transição estão relacionadas aos descontos na tarifa que o usuário de geração distribuída terá direito, divididas em 3 grupos definidos pela REH3169/22: GDI, II e III, diferenciados de acordo com a data de conexão (ou do pedido), data do início da injeção, modalidade e o porte. Os descontos são aplicados no faturamento da energia compensada, que é a energia gerada pela GD e injetada na rede de distribuição, a qual é utilizada para abater a energia consumida em outro momento.
	
Art. 1º Publicar, no Anexo, por distribuidora, os percentuais de redução a serem aplicados na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e na Tarifa de Energia – TE para estabelecimento da tarifa de aplicação utilizada no faturamento do consumo associado ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, no âmbito da regra de transição disposta no art. 27 da Lei n. 14.300/2022.
§1º Os percentuais de redução têm vigência no período entre 8 de janeiro de 2023 e a data final de vigência do correspondente processo tarifário da distribuidora.
§2º Os percentuais de redução são estabelecidos de acordo com a regra de transição aplicável ao faturamento de cada unidade consumidora participante do SCEE: 
I. GD I: art. 26 da Lei n. 14.300/2022. Conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023;
II. GD II: caput do art. 27 da Lei n. 14.300/2022. 
Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se enquadram nas condições da GD III; 
III. GD III: § 1º do art. 27 da Lei n. 14.300/2022. Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25% ou mais de participação do excedente de energia.
Art. 1º  Para fins e efeitos desta Lei, são adotadas as seguintes definições:
I – autoconsumo local: modalidade de microgeração ou minigeração distribuída eletricamente junto à carga, participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), no qual o excedente de energia elétrica gerado por unidade consumidora de titularidade de um consumidor-gerador, pessoa física ou jurídica, é compensado ou creditado pela mesma unidade consumidora;
II – autoconsumo remoto: modalidade caracterizada por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma pessoa jurídica, incluídas matriz e filial, ou pessoa física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com atendimento de todas as unidades consumidoras pela mesma distribuidora
DA COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
Art. 9º Podem aderir ao SCEE os consumidores de energia, pessoas físicas ou jurídicas, e suas respectivas unidades consumidoras:
I – com microgeração ou minigeração distribuída com geração local ou remota;
II – integrantes de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras;
III – com geração compartilhada ou integrantes de geração compartilhada;
IV – caracterizados como autoconsumo remoto.
DA COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
Art. 9º Podem aderir ao SCEE os consumidores de energia, pessoas físicas ou jurídicas, e suas respectivas unidades consumidoras:
I – com microgeração ou minigeração distribuída com geração local ou remota;
II – integrantes de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras;
III – com geração compartilhada ou integrantes de geração compartilhada;
IV – caracterizados como autoconsumo remoto.
Agora, você deve ter se perguntado: O que é simultaneidade? Qual a importância da simultaneidade para a viabilidade de um sistema de geração distribuída? Por que a simultaneidade tem sido tão discutida quando o assunto é a Lei 14.300?
Por que a Simultaneidade está em destaque no setor solar?
Antes de mais nada, vou te explicar o contexto para você entender porque falar sobre simultaneidade.
A partir da Resolução Normativa nº 482/2012 (REN 482) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Geração Distribuída (GD) passou a ter uma importância significativa no mercado de energia elétrica: pois possibilitou que as unidades consumidoras produzissem sua própria energia e conectassem seus sistemas diretamente à rede de distribuição local.
Dentro desse modelo, a ANEEL adotou no Brasil o sistema Net Metering, conhecido como Sistema de Compensação de Energia. Com isso, o excedente de energia produzido pelo consumidor pode ser injetado na rede distribuidora, gerando créditos de energia com validade de 60 meses, que são usados para abater o seu consumo noturno ou em períodos quando a geração não é suficiente.
Porém, a Lei 14.300/2022, trouxe mudanças significativas sobre o sistema de compensação de créditos.
A alteração impactará diretamente na viabilidade do investimento e afetará os diferentes agentes interessados no desenvolvimento do mercado, consumidores, integradores e concessionárias de energia.
Nesse sentido, é preciso entender sobre simultaneidade.
O que é Simultaneidade?
A simultaneidade corresponde à parcela da energia gerada que é autoconsumida no mesmo momento da geração, não sendo registrada pelo medidor e, portanto, não sendo utilizada no processo de compensação.
Ou seja:
O fator de simultaneidade é um valor percentual:
A simultaneidade pode variar entre 0 e 100%. Logo, quanto maior o autoconsumo local, maior será a simultaneidade e menor será o montante de energia injetada na rede elétrica.
Entenda na prática
A simultaneidade pode variar entre 0 e 100%. Logo, quanto maior o autoconsumo local, maior será a simultaneidade e menor será o montante de energia injetada na rede elétrica.
Vou mostrar um exemplo prático.
Solange e o esposo são engenheiros e proprietários de um escritório que funciona de 8 às 18 horas no Rio de Janeiro, uma cidade onde é verão 12 meses por ano. Haja ar-condicionado!
Com isso, eles buscaram reduzir as despesas do escritório e investiram em um sistema fotovoltaico. Abaixo você pode ver as curvas da Energia consumida pelo escritório e da Energia gerada pelo sistema fotovoltaico.
Agora, perceba que durante o período da noite/madrugada o consumo do escritório é muito baixo, uma vez que apenas algumas luzes, uma geladeira e o sistema de alarme permanecem ligados.
Por outro lado, durante o dia, tanto o escritório como o sistema fotovoltaico estão funcionando e 70% da energia gerada é consumida instantaneamente. Os outros 30% do montante são injetados na rede da concessionária gerando créditos.
Assim, como o consumo do escritório é predominantemente diurno, o mesmo possui simultaneidade alta, que no caso de estabelecimentos comerciais pode atingir mais de 60%.
Como fica a simultaneidade em residências
Então, vendo a economia que os sistema gerou no escritório, Solange e o esposo investiram em um sistema fotovoltaico para a casa da família. Porém, o consumo na casa se dá de forma bastante diferente. Veja no gráfico abaixo:
Durante o dia, toda a família fica fora de casa, ficando apenas uma funcionária, que mantém ligados alguns eletrodomésticos como a geladeira, máquina de lavar, secadora e aspirador de pó.
Perceba que 30% da energia gerada é consumida durante o dia e os outros 70% são injetados na rede gerando créditos.  Assim, o  maior consumo de energia é noturno (horário em que a família toda está em casa) essa unidade consumidora possui simultaneidade baixa, o que é típico de consumidores residenciais.
Assim, também, é importante destacar que tanto o escritório quanto a casa de Solange enquadram-se na modalidade de geração junto a carga. Nas modalidades de autoconsumo remoto e geração compartilhada, não há simultaneidade. A energia gerada pelo Sistema de Energia Fotovoltaica é totalmente injetada na rede da distribuidora para abater o consumo em outro ou outros locais.
Agora, se você quer entender melhor sobre cada uma das 4 modalidades de geração distribuída existentes clique aqui 
Por que a Simultaneidade é ainda mais importante depois da LEI 14.300?
Anteriormente, na REN 482/2012, cada1 kWh injetado dava direito ao consumidor de recuperar da rede 1 kWh na forma de créditos energéticos, em uma relação “um para um”, o que tornava dispensável análises de simultaneidade (desconsiderando os impostos).
Importante!
Agora, para os projetos já instalados antes da publicação da Lei em 07 de Janeiro de 2022 ou que sejam protocolados na concessionária até o dia 06 de Janeiro de 2023, permanecem nas regras antigas até 2045. Para os demais casos, a cobrança começa a valer, de forma gradual, a partir de 07 de Janeiro de 2023.
A simultaneidade impactará o payback de um sistema de energia solar fotovoltaico conectado à rede da distribuidora, por exemplo.
Ou seja, ao consumir a energia no mesmo momento em que o sistema a estiver gerando, a energia não será registrada pelo medidor, fazendo com que a “taxação” não incida sobre esse montante.
Além disso, quanto maior a simultaneidade, menor a exposição do prossumidor (consumidor que gera a própria energia) às alterações da regulação.
Em suma, sistemas fotovoltaicos instalados em unidades consumidoras comerciais serão menos impactados pelo marco legal da geração distribuída do que os sistemas instalados em unidades consumidoras residenciais.
Energista, será que é possível aumentar a simultaneidade de projetos caracterizados por baixo percentual de consumo instantâneo, como as residências?
Como melhorar a Simultaneidade nos projetos
Sigo com o exemplo anterior. Para um sistema conectado à rede elétrica (on-grid), uma opção para evitar a cobrança pelo uso da rede, seria diminuir a potência instalada do sistema. Por exemplo:
Perceba que nesse sistema o pico da curva de geração foi reduzido, ou seja, foi reduzido o número de módulos fotovoltaicos para que 80% da geração seja consumida durante o período do dia, restando somente 20% para injeção.
Em contrapartida, veja que a quantidade de créditos gerada não é suficiente para suprir o consumo durante o período da noite, sendo necessária a compra de energia da concessionária.
Portanto, o desafio dos projetistas estará em encontrar um equilíbrio entre o aumento de simultaneidade e a energia consumida da distribuidora, visando uma solução que minimize o tempo de retorno do investimento para o cliente.
Uma outra solução para aumento de simultaneidade em sistemas on-grid é a mudança do perfil de consumo, com o objetivo de concentrar o maior uso da energia durante o dia. Contudo, essa solução nem sempre é possível, principalmente quando se trata de consumidores residenciais como a Solange.
Ainda há soluções com sistemas inversores híbridos e com baterias, mas esse assunto fica para um próximo artigo.
Pontos importantes sobre Simultaneidade
 – Unidades Consumidoras Residenciais têm cerca de 30 a 40%  de simultaneidade;
 – Quanto mais simultaneidade no seu projeto, menos você precisa se preocupar com a cobrança pelo fio B trazida pela Lei 14.300;
 – Ter atenção com sistemas onde a geração é 100% remota, ou seja, toda a energia é injetada e passa pelo medidor;
 – Sempre levar em conta a simultaneidade em consideração nos estudos de payback.
Para aumentar a simultaneidade e evitar as cobranças pelo uso do fio:
 – Instalar uma potência menor;
 – Adequar o consumo à geração;
 – Utilizar uma solução de armazenamento (sistemas híbridos e off-grid).
Pontos de atenção no procedimento de conexão:
3.1 Possibilidade de participação financeira do consumidor na conexão de microgeração
Em regulamentação ao art. 8º da Lei nº 14.300/2022, a ANEEL propôs que seja mantido o critério de gratuidade da conexão da microgeração distribuída nos casos em que a potência instalada da microgeração for menor ou igual à potência disponibilizada para o atendimento inicial ou aumento da carga da unidade consumidora onde a microgeração será instalada.
Nos termos do §8º do art. 109 da REN nº 1.000/2021, o Encargo de Responsabilidade da Distribuidora (ERD) deverá ser o maior valor entre o orçamento calculado para o atendimento gratuito da carga instalada e o orçamento calculado para o atendimento da demanda da geração que supere a demanda do consumo da unidade consumidora.
O ERD representa a participação financeira da distribuidora de energia elétrica no custo das obras para conexão das cargas solicitadas pelo consumidor. Ou seja, é um montante financeiro que a distribuidora deve custear nos casos em que forem necessárias obras de reforço/extensão da infraestrutura elétrica para atendimento de uma nova conexão ou aumento de potência.
Assim, nos casos em que haja participação financeira do consumidor nas obras de conexão da microgeração, a viabilidade econômica na implantação do projeto dependerá dos custos apresentados pela distribuidora no orçamento de conexão.
Custos tarifários:
3.3 Faturamento de microgeração distribuída pela TUSDg na parcela excedente da injeção de potência
O parágrafo único do art. 18 da Lei nº 14.300/2022 previu que “no estabelecimento do custo de transporte, deve-se aplicar a tarifa correspondente à forma de uso do sistema de distribuição realizada pela unidade com microgeração ou minigeração distribuída, se para injetar ou consumir energia.”
Na regulamentação, a ANEEL propôs separar o custo tarifário para o consumo de energia elétrica do custo para a injeção de energia, tanto para a microgeração quanto para a minigeração.
Para a microgeração, o pagamento do uso da rede pela injeção de energia se dará nos casos em que a demanda medida da injeção de energia elétrica for superior à demanda medida de consumo. Para tanto, será necessária a instalação de medidor de demanda bidirecional na unidade consumidora do Grupo B.
O cálculo do pagamento da demanda de geração foi previsto no §3º do art. 655-I da REN nº 1.000/2021:
Faturamento Uso Injeção = (Injeção - Consumo) × TUSDg
Em que Injeção é a demanda medida de injeção, em kW; Consumo é demanda medida requerida do sistema, em kW, limitado ao valor da Injeção e TUSDg é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável à central geradora.
Nesse sentido, foi facultado que a distribuidora procedesse com a troca do medidor. Nesse caso, a distribuidora deverá avisar a unidade consumidora com dois meses de antecedência sobre o início do faturamento da injeção de energia elétrica.
Assim, como a aplicação do dispositivo dependerá da adequação do sistema de medição, a regulamentação afetará os sistemas de microgeração que possuem esse medidor ou que terão seus medidores trocados pelas distribuidoras, considerando, ainda, o atendimento do critério da injeção da energia em parcela superior ao consumo medido na unidade consumidora.
3.4 Pagamento do custo de disponibilidade x Pagamento da TUSD Fio B
O custo de disponibilidade é uma taxa mínima que remunera as concessionárias de distribuição de energia pela disponibilidade da rede elétrica aos consumidores de baixa tensão, de acordo com o tipo de ligação da unidade consumidora: monofásico, bifásico ou trifásico. Dessa forma, o custo de disponibilidade é o valor em moeda corrente equivalente a 30 kWh se monofásico, 50 kWh se bifásico e 100 kWh se trifásico.
O §3º do art. 16 da Lei nº 14.300/2022 prevê que “para as unidades consumidoras participantes do SCEE não enquadradas no caput do art. 26  desta Lei, o valor mínimo faturável da energia deve ser aplicado se o consumo medido da unidade consumidora, desconsideradas as compensações oriundas do SCEE, for inferior ao consumo mínimo faturável estabelecido na regulamentação vigente”.
Em sua proposta de regulamentação, a ANEEL ponderou que uma interpretação direta do dispositivo da lei poderia trazer o entendimento de que para as centrais geradoras enquadradas no regime de transição, uma compensação de energia superior ao consumo verificado na unidade consumidora furtaria o pagamento do custo de disponibilidade. No entanto, na avaliação da agência reguladora, esse entendimento estaria equivocado, já que as unidades consumidoras do Grupo B deveriam pagar a franquia mínima pela disponibilidade de energia, ou seja, o custo de disponibilidade.
Em síntese, a regulamentação trazida pela ANEELaponta que nos casos em que o faturamento do consumo for inferior ao custo de disponibilidade haveria somente o pagamento do custo de disponibilidade.
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Energia Solar
Lei 14.300: tudo o que você precisa saber
por Alessandra Neris Publicado Atualizado em 18 de outubro de 2024Última atualização em 18 de outubro de 2024
A Lei 14.300, também conhecida como Marco Legal da Energia Distribuída, estabeleceu critérios para diferenciar mini e microgeradores e determinou novas regras para o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
O Marco Legal da GD define os geradores de energia da seguinte forma:  
· minigeradores: geram entre 75 kW até 5 MW por meio de fontes sustentáveis;
· microgeradores: geram até 75 kW de energia mediante fontes renováveis, como a energia solar fotovoltaica. 
Dentro do SCEE, quando o gerador produz mais do que consome em sua propriedade, esse excedente de energia é injetado na rede de distribuição pública. 
Entretanto, para a utilização dos sistemas de distribuição (redes elétricas públicas), a Lei estabeleceu uma espécie de “pedágio”, que pode ser abatido dos créditos gerados quando há injeção de energia na rede elétrica convencional.
Por que foi criada a Lei 14.300?
Em 2012, a ANEEL transformou o setor de energia com a Resolução Normativa 482/2012 (REN 482), que criou o SCEE. 
Dessa forma, os consumidores conquistaram o direito de gerar sua própria energia, originadas de fontes renováveis, por micro ou minigeração distribuída e se beneficiar dos créditos gerados para desconto na fatura mensal.
Já em 2018, a ANEEL começa a revisar a REN 482 com o objetivo de alterar o SCEE. Esse processo termina na criação da  Lei 14.300, que regulamenta a geração distribuída no Brasil, assim como o seu consumo.
Como marco legal, a lei garante segurança jurídica e estabilidade para o mercado da energia solar, que deixou de ficar suscetível a mudanças abruptas de regulamentação governamental. 
O que muda com a Lei 14.300? 
O principal impacto da Lei 14.300 no setor elétrico foi a implementação da chamada taxação do sol, tarifa de energia relacionada ao Fio B.
Essa taxa foi criada para financiar as despesas públicas relacionadas à infraestrutura e manutenção das redes elétricas. 
No entanto, as mudanças não se limitaram a isso. A seguir, destacamos algumas das principais:
· transição: o marco legal estabeleceu um período de transição, que dura de sete a nove anos, para o pagamento da taxa do sol para quem protocolou o projeto solar até 07 de janeiro de 2023;
· programa social: a lei criou um programa de financiamento para a instalação de painéis solares e outros equipamentos destinados à geração de energia renovável; 
· bandeiras tarifárias: as bandeiras tarifárias, que indicam o aumento no custo da energia, não serão aplicadas quando o consumidor utilizar sua energia excedente para compensar seu consumo energético.
· mudança na potência máxima: a microgeração passa a ter potência menor ou igual a 75Kw (todas as fontes) enquanto a minigeração tem entre 75 kW e 5 MW para as fontes despacháveis (exceto para a fotovoltaica, que é de 3 MW);
· fim da cobrança do custo de disponibilidade: para projetos protocolados após 07/01/2023, a taxa se concentrará no pagamento do Fio B;
· demanda contratada e o TUSDg: será cobrada somente sobre a diferença quando a potência da usina for maior que a demanda contratada da unidade consumidora. Para projetos protocolados após 07/01/23 a TUSDg já deverá ser aplicada;
· garantia de fiel cumprimento: é um aporte financeiro para garantir que a usina entre em operação, mas o valor é devolvido ao investidor após a conexão da usina e será cobrado apenas para projetos com potência acima de 500 kW;
· distribuição dos créditos de energia: a lei trouxe a possibilidade de transferir créditos para outra UC, desde que seja do mesmo titular.
 
 
Geração de energia solar ainda compensa?
O que percebemos é que nos primeiros anos, comparando GD I, GD II e GD III, praticamente não fará diferença nem na tarifa, nem no payback. 
A partir de 2027 até 2030, aí, sim, a diferença ficará maior, mas o fato é que o playback praticamente não se altera quando fazemos o comparativo. 
Ou seja, sim, a energia solar ainda compensa.
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