A REGULAÇÃO E O PROBLEMA
O ponto central da regulação que incentiva a geração distribuída utilizando fontes renováveis no Brasil é o chamado Sistema de Compensação de Energia. Instituído em 2012 pela Resolução 482 e aperfeiçoado em 2015 pela Resolução 687, ambas da ANEEL, este sistema permite que uma Unidade Consumidora (UC) possua um gerador de energia solar fotovoltaica, eólica, de biomassa ou de qualquer outra energia renovável, o qual, além de gerar energia para consumo na própria unidade consumidora, pode também injetar energia na rede de distribuição. Segundo a Resolução 482, esta energia injetada na rede é utilizada como crédito para utilização na mesma UC e no mesmo ciclo de faturamento, ou na mesma UC em outro ciclo de faturamento (em até 60 meses), ou mesmo em outra UC. As novas possibilidades de utilização desses créditos foram uma das mais importantes alterações introduzidas pela Resolução 687, com o propósito de flexibilizar o uso dos créditos e de incentivar a geração distribuída. Essas possibilidades e outras informações relevantes sobre o Sistema de Compensação de Energia podem ser encontradas na página da ANEEL sobre o tema, em http://www.aneel.gov.br/pt/web/guest/geracao-distribuida. Infelizmente, o procedimento de faturamento de algumas distribuidoras vem impactando negativamente os incentivos previstos na regulação.
A seguir vamos descrever o Sistema de Compensação de Energia. Se você já é familiarizado com o tema, pode pular para o item “O PROBLEMA”.

O SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA
Mas antes de explicar como estão ocorrendo esses impactos negativos, vamos descrever como funciona a compensação de energia, com um pouco mais de detalhe. A figura abaixo mostra os principais componentes de uma instalação de UC, que pode ser residencial, comercial ou até mesmo industrial (desde que se enquadre nos critérios da regulação para enquadramento como Geração Distribuída).

carga

Imaginemos que o consumidor ainda não tenha instalado o seu gerador de energia renovável. O fluxo de energia para esta UC se daria conforme mostram as setas vermelhas na figura. A rede fornece energia ao imóvel. Esta energia passa pelo MEDIDOR, que nesse caso é unidirecional, e daí vai ao DISJUNTOR principal, que serve para proteção da instalação e deve ficar na entrada do imóvel. O conjunto de medidor e disjuntor principal é denominado padrão de entrada.
Do disjuntor principal a energia vai ao Quadro de Distribuição de Corrente Alternada (QDCA). Este é o primeiro quadro interno do imóvel, onde ficam os disjuntores e demais dispositivos de proteção da instalação interna. Em residências é comum encontrar esse quadro na cozinha. Do QDCA, por meio dos diversos disjuntores e circuitos, a energia é distribuída aos diversos aparelhos, tomadas e iluminação, a chamada CARGA.

Agora o nosso consumidor instalou um gerador de energia renovável em seu imóvel. Por ser a fonte mais comum hoje no Brasil, com mais de 95% das instalações, em nosso exemplo vamos considerar um gerador de energia solar fotovoltaica. Como agora haverá fluxo de energia tanto entrando quanto saindo da UC, é necessário substituir o medidor unidirecional por um bidirecional, ou adicionar outro medidor unidirecional para medir o fluxo UC -> rede.

O fluxo da energia gerada localmente é mostrado em azul. O gerador local é conectado ao disjuntor principal, no lado em que este se conecta à carga. Esta junção de conexões é muito importante para entender o que se passa e é representada pelo círculo verde na figura. Inicialmente, consideramos que esta energia é consumida pela carga da UC e que, quando esta carga não está “ligada” (quando não há ninguém em casa, por exemplo), a energia é encaminhada para ser injetada na rede.

NO DETALHE
Podemos agora descrever com um pouco mais de detalhe o funcionamento do sistema. Imagine um grupo de elétrons (partículas das quais é formada a corrente elétrica) que acabou de ser gerado no gerador fotovoltaico num determinado instante. O grupo flui até a junção do círculo verde. Se existe alguma carga demandando corrente no imóvel, este grupo de elétrons flui para o QDCA e para a CARGA, sendo esse fluxo quantificado (em quilowatts-hora ou kWh) por (A). Este fluxo não passa pelo medidor da distribuidora e, portanto, esta não o enxerga. Por outro lado se, naquele instante, não há demanda de corrente no interior do imóvel, esse grupo de elétrons tem que fluir para algum lugar, e flui para a rede elétrica, passando primeiro pelo DISJUNTOR e pelo MEDIDOR, fluxo marcado na figura como (B).

A fatura de energia é emitida considerando o intervalo temporal chamado ciclo de faturamento. É o tempo decorrente entre leituras do medidor efetuadas pela concessionária. Pela regulação da ANEEL, este ciclo é mensal. Durante este ciclo ocorre alternância entre os fluxos (A), (B) e (C). Tomemos por exemplo uma família onde todos trabalham. Nessa residência, em termos de consumo, o dia começa com alguns aparelhos ligados, talvez um chuveiro elétrico ou boiler. Em seguida todos vão para o trabalho e o consumo fica reduzido praticamente a zero. Outro pico de demanda ocorre à noite, após o regresso dos membros da família, e se reduz durante a madrugada, quando talvez apenas aparelhos de ar-condicionado e ventiladores estejam ligados. O comportamento do consumo ao longo do dia é chamado curva de carga.

O sistema de energia fotovoltaica, por seu turno, possui uma geração de energia que aumenta com a altura do sol, atingindo um máximo no chamado meio-dia solar, e declinando à tarde. A alternância dos fluxos de energia, então, é determinada pela comparação da curva de carga com a curva de geração fotovoltaica. A grosso modo, e dependendo do dimensionamento do sistema fotovoltaico, estação do ano e condições meteorológicas, observamos os fluxos (A) e (B) no início e no fim do dia, o fluxo (B) durante o dia, enquanto a família está fora, e o fluxo C à noite.
Já no caso de uma instalação comercial há uma maior coincidência entre a curva de carga e a geração fotovoltaica, podendo-se em muitos casos, com um bom dimensionamento do sistema fotovoltaico, ocorrer uma predominância do fluxo (A) sobre os outros dois.

Ao final do ciclo de faturamento, a distribuidora faz a leitura do total de kWh dos fluxos (B – energia injetada) e (C – energia fornecida). Note-se que o consumo da UC passa a ser (D) = (A) + (B), e que parte desse consumo (o fluxo A) é desconhecido para a distribuidora.

Em geral o sistema fotovoltaico é dimensionado de forma que a média anual de geração de energia iguale a média anual de consumo, a menos do custo de disponibilidade do sistema, cobrado de consumidores residenciais e comerciais de baixa tensão. Com isso, durante o verão há uma geração maior que o consumo, e este excedente (fluxo B) é enviado para a rede elétrica, que funciona como uma “bateria infinita”, armazenando esses créditos de energia até o inverno, quando o consumo passa a ser maior que a geração, há um aumento no fluxo (C) e o consumidor recupera a energia armazenada.

O PROBLEMA
Finalmente chegamos ao ponto em que podemos explicar o problema que vem ocorrendo no faturamento de algumas distribuidoras. A regulação da ANEEL prevê que a energia injetada na rede pela UC se transforma em créditos em kWh que podem ser resgatados em até cinco anos. Ou seja, injeto 1 kWh agora e recebo como crédito 1 kWh até daqui a 60 meses.
O problema é que algumas distribuidoras estão desconsiderando a compensação de energia em kWh, como estabelece a ANEEL, e convertendo a energia injetada (fluxo B) acumulada ao longo do ciclo de faturamento, em moeda. Ao fazê-lo, essas distribuidoras se afastam da regulação da ANEEL, cujo princípio basilar é a compensação e não o comércio de energia, justamente para que não houvessem questões tributárias a serem consideradas.

Ao envolverem moeda, essas distribuidoras transformaram compensação em comércio de energia e, em consequência, consideraram os tributos incidentes nos fluxos (B) e (C). E aí começa um segundo problema, decorrente do primeiro.

Tomemos por exemplo o faturamento da distribuidora Light, no Rio de Janeiro. Além de enviar aos clientes faturas bastante confusas, onde o termo “CONSUMO” aparece na fatura em três lugares distintos, e com valores diferentes, o fato do fluxo (B) ter sido monetizado levou a distribuidora a ter que separar o fluxo (C) em duas categorias distintas: A energia fornecida compensada, numericamente igual a energia injetada (fluxo B), a qual passamos a denominar de fluxo (C1), e a energia fornecida não compensada, igual a (C) – (B), que passamos a denominar de fluxo (C2). Caso (B) seja maior que (C), é cobrado somente o custo de disponibilidade do sistema (e aí entra outra discussão na qual não vamos entrar nesse artigo), e a diferença (B) – (C) é convertida em créditos, supostamente em kWh, conforme estabelecido pela ANEEL. Mas se, por outro lado, no ciclo de faturamento considerado, (B) for menor que (C), então a energia injetada é monetizada e uma outra surpresa (desagradável) aparece. Este fluxo (B) é dividido em Taxa de Energia (TE), relativa aos kWh injetados, que passaremos a denominar de fluxo (B1), e Taxa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), a chamada “taxa do fio”, relativa ao uso da rede da distribuidora, a qual denominaremos de fluxo (B2). Causa espécie esta separação, uma vez que esta distinção só é feita para os consumidores de alta tensão com demanda contratada (grupo A) e não para os consumidores de baixa tensão (grupo B), dos quais é cobrado, no lugar da TUSD, o custo de disponibilidade do sistema.

Então, no caso dos consumidores residenciais e comerciais de baixa tensão da Light, que possuam geração distribuída, teremos os seguintes tributos incidentes:

tabela_01

Não vamos aqui entrar no mérito da legislação que define as tributações dessas parcelas, análise que deixamos para os tributaristas especializados. Mas não podemos nos furtar de analisar os impactos dessa “interpretação” adotada por algumas distribuidoras. Retornando ao exemplo da Light, consideremos a fatura de um consumidor residencial, nosso cliente. A sua fatura de abril de 2016 apresentou os seguintes valores (obtidos já “desembaralhando” a confusa fatura da Light):

tabela_02

Assim, a conta do nosso consumidor foi de R$ 813,08 + 166,10 – 61,72 – 79,17 = R$ 838,29. Mas qual teria sido o valor da mesma conta se a distribuidora tivesse seguido a regulação da ANEEL? Seria simplesmente o valor da última linha da tabela, ou R$ 813,08. Calculando a diferença, isto significa que o consumidor pagou R$ 25,21 para “guardar” 217 kWh na rede da Light durante o ciclo de faturamento, ou seja, 12 centavos por kWh. Este valor negativo reduz o retorno financeiro das instalações de geração distribuída, aumentando o tempo de retorno do investimento em aproximadamente 10%, segundo calculamos.

E O QUE FAZER?
Mas isso vai ficar assim? Em consulta feita a ANEEL sobre o tema, recebemos a seguinte resposta “Discordamos, contudo, da interpretação feita pela Light para a redação do Convênio CONFAZ do ICMS nº 92/2015, concedendo desconto do ICMS somente para uma das componentes da tarifa que deve incidir sobre o consumo de energia elétrica. Tal discordância será levada ao conhecimento do Conselho Nacional de Política Fazendária (CONFAZ) para que o mesmo se pronuncie acerca da correta interpretação do Convênio”.

Como podemos perceber, a ANEEL também acha que a distribuidora está descumprindo a sua Regulação. Orientamos os nossos clientes (e todos os consumidores da Light com geração distribuída) a formalizar reclamação com as respectivas distribuidoras. No caso da Light, as respostas não têm sido satisfatórias, e nem mesmo o recurso a ANEEL fez com que a cobrança, supostamente indevida, fosse revertida. Neste caso, os últimos recursos são os órgãos de defesa do consumidor e o Poder Judiciário.

Vamos continuar monitorando a situação e postaremos novas informações aqui. Fique ligado!