A expansão acelerada da micro e minigeração distribuída (MMGD) no Brasil transformou profundamente a dinâmica do setor elétrico nacional. Impulsionada pela queda dos custos da tecnologia fotovoltaica, por incentivos regulatórios e pelo avanço da transição energética, a geração distribuída tornou-se uma das principais fronteiras de investimento no setor energético.
Esse crescimento, contudo, trouxe novos desafios regulatórios. Entre eles, destaca-se um fenômeno cada vez mais observado pelas distribuidoras e pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): a ampliação irregular da potência de sistemas fotovoltaicos após sua homologação, sem a devida comunicação ou aprovação da concessionária.
Esse comportamento, muitas vezes motivado pela busca de maior geração e retorno econômico, pode configurar infração regulatória relevante, gerar penalidades administrativas e comprometer a segurança jurídica de investimentos no setor.
Diante desse cenário, torna-se essencial compreender os fundamentos regulatórios, os riscos jurídicos e as implicações estratégicas associados à ampliação irregular de sistemas fotovoltaicos.
2.1 O Marco regulatório da MMGD
1. Lei nº 14.300/2022 – Marco Legal da Geração Distribuída;
2. Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 – Consolidação das regras de distribuição;
Esses instrumentos regulatórios estabelecem os procedimentos para: a) solicitação de acesso à rede; b) aprovação de projetos; c) homologação do sistema; d) medição da energia gerada; e e) compensação de créditos no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
A lógica central do modelo é simples: a unidade consumidora pode gerar energia elétrica e injetar excedentes na rede, que serão convertidos em créditos para compensação futura.
Entretanto, essa compensação depende diretamente de dois elementos regulatórios fundamentais: 01) Potência instalada homologada; e 02) Sistema de medição aprovado pela distribuidora.
Qualquer alteração nesses parâmetros sem atualização regulatória pode descaracterizar a regularidade do sistema.
3. Ampliação irregular de sistemas fotovoltaicos
Segundo dados recentes do mercado energético, a energia solar já representa uma parcela significativa da matriz elétrica brasileira e recebeu investimentos superiores a R$ 32 bilhões apenas em 2025, consolidando-se como uma das fontes que mais crescem no país.
O crescimento acelerado da micro e minigeração distribuída (MMGD) no Brasil tem levado a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a intensificar os mecanismos de fiscalização e controle sobre os sistemas conectados à rede de distribuição, tendo inclusive em dezembro/2025 passado a avaliar a realização de uma auditoria emergencial pelas Distribuidoras nos sistemas de geração distribuída.
O tema ganhou ainda mais relevância recentemente, quando a ANEEL iniciou processo de fiscalização envolvendo 51 distribuidoras de energia, buscando identificar irregularidades em sistemas de micro e minigeração distribuída, com foco justamente em ampliações clandestinas e inconsistências de medição.
As distribuidoras, como Cemig, Neoenergia e Energisa, passaram a adotar métodos mais sofisticados de vistoria, incluindo o uso de imagens de satélite e drones, além das inspeções presenciais, para identificar discrepâncias entre a potência homologada e a efetivamente instalada. Essa nova postura demonstra que a era de crescimento com baixa supervisão chegou ao fim, dando lugar a um ambiente de maior rigor técnico e governança regulatória.
A ampliação irregular ocorre quando o titular da unidade consumidora realiza alterações técnicas no sistema de geração sem comunicar ou obter autorização da distribuidora.
De acordo com o art. 4º, §1º, da REN nº 1.000/2021, as distribuidoras têm o dever de garantir a prestação do serviço adequado, compreendendo a continuidade, segurança e regularidade. Quando identificam sistemas fora das especificações, têm respaldo normativo para interromper a conexão até que sejam regularizados.
Já o §2º do mesmo artigo impõe à concessionária o dever de promover a “expansão e melhoria do serviço”, o que inclui fiscalizar ampliações irregulares e exigir adequações técnicas.
.4 Art. 4º A distribuidora é responsável pela prestação de serviço adequado ao consumidor e demais usuários e pelas informações necessárias à defesa de interesses individuais, coletivos ou difusos.
§ 1o Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.
5 Art. 4º. […]
A REN 1.000/21 determina que a distribuidora deve atuar continuamente para impedir usos irregulares da energia elétrica (Art. 589). Quando há indícios de irregularidade, a distribuidora segue um protocolo para comprovar e caracterizar a infração (Art. 590).
Dispõe o art. 590 da REN 1.000/2021:
Art. 590. Na ocorrência de indício de procedimento irregular, a distribuidora deve adotar as providências necessárias para sua fiel caracterização, compondo um conjunto de evidências por meio dos seguintes procedimentos:
I – emitir o Termo de Ocorrência e Inspeção – TOI, em formulário próprio, elaborado conforme instruções da ANEEL;
II – solicitar a verificação ou a perícia metrológica, a seu critério ou quando requerida pelo consumidor;
III – elaborar relatório de avaliação técnica quando constatada a violação do medidor ou demais equipamentos de medição, contendo as informações técnicas e a descrição das condições físicas de suas partes, peças e dispositivos, exceto quando for solicitada a perícia metrológica do inciso II;
IV – avaliar o histórico de consumo e das grandezas elétricas; e
V – implementar, quando julgar necessário: a) medição fiscalizadora, com registros em memória de massa de pelo menos 15 dias consecutivos; e b) recursos visuais, tais como fotografias e vídeos. (BRASIL, 2021).
Assim, com base no art. 590 da REN 1.000/2021 a distribuidora pode:
1. Emitir um TOI (Termo de Ocorrência e Inspeção) formalizando a suspeita;
2. Solicitar perícia metrológica no medidor;
3. Elaborar relatório técnico detalhado se houver violação no equipamento de medição;
4. Avaliar o histórico de consumo e geração da unidade;
5. Instalar medição fiscalizadora com registro contínuo;
6. Utilizar evidências visuais como fotos e vídeos (inclui vistoria, imagem de satélite ou drones).
Essas ações compõem um conjunto de evidências que pode ser usado para comprovar a irregularidade perante o consumidor.
Segundo o §2º do Art. 590, configura-se como procedimento irregular o aumento de carga ou de geração à revelia da distribuidora que cause defeito no sistema de medição:
Art. 590.
[…]
§ 2º Enquadra-se como procedimento irregular o aumento de carga ou de geração à revelia da distribuidora que cause defeito no sistema de medição, o que deve ser comprovado pela distribuidora. (BRASIL, 2021).
§ 2o A atualidade compreende a modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações e a sua conservação, a melhoria e expansão do serviço.
No mesmo sentido, o Módulo 3 do PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica) estabelece que qualquer alteração técnica que implique variação de potência instalada ou alteração de parâmetros de conexão deve passar por nova análise de acesso e atualização do projeto.
Nos termos do §2º do art. 590 da REN 1.000/2021, a caracterização do procedimento irregular exige que o aumento de carga ou geração à revelia da distribuidora cause defeito no sistema de medição, circunstância que deve ser comprovada tecnicamente pela concessionária.
Em regra, alterações relevantes no sistema de geração devem ser previamente comunicadas à distribuidora. Entretanto, para caracterização de irregularidade administrativa é necessária a comprovação de que a alteração impactou a potência disponibilizada à rede, o sistema de medição ou os parâmetros técnicos de conexão.
Entre as práticas mais comuns observadas no mercado relacionadas a ampliação a revelia estão: a) aumento do número de módulos fotovoltaicos; b) substituição de inversores por equipamentos de maior potência; c) ampliação da capacidade instalada sem atualização do projeto; d) alteração da potência nominal homologada, entre outras.
Na prática, trata-se de um aumento clandestino da capacidade de geração, fenômeno que o mercado frequentemente denomina de: “overpower irregular” ou “expansão não homologada”. Esse comportamento gera distorções importantes no sistema de compensação de energia.
Quando um sistema gera mais energia do que a potência autorizada, os créditos injetados na rede podem superar os parâmetros originalmente aprovados, comprometendo a integridade do faturamento e do equilíbrio técnico da rede de distribuição.
4. O endurecimento regulatório da ANEEL
O crescimento acelerado da geração distribuída levou a ANEEL a intensificar a fiscalização sobre irregularidades no setor.
A ampliação irregular não representa apenas um problema individual de conformidade, ela gera impactos sistêmicos relevantes. Entre eles:
1) Distorções tarifárias: A geração irregular pode ampliar artificialmente o volume de créditos compensados, aumentando custos indiretos para o sistema;
2) Riscos operacionais: O aumento da potência injetada na rede sem planejamento pode afetar a qualidade da energia, a estabilidade da rede e a capacidade de escoamento da distribuição;
3) Insegurança jurídica: investidores institucionais, fundos e operadores de geração distribuída dependem de previsibilidade regulatória e quando irregularidades se tornam recorrentes, o ambiente de investimento tende a se deteriorar.
informações detalhadas sobre as medidas adotadas para combater irregularidades em sistemas de MMGD conectados à rede elétrica.
A iniciativa integra um processo iniciado ainda em 2025, que avalia a necessidade de auditoria emergencial na geração distribuída, diante de indícios de ampliações clandestinas e falhas de medição.
Segundo análises do setor, a fiscalização concentra-se principalmente em dois pontos críticos: 1) inconsistências nos sistemas de medição; e 2) aumento de potência sem autorização formal.
Esse movimento indica uma mudança relevante na postura regulatória da agência. Nos primeiros anos da geração distribuída, o foco regulatório estava no estímulo à expansão da energia solar. Agora, o eixo regulatório desloca-se para: a) governança do sistema; b) controle técnico da rede; e c) integridade da compensação energética.
5. Consequências jurídicas na ampliação irregular
A ampliação irregular de sistemas fotovoltaicos pode gerar diversas consequências jurídicas e regulatórias.
A regulamentação do setor elétrico impõe ao consumidor que toda e qualquer alteração no projeto da usina seja comunicada a Distribuidora, sob pena de incorrer nas penalidades do art. 655-F da REN 1.000/2021:
Art. 655-F. Na ocorrência de indício de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as providências para sua fiel caracterização, compondo um conjunto de evidências que comprovem o recebimento irregular do benefício. (BRASIL, 2021).
Portanto, as penalidades pelo Aumento de Potência à Revelia da Distribuidora, que podem ser aplicadas cumulativamente, são:
1. Perda de Benefícios Tarifários: A unidade consumidora pode perder a classificação em GD I (art. 655-O, §3º REN 1.000/2021);
2. Suspensão ou revisão da compensação de energia: A distribuidora pode exigir a regularização do sistema ou suspender a contabilização decréditos gerados acima da potência homologada (art. 655-F REN 1.000/21);
3. Revisão de Faturamento: A distribuidora pode revisar o faturamento da unidade consumidora, desconsiderando a energia ativa injetada no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e os benefícios recebidos durante o período em que se constatou a irregularidade (art. 655-D, § 7º REN 1.000/2021);
4. Devolução das quantias recebidas, atualizadas pelo IPCA, em até 36 ciclos de faturamento (art. 655-F REN 1.000/2021);
5. Suspensão do Fornecimento de Energia: Em casos de risco iminente à segurança, a distribuidora pode suspender imediatamente o fornecimento de energia elétrica (Art. 353 REN 1.000/2021)10;
6. Multas administrativas: Dependendo do caso, podem ser aplicadas penalidades previstas na regulamentação da ANEEL.
Para facilitar a compreensão, apresento uma tabela das penalidades que poderão ser aplicadas e sua fundamentação legal:
Art. 655-F. Na ocorrência de indício de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as providências para sua fiel caracterização, compondo um conjunto de evidências que comprovem o recebimento irregular do benefício.
§2º Caso se constate recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as seguintes providências:
I – desconsiderar a energia ativa injetada pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída no SCEE e benefícios recebidos nos faturamentos a partir da constatação, até que a situação seja regularizada; e
II – revisar o faturamento das unidades consumidoras indevidamente beneficiadas, desconsiderando a energia ativa injetada pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída no SCEE e benefícios recebidos durante o período em que se constatou a irregularidade, aplicando os seguintes parâmetros:
a) as quantias a serem recebidas ou devolvidas devem ser atualizadas monetariamente pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA;
b) os prazos para cobrança ou devolução são de até 36 ciclos de faturamento; e
c) a cobrança pode ser parcelada a critério da distribuidora, nos termos do art. 344.
Art. 353. A distribuidora deve suspender imediatamente o fornecimento de energia elétrica quando for constatada deficiência técnica ou de segurança nas instalações do consumidor e demais usuários, que caracterize risco iminente de danos a pessoas, bens ou ao funcionamento do sistema elétrico.
A distribuidora pode exigir ainda a adequação técnica da ampliação, com a apresentação de novo projeto elétrico, atualização do parecer de acesso e substituição de equipamentos.
Em situações mais graves, pode ocorrer a suspensão temporária da operação do sistema, até que sejam realizadas as correções necessárias.
6. O procedimento de regularização e defesa técnica: passos estratégicos
Uma vez identificada a irregularidade, a inércia não é uma opção. É crucial adotar um procedimento proativo de regularização para mitigar os danos e evitar as penalidades mais severas. Recomenda-se os seguintes passos:
1. Diagnóstico Técnico e Documental: Contratar um profissional qualificado para realizar um levantamento completo do sistema, comparando a potência instalada (inversores e módulos) com o que consta no projeto homologado, memorial descritivo e ART/RRT originais.
2. Comunicação Formal à Distribuidora: Protocolar um novo pedido de orçamento de conexão para a ampliação, informando a intenção de regularizar a ampliação. Este ato demonstra boa-fé e é o primeiro passo para evitar a caracterização de fraude.
3. Elaboração de Novo Projeto e ART/RRT: Apresentar à distribuidora um novo projeto técnico que contemple a totalidade da potência instalada, acompanhado da respectiva Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) ou Registro de Responsabilidade Técnica (RRT).
4. Apresentação de Defesa Técnica/Jurídica: A elaboração de uma defesa técnica e jurídica qualificada, conduzida por profissional com experiência em regulação do setor elétrico, é essencial para avaliar a legalidade da autuação e identificar eventuais inconsistências nos critérios técnicos ou metodológicos utilizados pela concessionária.
7. Estratégias jurídicas de defesa em casos de auto de infração e TOI
A análise jurídica de diversos processos administrativos demonstra que muitas dessas autuações apresentam fragilidades técnicas e jurídicas relevantes. Em diversas situações, as penalidades aplicadas pelas distribuidoras não observam os princípios que regem o direito administrativo sancionador, tampouco apresentam lastro probatório suficiente para sustentar medidas gravosas como refaturamentos retroativos ou suspensão de direitos regulatórios.
Nesse contexto, a atuação jurídica especializada no setor elétrico tem identificado um conjunto consistente de teses defensivas capazes de contestar e, em muitos casos, anular penalidades aplicadas em processos administrativos envolvendo geração distribuída.
A análise de Autos de Infração e Termos de Ocorrência e Inspeção (TOI) apresentados em procedimentos de fiscalização envolvendo geração distribuída evidencia a recorrência de determinadas inconsistências, tais como ausência de prova técnica idônea, utilização de metodologias presuntivas para caracterização da irregularidade e confusão conceitual entre potência instalada e energia efetivamente injetada na rede.
A partir da sistematização dessas experiências práticas no contencioso regulatório do setor elétrico, é possível identificar um conjunto consistente de teses jurídicas defensivas aplicáveis a Autos de Infração e Termos de Ocorrência e Inspeção (TOI) relacionados à ampliação irregular de sistemas de geração distribuída.
7.1 Ausência de tipicidade da conduta imputada
Uma das principais linhas defensivas consiste na análise da tipicidade administrativa da conduta imputada pela distribuidora.
Embora a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 estabeleça procedimentos de acesso à rede, medição e faturamento de energia elétrica, a regulamentação não institui, de forma clara e autônoma, um tipo infracional específico denominado “ampliação de geração à revelia”.
A aplicação de penalidades administrativas exige a subsunção precisa da conduta a dispositivo normativo previamente estabelecido, conforme o princípio da legalidade estrita previsto no art. 5º, II, da Constituição Federal.
Assim, quando a distribuidora imputa irregularidade sem demonstrar qual dispositivo normativo foi efetivamente violado, surge uma evidente fragilidade jurídica da autuação administrativa.
7.2 Ausência de prova técnica idônea da irregularidade
Outra tese recorrente nas defesas administrativas envolve a ausência de prova técnica robusta que comprove a suposta ampliação de potência.
Em muitos casos, as distribuidoras baseiam suas conclusões em estimativas matemáticas de geração máxima; análise visual de equipamentos instalados; e presunções sobre a capacidade de geração do sistema.
Contudo, atos administrativos sancionatórios exigem motivação técnica clara e demonstrável, conforme determina o art. 50 da Lei nº 9.784/1999.11
Para caracterizar tecnicamente uma ampliação irregular, seria necessário demonstrar, por exemplo: alteração efetiva da potência AC do sistema; modificação de inversores ou equipamentos de proteção; aumento da potência efetivamente disponibilizada à rede; registro de injeção de energia superior ao limite homologado. Na ausência dessas evidências técnicas, a autuação tende a carecer de fundamentação adequada.
7.3 Fragilidade da metodologia presuntiva utilizada pelas distribuidoras
Outra fragilidade recorrente nas autuações consiste na utilização de metodologias presuntivas para caracterização da irregularidade.
Algumas distribuidoras utilizam modelos de cálculo baseados em estimativas de geração teórica, obtidas a partir da multiplicação da potência cadastrada por fatores fixos de capacidade e tempo de operação.Essa metodologia, contudo, apresenta limitações técnicas evidentes.
A geração fotovoltaica depende de variáveis altamente dinâmicas, como: irradiação solar; temperatura ambiente; orientação e inclinação dos módulos; eficiência dos equipamentos; padrões de consumo da unidade, etc.
Portanto, a superação de valores estimados de geração não constitui, por si só, prova de ampliação irregular do sistema.
A utilização de parâmetros teóricos como prova sancionatória pode representar inversão indevida do ônus da prova, transferindo ao consumidor a obrigação de demonstrar que não cometeu a infração.
7.4. Distinção técnica entre potência DC, potência AC e energia gerada
Outro aspecto frequentemente negligenciado nas autuações administrativas diz respeito à distinção entre diferentes grandezas técnicas envolvidas nos sistemas fotovoltaicos.
Em termos simplificados, é necessário diferenciar:
• potência DC (capacidade dos módulos fotovoltaicos);
• potência AC (capacidade de saída dos inversores);
• energia gerada ou injetada na rede (medida em kWh).
11 Art. 50. Os atos administrativos deverão ser motivados, com indicação dos fatos e dos fundamentos jurídicos, quando: […]
A simples ampliação da quantidade de módulos fotovoltaicos não implica necessariamente aumento da potência AC disponibilizada à rede elétrica, pois a saída do sistema pode permanecer limitada pelos inversores e dispositivos de proteção instalados.
Assim, para caracterizar uma ampliação irregular, seria necessário comprovar que houve aumento efetivo da potência entregue à rede ou alteração relevante no ponto de conexão. A ausência dessa demonstração técnica compromete a validade da autuação.
7.5. Violação aos princípios da boa-fé e da confiança legítima
Outro argumento frequentemente utilizado nas defesas administrativas envolve a aplicação dos princípios da boa-fé objetiva e da proteção da confiança legítima.
Em muitos casos, os consumidores contratam empresas especializadas para instalação e eventual ampliação de sistemas fotovoltaicos, atuando de forma transparente e documentada.
Quando a distribuidora permite a operação regular do sistema por longo período e somente posteriormente aplica penalidades retroativas, pode haver violação da confiança legítima do consumidor, especialmente quando não houve fiscalização prévia ou comunicação de irregularidade.
Esses princípios são reconhecidos no direito administrativo brasileiro e encontram fundamento no art. 2º da Lei nº 9.784/1999.12
7.6. Impossibilidade de refaturamento retroativo amplo
Outro ponto frequentemente questionado nas defesas diz respeito à extensão dos refaturamentos aplicados pelas distribuidoras.
Em diversos casos, os demonstrativos de cálculo apresentados pelas concessionárias revisam integralmente a energia compensada pela unidade consumidora ao longo de vários anos.
Entretanto, mesmo que se admitisse a existência de irregularidade — hipótese que deve ser comprovada — qualquer refaturamento deveria observar critérios de proporcionalidade e individualização do dano.
Isso significa que eventual diferença deveria incidir apenas sobre a parcela da potência supostamente ampliada, e não sobre a totalidade da energia compensada pelo sistema.
7.7. Ônus probatório da distribuidora
12 Art. 2o A Administração Pública obedecerá, dentre outros, aos princípios da legalidade, finalidade, motivação, razoabilidade, proporcionalidade, moralidade, ampla defesa, contraditório, segurança jurídica, interesse público e eficiência.
No âmbito do processo administrativo sancionador, o ônus de comprovar a ocorrência da infração é da própria administração que aplica a penalidade.
Assim, cabe à distribuidora demonstrar, de forma clara e verificável:
1. Quais equipamentos foram alterados;
2. Quando ocorreu a suposta ampliação;
3. Qual impacto técnico essa alteração produziu na rede;
4. Qual foi o período efetivo da irregularidade.
Sem a apresentação dessas evidências, a autuação pode ser considerada juridicamente insustentável.
7.8. Mudança de Posicionamento regulatório da ANEEL sobre sistemas Zero Grid/Grid Zero
O sistema “Zero Grid” — também chamado de “Grid Zero” — consiste em central fotovoltaica destinada exclusivamente ao autoconsumo local, com bloqueio eletrônico de injeção na rede da distribuidora.
Por não exportar energia, ele não participa do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) previsto na Lei nº 14.300/2022, e, portanto, não se enquadrava como microgeração ou minigeração distribuída (MMGD) para fins de homologação no sistema SISGD, conforme o próprio entendimento da ANEEL em vigor até meados de 2024. A ANEEL teve as seguintes interpretações sobre os sistemas Zero Grid ao longo do tempo:
a) Ofício nº 149/2022 – SRD/ANEEL
Em resposta formal ao Banco do Nordeste, a ANEEL esclareceu expressamente que os sistemas “Zero Grid” não são considerados micro ou minigeração distribuída, justamente porque não injetam energia na rede, e, portanto, não estão sujeitos a homologação junto à distribuidora ou à ANEEL.
O documento afirma literalmente:
“Tendo em vista que os sistemas Zero Grid não injetam energia na rede, eles não participam do Sistema de Compensação de Energia Elétrica e, consequentemente, não se enquadram como micro ou minigeração distribuída, nos termos da Lei nº 14.300/2022.”
Além disso, o mesmo ofício reconhece que tais sistemas podem ser implantados livremente, bastando a comunicação à distribuidora local para fins de segurança e integração elétrica, sem necessidade de outorga nem de homologação prévia:
“Desde que a potência instalada seja menor ou igual a 5 MW, o sistema Zero Grid se caracteriza como uma central geradora de capacidade reduzida (…). As centrais geradoras de capacidade reduzida não necessitam de outorga do poder concedente para serem implantadas.”
Esse entendimento consolidou, entre 2022 e 2023, a orientação de que a utilização de sistemas Zero Grid não dependia de qualquer homologação formal para operar dentro das normas da ANEEL.
b) Ofício nº 188/2024 – STD/ANEEL
Somente em maio de 2024 a ANEEL revisou parcialmente seu posicionamento anterior, passando a reconhecer que sistemas Zero Grid fotovoltaicos conectados à rede poderiam ser enquadrados como MMGD, desde que atendidos cumulativamente os critérios da Lei nº 14.300/2022 e da Resolução Normativa nº 1.000/2021.
Contudo, essa interpretação foi nova, aplicável a partir daquela data, e não retroativa — o próprio ofício não revoga ou invalida o entendimento anterior, apenas o complementa à luz das alterações trazidas pela REN nº 1.098/2024:
“No caso de sistemas ‘grid zero’ que (…) sejam conectados à rede de distribuição por meio de unidades consumidoras, as características desses sistemas fazem com que eles se enquadrem nas definições de microgeração distribuída e minigeração distribuída (…).”
Portanto, até a publicação deste documento, não havia qualquer obrigação formal de registro, homologação ou outorga prévia dos sistemas Zero Grid junto à ANEEL ou à distribuidora, desde que não houvesse injeção de energia.
c) Ofício nº 416/2024 – STD/ANEEL
Já em novembro de 2024, ao responder consulta da ABRADEE, a ANEEL consolidou a nova visão: o sistema “Grid Zero” poderia ser considerado micro ou minigeração distribuída, desde que seguisse as exigências do art. 655-C da REN nº 1.000/2021.
Contudo, o mesmo ofício reafirma que a característica essencial desse modelo é a ausência de injeção de energia, e que, em caso de eventual injeção mínima, a distribuidora deve apenas orientar adequações técnicas, e não aplicar sanções ou exclusões automáticas:
“Para sistemas de MMGD que não injetem na rede, eventual injeção na rede de distribuição não será compensada com o consumo de energia elétrica ou contabilização como crédito (…).”
Assim, a partir de 2024 a ANEEL passou a reconhecer que determinados sistemas Grid Zero conectados à rede podem ser enquadrados como micro ou minigeração distribuída, dependendo de sua configuração técnica e da forma de conexão com a rede elétrica.
Neste sentido, importante verificar qual foi o momento de conexão do sistema Zero Grid e se houve a comunicação formal via e-mail ou outro canal de comunicação com a Distribuidora.
O debate regulatório sobre ampliações de sistemas fotovoltaicos evidencia um desafio típico do setor elétrico contemporâneo: equilibrar a expansão acelerada da geração distribuída com a necessidade de preservação da segurança técnica da rede e da integridade do sistema de compensação de energia.
8. Considerações finais
O aumento das fiscalizações sobre sistemas de geração distribuída indica uma tendência natural de amadurecimento regulatório do setor elétrico brasileiro. No entanto, a aplicação de penalidades administrativas deve sempre observar os princípios fundamentais do direito administrativo, especialmente legalidade, proporcionalidade, motivação e segurança jurídica.
Nesse contexto, a análise técnica e jurídica cuidadosa dos autos de fiscalização revela que muitas autuações por suposta ampliação irregular podem apresentar inconsistências relevantes, abrindo espaço para a apresentação de defesas administrativas eficazes.
A defesa administrativa deve assegurar a plena observância do contraditório e da ampla defesa, inclusive em sua dimensão técnica.
A consolidação dessas estratégias jurídicas contribui não apenas para a proteção dos consumidores e investidores em geração distribuída, mas também para o fortalecimento da segurança jurídica e da previsibilidade regulatória no setor elétrico brasileiro.
As opiniões e informações expressas são de exclusiva responsabilidade do autor e não obrigatoriamente representam a posição oficial do Canal Solar.
