Investidores devem se atentar às alterações nos procedimentos de conexão e nas regras de faturamento dos empreendimentos de Geração Distribuída
Artigo elaborado com a parceria de Luiza Melcop e Lucas Cortez Pimentel*
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa (REN) nº 1.059/2023, responsável por regulamentar a Lei nº 14.300/2022.
Além de modificar outras resoluções, ela altera a REN nº 1.000/2021 no que diz respeito à conexão e faturamento de centrais de micro e minigeração distribuída (MMGD) em sistemas de distribuição de eletricidade, além de aprimorar as regras do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
A REN nº 1.059/2023 é resultado de uma extensa discussão do setor elétrico, que passou pela Consulta Pública nº 51/2022 e Audiência Pública nº 15/2022, realizadas pela agência reguladora. Apesar de a Lei nº 14.300/2022 ter pontos autoaplicáveis, a regulamentação por parte da ANEEL é essencial para detalhar e consolidar o entendimento geral da agência, trazendo maior segurança jurídica principalmente ao mercado solar fotovoltaico.
Para compreender as principais alterações trazidas pela REN nº 1.059/2023, é importante relembrar a definição dos grupos tarifários A e B. De modo simplificado, o Grupo A abarca unidades consumidoras com fornecimento igual ou maior que 2,3 kV (alta e média tensão) ou atendidas por um sistema subterrâneo de distribuição, com tensão menor que 2,3 kV. Por sua vez, o Grupo B é composto por unidades consumidoras com fornecimento menor que 2,3 kV.
Dessa forma, os pontos de alteração podem ser mais facilmente analisados de acordo com o enquadramento do sistema em micro ou minigeração distribuída, além da classificação da unidade consumidora no Grupo A ou B. Os dois primeiros tópicos dizem respeito ao faturamento como Grupo A ou B.
1. Possibilidade de enquadramento da microgeração distribuída no faturamento como Grupo A:
O §1º do art. 23 da REN nº 1.000/2021 agora prevê que as unidades consumidoras com carga e/ou geração maior do que 50 kW e menor ou igual a 75 kW podem ser enquadradas no Grupo A. Isso ocorrerá caso seja identificado nos estudos de conexão elaborados pela distribuidora de energia elétrica que essas unidades consumidoras têm o potencial de prejudicar a prestação do serviço de distribuição a outros consumidores e demais usuários no caso de continuarem enquadradas como Grupo B.
Nessas situações, será necessário se atentar para os estudos de conexão apresentados para o projeto de microgeração distribuída, a fim de avaliar a viabilidade de operacionalizar a conexão da microgeração com a tarifação binômia e a contratação de demanda, características próprias do faturamento de unidades consumidoras do Grupo A.
A tarifação binômia é composta por dois componentes, sendo um proporcional ao consumo de energia e outro para remunerar o serviço e a infraestrutura. Dessa forma, a cobrança é feita separadamente pelo consumo de energia e pela demanda de potência medida da unidade consumidora. No caso, a demanda contratada deve ser especificada previamente para a formulação do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD).
2. Limitações à opção de faturamento como Grupo B:
O §1º do art. 11 da Lei nº 14.300/2022 previu que “unidades consumidoras com geração local, cuja potência nominal total dos transformadores seja igual ou inferior a uma vez e meia o limite permitido para ligação de consumidores do Grupo B, podem optar por faturamento idêntico às unidades conectadas em baixa tensão, conforme regulação da ANEEL”.
Assim, o art. 292 da REN nº 1.000/2021 passou a prever a possibilidade de unidades consumidoras inicialmente enquadradas no Grupo A serem faturadas como Grupo B, conhecidas como “B Optantes”. Para tal, as seguintes condicionantes devem ser atendidas:
- A geração deve ser junto à carga;
- Não haja alocação de excedentes para outras unidades consumidoras distintas;
- A soma das potências dos transformadores não ultrapasse 112,5 kVA.
Dessa forma, os consumidores beneficiários da geração distribuída remota e que eram adotantes da opção pelo faturamento como “B Optante” perderão o direito a essa forma de faturamento.
3. Impactos para microgeração distribuída e unidades consumidoras do Grupo B:
Os seguintes pontos impactam a microgeração distribuída e as unidades consumidoras do Grupo B. Para melhor compreensão, eles foram subdivididos em pontos de atenção no procedimento de conexão e custos tarifários.
Pontos de atenção no procedimento de conexão:
3.1 Possibilidade de participação financeira do consumidor na conexão de microgeração
Em regulamentação ao art. 8º da Lei nº 14.300/2022, a ANEEL propôs que seja mantido o critério de gratuidade da conexão da microgeração distribuída nos casos em que a potência instalada da microgeração for menor ou igual à potência disponibilizada para o atendimento inicial ou aumento da carga da unidade consumidora onde a microgeração será instalada.
Nos termos do §8º do art. 109 da REN nº 1.000/2021, o Encargo de Responsabilidade da Distribuidora (ERD) deverá ser o maior valor entre o orçamento calculado para o atendimento gratuito da carga instalada e o orçamento calculado para o atendimento da demanda da geração que supere a demanda do consumo da unidade consumidora.
O ERD representa a participação financeira da distribuidora de energia elétrica no custo das obras para conexão das cargas solicitadas pelo consumidor. Ou seja, é um montante financeiro que a distribuidora deve custear nos casos em que forem necessárias obras de reforço/extensão da infraestrutura elétrica para atendimento de uma nova conexão ou aumento de potência.
Assim, nos casos em que haja participação financeira do consumidor nas obras de conexão da microgeração, a viabilidade econômica na implantação do projeto dependerá dos custos apresentados pela distribuidora no orçamento de conexão.
3.2 Obrigação de solicitação de vistoria de acesso em 120 dias, sob pena de cancelamento do parecer de acesso (antigo orçamento prévio)
De acordo com o art. 68 da REN nº 1.000/2021, na solicitação do orçamento de conexão o consumidor poderá optar que a primeira vistoria de conexão seja realizada somente após a sua solicitação. No entanto, a solicitação da vistoria para unidades consumidoras do Grupo B deve ser realizada no prazo de 120 (cento e vinte) dias a contar da aprovação do orçamento de conexão. Caso não haja a realização da solicitação da vistoria de conexão nesse prazo, haverá o automático cancelamento do orçamento.
Nos termos do art. 94 da REN nº 1.000/2021, se a primeira solicitação de vistoria for reprovada, o consumidor terá novo prazo de até 120 (cento e vinte) dias, a contar do recebimento do relatório de reprovação elaborado pela distribuidora, para sanear as pendências verificadas. Caso a segunda vistoria ainda assim verificar a persistência nas mesmas inconsistências já apontadas no primeiro relatório, a distribuidora poderá cancelar o orçamento de conexão do consumidor, que deverá efetuar nova solicitação de acesso.
Dessa forma, as solicitações de acesso de microgeração distribuída devem observar os novos prazos regulamentares da REN nº 1.000/2021 para a realização da solicitação de vistoria de acesso pela distribuidora, sob pena de cancelamento do orçamento de acesso.
Custos tarifários:
3.3 Faturamento de microgeração distribuída pela TUSDg na parcela excedente da injeção de potência
O parágrafo único do art. 18 da Lei nº 14.300/2022 previu que “no estabelecimento do custo de transporte, deve-se aplicar a tarifa correspondente à forma de uso do sistema de distribuição realizada pela unidade com microgeração ou minigeração distribuída, se para injetar ou consumir energia.”
Na regulamentação, a ANEEL propôs separar o custo tarifário para o consumo de energia elétrica do custo para a injeção de energia, tanto para a microgeração quanto para a minigeração.
Para a microgeração, o pagamento do uso da rede pela injeção de energia se dará nos casos em que a demanda medida da injeção de energia elétrica for superior à demanda medida de consumo. Para tanto, será necessária a instalação de medidor de demanda bidirecional na unidade consumidora do Grupo B.
O cálculo do pagamento da demanda de geração foi previsto no §3º do art. 655-I da REN nº 1.000/2021:
Faturamento Uso Injeção = (Injeção - Consumo) × TUSDg
Em que Injeção é a demanda medida de injeção, em kW; Consumo é demanda medida requerida do sistema, em kW, limitado ao valor da Injeção e TUSDg é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável à central geradora.
Nesse sentido, foi facultado que a distribuidora procedesse com a troca do medidor. Nesse caso, a distribuidora deverá avisar a unidade consumidora com dois meses de antecedência sobre o início do faturamento da injeção de energia elétrica.
Assim, como a aplicação do dispositivo dependerá da adequação do sistema de medição, a regulamentação afetará os sistemas de microgeração que possuem esse medidor ou que terão seus medidores trocados pelas distribuidoras, considerando, ainda, o atendimento do critério da injeção da energia em parcela superior ao consumo medido na unidade consumidora.
3.4 Pagamento do custo de disponibilidade x Pagamento da TUSD Fio B
O custo de disponibilidade é uma taxa mínima que remunera as concessionárias de distribuição de energia pela disponibilidade da rede elétrica aos consumidores de baixa tensão, de acordo com o tipo de ligação da unidade consumidora: monofásico, bifásico ou trifásico. Dessa forma, o custo de disponibilidade é o valor em moeda corrente equivalente a 30 kWh se monofásico, 50 kWh se bifásico e 100 kWh se trifásico.
O §3º do art. 16 da Lei nº 14.300/2022 prevê que “para as unidades consumidoras participantes do SCEE não enquadradas no caput do art. 26 desta Lei, o valor mínimo faturável da energia deve ser aplicado se o consumo medido da unidade consumidora, desconsideradas as compensações oriundas do SCEE, for inferior ao consumo mínimo faturável estabelecido na regulamentação vigente”.
Em sua proposta de regulamentação, a ANEEL ponderou que uma interpretação direta do dispositivo da lei poderia trazer o entendimento de que para as centrais geradoras enquadradas no regime de transição, uma compensação de energia superior ao consumo verificado na unidade consumidora furtaria o pagamento do custo de disponibilidade. No entanto, na avaliação da agência reguladora, esse entendimento estaria equivocado, já que as unidades consumidoras do Grupo B deveriam pagar a franquia mínima pela disponibilidade de energia, ou seja, o custo de disponibilidade.
Em síntese, a regulamentação trazida pela ANEEL aponta que nos casos em que o faturamento do consumo for inferior ao custo de disponibilidade haveria somente o pagamento do custo de disponibilidade.
4. Impactos para minigeração distribuída e unidades consumidoras do Grupo A:
Os seguintes pontos impactam a minigeração distribuída e as unidades consumidoras do Grupo A. Para melhor compreensão, eles foram subdivididos em pontos de atenção no procedimento de conexão e custos tarifários.
Pontos de atenção no procedimento de conexão:
4.1 Alterações no cálculo do Encargo de Responsabilidade da Distribuidora (ERD)
O ERD é responsável por estabelecer o montante devido pela distribuidora no custeio das obras de conexão da central de minigeração à rede de distribuição. De acordo com os incisos I e II do §7º do art. 109 da REN nº 1.000/2021, o ERD poderá ser calculado considerando o valor da TUSDc, que é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável ao segmento consumo, ou da TUSDg Fio B, que é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável à geração, a depender da forma de utilização da rede de distribuição para o qual a conexão está sendo contratada.
Via de regra, o ERD deverá utilizar a TUSDc. No entanto, na parcela em que a demanda de geração ultrapassar a demanda de consumo, o ERD deverá utilizar a TUSDg Fio B.
4.2 Possibilidade de rateio do ERD
De acordo com o §1º do art. 108 da REN nº 1.000/2021, a distribuidora de energia elétrica deverá “proporcionalizar o orçamento da obra de mínimo custo global considerando a relação entre a maior demanda de carga ou geração a ser atendida ou acrescida e a demanda disponibilizada pelo orçamento”.
Isso significa dizer que nos casos em que uma determinada obra de reforço ou melhoria na rede de distribuição atender um grupo de projetos de micro ou minigeração distribuída, o ERD deverá ser calculado com base na demanda global atendida do grupo de projetos. Em contrapartida, a participação financeira dos consumidores deverá ser rateada na proporção da contratação da demanda por cada projeto individualmente considerado.
4.3 Medidas para evitar a inversão do fluxo de potência na rede de distribuição
Visando tratar o problema do excesso de geração na rede elétrica, foi aprovada a proposta para manter apenas o tratamento de inversão de fluxo na rede de distribuição. Sendo assim, o referido dispositivo não teve sua eficácia estendida para qualquer impacto sistêmico, tais como tensão, qualidade, restrições operativas, dentre outros.
De acordo com o §1º do art. 73 da REN nº 1.000/2021, quando identificados casos de inversão de fluxo de potência, as distribuidoras devem realizar estudos para identificar as opções viáveis que eliminem tal inversão que, por sua vez, devem compor o Orçamento de Conexão.
Nesse ponto, vale ressaltar que a proposta aprovada pela ANEEL trouxe rol exemplificativo das alternativas que podem ser adotadas, sendo elas: (i) reconfiguração dos circuitos e remanejamento da carga; (ii) definição de outro circuito elétrico para conexão da geração distribuída; (iii) conexão em nível de tensão superior ao disposto no inciso I do caput do art. 23 da REN nº 1.000/2021; (iv) redução da potência injetável de forma permanente; (v) redução da potência injetável em dias e horários pré-estabelecidos ou de forma dinâmica.
A regulamentação especificou que as opções podem ser adotadas individualmente ou em conjunto. As opções que incluírem obras de responsabilidade da distribuidora, devem ser submetidas às regras de custeio e de participação financeiras, com custos embutidos no ERD. Por outro lado, nas opções relacionadas à redução da potência injetável, os custos de implantação nas instalações do consumidor são de sua responsabilidade.
Ao aprovar o orçamento de conexão, o consumidor deve escolher a opção viável e indicar se implementará medidas para a redução da potência injetável, inclusive a instalação de sistemas de armazenamento.
4.4 Aporte da Garantia de Fiel Cumprimento
O art. 4º da Lei nº 14.300/2022 previu a obrigação do aporte de Garantia de Fiel Cumprimento pelos solicitantes de acesso de centrais de minigeração distribuída, a partir de 500 kW de potência instalada.
Dessa forma, os interessados ficariam condicionados à apresentação da Garantia de Fiel Cumprimento nos seguintes percentuais:
- 2,5% do investimento para centrais com potência superior a 500 kW e inferior a 1.000 kW;
- 5% do investimento para centrais com potência instalada maior ou igual a 1.000 kW.
O valor da garantia de fiel cumprimento deverá ser o resultado da multiplicação entre os percentuais acima inscritos, a potência instalada declarada do projeto de minigeração e os preços fixados em ato da ANEEL, em R$/kW, de acordo com a equação:
Garantia de Fiel Cumprimento = Percentual × Potência × Preço
Os preços fixados foram detalhados por meio da Resolução Homologatória (REH) nº 3.171/2023 da ANEEL, em seu Anexo II, da seguinte forma:
| Tipo de fonte | Custo de investimento (R$/kW) |
| Solar fotovoltaica (incluindo flutuante) |
4.000,00 |
| Hídrica (Centrais Geradoras Hidrelétricas) |
5.000,00 |
| Eólica |
4.500,00 |
| Térmica (todos os tipos) |
4.000,00 |
Ao regulamentar a matéria, no art. 655-C da REN nº 1.000/2021, a ANEEL previu que serão aceitas as seguintes modalidades de garantia:
- Caução em dinheiro;
- Títulos da dívida pública emitidos sob a forma escritural, mediante registro em sistema centralizado de liquidação e de custódia autorizado pelo Banco Central do Brasil;
- Fiança bancária emitida por banco ou instituição financeira devidamente autorizada a operar no país pelo Banco Central do Brasil.
Nas modalidades de títulos de dívidas públicas e fiança bancária as garantias devem permanecer válidas por trinta dias após a realização da vistoria com aprovação e instalação dos equipamentos de medição.
Em relação à custódia das garantias, a ANEEL conferiu a possibilidade de as distribuidoras contratarem uma instituição financeira para realizar a gestão dos referidos ativos.
Assim, a regulamentação determinou que o recebimento e gestão dos montantes passam a fazer parte do rol de atividades inerentes à concessão, sendo a possibilidade de contratação da referida instituição financeira uma faculdade, de modo que, caso efetivada, deverá ser arcada plenamente pela própria distribuidora.
Além disso, o art. 655-C da REN nº 1.000/2021 define que a apresentação da garantia de fiel cumprimento deverá ocorrer na ocasião do protocolo da solicitação de orçamento de conexão.
De acordo com o §7º do art. 655-C da REN nº 1.000/2021, a isenção da apresentação da garantia de fiel cumprimento se dará para empreendimentos explorados na modalidade de geração compartilhada por meio dos veículos de consórcio ou cooperativa ou, ainda, para os empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras com minigeração distribuída desde que haja a permanência nessa mesma modalidade associativa por, no mínimo, 12 meses após a conclusão da conexão do projeto de geração à rede de distribuição.
Importante destacar que o §8º e §9º do art. 655-C da REN nº 1.000/2021 repetem as regras de transição estabelecidas no art. 4º da Lei nº 14.300/2022, cujas disposições, caso não sejam respeitadas, implicam no cancelamento do orçamento de conexão da central geradora. Com isso, tem-se que:
- Para centrais de minigeração com orçamento de conexão válido já quando a REN nº 1.059/2023 foi publicada, o consumidor tem o prazo de 90 (noventa) dias para celebrar o CUSD e demais contratos relacionais com a distribuidora ou, alternativamente, apresentar a garantia de fiel cumprimento;
- Para centrais de minigeração que solicitaram acesso antes da publicação da REN nº 1.059/2023, mas que ainda não possuem orçamento de conexão, deve haver a apresentação da garantia de fiel cumprimento do prazo de 90 (noventa) dias a contar da emissão do orçamento de conexão.
A restituição da garantia de fiel cumprimento deverá ser realizada no prazo de até 30 dias, contados na realização e aprovação da vistoria e instalação dos equipamentos de medição ou, ainda, da desistência da conexão, desde que haja a formalização do pedido de desistência em até 90 dias, contados da emissão do orçamento de conexão.
A execução da garantia de fiel cumprimento ocorrerá em três principais situações, descritas no §14 do art. 655-C da REN nº 1.000/2021:
- Inciso I: “não houver realização da vistoria com aprovação e instalação dos equipamentos de medição até o prazo pactuado no CUSD para início da prestação do serviço”. Nesse caso, a execução da garantia de fiel cumprimento deverá ocorrer na proporção de 5% do valor a cada mês de atraso para a conexão, devendo o valor residual ser integralmente liquidado quando for completado o 13º mês de atraso na conexão.
- Inciso II: “no caso de desistência da conexão formalizada pelo consumidor à distribuidora após 90 dias contados da emissão do orçamento de conexão”. Nesse caso, a execução da garantia de fiel cumprimento deve ser integral, implicando também o cancelamento do processo de solicitação de acesso.
- Inciso III: “antes da vistoria com aprovação e instalação dos equipamentos de medição, o consumidor não apresentar a garantia renovada com antecedência mínima de 15 dias antes do vencimento da garantia vigente”. Nesse caso, a execução da garantia de fiel cumprimento deve ser integral, implicando também o cancelamento do processo de solicitação de acesso.
4.5 Pendências de responsabilidade da distribuidora e prazos para iniciar injeção de energia
O art. 26 da Lei nº 14.300/2022 estabeleceu direito adquirido até 31 de dezembro de 2045 para unidades consumidoras com MMGD que já existiam até a data de publicação da Lei ou que protocolassem solicitação de acesso na Distribuidora até 7 de janeiro de 2023.
O §3º do art. 26 da Lei nº 14.300/2022 estabeleceu prazos para o início de injeção de energia na rede de distribuição nos casos de novas solicitações de acesso, enquadradas nas regras de transição:
- 120 dias para microgeradores distribuídos, independentemente da fonte;
- 12 meses para minigeradores de fonte solar;
- 30 meses para minigeradores das demais fontes.
O §4º do art. 26 da Lei nº 14.300/2022 dispõe, porém, que a contagem dos prazos fica suspensa enquanto houver pendências de responsabilidade da distribuidora ou caso fortuito ou força maior, sendo responsabilidade da distribuidora acessada implementar e verificar o cumprimento das disposições.
A regulamentação aprovada pela ANEEL determinou, por outro lado, que será possível o enquadramento no direito adquirido até o prazos previstos §3º do art. 26 da Lei nº 14.300/2022, contado a partir da emissão do Parecer de Acesso, ou até o prazo previsto no próprio Parecer de Acesso, o que ocorrer por último.
Para exemplificar melhor, o Relator do processo responsável pela regulamentação na ANEEL trouxe o seguinte caso: se a Distribuidora estabelecer no Parecer de Acesso um prazo de 6 meses para acesso de uma minigeração distribuída fotovoltaica, ela terá até 12 meses para ser implantada e ser enquadrada no direito adquirido. Mas se caso as obras para acesso tenham duração prevista de 18 meses no orçamento de conexão, o prazo de 12 meses fica suspenso enquanto o período de obras ultrapassá-lo, o que para esse exemplo seria de 6 meses, e a conexão deveria ser realizada até a data estabelecida no orçamento para assegurar os benefícios tarifários estabelecidos no art. 26 da Lei nº 14.300/2022.
Custos tarifários:
4.6 Aplicação da TUSDg no faturamento da demanda contratada da minigeração
Assim como citado anteriormente, em regulamentação do art. 18 da Lei nº 14.300/2022, a ANEEL propôs a dissociação da precificação do custo tarifário para o consumo de energia elétrica do custo para a injeção de energia, tanto para a microgeração quanto para a minigeração.
Em relação às unidades consumidoras com minigeração distribuída, o art. 655-J da REN nº 1.000/2021 previu que deverá haver a revisão dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) das centrais de minigeração que utilizem o ponto de conexão para consumir e injetar energia na rede, contratando, separadamente, o Montante de Uso do Sistema de Distribuição (MUSD) para a geração e para o consumo.
Além disso, a ANEEL destacou ser autoaplicável a disposição legal no sentido de que a aplicação da TUSDg para o faturamento da injeção de energia elétrica poderá ocorrer a partir da primeira revisão tarifária da distribuidora posterior à publicação da Lei nº 14.300/2022.
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É possível concluir que a regulamentação da Lei nº 14.300/2022 por meio da REN nº 1.059/2023 traz um melhor direcionamento ao mercado ao detalhar as regras relacionadas à conexão e ao faturamento das centrais de MMGD.
Se por um lado a regulação tem o intuito de fortalecer o segmento de Geração Distribuída no Brasil, trazendo maior segurança jurídica ao setor, por outro lado os investidores precisam estar atentos aos pontos que afetam a viabilidade dos seus negócios.
O enquadramento em determinado grupo tarifário, a aplicação do custo de disponibilidade, os custos incorridos durante o processo de conexão, tais como a Garantia de Fiel Cumprimento, além da atenção aos prazos são temas que devem estar no radar de quem deseja investir nesse mercado.
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