FIO A e FIO B e o Pagamento pelo uso da rede. Onde os mercados se encontram.

Por: Frederico Carbonera Boschin

Fio A e Fio B são comumente referidos no mercado de energia como os custos pelo uso da rede, seja ela de transmissão (Fio A), seja de distribuição (Fio B). A discussão sobre a efetiva separação entre os custos de uso da rede (a chamada tarifa binômia) e o preço de energia, ou seja, a devida separação entre energia serviço (fio) e produto deveria já ter sido endereçada na baixa tensão.

Essa discussão é especialmente relevante quando falamos e tratamos da maciça penetração da geração distribuída no país e da longa discussão a respeito dos seus efeitos técnicos, mas, especialmente, dos seus efeitos comerciais para as distribuidoras de energia. Isso porque a real clareza e publicidade da composição da tarifa de energia, no que tange às componentes serviço fio e produto energia, ao público em geral, evitaria a recorrente discussão sobre a legalidade, ou não, da chamada “taxação do sol”. 

 De toda forma, a Lei 14.300 nos trouxe como inovação da RN 482/2012, a obrigatoriedade do pagamento pelo uso da rede, de acordo com a forma:

Art. 18. Fica assegurado o livre acesso ao sistema de distribuição para as unidades com microgeração ou minigeração distribuída, mediante o ressarcimento, pelas unidades consumidoras com minigeração distribuída, do custo de transporte envolvido.

Parágrafo único. 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.

Neste caso, a cobrança viria de forma gradual, conforme descrito no artigo 27, para a chamada GD II:

Art. 27. O faturamento de energia das unidades participantes do SCEE não abrangidas pelo art. 26 desta Lei deve considerar a incidência sobre toda a energia elétrica ativa compensada dos seguintes percentuais das componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, à quota de reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e manutenção do serviço de distribuição:

I – 15% (quinze por cento) a partir de 2023;

II – 30% (trinta por cento) a partir de 2024;

III – 45% (quarenta e cinco por cento) a partir de 2025;

IV – 60% (sessenta por cento) a partir de 2026;

V – 75% (setenta e cinco por cento) a partir de 2027;

VI – 90% (noventa por cento) a partir de 2028;

VII – a regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029.

E parágrafo 1º, para a chamada GD III:

§ 1º Para as unidades de minigeração distribuída acima de 500 kW (quinhentos quilowatts) em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada em que um único titular detenha 25% (vinte e cinco por cento) ou mais da participação do excedente de energia elétrica, o faturamento de energia das unidades participantes do SCEE deve considerar, até 2028, a incidência:

I – de 100% (cem por cento) das componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, à quota de reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e manutenção do serviço de distribuição;

II – de 40% (quarenta por cento) das componentes tarifárias relativas ao uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica, ao uso dos transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV (duzentos e trinta quilovolts) e das Demais Instalações de Transmissão (DIT) compartilhadas, ao uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras e à conexão às instalações de transmissão ou de distribuição;

III – de 100% (cem por cento) dos encargos Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); e

IV – da regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029.

Percebe-se, portanto, que a cobrança pelo uso da rede, e que aqui tomo a liberdade de chamar de “fechamento da geração distribuída”, converge para uma lógica já estabelecida e que fundamenta o mercado livre de energia (ou, tecnicamente, o Ambiente de Contratação Livre – ACL), qual seja, paga-se pelo uso da rede, dentro da lógica do monopólio natural deste serviço, e o fornecedor da energia (produto) é escolhido livremente.

Outro aspecto interessante a ser levantado neste processo, que  é visível na formulação da lei 14.300, é que o período de transição proposto na lei finaliza em 2029, ou seja, justamente quando é prevista a abertura do mercado livre para os consumidores e energia na baixa tensão:  

GD II 

Linha do tempo

Descrição gerada automaticamente

GD III

Linha do tempo

Descrição gerada automaticamente

Fonte: Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD)

Atualmente, em linhas gerais, o mercado livre de energia atende apenas os consumidores que têm sua demanda contratada junto à distribuidora de, pelo menos, 500 kW, seja pelo somatório de demandas de mesmo CNPJ raiz (comunhão de direito), seja por meio de demandas em áreas contíguas (comunhão de fato). 

Dito isso, o que comumente chamamos de “abertura do mercado livre” corresponde, na verdade, à aplicação gradativa dos dispositivos legais e normativos previstos de liberalização do mercado livre de energia (o “ACL”). Aqui a redação da RN 1000 da ANEEL e a atualização trazida pela RN 1059 (com a grafia original):

Art. 160. O consumidor atendido em qualquer tensão pode optar pela compra de energia elétrica no ACL, desde que a contratação da demanda observe, no mínimo, o seguinte valor em um dos postos tarifários, conforme disposto na Portaria MME nº 514, de 27 de dezembro de 2018:

 Art. 160. O consumidor do grupo A atendido em qualquer tensão pode optar pela compra de energia elétrica no ACL. (Redação dada pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

I – a partir de 1º de julho de 2019: 2.500 kW;  (Revogado pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

II – a partir de 1º de janeiro de 2020: 2.000 kW; (Revogado pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

III – a partir de 1º de janeiro de 2021: 1.500 kW; (Revogado pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

IV – a partir de 1º de janeiro de 2022: 1.000 kW; e (Revogado pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

V – a partir de 1º de janeiro de 2023: 500 kW. (Revogado pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

Assim, é correto afirmar que teremos bastante coisa nova no setor a partir de 2028 com a conclusão da chamada abertura do mercado livre e o final do período de transição previso na Lei 14.300 no que eu chamo de fechamento da geração distribuída, e não seria exagero afirmar que poderia haver a fusão dos dois mercados, com a consequente extinção do mercado cativo e a completa separação entre os serviços de distribuição e fornecimento de energia.

Para isso, vamos acompanhar o andamento do PL 414 e que trata da abertura e modernização do Setor Elétrico com a criação de um novo marco legal.

Mas, isso é assunto para a próxima coluna! Até lá!

Autor:

Por Frederico Carbonera Boschin, Diretor Executivo da Noale Energia e Sócio da Ferrari Boschin Advogados. Advogado especialista no Setor Elétrico com 18 anos de experiência no mercado. Atua na estruturação de projetos por fontes renováveis (Eólica, RSU, Biomassa, CGHs/PCHs e Solar), e modelos de negócios para GD e Mercado Livre. Bacharel em Direito (UFRGS); MBA em Gestão Empresarial (FGV/RS); Mestre em Direito Econômico (Universidade de Lisboa); e Pós-Graduado em Energias Renováveis (PUC/RS). Conselheiro da ABGD; Conselheiro Fiscal do Sindienergia RS e Professor do Curso de MBA da PUC/RS, UCS/RS e PUC/MG.

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