Para o integrador solar, apresentar uma proposta comercial precisa é fundamental. No entanto, um detalhe tem gerado dúvidas e impactado a previsão de economia dos clientes de baixa tensão (Grupo B): a forma como cada distribuidora de energia fatura a Geração Distribuída (GD).
A questão central vem de duas interpretações diferentes do Artigo 655-I da Resolução Normativa 1.000/2021 da ANEEL, que definem como o custo de disponibilidade e a TUSD Fio B são cobrados sobre a energia compensada. Uma interpretação diferente da norma pode significar uma diferença no bolso do seu cliente.
Neste artigo, vamos esclarecer esses dois cenários, apresentar um exemplo prático e, o mais importante, mostrar o impacto real que cada um deles causa no payback do projeto solar.
Entendendo os conceitos-chave: custo de disponibilidade e Fio B
Antes de compararmos os cenários, vamos entender dois importantes conceitos do faturamento de energia:
Custo de disponibilidade – também conhecido como taxa mínima, é o valor que a distribuidora cobra para manter a rede elétrica à disposição do consumidor, mesmo que ele não consuma nada da rede ou gere toda a sua energia.
Conforme o Art. 291 da REN 1.000, esse valor é equivalente em reais a:
- 30 kWh para padrão monofásico.
- 50 kWh para padrão bifásico.
- 100 kWh para padrão trifásico.
TUSD Fio B – a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) remunera a distribuidora pela infraestrutura. A componente “Fio B” dessa tarifa refere-se especificamente aos custos da rede de baixa tensão (postes, cabos e transformadores) que leva a energia até o cliente final. Com a Lei 14.300/2022, essa componente passou a ser cobrada de forma gradual sobre a energia compensada.
A divergência entre as distribuidoras está justamente na interação entre esses dois conceitos na fatura de um cliente com sistema fotovoltaico.
Cenário 1: Faturamento do Fio B limitado pelo custo de disponibilidade
Neste entendimento, a distribuidora aplica uma lógica de faturamento que, primeiro, garante o faturamento mínimo sobre o consumo, que é o custo de disponibilidade.
Somente depois, a cobrança do Fio B (e outras componentes, conforme o enquadramento da GD) incide sobre a energia compensada que exceder esse valor mínimo.
Vamos a um exemplo prático:
Imagine uma unidade consumidora bifásica (custo de disponibilidade de 50 kWh) que, em um mês, consumiu 185 kWh da rede e injetou energia suficiente para compensar todo esse consumo.
O cálculo da fatura seria:
- Faturamento do custo de disponibilidade: a distribuidora fatura as tarifas (TUSD + TE) sobre os primeiros 50 kWh consumidos.
- Faturamento do Fio B: a cobrança do Fio B incidirá apenas sobre o restante da energia compensada: 185 kWh (total) – 50 kWh (já faturados) = 135 kWh.
Nesse cenário, o cliente paga o custo de disponibilidade integralmente e o Fio B sobre a parcela de energia compensada que exceder o montante do custo de disponibilidade.
Cenário 2: Faturamento pelo maior valor entre custo de disponibilidade e Fio B total
Outras distribuidoras interpretam a regra de forma diferente. Elas calculam dois valores separadamente e cobram do cliente o que for maior:
- Valor A: o custo de disponibilidade em reais (ex: 100 kWh multiplicados pela tarifa cheia).
- Valor B: o custo do Fio B em reais, calculado sobre toda a energia compensada (no exemplo da fatura analisada, os 2948 kWh).
Quando o valor da parcela do “Fio B” for superior ao custo de disponibilidade, a distribuidora cobrará do cliente o valor total referente ao “Fio B” sobre toda a energia compensada. Nesse caso, o custo de disponibilidade não será cobrado separadamente, pois, de acordo com as normas, ele não pode ser cobrado duas vezes.
Na prática, a fatura mínima do cliente passa a ser o custo do Fio B, que é variável e diretamente proporcional ao seu consumo da rede.
O impacto do tipo de faturamento no payback
Após analisar as duas modalidades de faturamento, surge a pergunta: como fica o retorno do investimento?
Para responder, vamos simular o payback de ambos no Luvik, que nos permite escolher o cenário no qual realizaremos nossa simulação.
Vamos verificar a diferença no payback para um cliente residencial bifásico com um consumo médio de 500 kWh/mês.
Nas simulações vamos considerar o valor de R$ 3,00 para cada Wp.
Cenário 1: Custo de disponibilidade e Fio B até o limite do custo de disponibilidade.
Sistema de 4,60 kWp, no valor de R$ 13.800,00.
Obtivemos um payback de 3 anos e 7 meses e um valor de R$ 110,88 de fatura no primeiro ano, após a instalação do sistema solar.
Cenário 2: O maior valor entre o custo de disponibilidade e o valor do Fio B
Sistema de 4,60 kWp, no valor de R$ 13.800,00.
Obtivemos um payback de 3 anos e 3 meses e um valor de R$ 81,39 de fatura no primeiro ano, após a instalação do sistema solar.
Conclusão
Como vimos, a interpretação que cada distribuidora faz do Artigo 655-I da REN 1000/2021 de fato altera o valor final da fatura e, por consequência, o tempo de retorno do investimento para o cliente do Grupo B.
É fundamental que o integrador esteja ciente dessa possibilidade. Contudo, é importante ressaltar que, apesar da diferença existir, ela costuma ser pequena dentro do horizonte total do investimento.
Em ambos os cenários, o projeto de energia solar continua sendo uma decisão financeira altamente rentável e segura, que proporciona uma economia expressiva e protege o consumidor contra a inflação energética.
Ao apresentar uma proposta precisa e alinhada à realidade da distribuidora local, você gera confiança e aumenta as chances de fechar negócios.
E você, integrador? Qual desses cenários a distribuidora da sua região está aplicando?
Compartilhe sua experiência nos comentários e vamos ajudar outros profissionais!
