Micro e Minigeração Distribuída

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A Lei nº 14.300/2022 institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída. A regulamentação do tema pela ANEEL está na Resolução Normativa nº 1.000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa nº 1.059/2023, que estabelece as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica. Ainda, mais detalhes sobre os procedimentos de conexão estão no Módulo 3 do PRODIST e o Formulário de Orçamento de Conexão de centrais de microgeração e minigeração distribuída consta do Anexo I da Resolução Homologatória 3.171/2023.

A REN nº 1000/2021 revogou a Resolução Normativa nº 482/2012, que tratava do assunto de microgeração e minigeração distribuída. Além disso, as distribuidoras têm normas técnicas que podem ser obtidas em seus sites ou junto às agências de atendimento. Em caso de dúvidas, o consumidor pode procurar sua distribuidora local.

A ANEEL possui uma página dedicada à geração distribuída com mais informações sobre o tema.

A microgeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada, em corrente alternada, menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme a Resolução Normativa nº 1.031/2022, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidade consumidora.

A minigeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica renovável ou de cogeração qualificada, conforme a Resolução Normativa nº 1.031/2022, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidade consumidora, que possua potência instalada em corrente alternada maior que 75 kW e menor ou igual a:

• 5 MW para as centrais geradoras de fontes despacháveis; ou
• 3 MW para as demais fontes não enquadradas como centrais geradoras de fontes despacháveis.
• 5 MW para unidades consumidoras já conectadas em 7 de janeiro de 2022 ou que protocolaram solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, até 7 de janeiro de 2023, independentemente do enquadramento como centrais geradoras de fontes despacháveis.

Outra diferença é que a minigeração distribuída será necessariamente enquadrada como Grupo A, conforme art. 23, §6º da Resolução Normativa nº 1.000/2021, enquanto a microgeração pode ser instalada em unidade consumidora do Grupo B ou do Grupo A.

A Resolução Normativa ANEEL n° 1.000/2021 define o Sistema de Compensação de Energia Elétrica como um arranjo no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída é cedida a título de empréstimo gratuito à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa próprio ou de outras unidades consumidoras, observando-se as regras postas.

Esse sistema é também conhecido pelo termo em inglês net metering. Nele, um consumidor de energia elétrica instala pequenos geradores em sua unidade consumidora (como, por exemplo, painéis solares fotovoltaicos ou pequenas turbinas eólicas) e a energia gerada é usada para abater o consumo de energia elétrica da unidade. Quando a geração for maior que o consumo, o saldo positivo de energia poderá ser utilizado para abater o consumo em meses subsequentes. Os créditos de energia gerados continuam válidos por 60 meses. Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar a geração excedente em outras unidades previamente cadastradas dentro da mesma área de concessão e caracterizada como autoconsumo remoto ou geração compartilhada ou integrante de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios).

Não. Apenas os consumidores de ambiente regulado da distribuidora podem fazer a adesão. Os consumidores livres, especiais ou parcialmente livres não podem fazer parte do Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

As unidades consumidoras que instalarem uma usina de microgeração ou minigeração serão classificadas e enquadradas em uma das modalidades de tarifa (GD I, GD II ou GD III). A classificação define qual a tarifa e desconto serão aplicados na energia compensada.

São classificadas como GD I todas as unidades consumidoras:

• cuja usina de microgeração ou minigeração já estava conectada antes de 07/01/2022; ou
• que protocolaram solicitação de orçamento de conexão até 07/01/2022; ou
• que protocolaram solicitação de conexão até 07/01/2023 e que tenham se conectado no prazo estabelecido no §4º do art. 655-O.

As unidades consumidoras GD I são isentas dos custos de uso da rede até 2045.

As unidades consumidoras com MMGD que solicitaram conexão depois de 07/01/2023 são classificadas como GD II ou GD III. Para a GD II, incide sobre a energia compensada uma porcentagem da tarifa de uso do sistema de distribuição que vai aumentando entre os anos 2023 e 2028. Já para a GD III, há a incidência de alguns componentes da tarifa de uso e de certos encargos.

São classificadas como GD III as unidades consumidoras nas seguintes condições:

• possuem potência instalada de geração acima de 500 kW; e
• sejam enquadradas em uma das seguintes modalidades:
• autoconsumo remoto ou
• geração compartilhada em que haja um ou mais beneficiados com percentual igual ou maior a 25% de participação no excedente de energia.

As unidades com MMGD que não se enquadram nos requisitos acima descritos são classificadas como GD II.

O custo desses geradores e eventuais financiamentos não é estabelecido pela ANEEL. A análise de custo/benefício a ser realizada pelo consumidor para instalação de tais geradores deve ser pautada individualmente, já que cada caso envolve características bem particulares, que podem impactar no retorno financeiro, tais como:

• Tipo da fonte de energia (além de painéis solares, há diversas outras opções, tais como: turbinas eólicas, geradores a biomassa, hidrelétricas bem pequenas, etc.);
• Processo e classe da unidade consumidora (se há algum processo produtivo ou se existem insumos disponíveis, tais como: biomassa, dejeto animal, potencial hidráulico etc.);
• Tecnologia e tipo dos equipamentos de geração;
• Porte da unidade consumidora e da central geradora a ser instalada (potência instalada tanto da carga quanto da geração);
• Localização;
• Tarifa de energia elétrica à qual a unidade consumidora está submetida;
• Condições de financiamento e pagamento de cada projeto; e
• Existência de outras unidades consumidoras que poderão usufruir dos excedentes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

A potência instalada de sistemas de geração fotovoltaicos é definida na Resolução Normativa nº 1029/2022 como a “potência nominal elétrica, em kW (quilowatt), na saída do inversor, respeitadas as limitações de potência decorrentes dos módulos, do controle de potência do inversor ou de outras restrições técnicas”.

Trata-se, portanto, do menor valor entre a potência nominal do inversor e a potência dos módulos.

As definições de excedente e crédito de energia estão no Artigo 1º da Lei 14.300/2022. O excedente de energia é a energia, em kWh, gerada pelo consumidor-gerador no ciclo de faturamento atual e que poderá ser utilizada para abater (compensar) o consumo de outras unidades consumidoras, conforme as regras vigentes (vide parágrafo 3º do Artigo 655-G da Resolução Normativa nº 1.000/2021 e Artigo 655-H).

Finalizado o ciclo de faturamento e restando excedentes de energia não compensados, eles viram automaticamente créditos de energia e permanecem na mesma unidade consumidora a que foram atribuídos. Os créditos de energia somente podem ser realocados para outras unidades consumidoras em caso de encerramento contratual ou alteração de titularidade de unidade consumidora.

Como regra, os créditos podem ser realocados somente para outras unidades consumidoras do mesmo titular. A exceção é no caso de condomínios ou geração compartilhada, mas a unidade consumidora beneficiada deve, necessariamente, fazer parte do empreendimento no momento da geração do crédito.

Sim. A Resolução Normativa n° 1.000/2021, permite a instalação de geração distribuída em local diferente do ponto de consumo. Para tanto, existem as seguintes alternativas: enquadramento na modalidade de autoconsumo remoto ou na modalidade de geração compartilhada. Esta última pode ser formada por meio de consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício (também referidos como empreendimento com múltiplas unidades consumidoras), ou qualquer outra forma de associação civil instituída para esse fim, composta por pessoas físicas ou jurídicas que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída.

A Resolução Normativa nº 1.000/2021, no parágrafo 5º do Artigo 655-M, proíbe a comercialização de créditos e excedentes de energia gerada por uma microgeração ou minigeração para outras unidades consumidoras.

No entanto, a Lei nº 14.300/2022 prevê a possibilidade de compra dos excedentes de energia pela distribuidora local por meio de chamadas públicas, da forma regulamentada pela ANEEL.

O instrumento jurídico adequado a comprovar a solidariedade existente entre os componentes de qualquer modalidade de geração compartilhada é seu ato constitutivo (ou contrato de participação em consórcio, para o modelo de consórcio da Lei n° 11.795/2008), seja para fins jurídicos, seja para os fins previstos no § 1º do art. 655-H, da Resolução Normativa n° 1.000/2021.

Não. Para a formação de cooperativa ou consórcio, deve ser seguida a legislação específica e as unidades consumidoras que receberão os excedentes devem ser atendidas pela mesma distribuidora que atende a unidade consumidora com geração distribuída.

O local onde se encontra a microgeração ou minigeração distribuída será considerado uma unidade consumidora, cujo titular deverá ser o consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício, ou qualquer outra forma de associação civil instituída para esse fim (com CNPJ próprio), observada a legislação específica aplicável a essas figuras jurídicas.

Segundo o art. 655-H da Resolução Normativa n° 1.000/2021 compete ao titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a central geradora distribuída definir o percentual da energia excedente que será destinado a cada unidade consumidora participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica ou a ordem de prioridade para o recebimento do excedente de energia, podendo solicitar a alteração junto à distribuidora, que deve efetuar a alteração até o ciclo de faturamento subsequente ao ciclo em que ocorreu a solicitação.

O critério para a divisão da energia excedente é livre e cabe ao titular de unidade consumidora que possui geração compartilhada definir o percentual que será alocado a seus integrantes. A simples solicitação de alteração de percentuais ou ordem de prioridade para recebimento do excedente não precisa de instrumento jurídico, diferentemente da solicitação de alteração dos integrantes. Cabe à distribuidora, entretanto, verificar se os integrantes estão registrados no empreendimento de geração compartilhada, sob pena de aplicação do Artigo 655-F, caso constatada alguma irregularidade.

Encerrada a compensação de energia dentro do mesmo ciclo de faturamento, os créditos remanescentes devem permanecer na unidade consumidora a que foram destinados.

Os excedentes gerados pela microgeração ou minigeração distribuída instalada no condomínio (empreendimento de múltiplas unidades consumidoras) podem ser divididos pelos condôminos sem a necessidade de se abater o consumo da área comum, cabendo ao titular da unidade consumidora definir o rateio dos excedentes dentre os integrantes do condomínio (residencial, comercial ou industrial).

Não há a obrigação de se instalar uma carga junto à microgeração ou minigeração, observando-se os requisitos para a caracterização do autoconsumo remoto ou geração compartilhada (Artigo 655-D da Resolução Normativa nº 1.000/2021). Nessas modalidades, os kWh gerados serão usados para abater o consumo das unidades consumidoras cadastradas na distribuidora, conforme regras específicas de faturamento (artigos 655-G a 655-N).

Assim, é possível instalar uma microgeração ou minigeração distribuída em um terreno vazio e compensar a energia em outro local, seguindo os procedimentos descritos nos artigos 655-A a 655-C.

Quando do encerramento contratual da unidade consumidora beneficiária, eventuais créditos remanescentes podem passar para outras unidades consumidoras, respeitadas as condições previstas no artigo 655-M. 

O nível de tensão de conexão da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída deve ser definido com base no art. 23 da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

A microgeração e a minigeração distribuída são conectadas à rede por meio de uma unidade consumidora. Assim, o tratamento regulatório acerca das responsabilidades para conexão é similar àquele dado a unidades consumidoras convencionais. 

Portanto, aplicam-se as regras de conexão regulamentadas no Capítulo II da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

O atendimento de unidade consumidora com microgeração distribuída pode ser gratuito, desde que atendidos os critérios dispostos nos arts. 104 e 105. Já as regras e a metodologia de aplicação da participação financeira estão estabelecidas no art. 106 e seguintes da referida Resolução.

Conforme estabelece o art. 228 da Resolução Normativa nº 1.000/2021, a distribuidora é responsável técnica e financeiramente pelo sistema de medição da microgeração distribuída. No entanto, no caso da minigeração distribuída, o custo de instalação ou de adequação do sistema de medição é de responsabilidade do interessado.

É importante destacar que tal situação é grave, pois, além de colocar em risco a segurança das pessoas e instalações de outros consumidores, caracteriza em ação intencional do consumidor para desvirtuar o faturamento da unidade.

Por isso, a distribuidora deve suspender imediatamente o fornecimento de energia, nos termos do art. 353 da Resolução Normativa nº 1.000/2021, além de adotar os procedimentos estabelecidos no art. 655-F da Resolução Normativa nº 1.000/2021 para proceder com a recuperação do consumo não faturado.

Os documentos necessários para que seja realizado o pedido de conexão da microgeração ou minigeração estão discriminados no Formulário presente no Anexo I da Resolução Homologatória nº 3.171/2023.

A reclamação pode ser realizada por meio dos diversos canais disponibilizados (plataforma consumidor.gov.br, registro de reclamação, ouvidoria etc.) e, caso o problema não seja resolvido, utilize os demais meios que a ANEEL disponibiliza para solução, conforme orientações para o registro de reclamações contra distribuidoras de energia elétrica, em canais de atendimento da ANEEL. 

Não compete à distribuidora determinar quais são os profissionais habilitados a realizar projeto elétrico e instalação de sistemas de microgeração ou minigeração. Cabe apenas ao conselho de classe correspondente (o CREA ou o CAU, por exemplo) estabelecer quais são os profissionais habilitados para a realização do serviço em questão.

Não. É necessário instalar o medidor bidirecional apenas na unidade consumidora onde será instalada a microgeração ou minigeração. Para as unidades consumidoras que apenas receberão a energia excedente, deve-se manter a medição existente, ou instalar medidores convencionais no caso de novas unidades consumidoras.

Não. O art. 67, X da REN nº 1.000/2021 estabelece que no pedido do orçamento de conexão o consumidor deve indicar apenas a localização do padrão ou subestação de entrada de energia, e somente nos casos em que não estão instalados e existir previsão de necessidade de aprovação prévia de projeto na norma técnica da distribuidora.

Assim, a aprovação prévia do projeto não pode ser exigida pela distribuidora como requisito para solicitação do orçamento de conexão.

Existindo previsão da necessidade de aprovação prévia do projeto na norma da distribuidora, ela pode exigir a localização do padrão ou subestação nos casos em que não estão instalados (unidade consumidora nova). Conforme art. 50 da REN nº 1.000/2021, a recomendação é que a aprovação do projeto, caso necessária, seja realizada antes do início das obras pelo consumidor. Caso o projeto de instalações de entrada de energia não esteja aprovado pela distribuidora até a vistoria, a vistoria será reprovada e a conexão não será realizada.

Para garantir a classificação da energia gerada pela usina como GD I, é necessário que a usina inicie a injeção de energia na rede de distribuição até o limite dos prazos previstos no parágrafo 4º do Artigo 655-O da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

Considera-se que a injeção de energia na rede de distribuição foi efetivamente iniciada se na primeira leitura após tais prazos for detectada injeção em montante compatível com a potência instalada de geração.

Os prazos previstos no parágrafo 4º do Artigo 655-O da REN nº 1.000/2021 ficam suspensos se a distribuidora não adotar as providências necessárias para viabilizar o acesso dentro do período nele mesmo estabelecido, mesmo que a distribuidora atue dentro dos prazos estabelecidos no Artigo 88 da mesma Resolução. Sendo assim, os prazos voltam a correr assim que a pendência da distribuidora for sanada, o que significa que o consumidor deve estar pronto para ser conectado no prazo regulamentar para garantir sua classificação como GD 1 .

A efetiva conexão – e a consequente possibilidade de se iniciar a injeção de energia na rede – acontece quando a distribuidora realiza a vistoria e, aprovando-a, instala (ou troca) os equipamentos de medição.

Isso não se confunde com o início do faturamento do CUSD, que ocorre nas datas previstas no próprio contrato e quando a rede está pronta para uso pelo interessado, independentemente de a vistoria já ter sido aprovada, conforme art. 317 da REN nº 1.000/2021.

Sim, mas somente se observadas as condições dispostas no art. 93, §2º da REN nº 1.000/2021:

• a exigência de aprovação prévia esteja estabelecida na norma técnica da distribuidora;
• a necessidade de aprovação do projeto tenha sido informada no orçamento de conexão; e
• a análise do projeto pela distribuidora não pode estar atrasada.

O valor a ser pago pelo consumidor é definido caso a caso, após os estudos, projetos e definição da alternativa de mínimo custo global para o atendimento da conexão solicitada pelo interessado. O valor a ser pago será apresentado pela distribuidora no orçamento de conexão, que deverá conter a relação de obras e serviços, com a mão de obra e os materiais necessários, além dos demais itens dispostos no art. 69 da REN nº 1.000/2021.

Caso não sejam necessárias obras ou a conexão se enquadre nas hipóteses de atendimento gratuito, dispostos nos arts. 104, 105 e parágrafo único do art. 106, não haverá valor a ser pago pelo consumidor.

Caso seja necessária a realização de uma obra, a distribuidora deve observar o critério de mínimo custo global, conforme o artigo 79 da mesma Resolução. Caso a distribuidora opte por obras com dimensões maiores do que as necessárias para a conexão, deve assumir os custos adicionais, conforme o artigo 100 da REN 1000/2021.

Adicionalmente, definida a obra de mínimo custo global, a distribuidora deve realizar a proporcionalização, conforme o artigo 108 da Resolução Normativa nº 1.000/2021, considerando a relação entre a maior demanda de carga ou geração a ser atendida ou acrescida e a “demanda disponibilizada pelo orçamento”. Para a “demanda disponibilizada pelo orçamento” deve ser considerada a máxima demanda disponibilizada pelo orçamento no ponto de conexão, analisando os itens de forma conjunta.

A garantia de fiel cumprimento (caução, títulos de dívida pública ou fiança bancária) deve ser apresentada à distribuidora no momento do protocolo da solicitação de orçamento de conexão para projetos de minigeração distribuída com potência instalada superior a 500 kW, a partir de 10/02/2023 (data inicial de vigência do artigo 655-C da Resolução Normativa nº 1.000/2021).

No entanto, são dispensadas dessa obrigação as modalidades de geração compartilhada por meio da formação de consórcio ou cooperativa e a modalidade de múltiplas unidades consumidoras com minigeração distribuída (condomínios), desde que permaneçam na mesma modalidade por, no mínimo, 12 meses após a conclusão do processo de conexão.

Assim, caso o titular solicite a alteração da modalidade antes desse prazo, a distribuidora deve negar a solicitação.

Sim. Caso a conexão nova ou o aumento de potência injetada de microgeração ou minigeração distribuída implique inversão do fluxo de potência no posto de transformação da distribuidora ou no disjuntor do alimentador, a distribuidora deve realizar estudos para identificar as opções viáveis que eliminem tal inversão, devendo apresentar ao consumidor o estudo que demonstre a inversão, todas as alternativas estudadas e as consideradas viáveis para sua seleção, além das demais informações dispostas no art. 73, §2º da REN nº 1.000/2021.

Note que a expressão “posto de transformação da distribuidora” inclui, além da subestação, os transformadores das redes de MT/BT de propriedade da distribuidora.

A partir dessa escolha, a distribuidora deve dar continuidade ao processo de conexão e, ainda que seja necessário o envio de nova documentação por parte do interessado, a data do protocolo inicial será considerada para fins de enquadramento nos descontos tarifários previstos.

Esclarecemos que a negativa da conexão (§2º do art. 17) é uma exceção, e deve ser aplicado exclusivamente para os casos em que a conexão não pode ser realizada por motivo que não seja de responsabilidade da distribuidora. Nesse dispositivo, se enquadram, por exemplo, casos em que a conexão não pode ser realizada pela não obtenção de licença, autorização ou aprovação de autoridade competente (art. 89, II), o consumidor não tiver apresentado informações de sua responsabilidade (art. 89, I), nos casos em que ficar configurada a ocupação irregular do solo (art. 67, VIII e IX) ou inadimplemento (art. 346, §2º).

O art. 17, §2º também alcança os casos que em que existam impactos no sistema de transmissão e, consultado acerca do caso concreto e específico, o ONS (art. 76) responda pela inviabilidade da conexão e que não existe solução planejada, não havendo alternativas de obras no sistema de distribuição para viabilizar o atendimento.

Sim, mas a alteração da titularidade será realizada pela distribuidora somente a partir da aprovação da vistoria, conforme disposições do art. 138, §7º da REN 1.000/2021. 

Incialmente cabe destacar que o art. 655-U da Resolução Normativa nº 1.000/2021 combinado com o art. 353 da mesma Resolução, caracterizam a conexão de geração distribuída pelo consumidor sem que sejam observadas as normas e padrões da distribuidora como potencial ameaça à segurança na unidade consumidora e fonte de risco iminente de danos a pessoas, bens, ou ao funcionamento do sistema elétrico.

Dessa forma, para tal situação, a distribuidora deve seguir os procedimentos estabelecidos no art. 655-F da Resolução Normativa nº 1.000/2021 para proceder com a recuperação do consumo não faturado.

Adicionalmente, o art. 353 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 obriga a distribuidora suspender imediatamente o fornecimento de energia elétrica por razões de ordem técnica ou de segurança na unidade consumidora. Tal possibilidade também está amparada pela Cláusula 8ª do Relacionamento Operacional para a Microgeração Distribuída (anexo 3.D do Módulo 3 do PRODIST).

A distribuidora deve aceitar mudanças nos módulos ou inversores originalmente previstos no Formulário, desde que essas alterações não impliquem em mudança na solução de atendimento, não resultem em impactos significativos e não influenciem nas soluções adotadas para outros usuários.

Nessa linha, cabe à distribuidora avaliar a complexidade e os impactos da mudança, exigindo o reinício do processo apenas quando as alterações forem relevantes ou afetarem outros usuários.

As opções são:

1) formalizar à distribuidora a desistência da execução da obra, solicitar o encerramento contratual e, caso queira, protocolar nova solicitação de conexão; ou

2) formalizar à distribuidora a desistência da execução da obra e solicitar que a distribuidora execute a obra;

No caso da alternativa 1, será iniciado um novo processo de conexão, inclusive para fins de enquadramento da geração distribuída.

No caso da alternativa 2, a distribuidora deve compatibilizar o orçamento anteriormente emitido à sua capacidade atual de execução, atualizando o cronograma e o valor da obra, bem como a eventual participação financeira do consumidor. Nessa alternativa 2, a contagem dos prazos para fins de enquadramento como GD I não é suspensa, por se tratar de “atraso” de responsabilidade do consumidor, e o prazo final para o enquadramento deve observar o prazo de conexão do orçamento original emitido, ainda que o novo cronograma da distribuidora seja superior ao original.

O faturamento de ultrapassagem de demanda de geração se aplica somente aos consumidores do Grupo A, pois a contratação de demanda de geração é obrigatória somente no Grupo A, conforme o Artigo 655-J da mesma Resolução.

Em relação à cobrança pela ultrapassagem, esta deve ser cobrada se a demanda medida exceder o valor de 1% em relação à demanda contratada, nos termos do Artigo 301 da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

Consumidores do Grupo B não contratam demanda de geração. Nesse caso, o faturamento é realizado com base na demanda medida (e somente nas unidades consumidoras em que o sistema de medição seja capaz de apurar as demandas requerida e de injeção). Portanto, não se aplica a cobrança por ultrapassagem de demanda de geração prevista no art. 301 para unidades consumidoras do grupo B.

Não. A demanda deve ser a máxima potência injetável no sistema, a qual deve ter valor maior ou igual à diferença entre a potência instalada e a carga própria, conforme definido no § 4º do art. 655-J.

Sim. Conforme o Artigo 148 da Resolução Normativa nº 1.000/2021, o valor mínimo contratável é de 30 kW.

No entanto, caso não haja carga local além da carga própria da central geradora, o Artigo 655-J da mesma Resolução permite contratação de demanda com valor nulo.

Nesses casos, em que o consumidor opte por contratar valor nulo para a demanda de carga, mas seja medida alguma demanda de carga diferente de zero (mesmo que somente para atendimento ao sistema auxiliar ou à infraestrutura local), o faturamento dessa demanda deve ocorrer normalmente, inclusive com a cobrança de ultrapassagem.

Além disso, caso a distribuidora verifique que o consumidor contratou valor nulo para uma usina com carga maior do que a carga própria da usina, devem-se aplicar as disposições do Artigo 144 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 para uso do sistema sem a devida contratação.

Após a publicação da Lei 14.300/2021, as unidades consumidoras existentes do Grupo A denominadas "B optantes" (aquelas que que haviam optado pelo faturamento no Grupo B por satisfazer os critérios previstos no Artigo 292 da REN nº 1.000/2021) devem contratar demanda (passando a ser faturadas pelo Grupo A) para poderem continuar recebendo e enviando excedentes de energia elétrica.

Trata-se, portanto, da manutenção da relação contratual já existente, alterando apenas a modalidade de cobrança, não sendo considerado encerramento de relação contratual.

No CUSD deverão constar, entre outras cláusulas, a modalidade tarifária, os critérios de faturamento, o montante contratado por posto tarifário e a capacidade de demanda do ponto de conexão.

Nesses casos, a contratação da demanda de carga passa por um período de testes, descrito no Artigo 312 da Resolução Normativa nº 1.000/2021. Não há previsão normativa para período de testes na contratação da demanda de geração, logo, cabe a cobrança de ultrapassagem de demanda de geração, quando aplicável.

Caso o consumidor optar por manter seu faturamento no Grupo B, basta responder, até 11/04/2023, à distribuidora informando sua opção de deixar de participar do SCEE. Mas atenção: a ausência de manifestação por parte do consumidor implica automaticamente na alteração do seu faturamento para o Grupo A, passando a pagar uma demanda mínima, que será ajustada após o período de testes.

A TUSDg a ser aplicada às unidades consumidoras “B Optantes” é a Tipo 2 de geração do Grupo B, que é a que remunera a rede de média tensão, em que o consumidor está conectado. Por consequência, a TUSDg a ser aplicada a consumidores conectados em baixa tensão é a Tipo 1, conforme definido no Submódulo 7.4 do PRORET, em seu item 8.1.1.

Para unidades consumidoras classificadas como GD I, a cobrança ocorrerá a partir do primeiro ciclo de faturamento depois da revisão tarifária da distribuidora local, desde que o consumidor faça as devidas adequações nos valores de demanda contratada de carga e geração até essa data.

Para consumidores classificados como GD II ou GD III, a cobrança se inicia no primeiro ciclo de faturamento após sua conexão.

Consulte aqui calendário dos processos tarifários.

Toda unidade consumidora que tiver instalado uma usina de minigeração distribuída é necessariamente do Grupo A.

Assim, cabe ao titular celebrar o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e o Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER.

No caso de unidades consumidoras sem carga local, caso se utilize a rede apenas para injetar energia ou atendimento do sistema auxiliar e infraestrutura local, a demanda contratada de consumo da unidade consumidora no CUSD pode ter valor nulo.

Nessas situações, caso seja medida alguma demanda de carga diferente de zero (mesmo que somente para atendimento ao sistema auxiliar ou à infraestrutura local), o faturamento dessa demanda deve ocorrer normalmente, inclusive com a cobrança de ultrapassagem. Além disso, caso a distribuidora verifique que o consumidor contratou valor nulo para uma usina com carga maior do que a carga própria da usina, devem-se aplicar as disposições do Artigo 144 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 para uso do sistema sem a devida contratação.

A demanda de geração, por sua vez, deve ser a máxima potência injetável.

Para o CCER, o montante de energia elétrica contratado por meio do CCER deve ser definido conforme o montante de energia elétrica medido.

O consumidor do Grupo A faturado no Grupo B (“B Optante”) receberá uma notificação da sua distribuidora, solicitando que escolha entre continuar com esse tipo de faturamento, em que não paga demanda, ou pagar demanda e continuar recebendo ou enviando excedentes de energia.

Caso o consumidor não responda, a distribuidora iniciará o período de testes para definir qual sua demanda a ser contratada. Durante esse período de testes, que dura 3 meses, a distribuidora vai faturar a demanda medida (sendo, no mínimo, 30 kW), e a modalidade tarifária horária azul. Além disso, será suspenso o recebimento de excedentes naquela unidade consumidora.

Se depois do período de testes ainda não forem assinados os contratos e/ou aditivos junto à distribuidora, a distribuidora pode suspender o fornecimento de energia, e, eventualmente, encerrar o contrato com a unidade consumidora.

A ultrapassagem de demanda contratada de geração pode ocorrer por diversos motivos, como por exemplo uma diminuição inesperada da carga própria, e não necessariamente está relacionada com o aumento de geração. Conforme o §2º do art. 590, cabe à distribuidora reunir provas para constatar aumento de geração à revelia, e a mera ultrapassagem de demanda contratada de geração não é suficiente para isso. Sendo assim, após verificação e confirmação do aumento de geração à revelia, cabe a suspensão imediata do fornecimento, amparado pelo Artigo 353 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 e aplicação do Artigo 655-F, conforme previsto no parágrafo 7º do Artigo 655-D. Ademais, cabe o faturamento da ultrapassagem da demanda de geração, que deve ter como base o valor da demanda contratada da central geradora constante do CUSD, conforme o Artigo 149, respeitado o rito constante do Artigo 301.

Sim. No encerramento antecipado do CUSD no Grupo A, conforme o artigo 142, aplica-se a cobrança o correspondente aos faturamentos da demanda contratada para os postos tarifários de ponta e fora de ponta subsequentes à data prevista para o encerramento, limitado a 3 meses para os subgrupos AS ou A4 e 6 meses para os demais, e o correspondente ao faturamento do montante mínimo disposto no art. 148 pelos meses que faltam para o término da vigência do contrato além do período cobrado na alínea “a” do inciso I do mesmo artigo, sendo que para a modalidade tarifária horária azul a cobrança deve ser realizada apenas para o posto tarifário fora de ponta.

O faturamento da demanda contratada está descrito no inciso II do parágrafo 1º do artigo 294. Em resumo, ele é composto por duas partes (parcela carga e parcela geração). A parcela carga é o produto da demanda contratada (ou medida, caso maior que a contratada) e a TUSDc. A parcela geração é o produto da TUSDg e a diferença entre a demanda contratada e a efetivamente medida.

A cobrança não se aplica a unidades participantes do SCEE do grupo B.

A adequação do contrato deve ser feita em até 60 dias da data da primeira revisão tarifária da distribuidora que ocorrer após 07/01/2022.

O calendário dos processos tarifários pode ser consultado neste link.

O Sistema de Compensação de Energia Elétrica tem seu modo de faturamento estabelecido nos arts. 655-G a 655-S da Resolução Normativa nº 1.000/2021 podendo-se resumir a seguir os procedimentos adotados quando a geração está instalada no mesmo local de consumo:

• A energia ativa injetada em determinado posto tarifário (ponta, fora de ponta ou intermediário), se houver, deve ser utilizada para compensar a energia ativa consumida nesse mesmo posto;
• Excedentes de kWh devem ser utilizados para compensar o consumo em outro posto horário, se houver, na mesma unidade consumidora e no mesmo ciclo de faturamento, observada a relação das Tarifas de Energia – TE;
• O valor a ser faturado leva em consideração a diferença entre a energia consumida e a injetada, eventuais créditos acumulados de meses anteriores, o custo de transporte da energia compensada (quando aplicável) e a parcela referente à injeção no sistema de distribuição, quando cabível, na cobrança da demanda.
• Para consumidores do Grupo B, caso o valor a ser faturado seja inferior ao valor em moeda corrente correspondente ao custo de disponibilidade, será cobrado o custo de disponibilidade (exceto para consumidores da classe iluminação pública ou atendidos por meio de sistemas isolados do tipo SIGFI/MIGDI ou da modalidade de pré-pagamento);
• Para consumidores do grupo A, caso o valor a ser faturado seja inferior ao valor da demanda contratada, será cobrada a demanda contratada;
• Após a compensação na mesma unidade consumidora onde está instalada a microgeração ou minigeração distribuída, os excedentes de energia restantes podem ser utilizados para abater o consumo de outras unidades consumidoras do mesmo titular no mesmo ciclo de faturamento; e
• Os créditos remanescentes podem ser utilizados por até 60 meses após a data do faturamento.

A Resolução Normativa nº 1.000/2021 permite a instalação de geração distribuída em local diferente do ponto de consumo, a qual poderá ser classificada como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras (condomínios).

Para tanto, o faturamento deve seguir os procedimentos estabelecidos no art. 655-G da Resolução Normativa nº 1.000/2021 que podem ser resumidos da seguinte forma:

• Para o caso de autoconsumo remoto, a energia excedente é a diferença positiva entre a energia injetada e consumida, apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento. Já para empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios) e geração compartilhada, o excedente é igual à energia gerada ou a injetada;
• Compete ao titular da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída informar à distribuidora o percentual da energia excedente a ser alocada ou a ordem de prioridade entre as demais unidades consumidoras caracterizadas como autoconsumo remoto, geração compartilhada ou integrante de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras.
• Para consumidores do Grupo B, caso o valor a ser faturado seja inferior ao valor em moeda corrente correspondente ao custo de disponibilidade, será cobrado o custo de disponibilidade;
• Para consumidores do grupo A, a compensação se dá apenas na componente de energia (kWh), devendo ser faturada normalmente a componente de demanda (kW);
• Caso o excedente alocado a uma determinada unidade consumidora não seja inteiramente utilizado no faturamento do ciclo, os kWh restantes ficam como créditos na unidade a que foram destinados (não retornam à UC geradora).
• Os créditos podem ser utilizados por até 60 meses após a data do faturamento.

Quando a utilização dos excedentes se der em posto tarifário diferente daquele no qual esses excedentes foram gerados, para o caso de unidades consumidoras faturadas com tarifas horárias (tarifas azul, verde ou branca), o saldo de energia gerada deve ser multiplicado pela relação entre as Tarifas de Energia – TE aplicáveis à unidade consumidora na qual ocorrerá a utilização dos excedentes.

Além disso, quando a unidade consumidora onde ocorreu a geração excedente for faturada na modalidade convencional (sem postos tarifários), os excedentes gerados devem ser considerados como geração em período fora de ponta para fins de utilização em outra unidade consumidora com postos tarifários.

A regra de utilização dos excedentes é aquela descrita no art. 655-G da Resolução Normativa nº 1.000/2021. A seguir apresentam-se alguns casos em que não se aplica a relação entre as componentes tarifárias TE Energia sobre os excedentes de energia.

• Quando a utilização dos excedentes se der no mesmo posto tarifário (ponta, fora de ponta ou intermediário) no qual esses excedentes foram gerados, não deve ser observada nenhuma relação entre valores de TE Energia;
• Quando a unidade consumidora onde ocorreu a geração excedente for faturada na modalidade convencional (sem postos tarifários), não deve ser observada nenhuma relação entre valores de TE Energia para utilização do excedente na mesma unidade, podendo o saldo de energia gerada ser usado integralmente na própria unidade consumidora;
• Quando a unidade consumidora que recebe excedentes for faturada na modalidade convencional (sem postos tarifários), não deve ser observada nenhuma relação entre valores de TE Energia, podendo o saldo de energia gerada ser usado integralmente na própria unidade consumidora; e
• Quando o consumidor possuir excedentes acumulados de energia elétrica e houver um aumento nas tarifas daquela área de concessão, a quantidade de excedentes não sofre alteração em virtude desse aumento de tarifas.

Não há o que se falar em aplicação da relação entre TE Energia para uso no período reservado (horário no qual o consumidor faz jus ao desconto) da energia gerada no mesmo posto tarifário em período não reservado (horário no qual o consumidor não faz jus ao desconto), visto que os valores de TE Energia aplicados a esse consumidor no período reservado são os mesmos daqueles aplicados no período não reservado no mesmo posto tarifário, expressos nas Resoluções Homologatórias que aprovam os processos tarifários. Os percentuais de desconto estabelecidos no art. 186 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 devem ser aplicados sobre as tarifas homologadas, posteriormente à compensação dos excedentes.

Portanto, tendo em vista que a TE Energia no horário de concessão do desconto de irrigação é equivalente à TE Energia nas demais horas do mesmo posto tarifário, a quantidade de excedentes gerados no período sem desconto deverá ser utilizada para compensação do consumo no período com desconto na mesma proporção.

Não. As operações com excedentes de energia no Sistema de Compensação de Energia Elétrica são limitadas à energia elétrica ativa gerada e consumida, conforme inciso XVI-A, art. 2º da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

O faturamento inicia-se com a leitura dos excedentes injetados pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída. Esses excedentes serão alocados conforme percentuais ou ordem de prioridade definidos pelo consumidor, segundo o Artigo 655-H da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

No entanto, devido à rota de leitura de cada região, pode acontecer que unidades consumidoras sejam faturadas em momentos distintos do mês. Desta forma, é possível que no momento de atribuição dos excedentes de energia (kWh gerados pela microgeradora ou minigeradora) à unidade consumidora beneficiária, sua fatura já tenha sido fechada aquele mês. Nesse caso, a unidade consumidora beneficiária não deixará de receber a energia, que será guardada para ser utilizada no mês seguinte.

Exemplo de faturamento no caso de definição da “ordem de prioridade”:

UC com geração distribuída: leitura em 1º/03/2023.

UC beneficiária 1 a receber excedente (primeira UC a receber o excedente de acordo com a ordem estabelecida pelo consumidor): leitura em 20/03/2023

UC beneficiária 2 a receber excedente: leitura em 10/03/2023

No exemplo, os excedentes de energia referentes ao mês de março/2023 devem ser alocados primeiramente na UC beneficiária 1, então constarão da sua fatura referente ao mês de março/2023. O saldo será destinado à UC beneficiária 2 e será designado à fatura referente ao mês de abril/2023, pois o total a ser destinado só foi definido após o fechamento do ciclo de março/2023.

A distribuidora deve faturar o consumo de energia elétrica e as demais grandezas elétricas utilizando as leituras do sistema de medição. No entanto, o artigo 283 da Resolução Normativa nº 1.000/2021 prevê algumas exceções à regra, ou seja, situações em que a distribuidora pode faturar sem a leitura do sistema de medição, como, por exemplo, defeito no medidor ou impedimento no acesso ao medidor.

Adicionalmente, o art. 655-G da REN 1.000/2021 determina que o faturamento referente à unidade consumidora integrante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica deve se dar pela diferença entre a energia consumida e a injetada, observados eventuais créditos acumulados em ciclos de faturamentos anteriores e o custo de disponibilidade (para o grupo B).

Portanto, no caso de ausência de leitura nas situações previstas no artigo 283, o faturamento da energia injetada e consumida deve ser estimada usando-se o procedimento previsto na norma, a depender do evento que causou a ausência de leitura.

A média aritmética deve considerar os valores líquidos (média dos consumos subtraída da média das injeções). Posteriormente, haverá o ajuste dos valores efetivamente consumidos e gerados com os faturados.

Já no caso de deficiência no sistema de medição, aplicam-se os procedimentos previstos nos arts. 255 e 256.

Atenção: para realizar a média do consumo, deve-se considerar apenas o período posterior à instalação da geração distribuída, mesmo que inferior a 12 ciclos de faturamento.

Conforme estabelecido no Módulo 11 do PRODIST (Anexo XI da REN ANEEL nº 956/2021), além das informações obrigatórias à todas as unidades consumidoras, a distribuidora deve informar mensalmente na fatura de energia: total de energia injetada, excedentes de energia e créditos utilizados no ciclo de faturamento corrente, por posto tarifário e o saldo de créditos de energia.

Adicionalmente, a distribuidora deve disponibilizar ao consumidor (por meio de demonstrativo específico anexo à fatura, correio eletrônico ou pela internet, em um espaço de acesso restrito para fornecer tais informações ao consumidor):

• a relação das unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída que alocam excedente de energia na unidade em questão, indicando a participação percentual ou a ordem de abatimento referente a cada uma delas;
• o histórico, dos últimos 13 meses (mês de competência da fatura e 12 meses anteriores), do excedente de energia recebido de cada unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, indicando a unidade de origem;
• a relação das unidades consumidoras participantes do sistema de compensação de energia beneficiadas pelo excedente de energia oriundo da unidade em questão, indicando a participação percentual ou a ordem de abatimento referente a cada uma delas.
• o histórico, dos últimos 13 meses (mês de competência da fatura e 12 meses anteriores), do excedente de energia alocado em cada unidade consumidora participante do sistema de compensação de energia, indicando a unidade de destino;
• o histórico do saldo de créditos de energia dos últimos 13 meses (mês de competência da fatura e 12 meses anteriores);
• o total de créditos de energia expirados no ciclo de faturamento; e
• a próxima parcela do saldo atualizado de créditos de energia a expirar e o ciclo de faturamento em que ocorrerá.

Não. Os créditos de meses anteriores poderão ser transferidos para outras unidades consumidoras de mesma titularidade e na mesma área de concessão somente quando houver encerramento contratual daquela unidade com a distribuidora. 

Não. Os créditos de energia alocados à unidade consumidora permanecem com o titular original dos créditos, podendo ser transferidos apenas a unidades consumidoras desse mesmo titular (CPF/CNPJ), desde que elas sejam atendidas pela mesma distribuidora.

Portanto, não há transferência dos créditos de energia para o novo titular da unidade consumidora com microgeração ou minigeração.

Caso seja comprovado procedimento irregular nos termos do art. 590 da Resolução Normativa nº 1.000/2021, a recuperação da receita deve ser realizada levando-se em consideração os consumos conforme disposto no art. 598 dessa norma.

Adicionalmente, para unidades consumidoras que possuam microgeração ou minigeração distribuída, a energia ativa injetada no período irregular não poderá ser utilizada no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (art. 655-V da Resolução Normativa nº 1.000/2021), ensejando a necessidade de revisão no faturamento de todas as demais unidades consumidoras que tenham porventura recebido excedentes de energia da unidade em que fora detectado o procedimento irregular.

Sobre a cobrança de ICMS no Sistema de Compensação pode ser aplicada a isenção de que trata o Convênio ICMS nº 16/2015. Todavia, para saber a forma correta de aplicação de ICMS em cada Estado, é necessário questionar o Fisco Estadual.

Com relação ao PIS/Cofins, deve-se observar o disposto no Art. 8º da Lei 13.169/2015. Dúvidas podem ser direcionadas à Receita Federal.

No caso de aumento de potência instalada em uma usina GD I, a parcela de potência classificada como GD I não sofre nenhuma alteração. Já a parcela objeto de aumento da potência instalada será classificada como GD II ou GD III e os descontos tarifários aplicados serão proporcionais à potência instalada.

Por exemplo: uma usina de 150 kW classificada como GD I aumenta sua potência instalada para um total de 250 kW. Em um determinado mês, a usina injetou no sistema de distribuição 30 mil kWh. Assim, fazendo a proporcionalização, 18 mil kWh serão classificados como GD I e 12 mil kWh serão classificados como GD II.

Outro exemplo: uma usina solar de 200 kW classificada como GD II aumenta sua potência instalada para um total de 700 kW e passa a ser classificada como GD III. Em um determinado mês, a usina injetou no sistema de distribuição 84 MWh. Toda a energia injetada por essa usina será considerada como GD III.

A nova regra de faturamento deverá ser aplicada nos ciclos de faturamento a partir de 7/1/2022, data da publicação da Lei nº 14.300/2022, mesmo antes da publicação da Resolução Normativa nº 1.059/2023. A ANEEL determinou que, nos casos em que isso não ocorreu, a distribuidora tem 120 dias para recalcular a utilização dos créditos e os créditos que foram indevidamente utilizados retornarão para o saldo da unidade consumidora beneficiária.

Eventuais créditos de energia que foram utilizados indevidamente terão sua validade alterada para 60 meses a partir da data do refaturamento/recálculo, e não da sua geração.

Todas as unidades consumidoras da classe iluminação pública podem participar do SCEE, independentemente se são UCs agregadas ou com circuito exclusivo. 

O cálculo da compensação devida no caso de suspensão indevida do fornecimento de energia elétrica segue uma fórmula que utiliza, entre outros parâmetros, a energia contratada ou verificada.

Desta forma, a distribuidora deverá levar em conta, na realização do cálculo, as compensações feitas no SCEE.

Não, como regra, o sistema de compensação se aplica dentro de uma distribuidora. Em outras palavras, se uma unidade consumidora com microgeração ou minigeração pretende enviar excedentes de energia a outra unidade consumidora, ambas devem ser atendidas pela mesma distribuidora.

A exceção permitida é quando a unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída é atendida por uma permissionária de distribuição. Nesse caso, é permitida a compensação de energia elétrica por meio do SCEE em unidades consumidoras atendidas por concessionárias de energia, desde que a permissionária esteja fisicamente conectada à concessionária. Ademais, é necessário que a unidade consumidora beneficiária seja integrante de geração compartilhada ou caracterizada como autoconsumo remoto.

O VRC constitui o valor monetário base para o cálculo da compensação. Corresponde ao uso do sistema de distribuição pelo acessante (considerada a parcela Fio B da TUSD e TUSDg), incluindo todos os montantes de uso ou energia que estejam relacionados ao faturamento, devendo-se considerar inclusive o eventual faturamento mínimo de qualquer dos componentes.

Não. Unidades consumidoras do Grupo B devem pagar, no mínimo, o custo de disponibilidade, que é o valor monetário equivalente a 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico), caso o valor do faturamento referente à energia consumida da rede seja menor que este valor.

Para ilustrar, primeiramente, é importante entender que todo o consumo medido no ciclo de faturamento deve ser “pago” pelo consumidor. No âmbito do SCEE, esse “pagamento” pode se dar tanto na forma convencional quando na forma de compensação, assim, o faturamento pode ser separado em duas parcelas, a saber:

Consumo compensado: valor em kWh que representa a parcela do consumo medido que foi compensada com “ativos de energia” – que podem ser a energia injetada (quando há geração na própria unidade consumidora), excedentes de energia (energia recebida de outras unidades consumidoras naquele ciclo de faturamento via SCEE) ou créditos de energia (excedentes de energia da própria unidade consumidora que sobraram de faturamentos anteriores - no artigo 655-M da REN nº 1.000/2021, alterada pela REN nº 1.059/2023, há previsão de situações, excepcionais, em que os créditos podem ser transferidos de uma unidade consumidora para a outra).

Consumo não compensado: valor em kWh que representa a parcela do consumo medido que não foi compensada.

Essa parcela denominada “consumo não compensado” normalmente ocorre quando o consumidor não dispõe de “ativos de energia” suficientes para cobrir o consumo medido no ciclo de faturamento – é o que falta de energia consumida, porém não compensada, a ser paga de forma convencional.
Contudo, o “consumo não compensado” também ocorre em virtude da regra do faturamento mínimo custo de disponibilidade, prevista no art. 16 Lei 14.300/2022 e reproduzida pena ANEEL no art. 655-I da REN nº 1.000/2021, alterada pela REN nº 1.059/2013.

Segundo essa regra, a compensação de energia só pode ocorrer enquanto estiver respeitada a seguinte inequação:

Consumo não compensado (kWh) x tarifa normal (R$/kWh) + Consumo compensado (kWh) x tarifa de compensação (R$/kWh) ≥ custo de disponibilidade (R$)

Dessa forma, a regra prevê um limite para a compensação de energia. Mesmo que o consumidor possua “ativos energéticos” suficientes para “zerar” seu consumo, ele não poderá utilizar esses ativos na totalidade caso isso implique em um faturamento inferior ao custo de disponibilidade.
Observando a inequação, é importante destacar que há sim a possibilidade de “zerar” o consumo (mas não o faturamento!), nos casos em que a tarifa de compensação for maior que zero – basta ter um consumo (e “ativos energéticos” para compensá-lo) suficientemente elevado, a ponto de somente o pagamento relativo ao consumo compensado, multiplicado pela tarifa de compensação, já igualar ou superar o custo de disponibilidade (ver exemplo 3 a seguir).

Tendo em vista esses conceitos, seguem exemplos numéricos de faturamento:

Exemplo 1:

Classificação da UC: B1 Residencial trifásica. Modalidade tarifária: convencional. Participação no SCEE: Microgeração, classificada como GD1 - autoconsumo local.

Esta UC, até 2045, possui desconto de 100% das componentes tarifárias relativas à energia compensada – ou seja, não paga nenhum “pedágio” ou “custo de transporte” pela compensação.

Verifica-se na resolução homologatória de tarifas da distribuidora local que a tarifa normal equivale a 0,81062 R$/kWh. Assim, o custo de disponibilidade representa R$ 81,06 (100 kWh X 0,81062 R$/kWh).

Consumo no ciclo: 600 kWh
“Ativo de energia” (Injeção/excedente/crédito) disponível: 700 kWh (GD1)
Tarifa de compensação: 0,05 R$/kWh (GD1 possui 100% de desconto nas componentes tarifárias)
Consumo Compensado: 500 kWh
Consumo não compensado: 100 kWh
Faturamento (sem tributos): 100 kWh X 0,81062 R$/kWh + 500 kWh X 0,00 R$/kWh = R$ 81,06
Sobra de “ativos de energia”: 200 kWh

Exemplo 2:

Classificação da UC: B1 Residencial trifásica. Modalidade tarifária: convencional. Participação no SCEE: Microgeração, classificada como GD2 - autoconsumo local.

Esta UC, em 2023, pagará 15% da TUSD Fio B (tarifa que representa os custos de uso do sistema de distribuição) sobre o consumo. Ou seja, para cada kWh compensado, o consumidor precisa pagar, ao menos parcialmente, o custo de transporte (“pedágio”) proporcional à energia advinda do SCEE.

Verifica-se na resolução homologatória de tarifas da distribuidora local que a tarifa normal equivale a 0,81062 R$/kWh. Assim, o custo de disponibilidade representa R$ 81,06 (100 kWh X 0,81062 R$/kWh).

Consumo no ciclo: 600 kWh
“Ativo de energia” (Injeção/excedente/crédito) disponível: 700 kWh (GD2)
Tarifa de compensação: 0,0534 R$/kWh (GD2 – paga 15% da TUSD Fio B em 2023 – sobre o consumo compensado)
Consumo Compensado: 535,2718 kWh
Consumo não compensado: 64,7282 kWh
Faturamento (sem tributos): 64,7282 kWh X 0,81062 R$/kWh + 535,2718 kWh X 0,0534 R$/kWh = R$ 81,06
Sobra de “ativos de energia”: 164,7282 kWh

Exemplo 3:

Classificação da UC: B1 Residencial trifásica. Modalidade tarifária: convencional. Participação no SCEE: Microgeração, classificada como GD2 - autoconsumo local.

Esta UC, em 2023, pagará 15% da TUSD Fio B (tarifa que representa os custos de uso do sistema de distribuição) sobre o consumo compensado. Ou seja, para cada kWh compensado, o consumidor precisa pagar, ao menos parcialmente, o custo de transporte (“pedágio”) proporcional à energia advinda do SCEE.

Verifica-se na resolução homologatória de tarifas da distribuidora local que a tarifa normal equivale a 0,81062 R$/kWh. Assim, o custo de disponibilidade representa R$ 81,06 (100 kWh X 0,81062 R$/kWh).

Consumo no ciclo: 1800 kWh
“Ativo de energia” (Injeção/excedente/crédito) disponível: 2000 kWh (GD2)
Tarifa de compensação: 0,0534 R$/kWh (GD2 – paga 15% da TUSD Fio B em 2023 – sobre o consumo compensado)
Consumo Compensado: 1800 kWh
Consumo não compensado: 0 kWh
Faturamento (sem tributos): 0 kWh X 0,81062 R$/kWh + 1800 kWh X 0,0534 R$/kWh = R$ 96,15
Sobra de “ativos de energia”: 200 kWh

Conforme consta no art. 307 da REN nº 1.000/2021, no caso de unidades consumidoras participantes do SCEE, as bandeiras tarifárias incidem sobre a diferença positiva entre a energia elétrica ativa consumida da rede e a energia compensada.

Além disso, para o consumidor do grupo B, quando o valor a ser faturado for o custo de disponibilidade, a bandeira incide sobre o valor integral do custo de disponibilidade.

Atualizando a equação/inequação para o faturamento, fica assim:

Faturamento = Consumo não compensado (kWh) x tarifa normal com bandeira tarifária (R$/kWh) + Consumo compensado (kWh) x tarifa de compensação sem bandeira tarifária (R$/kWh) ≥ custo de disponibilidade com bandeira tarifária (R$)

Exemplo:

Classificação da UC: B1 Residencial trifásica. Modalidade tarifária: convencional. Participação no SCEE: Microgeração, classificada como GD2 - autoconsumo local.

Esta UC, em 2023, pagará 15% da TUSD Fio B (tarifa que representa os custos de uso do sistema de distribuição) sobre o consumo compensado. Ou seja, para cada kWh compensado, o consumidor precisa pagar, ao menos parcialmente, o custo de transporte (“pedágio”) proporcional à energia advinda do SCEE.

Verifica-se na resolução homologatória de tarifas da distribuidora local que a tarifa normal equivale a 0,81062 R$/kWh. Além disso, há um adicional de bandeiras tarifárias equivalente 0,03 R$/MWh para o ciclo de faturamento. Assim, o custo de disponibilidade representa R$ 84,06 [100 kWh X (0,81062 R$/kWh + 0,03 R$/kWh)].

Consumo no ciclo: 600 kWh
“Ativo de energia” (Injeção/excedente/crédito) disponível: 700 kWh (GD2)
Tarifa de compensação: 0,0534 R$/kWh (sobre a tarifa de compensação, não incide a bandeira tarifária)
Consumo Compensado: 533,9285 kWh
Consumo não compensado: 66,0715 kWh
Faturamento (sem tributos): 66,0715 kWh X (0,81062 + 0,03) R$/kWh + 533,9285 kWh X 0,0534 R$/kWh = R$ 84,06
Sobra de “ativos de energia”: 166,0715 kWh

No caso de unidades consumidoras participantes do SCEE e enquadradas na subclasse residencial baixa renda, deve-se observar as tarifas específicas para essa subclasse e a incidência dos benefícios previstos no art. 179 da REN nº 1.000/2021 tanto no cálculo do custo de disponibilidade, quanto no faturamento da energia não compensada e da energia compensada.

A aplicação das faixas de redução em percentual regressivo* deve-se iniciar pela energia não compensada, passando, se necessário para a energia compensada, até o limite de 220 kWh de consumo.

Atualizando a equação/inequação para o faturamento, fica assim:

Faturamento = Consumo não compensado para cada faixa de consumo da subclasse baixa renda (kWh) x tarifa normal da classe baixa renda (R$/kWh) x desconto equivalente à faixa de consumo não compensado + Consumo compensado para cada faixa de consumo da subclasse baixa renda – se aplicável (kWh) x tarifa de compensação da subclasse baixa renda (R$/kWh) * desconto equivalente à faixa de consumo compensado – se aplicável ≥ custo de disponibilidade com bandeira tarifária (R$)

*No caso da residencial baixa renda comum (§1º do art. 179 da REN nº 1.000/2021 – 65% para o consumo até 30 kWh / mês, 40% para o desconto entre 30 kWh mês e 100 kWh/mês e 10% para o consumo entre 100 kWh/mês e 220 kWh/mês

Exemplo:

Classificação da UC: B1 Residencial baixa-renda - trifásica. Modalidade tarifária: convencional. Participação no SCEE: Microgeração, classificada como GD2 - autoconsumo local.

Esta UC, em 2023, pagará 15% da TUSD Fio B (tarifa que representa os custos de uso do sistema de distribuição), sobre o consumo compensado. Ou seja, para cada kWh compensado, o consumidor precisa pagar, ao menos parcialmente, o custo de transporte (“pedágio”) proporcional à energia advinda do SCEE.

Verifica-se na resolução homologatória de tarifas da distribuidora local que a tarifa para a classe residencial baixa renda equivale a 0,68885 R$/kWh. Para o cálculo do custo de disponibilidade, é preciso aplicar as faixas de redução do benefício, 65% para os primeiros 30 kWh, 40% para o restante, até 100 kWh que é o consumo de referência do custo de disponibilidade para uma unidade consumidora do grupo B, trifásico. Assim, o custo de disponibilidade representa R$ 36,16 [30 kWh X 0,68885 R$/kWh X (1-0,65) + 70 kWh X 0,68885 R$/kWh X (1-0,40)].

Consumo no ciclo: 300 kWh
“Ativo de energia” (Injeção/excedente/crédito) disponível: 350 kWh (GD2)
Tarifa de compensação: 0,027486 R$/kWh (tarifa de compensação específica para a classe baixa renda, com os descontos equivalentes – paga 15% da TUSD Fio B)
Consumo Compensado: 213,0215 kWh
Consumo não compensado: 86,9785 kWh
Faturamento (sem tributos): [30 kWh X 0,68885 R$/kWh X (1-0,65) + 56,9785 kWh X 0,68885 R$/kWh X (1-0,40)] + [13,0215 kWh X 0,027486 R$/kWh X (1-0,4) + 120 kWh X 0,027486 R$/kWh X (1-0,10) + 80 kWh X 0,027486 R$/KWh] = R$ 36,16
Sobra de “ativos de energia”: 136,9785 kWh

No caso de unidades consumidoras participantes do SCEE, pertencentes ao grupo B, cujos consumidores optaram pela modalidade de tarifária branca, deve-se observar no faturamento a existência de consumo medido e de “ativos de energia” (injeção, excedente ou crédito) em cada posto tarifário.

Conforme regras estabelecidas no art. 655-G da REN nº 1.000/2021, alterada pela REN nº 1.059/2013, o excedente de energia de um posto tarifário deve ser alocado em outros postos tarifários na mesma unidade consumidora, antes de ser transformado em crédito ou enviado para outras unidades consumidoras.

No mesmo artigo, são previstas outras regras importantes para situações que pode ser corriqueira no faturamento de UC faturada pela Tarifa Branca participante do SCEE:

Para utilizar um “ativo de energia” em postos tarifários distintos do que foi gerado é preciso observar uma relação entre o componente tarifário TE Energia entre o posto tarifário em que a energia foi gerada e o posto tarifário em que a energia será compensada, aplicáveis à unidade consumidora que recebe a energia.

Quando a geração tiver sido realizada em unidade consumidora que possui modalidade tarifária distinta da unidade consumidora em que a energia será compensada, os ativos de energia devem ser considerados como geração no posto tarifário fora-ponta. Quando ocorre o contrário, a energia foi gerada em unidade consumidora faturada pela modalidade tarifária branca e será compensada em unidade consumidora faturada pela modalidade convencional, a compensação deve ocorrer na modalidade convencional, independente do posto em que foi gerado. Em ambas as situações, não há a conversão pela relação entre o componente TE Energia, que ocorre em uma realocação dentro da mesma unidade consumidora.

Outra premissa importante a destacar é que o custo de disponibilidade aplicável a unidades consumidoras integrantes da modalidade tarifária branca é o mesmo aplicável a unidades consumidoras convencionais, ou seja, o valor monetário equivalente a 30 kWh (monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico), aplicando a tarifa convencional (e não a tarifa branca).

A partir dessas premissas, o faturamento segue a mesma lógica utilizada nos demais casos, com as especificidades da existência de diferentes postos tarifários. Será determinado, para cada posto o montante de energia compensada e não compensada, observando o critério que o faturamento mínimo não pode ser inferior ao custo de disponibilidade.

Esses montantes serão multiplicados pelas tarifas correspondentes aos respectivos postos tarifários postos tarifários, a tarifa normal para a energia não compensada e a tarifa de compensação para a energia compensada.

Um detalhe relevante é que, por vezes, pode ser necessário determinar a prioridade, por posto horário, em que o processo de compensação iniciará. Isso porque, devido ao limite de compensação imposto pelo custo de disponibilidade, pode ser que não seja possível compensar a mesma quantidade de energia em todos os postos horários. Essa regra não está definida na REN nº 1.000/2021, alterada pela REN nº 1.059/2013. Nesta situação, seguindo a proposta apresentada na Nota Técnica nº 076/2023-STD/ANEEL, a recomendação é que a distribuidora considere, primeiramente, a compensação no posto horário fora-ponta, na sequência o posto horário ponta e, por último, o posto horário intermediário.

Como regra, não. O art. 655-E da Resolução Normativa nº 1.000/2021 veda explicitamente a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência instalada para microgeração ou minigeração distribuída, devendo a distribuidora identificar esses casos e negar a adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica e cancelar o orçamento de conexão e os contratos, caso a constatação ocorra antes do início do fornecimento ou aplicar o estabelecido no art. 655-F, caso a constatação ocorra após o início do fornecimento.

Destacamos que a identificação dessas tentativas de divisão de central geradora deve ser realizada pela distribuidora e não se limita à verificação da titularidade das unidades ou da contiguidade das áreas nas quais as centrais de geração se localizam. Ou seja, é vedada a divisão de uma central geradora em centrais de menor porte por meio físico (por cercas, ruas, etc.), ainda que de titulares diferentes, quando essa divisão resulta em alteração de enquadramento.

A única situação em que é permitida a divisão é para central geradora flutuante de fonte fotovoltaica instalada sobre a superfície de lâmina d’água de reservatórios hídricos, represas e lagos, naturais e artificiais, conforme expressamente previsto no art. 11, §3º da Lei nº 14.300/2022 e regulado pela ANEEL no art. 655-E, §4º da Resolução Normativa nº 1.000/2021. Nesse caso, cada uma das centrais geradoras derivadas da divisão deve:

1. observar os limites máximos de potência instalada de microgeração ou minigeração distribuída;
2. dispor de equipamentos inversores, transformadores e medidores autônomos com identificação georreferenciada específica; e
3. ter solicitado a conexão perante a concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica da mesma área de concessão que atenderá a unidade consumidora beneficiária dos excedentes de energia.

Considera-se recebimento irregular do benefício qualquer situação em que o consumidor tenha sido beneficiado pelos incentivos relacionados com o SCEE sem ter direito a recebê-los, mesmo tendo agido de boa fé ou com aval da distribuidora ou de terceiros.

Caso seja verificado pela distribuidora que um consumidor beneficiário do SCEE não deveria estar recebendo excedentes, a distribuidora deve suspender imediatamente o recebimento de excedentes e emitir uma fatura com as diferenças a pagar, conforme descrito no Artigo 325 da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

Havendo reclamação do consumidor, e constatado que a suspensão do benefício foi indevida, deve-se emitir fatura nos termos do §7º do art. 325, com devolução em dobro dos valores pagos a mais pelo consumidor, nos termos do art. 323.

Desse modo, sugere-se que o consumidor avalie cuidadosamente ofertas de terceiros para assegurar estar recebendo o benefício dentro da legalidade e não estar sujeito a inconveniências futuras.

O Sistema de Compensação de Energia Elétrica foi concebido para ser utilizado pelos consumidores do ambiente regulado (“cativos”) que produzem energia elétrica para consumo próprio. Portanto, é vedada a participação de consumidores livres, que comercializam energia no ACL.

Além disso, a usina de microgeração ou minigeração deve obedecer aos critérios de potência instalada descritas no Artigo 2º da Resolução Normativa nº 1.000/2021 e não podem sido objeto de registro, concessão, permissão ou autorização ou comercializar sua energia.

É proibida, ainda, a participação no sistema de compensação de energia elétrica do consumidor que comercializa créditos e excedentes de energia ou que comercializou o orçamento de conexão referente conexão de unidade consumidora com microgeração e minigeração distribuída.

Ressalta-se, porém, que a lista aqui apresentada não é exaustiva.

Nos casos em que a comercialização tenha ocorrido após a publicação da Lei 14.300/2022, deve-se cancelar o orçamento de conexão.

Sim. A norma não veda situações em que um mesmo titular possua mais de um sistema de microgeração ou minigeração, localizados em regiões distintas, dentro da mesma área de concessão, mesmo que a soma das potências instaladas desses sistemas ultrapasse os limites de microgeração ou minigeração.

Não. A legislação do setor elétrico permite apenas aos consumidores livres e especiais a opção de escolha do fornecedor de energia elétrica, pois o pagamento em valor proporcional à energia gerada pela microgeração ou minigeração caracteriza a comercialização de energia elétrica, o que é vedado ao consumidor cativo.

Dessa forma, conforme consta do parágrafo 3º do art. 655-D da Resolução Normativa nº 1.000/2021, a distribuidora não pode incluir os consumidores no Sistema de Compensação de Energia Elétrica nos casos em que for detectado, no documento que comprova a posse ou propriedade do imóvel onde se encontra instalada a microgeração ou minigeração distribuída, que o consumidor tenha alugado ou arrendado terrenos, lotes e propriedades em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento se dê em reais por unidade de energia elétrica.

Sim. Este tipo de empreendimento poderia se caracterizar como autoconsumo remoto, mas, para isso, a unidade geradora a ser instalada não pode estar ligada ao mesmo medidor de energia do proprietário do telhado.

É necessário que seja solicitada a ligação, naquele local, de uma nova unidade consumidora (com um novo medidor de energia) cuja posse seja em nome da pessoa/empresa que locará o telhado.

Entretanto, conforme consta do parágrafo 3º do art. 655-D da Resolução Normativa nº 1.000/2021, a distribuidora não pode incluir os consumidores no Sistema de Compensação de Energia Elétrica nos casos em que for detectado, no documento que comprova a posse ou propriedade do imóvel onde se encontra instalada a microgeração ou minigeração distribuída, que o consumidor tenha alugado ou arrendado terrenos, lotes e propriedades em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento se dê em reais por unidade de energia elétrica.

Sim. Mas para que o excedente de energia gerado em uma unidade consumidora seja aproveitado em outra unidade consumidora dentro da mesma área de concessão, é preciso que essas unidades consumidoras estejam enquadradas em uma das modalidades previstas na Resolução Normativa nº 1.000/2021, ou seja: empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras (condomínio), geração compartilhada, ou caracterizada como autoconsumo remoto.

Sim. A Resolução não faz restrição à localização da microgeração ou minigeração, desde que esteja associada a uma unidade consumidora e que a compensação dos excedentes de energia se estabeleça na mesma distribuidora onde se encontram as demais unidades de consumo com as quais se deseja compensar o excedente de geração (art. 655-G, Resolução Normativa nº 1.000/2021).

O Artigo 5º da Lei 14.300/2022 veda a transferência do titular ou do controle societário do titular da unidade com microgeração ou minigeração distribuída indicado no orçamento de conexão (antes chamado de “parecer de acesso”) até a solicitação de vistoria do ponto de conexão para a distribuidora. O parágrafo único do mesmo artigo estabelece que a não observância dessa vedação implica cancelamento do orçamento de conexão. Assim, caso ocorra a transferência do controle societário e o orçamento de conexão esteja válido, o orçamento será cancelado.

Com a celebração do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), a fase da aprovação do orçamento de conexão é superada, e o próprio contrato passa a obrigar a partes. O consumidor firma com a distribuidora o compromisso de honrar os custos da conexão e os pagamentos decorrentes do uso do sistema, e a distribuidora firma com o consumidor a obrigação de prestar o serviço público. Assim, eventual transferência do controle societário após a celebração dos contratos não implica encerramento antecipado dos contratos já formalizados e, por consequência, não interrompe o processo de conexão em curso.

Importante observar que, no caso de troca do controle societário, o interessado pode solicitar à distribuidora a transferência de titularidade da unidade consumidora com MMGD a qualquer tempo, sendo que a alteração da titularidade será realizada pela distribuidora a partir da solicitação ou aprovação da vistoria, conforme disposições do art. 138, §7º da REN 1.000/2021.

A alteração de titularidade da unidade consumidora com micro ou minigeração distribuída tem o mesmo efeito que o encerramento contratual.  

Eventuais créditos existentes poderão ser aproveitados pelo mesmo titular em outra unidade consumidora que exista sob sua titularidade. Caso não exista outra unidade consumidora sob sua titularidade, esses créditos ficam guardados por até 60 meses da data de sua geração e poderão ser utilizados caso o titular venha a ter outra unidade consumidora em seu nome nesse período. Em outras palavras, não é permitido transferir créditos para outra titularidade. 

No entanto, há uma exceção. O titular da unidade consumidora com geração (ou qualquer integrante de empreendimento de geração compartilhada ou condomínio (EMUC)) que encerrar sua relação contratual com a distribuidora poderá solicitar a alocação de seus créditos para outra unidade consumidora, com a condição de que a beneficiária impreterivelmente tenha feito parte do condomínio ou do empreendimento de geração compartilhada no momento da geração dos créditos. Essa solicitação deve necessariamente ser feita pelo menos 30 dias antes do encerramento contratual. 

No caso de alteração de titularidade de unidade consumidora do Grupo A integrante de empreendimento de geração compartilhada, prevista no artigo 139 da REN nº 1.000/2021, ou seja, em casos de sucessão comercial, a alteração de titularidade não é considerada encerramento contratual, portanto, é vedada a alocação de créditos de energia para unidade consumidora de outro titular.

O plano não requer aprovação pelo MME e tem caráter informativo para acompanhamento.

O regulamento do PERS não prevê a necessidade de aprovação do plano pelo MME. Portanto, a distribuidora pode definir o calendário para realização das chamadas.

Como não há uma determinação expressa na legislação ou regulamento da ANEEL, a distribuidora tem autonomia para destinar o recurso entre as tipologias de projetos, porém observando as demais diretrizes do PROPEE no que se refere à aplicação do recurso nas duas maiores classes de consumo.

Caso a distribuidora não inclua o PERS no rol de projetos daquele ano, fica dispensado o envio do plano de investimento ao MME com as informações relacionadas ao PERS.

Caso haja previsão de investimentos no âmbito do PERS, a data limite para a distribuidora enviar o primeiro plano de investimento ao MME é o fim do ano civil para o planejamento do ano subsequente.

Para gerar energia e compensá-la dentro do PERS, é necessário que a geração seja local ou remota compartilhada, conforme o artigo 36 da Lei nº 14.300/2022. Ao se optar pela geração compartilhada, é necessário formar uma reunião de consumidores (consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil), conforme definição no item X do Artigo 1º da Lei nº 14.300/2022.

Podem ser enquadradas como GD I as MMGD:

a) conectadas antes da publicação da Lei nº 14.300/2022 (07/01/2022);
b) cuja solicitação de orçamento de conexão tenha sido protocolada antes de 07/01/2022; ou
c) cuja solicitação de orçamento de conexão tenha sido protocolada entre 08/01/2022 e 07/01/2023.

Nos casos dos itens b) e c), a solicitação de orçamento de conexão precisa ter sido realizada dentro das normas previstas na REN nº 1.000/2021 e os prazos de aceite do orçamento e de eventual assinatura de contratos devem ter sido devidamente obedecidos.

Para os casos do item c) acima, o enquadramento como GD I somente pode ocorrer se respeitado o prazo de início da injeção de energia previsto no §4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021, definido como o maior prazo entre:

(i) o prazo de conexão indicado no orçamento; e
(ii) o prazo de 12 meses contados a partir da emissão do Orçamento de Conexão.

No caso do item (i), o “prazo de conexão” deve ser compreendido como a soma do prazo de conclusão das obras (art. 88) e do prazo de vistoria e instalação dos equipamentos de medição (art. 91), com início da contagem a partir da devolução dos contratos assinados pelo consumidor (§ 2º do art. 88).

Emitido o orçamento, o prazo de conexão informado pela distribuidora, considerado posteriormente como marco temporal para a análise do início da injeção e enquadramento da MMGD, deve ser respeitado, ainda que a distribuidora conclua suas obras antes do prazo.

Cabe à distribuidora local fazer o enquadramento. O art. 26 da Lei 14.300/2022, em seu § 5º, estabelece expressamente que compete à distribuidora acessada implementar e verificar o cumprimento das disposições do referido artigo, conforme transcrito a seguir:

Art 26. As disposições constantes do art. 17 desta Lei não se aplicam até 31 de dezembro de 2045 para unidades beneficiárias da energia oriunda de microgeradores e minigeradores:
I – existentes na data de publicação desta Lei; ou
II – que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação desta Lei.
[...]
§ 3º Os empreendimentos referidos no inciso II do caput deste artigo, além das disposições dos arts. 4º, 5º e 6º desta Lei, devem observar os seguintes prazos para dar início à injeção de energia pela central geradora, contados da data de emissão do parecer de acesso:
...
§ 5º Compete à distribuidora acessada implementar e verificar o cumprimento das disposições deste artigo (grifo nosso).

Assim, somente após a conexão e a efetiva injeção de energia na rede de distribuição é que a distribuidora deverá analisar o cumprimento de todos os prazos e condições estabelecidos no art. 655-O para o enquadramento da microgeração ou minigeração distribuída como GD I, II ou III.

Não. Não cabe à ANEEL ou à distribuidora local realizarem previamente a análise de relatos e possíveis excludentes de responsabilidade para fins de avaliação do enquadramento de uma microgeração ou minigeração distribuída como GD I, considerando que tal avaliação somente pode ocorrer após o início da injeção. A Lei 14.300/2022 determina que compete à distribuidora acessada realizar essa classificação (art. 26, §5º).

Assim, somente após a conexão e a efetiva injeção na rede é que a distribuidora deverá analisar o cumprimento de todos os prazos e condições estabelecidos no art. 655-O para enquadramento da microgeração ou minigeração distribuída como GD I, II ou III.

Não. Não se aplicam os prazos de injeção constantes no § 4º do art. 655-O para unidades consumidoras com MMGD conectadas ou cuja solicitação de orçamento de conexão tenha sido protocolada até 7 de janeiro de 2022 (inciso I do art. 655-O).

Para garantir a classificação da energia gerada pela usina como GD I, é necessário que a usina inicie a injeção de energia na rede de distribuição até o limite dos prazos previstos no parágrafo 4º do Artigo 655-O da Resolução Normativa nº 1.000/2021.

Considera-se que a injeção de energia na rede de distribuição foi efetivamente iniciada se, na primeira leitura após tais prazos, for detectada injeção em montante compatível com a potência instalada de geração.

Os prazos previstos no parágrafo 4º do Artigo 655-O da REN nº 1.000/2021 ficam suspensos se a distribuidora não adotar as providências necessárias para viabilizar o acesso dentro do período nele mesmo estabelecido, mesmo que a distribuidora atue dentro dos prazos estabelecidos no Artigo 88 da mesma Resolução. Sendo assim, os prazos voltam a correr assim que a pendência da distribuidora for sanada, o que significa que o consumidor deve estar pronto para ser conectado no prazo regulamentar para garantir sua classificação como GD I.

Não. O atraso da distribuidora na entrega do orçamento de conexão não afeta o prazo para injeção, devendo ser observados para enquadramento como GD I o disposto no §4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021.

Não. A contagem do prazo de conexão indicado no orçamento de conexão se dá a partir da devolução dos contratos assinados pelo consumidor (§ 2º do art. 88), de modo que eventual erro no orçamento de conexão que não tenha prejudicado a assinatura dos contratos não suspende o prazo para injeção.

Importante esclarecer que o orçamento de conexão é um documento de validade temporal limitada, que é convalidado e sucedido pelo contrato celebrado, que passa então a vincular as partes.

Observamos que em caso de identificar erro no orçamento, o consumidor pode registrar reclamação na distribuidora, na ouvidoria da distribuidora, na agência estadual conveniada, se existir, ou na própria ANEEL, por meio da Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo (SMA), que promove, entre outras atribuições, o atendimento às reclamações, a mediação e a solução de conflitos. Informações adicionais sobre como registrar uma reclamação podem ser encontradas aqui.

A procedência da reclamação pode implicar na revisão dos valores do orçamento ou mesmo a devolução prevista no art. 103 da REN nº 1.000/2021.

Não. A mera necessidade de licenciamento ambiental ou de regularização fundiária para construção de empreendimento de MMGD são etapas necessárias e conhecidas pelos empreendedores, não se caracterizando como “caso fortuito ou de força maior”. Dessa forma, não se enquadram nas hipóteses de suspensão do prazo para injeção estabelecidas no §5º do art. 655-O.

Não. O prazo de injeção de MMGD para enquadramento como GD I (estabelecido no §4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021) não se confunde com a data de início do faturamento do CUSD (previsto no art. 145 e no art. 157 da referida Resolução).

Os consumidores com MMGD que assinam CUSD com a distribuidora têm que estabelecer uma data de início do faturamento desse contrato (art. 145, I). Em situações específicas, essa data pode eventualmente ser prorrogada, conforme dispõe o art. 157. Para o caso de MMGD sob certas condições, por exemplo, o início do faturamento pode ser prorrogado “desde que comprovada a evolução do licenciamento ambiental e das obras de implantação e de conexão” da usina.

Contudo, essa prorrogação do início do faturamento do CUSD não implica prorrogação do prazo de injeção para enquadramento como GD I.

Sim. A contagem dos prazos para injeção fica suspensa durante o período em que houver “pendências de responsabilidade da distribuidora que causem atraso na conexão, na vistoria e na instalação dos equipamentos de medição” (§5º do art. 655-O).

Nesse caso, mesmo que as obras sejam realizadas em tempo menor do que o prazo previsto no orçamento, mantém-se o prazo original para início da injeção, conforme indicado no orçamento. Lembramos que o “prazo de conexão” deve ser compreendido como a soma do prazo de conclusão das obras (art. 88) e do prazo de vistoria e instalação dos equipamentos de medição (art. 91), com início da contagem a partir da devolução dos contratos assinados pelo consumidor (§ 2º do art. 88).

O inciso II do § 3º do art. 655-R deixa claro que a eventual instalação de micro ou minigeração distribuída de fonte diferente em um mesmo local deve ser tratada como “nova unidade consumidora”, a ser “conectada de forma separada e independente”.

Portanto, no caso de dois empreendimentos de minigeração, um com fonte solar fotovoltaica e outro com fonte hidráulica, a regulamentação prevê que cada minigeração seja conectada por meio de uma unidade consumidora distinta, aplicando-se, portanto, o prazo de injeção diferente (conforme alíneas do inciso II do §4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021) a cada uma das unidades.

Caso o consumidor opte por interromper a construção do empreendimento de MMGD, ele assume o risco de perda de alguns prazos, como por exemplo o prazo para injeção para enquadramento como GD I (§4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021). A contagem dos prazos para injeção somente fica suspensa durante o período em que houver “pendências de responsabilidade da distribuidora que causem atraso na conexão, na vistoria e na instalação dos equipamentos de medição, ou em caso fortuito ou de força maior, devidamente comprovados pelo consumidor, sendo a suspensão limitada ao período em que durar o evento” (§5º do art. 655-O). Assim, no caso de perda desse prazo por decisão do consumidor, o empreendimento não poderá ser enquadrado como GD I.

Além disso, é importante ressaltar que o prazo de injeção de MMGD para enquadramento como GD I (estabelecido no §4º do art. 655-O da REN nº 1.000/2021) não se confunde com a data de início do faturamento do CUSD (previsto no art. 145 e no art. 157 da referida Resolução). Exceto nos casos de prorrogação previstos na regulamentação, o CUSD deve começar a ser faturado na data previamente acordada, mesmo que o empreendimento de MMGD não tenha sido construído.

Caso o consumidor discorde do enquadramento da microgeração ou minigeração distribuída feito pela distribuidora após o início da injeção, deve registrar reclamação na distribuidora, na ouvidoria da distribuidora, na agência estadual conveniada, se existir, ou na própria ANEEL, por meio da Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo (SMA), que promove, dentre outras atribuições, o atendimento às reclamações, a mediação e a solução de conflitos. Informações adicionais sobre como registrar uma reclamação podem ser encontradas aqui.