Expansión no autorizada de sistemas solares: qué dice la normativa y cómo defenderse.

La expansión acelerada de la micro y minigeneración distribuida (MMGD) en Brasil ha transformado profundamente la dinámica del sector eléctrico nacional. Impulsada por la caída de los costos de la tecnología fotovoltaica, los incentivos regulatorios y el avance de la transición energética, la generación distribuida se ha convertido en una de las principales áreas de inversión en el sector energético.

Este crecimiento, sin embargo, ha traído consigo nuevos desafíos regulatorios. Entre ellos, destaca un fenómeno cada vez más observado por las distribuidoras y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL): la ampliación irregular de la potencia de salida de los sistemas fotovoltaicos después de su certificación, sin la debida comunicación o aprobación de la empresa eléctrica.

Esta conducta, muchas veces motivada por la búsqueda de mayor generación y retorno económico, puede constituir una infracción regulatoria importante, generar sanciones administrativas y comprometer la seguridad jurídica de las inversiones en el sector.

Ante este escenario, se hace imprescindible comprender las bases regulatorias, los riesgos legales y las implicaciones estratégicas asociadas a la expansión no regulada de los sistemas fotovoltaicos.

2.1 El marco regulatorio para MMGD

1. Ley N° 14.300/2022 – Marco Legal de la Generación Distribuida;
2. Resolución Normativa ANEEL N° 1.000/2021 – Consolidación de normas de distribución;

Estos instrumentos regulatorios establecen los procedimientos para: a) solicitar acceso a la red; b) aprobar proyectos; c) certificar el sistema; d) medir la energía generada; y e) compensar créditos en el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE).

La lógica central del modelo es simple: la unidad consumidora puede generar electricidad e inyectar energía excedente a la red, que se convertirá en créditos para futuras compensaciones.

Sin embargo, esta compensación depende directamente de dos elementos regulatorios fundamentales: 01) Capacidad instalada aprobada; y 02) Sistema de medición aprobado por la distribuidora.

Cualquier alteración de estos parámetros sin actualizaciones regulatorias podría comprometer la regularidad del sistema.

3. Expansión irregular de los sistemas fotovoltaicos

Según datos recientes del mercado energético, la energía solar ya representa una porción significativa de la matriz eléctrica brasileña y recibió inversiones superiores a R$ 32 mil millones solo en 2025, consolidándose como una de las fuentes energéticas de más rápido crecimiento en el país.

El rápido crecimiento de la micro y minigeneración distribuida (MMGD) en Brasil ha llevado a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) intensificar los mecanismos de monitoreo y control sobre los sistemas conectados a la red de distribución, incluyendo, en diciembre de 2025, comenzar a evaluar la posibilidad de realizar una auditoría de emergencia por parte de las Distribuidoras sobre los sistemas de generación distribuida.

El tema ha adquirido aún más relevancia recientemente, cuando el ANEEL Se inició un proceso de inspección a 51 distribuidoras de energía, buscando identificar irregularidades en los sistemas de generación micro y minidistribuida, enfocándose específicamente en ampliaciones clandestinas e inconsistencias en la medición.

Empresas distribuidoras, como Cemig, Neoenergia y Energisa, han adoptado métodos de inspección más sofisticados, incluyendo el uso de imágenes satelitales y drones, además de inspecciones in situ, para identificar discrepancias entre la potencia aprobada y la realmente instalada. Este nuevo enfoque demuestra que la era del crecimiento con baja supervisión ha llegado a su fin, dando paso a un entorno de mayor rigor técnico y gobernanza regulatoria.

La expansión irregular ocurre cuando el propietario de la unidad de consumo realiza cambios técnicos en el sistema de generación sin notificar ni obtener autorización del distribuidor.

Según el artículo 4, §1, de la REN n.º 1.000/2021, las distribuidoras tienen la obligación de garantizar la prestación de un servicio adecuado, incluyendo la continuidad, la seguridad y la regularidad. Cuando identifican sistemas que no cumplen las especificaciones, cuentan con la autorización reglamentaria para interrumpir la conexión hasta que se ajusten a las normas.

El apartado 2 del mismo artículo impone al concesionario el deber de promover la "ampliación y mejora del servicio", lo que incluye vigilar las ampliaciones irregulares y exigir ajustes técnicos.

.4 Art. 4º El distribuidor es responsable de prestar un servicio adecuado al consumidor y demás usuarios y de la información necesaria para la defensa de intereses individuales, colectivos o difusos.

§ 1. Servicio adecuado es aquel que satisface las condiciones de regularidad, continuidad, eficiencia, seguridad, puntualidad, universalidad, cortesía en su prestación y tarifas razonables.
5 Arte. 4º. […]

La Norma Regulatoria Brasileña 1.000/21 estipula que la distribuidora debe actuar continuamente para prevenir el uso irregular de la electricidad (art. 589). Cuando existen indicios de irregularidad, la distribuidora sigue un protocolo para comprobar y tipificar la infracción (art. 590).

El artículo 590 de la REN 1.000/2021 establece:

Artículo 590. En caso de evidencia de procedimiento irregular, el distribuidor deberá adoptar las medidas necesarias para caracterizarlo con precisión, integrando un conjunto de pruebas mediante los siguientes procedimientos:

Yo – emitir el Informe de Incidentes e Inspección – TOI, utilizando el formato correspondiente, elaborado de acuerdo a las instrucciones de ANEEL;
II – solicitar verificación o peritaje metrológico, a su criterio o cuando lo solicite el consumidor;
III – elaborar un informe de evaluación técnica cuando se encuentre violación del medidor u otro equipo de medición, conteniendo información técnica y descripción de las condiciones físicas de sus partes, componentes y dispositivos, excepto cuando se solicite inspección metrológica según el inciso II;
IV – evaluar el historial de consumo y magnitudes eléctricas; y
V – implementar, cuando se considere necesario: a) mediciones de monitoreo, con registros de almacenamiento masivo durante al menos 15 días consecutivos; y b) recursos visuales, como fotografías y videos. (BRASIL, 2021).

Así, con base en el artículo 590 de la REN 1.000/2021, el distribuidor podrá:

1. Emitir un TOI (Informe de Incidentes e Inspección) formalizando la sospecha;
2. Solicitar una inspección metrológica del medidor;
3. Elaborar un informe técnico detallado en caso de manipulación del equipo de medición;
4. Evaluar el historial de consumo y generación de la unidad;
5. Instalar un medidor de monitoreo con registro continuo;
6. Utilice evidencia visual como fotografías y videos (incluidas visitas al sitio, imágenes satelitales o...) drones).

Estas acciones constituyen un cuerpo de evidencia que puede utilizarse para acreditar la irregularidad al consumidor.

De acuerdo con el §2 del artículo 590, aumentar la carga o la generación sin autorización del distribuidor y provocar un defecto en el sistema de medición constituye un procedimiento irregular.

Arte 590.
[...]
§ 2. Se considera procedimiento irregular, que deberá ser comprobado por la distribuidora, cualquier aumento de carga o generación sin autorización de la distribuidora que cause defecto en el sistema de medición. (BRASIL, 2021).

§ 2. El estado actual comprende la modernidad de las técnicas, equipos e instalaciones, así como su mantenimiento, mejora y ampliación del servicio.

De igual forma, el Módulo 3 del PRODIST (Procedimientos de Distribución de Energía Eléctrica) establece que cualquier alteración técnica que implique una variación en la potencia instalada o un cambio en los parámetros de conexión debe someterse a un nuevo análisis de acceso y actualización del proyecto.

De acuerdo con el apartado 2 del artículo 590 de la REN 1.000/2021, la caracterización del procedimiento irregular requiere que el aumento de carga o generación sin autorización de la distribuidora provoque un defecto en el sistema de medición, circunstancia que deberá ser técnicamente probada por la concesionaria.

Por regla general, los cambios significativos en el sistema de generación deben comunicarse a la distribuidora con antelación. Sin embargo, para tipificar una irregularidad administrativa, es necesario demostrar que el cambio afectó a la energía suministrada a la red, al sistema de medición o a los parámetros técnicos de conexión.

Entre las prácticas más comunes observadas en el mercado relacionadas con la expansión no autorizada se encuentran: a) aumentar el número de módulos fotovoltaicos; b) sustituir inversores por equipos de mayor potencia; c) ampliar la capacidad instalada sin actualizar el proyecto; d) alterar la potencia nominal aprobada, entre otras.

En la práctica, esto equivale a un aumento clandestino de la capacidad de generación, un fenómeno que el mercado suele denominar «sobrepotencia irregular» o «expansión no autorizada». Esta conducta genera importantes distorsiones en el sistema de compensación energética.

Cuando un sistema genera más energía que la potencia autorizada, los créditos inyectados a la red pueden superar los parámetros originalmente aprobados, comprometiendo la integridad de la facturación y el equilibrio técnico de la red de distribución.

4. Endurecimiento regulatorio de ANEEL

El rápido crecimiento de la generación distribuida ha llevado a ANEEL intensificar la vigilancia de las irregularidades en el sector.

La expansión irregular no es solo un problema de cumplimiento individual, sino que genera importantes impactos sistémicos. Estos incluyen:

1) Distorsiones arancelariasLa generación irregular puede inflar artificialmente el volumen de créditos de compensación, aumentando los costos indirectos para el sistema;
2) Riesgos operacionalesEl aumento de la potencia inyectada a la red sin planificación puede afectar la calidad de la energía, la estabilidad de la red y la capacidad de distribución.
3) Inseguridad jurídicaLos inversores institucionales, los fondos y los operadores de generación distribuida dependen de la previsibilidad regulatoria y, cuando las irregularidades se vuelven recurrentes, el entorno de inversión tiende a deteriorarse.

Información detallada sobre las medidas adoptadas para combatir las irregularidades en los sistemas de generación distribuida (GD) conectados a la red eléctrica.

Esta iniciativa es parte de un proceso iniciado en 2025, que evalúa la necesidad de una auditoría de emergencia a la generación distribuida, ante la evidencia de expansiones ilegales y fallas en la medición.

Según los análisis de la industria, la supervisión se centra principalmente en dos puntos críticos: 1) inconsistencias en los sistemas de medición; y 2) aumentos de potencia sin autorización formal.

Esta medida indica un cambio significativo en la postura regulatoria de la agencia. En los primeros años de la generación distribuida, el enfoque regulatorio se centraba en estimular la expansión de la energía solar. Actualmente, el enfoque regulatorio se está orientando hacia: a) la gobernanza del sistema; b) el control técnico de la red; y c) la integridad de la compensación energética.

5. Consecuencias jurídicas de la expansión irregular

La ampliación no autorizada de instalaciones fotovoltaicas puede acarrear diversas consecuencias legales y reglamentarias.
La normativa que regula el sector eléctrico exige que los consumidores notifiquen a la distribuidora cualquier modificación del proyecto de la central, bajo pena de incurrir en las sanciones previstas en el artículo 655-F de la REN 1.000/2021.

Art. 655-F. En caso de evidencia de recepción irregular de beneficios asociados con el SCEE, el distribuidor deberá tomar medidas para caracterizarlo con precisión, compilando un conjunto de pruebas que demuestren la recepción irregular del beneficio. (BRASIL, 2021).

Por tanto, las sanciones por aumentar la potencia sin autorización de la distribuidora, que podrán aplicarse acumulativamente, son:

1. Pérdida de beneficios arancelariosLa unidad de consumo puede perder su clasificación en el GD I (art. 655-O, §3º REN 1.000/2021);

2. Ssuspensión o revisión de la compensación energéticaLa distribuidora podrá exigir la regularización del sistema o suspender la contabilización de los créditos generados por encima de la potencia aprobada (art. 655-F REN 1.000/21);

3. Revisión de facturaciónLa distribuidora podrá revisar la facturación de la unidad consumidora, desconociendo la energía activa inyectada al Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE) y los beneficios recibidos durante el período en que se constató la irregularidad (art. 655-D, § 7º REN 1.000/2021);

4. Devolución de importes recibidos, ajustados por inflación (IPCA), dentro de 36 ciclos de facturación. (art. 655-F REN 1.000/2021);

5. SSuspensión de la fuente de alimentaciónEn casos de riesgo inminente para la seguridad, el distribuidor podrá suspender inmediatamente el suministro de energía eléctrica (Art. 353 REN 1.000/2021)10;

6. Multas administrativasDependiendo del caso se podrán aplicar las sanciones previstas en la reglamentación. ANEEL.

Para facilitar la comprensión, presento un cuadro de las sanciones que se pueden aplicar y su fundamento legal:

Artículo 655-F. En caso de evidencia de recepción irregular de beneficios asociados al SCEE (Sistema Especial de Distribución de Electricidad), el distribuidor deberá adoptar las medidas necesarias para caracterizarlo con precisión, compilando un conjunto de pruebas que acrediten la recepción irregular del beneficio.

§2 En caso de detectarse la recepción irregular de beneficios asociados al SCEE, el distribuidor deberá adoptar las siguientes medidas:

I – desconsiderar la energía activa inyectada por la unidad consumidora con microgeneración o minigeneración distribuida en el SCEE y los beneficios recibidos en las facturaciones desde el momento de la detección, hasta que se regularice la situación; y

II – Revisar la facturación de las unidades consumidoras que fueron indebidamente beneficiadas, desconsiderando la energía activa inyectada por la unidad consumidora con microgeneración o minigeneración distribuida al SCEE (Sistema Regulador de Energía Eléctrica Brasileña) y los beneficios recibidos durante el período en que se detectó la irregularidad, aplicando los siguientes parámetros:

a) los montos a recibir o devolver deberán ajustarse por inflación utilizando el Índice Nacional de Precios al Consumidor – IPCA;

b) los plazos de recogida o devolución sean de hasta 36 ciclos de facturación; y

c) el cargo podrá ser pagado en cuotas a discreción del distribuidor, de conformidad con el artículo 344.

Artículo 353. El distribuidor deberá suspender inmediatamente el suministro de energía eléctrica cuando se detecte una deficiencia técnica o de seguridad en las instalaciones del consumidor y demás usuarios, que constituya un riesgo inminente de daño a las personas, a los bienes o al funcionamiento del sistema eléctrico.

El distribuidor también podrá exigir ajustes técnicos a la ampliación, incluyendo la presentación de un nuevo proyecto eléctrico, un permiso de acceso actualizado y el reemplazo de equipos.

En situaciones más graves, puede ocurrir que Suspensión temporal del funcionamiento del sistema.hasta que se realicen las correcciones necesarias.

6. El procedimiento de regularización y defensa técnica: pasos estratégicos

Una vez identificada una irregularidad, la inacción no es una opción. Adoptar un procedimiento de rectificación proactivo es crucial para mitigar los daños y evitar sanciones más severas. Se recomiendan los siguientes pasos:

1. Diagnóstico Técnico y Documental:Contratar un profesional calificado para realizar un relevamiento completo del sistema, comparando la potencia instalada (inversores y módulos) con lo establecido en el proyecto aprobado, memoria descriptiva y ART/RRT (Certificado de Responsabilidad Técnica/Informe de Responsabilidad Técnica) original.

2. Comunicación formal al distribuidor.Presentar una nueva solicitud de cotización para la conexión y ampliación, indicando su intención de regularizar la ampliación. Esta acción demuestra buena fe y es el primer paso para evitar la tipificación de fraude.

3. Elaboración de Nuevo Proyecto y ART/RRT (Informe de Responsabilidad Técnica/Informe de Responsabilidad Técnica).Presentar al distribuidor un nuevo proyecto técnico que cubra la totalidad de la capacidad instalada, acompañado de la respectiva Anotación de Responsabilidad Técnica (ART) o Registro de Responsabilidad Técnica (RRT).

4. Presentación de Defensa Técnica/LegalLa preparación de una defensa técnica y jurídica calificada, realizada por un profesional con experiencia en la regulación del sector eléctrico, es fundamental para evaluar la legalidad de la multa e identificar posibles inconsistencias en los criterios técnicos o metodológicos utilizados por el concesionario.

7. Estrategias de defensa jurídica en casos de actas de infracción y TOI (Términos de Ocurrencia de Irregularidades).

El análisis jurídico de varios procedimientos administrativos demuestra que muchas de estas evaluaciones presentan importantes deficiencias técnicas y jurídicas. En muchos casos, las sanciones aplicadas por las distribuidoras no respetan los principios que rigen el derecho sancionador administrativo ni presentan suficiente base probatoria para justificar medidas onerosas como la refacturación retroactiva o la suspensión de los derechos regulatorios.

En este contexto, la práctica jurídica especializada en el sector eléctrico ha identificado un conjunto consistente de argumentos de defensa capaces de impugnar y, en muchos casos, anular las sanciones aplicadas en procedimientos administrativos en materia de generación distribuida.

El análisis de los Avisos de Infracción y Términos de Ocurrencia e Inspección (TOI) presentados en procedimientos de inspección que involucran generación distribuida revela la recurrencia de ciertas inconsistencias, como la ausencia de evidencia técnica confiable, el uso de metodologías presuntivas para caracterizar la irregularidad y la confusión conceptual entre la capacidad instalada y la energía efectivamente inyectada a la red.

A partir de la sistematización de estas experiencias prácticas en litigio regulatorio en el sector eléctrico, es posible identificar un conjunto consistente de argumentos jurídicos defensivos aplicables a los Avisos de Violación y Términos de Ocurrencia e Inspección (TOI) relacionados con la expansión irregular de los sistemas de generación distribuida.

7.1 Falta de tipicidad de la conducta imputada

Una de las principales líneas de defensa consiste en analizar la calificación administrativa de la conducta imputada al distribuidor.

Si bien la Resolución Reglamentaria ANEEL Si bien el Decreto N° 1.000/2021 establece procedimientos de acceso a la red eléctrica, medición y facturación, la norma no instituye de forma clara y autónoma un tipo específico de infracción denominada “expansión no autorizada de la generación”.

La aplicación de sanciones administrativas requiere la precisa subsunción de la conducta a una disposición normativa previamente establecida, de acuerdo con el principio de estricta legalidad previsto en el artículo 5, II, de la Constitución Federal.

Así, cuando el distribuidor alega una irregularidad sin demostrar qué disposición regulatoria fue efectivamente violada, se genera una clara debilidad jurídica en la actuación administrativa.

7.2 Falta de evidencia técnica confiable de la irregularidad

Otro argumento recurrente en las defensas administrativas es la ausencia de evidencia técnica sólida que demuestre el supuesto aumento de poder.

En muchos casos, los distribuidores basan sus conclusiones en estimaciones matemáticas de la generación máxima, análisis visual de los equipos instalados y suposiciones sobre la capacidad de generación del sistema.

Sin embargo, las sanciones administrativas requieren una justificación técnica clara y demostrable, tal como lo determina el artículo 50 de la Ley nº 9.784/1999.11

Para caracterizar técnicamente una expansión irregular, sería necesario demostrar, por ejemplo: una alteración efectiva de la potencia de CA del sistema; la modificación de inversores o equipos de protección; un aumento de la potencia efectivamente puesta a disposición de la red; un registro de inyección de energía que exceda el límite aprobado. En ausencia de esta evidencia técnica, la notificación de infracción suele carecer de justificación adecuada.

7.3 Debilidad de la metodología presuntiva utilizada por los distribuidores

Otra debilidad recurrente en las evaluaciones radica en el uso de metodologías presuntivas para caracterizar la irregularidad.

Algunas distribuidoras utilizan modelos de cálculo basados ​​en estimaciones de la generación teórica, obtenidas multiplicando la potencia registrada por factores fijos de capacidad y tiempo de operación. Sin embargo, esta metodología presenta evidentes limitaciones técnicas.

La generación fotovoltaica depende de variables altamente dinámicas, tales como: irradiancia solar; temperatura ambiente; orientación e inclinación de los módulos; eficiencia de los equipos; patrones de consumo unitario, etc.

Por lo tanto, superar los valores estimados de generación no constituye, en sí mismo, una prueba de expansión irregular del sistema.

Utilizar parámetros teóricos como prueba de las sanciones puede representar una inversión indebida de la carga de la prueba, trasladando al consumidor la obligación de demostrar que no cometió la infracción.

7.4. Distinción técnica entre corriente continua (CC), corriente alterna (CA) y energía generada

Otro aspecto que a menudo se pasa por alto en los procedimientos administrativos se refiere a la distinción entre las diferentes magnitudes técnicas que intervienen en los sistemas fotovoltaicos.

En términos simplificados, es necesario diferenciar:
• Alimentación de CC (capacidad de los módulos fotovoltaicos);
• Alimentación de CA (capacidad de salida del inversor);
• energía generada o inyectada en la red (medido en kWh).

11 Art. 50. Los actos administrativos deberán ser motivados, indicando los hechos y fundamentos de derecho, cuando: […]

El simple aumento del número de módulos fotovoltaicos no implica necesariamente un aumento de la potencia CA suministrada a la red eléctrica, ya que la salida del sistema puede permanecer limitada por los inversores y dispositivos de protección instalados.

Por lo tanto, para caracterizar una expansión irregular, sería necesario demostrar un aumento efectivo de la potencia suministrada a la red o una alteración relevante en el punto de conexión. La ausencia de esta demostración técnica compromete la validez de la notificación de infracción.

7.5. Violación de los principios de buena fe y confianza legítima.

Otro argumento frecuentemente utilizado en las defensas administrativas involucra la aplicación de los principios de buena fe objetiva y la protección de las expectativas legítimas.

En muchos casos, los consumidores contratan empresas especializadas para la instalación y eventual ampliación de sistemas fotovoltaicos, operando de forma transparente y documentada.

Cuando el distribuidor permite que el sistema funcione normalmente durante un largo período y sólo después aplica sanciones retroactivas, puede haber una violación de la confianza legítima del consumidor, especialmente cuando no hubo inspección previa o notificación de irregularidades.

Estos principios son reconocidos en el derecho administrativo brasileño y tienen su fundamento en el artículo 2º de la Ley nº 9.784/1999.12

7.6. Imposibilidad de una refacturación retroactiva amplia

Otro punto que se plantea con frecuencia en las defensas se refiere al alcance de los ajustes de precios aplicados por los distribuidores.

En muchos casos, los estados de cálculo presentados por las compañías eléctricas revisan íntegramente la energía compensada a la unidad de consumo a lo largo de varios años.

Sin embargo, incluso si se admitiera la existencia de irregularidades —hipótesis que deberá probarse— cualquier refacturación debería observar criterios de proporcionalidad e individualización del daño.

Esto significa que cualquier diferencia sólo debería aplicarse a la parte de la potencia supuestamente aumentada, y no a la energía total compensada por el sistema.

7.7. Carga de la prueba del distribuidor

12 Art. 2 La Administración Pública deberá obedecer, entre otros, a los principios de legalidad, finalidad, motivación, razonabilidad, proporcionalidad, moralidad, amplia defensa, contradictorio, seguridad jurídica, interés público y eficiencia.

En el marco del proceso administrativo sancionador, la carga de la prueba de la existencia de la infracción recae en la propia administración que aplica la sanción.
Por tanto, corresponde al distribuidor demostrar, de forma clara y verificable:

1¿Qué equipo se cambió?
2¿Cuando ocurrió la supuesta expansión?
3¿Qué impacto técnico tuvo este cambio en la red?
4¿Cuál fue el período efectivo de la irregularidad?

Sin la presentación de esta prueba, los cargos podrían considerarse legalmente insostenibles.

7.8. Cambio en el posicionamiento regulatorio de ANEEL Acerca de los sistemas Zero Grid/Grid Zero

El sistema “Zero Grid” —también llamado “Grid Zero”— consiste en una planta fotovoltaica destinada exclusivamente al autoconsumo local, con bloqueo electrónico de la inyección a la red de la distribuidora.

Por no exportar energía, no participa del Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE) previsto en la Ley nº 14.300/2022, y por tanto, no calificó como microgeneración o minigeneración distribuida (MMGD) a efectos de homologación en el sistema SISGD, según el entendimiento de la [autoridad/organismo competente]. ANEEL vigente hasta mediados de 2024. A ANEEL A lo largo del tiempo han surgido las siguientes interpretaciones de los sistemas de red cero:

a) Oficio N° 149/2022 – SRD/ANEEL

En respuesta formal a Banco del Nordeste ANEEL Se aclaró expresamente que los sistemas “Zero Grid” no se consideran generación micro o minidistribuida, precisamente porque no inyectan energía a la red, y por tanto no están sujetos a aprobación por parte de la distribuidora o la... ANEEL.

El documento dice textualmente:

“Dado que los sistemas de Red Cero no inyectan energía a la red, no participan del Sistema de Compensación de Energía Eléctrica y, en consecuencia, no califican como micro o minigeneración distribuida, en los términos de la Ley nº 14.300/2022.”

Además, el mismo documento reconoce que dichos sistemas pueden implementarse libremente, requiriendo únicamente la notificación al distribuidor local para fines de seguridad e integración eléctrica, sin necesidad de autorización o aprobación previa.

Siempre que la capacidad instalada sea menor o igual a 5 MW, el sistema de Red Cero se caracteriza como una planta generadora de capacidad reducida (...). Las plantas generadoras de capacidad reducida no requieren autorización de la autoridad otorgante para su implementación.

Este entendimiento consolidó, entre 2022 y 2023, la directriz de que el uso de sistemas Zero Grid no dependía de ninguna aprobación formal para operar dentro de los estándares de ANEEL.

b) Oficio N° 188/2024 – STD/ANEEL

Sólo en mayo de 2024 ANEEL Revisó parcialmente su posición anterior, reconociendo ahora que los sistemas fotovoltaicos Zero Grid conectados a la red podrían clasificarse como MMGD (Distribución Multired), siempre que se cumplan acumulativamente los criterios de la Ley nº 14.300/2022 y de la Resolución Normativa nº 1.000/2021.

Sin embargo, esta interpretación era nueva, aplicable a partir de esa fecha y no retroactiva: el documento oficial en sí no revoca ni invalida el entendimiento anterior, solo lo complementa a la luz de los cambios introducidos por la REN No. 1.098/2024:

“En el caso de los sistemas de ‘red cero’ que (…) están conectados a la red de distribución a través de unidades de consumo, las características de estos sistemas hacen que caigan dentro de las definiciones de microgeneración distribuida y minigeneración distribuida (…).”

Por lo tanto, hasta la publicación de este documento, no existía ninguna obligación formal de registro, aprobación o autorización previa de los sistemas Zero Grid con la ANEEL o al distribuidor, siempre que no haya habido inyección de energía.

c) Oficio N° 416/2024 – STD/ANEEL

En noviembre de 2024, en respuesta a una consulta de ABRADEE, el ANEEL Esto consolidó la nueva visión: el sistema “Red Cero” podría considerarse generación micro o minidistribuida, siempre que cumpliera con los requisitos del artículo 655-C de la REN nº 1.000/2021.

Sin embargo, el mismo documento reafirma que la característica esencial de este modelo es la ausencia de inyección de energía, y que, en caso de existir una inyección mínima, la distribuidora sólo debe brindar orientación sobre ajustes técnicos, y no aplicar sanciones o exclusiones automáticas.

“Para los sistemas MMGD que no inyectan a la red, cualquier inyección a la red de distribución no se compensará con el consumo de electricidad ni se contabilizará como un crédito (...)”.

Así, a partir del año 2024… ANEEL Se ha llegado a reconocer que ciertos sistemas Grid Zero conectados a la red pueden clasificarse como micro o mini generación distribuida, dependiendo de su configuración técnica y la forma en que están conectados a la red eléctrica.

Al respecto, es importante verificar cuándo se conectó el sistema Zero Grid y si hubo comunicación formal vía correo electrónico u otro canal de comunicación con la Distribuidora.

El debate regulatorio en torno a la expansión de los sistemas fotovoltaicos pone de relieve un desafío típico del sector eléctrico contemporáneo: equilibrar la expansión acelerada de la generación distribuida con la necesidad de preservar la seguridad técnica de la red y la integridad del sistema de compensación energética.

8. Consideraciones finales

El aumento de las inspecciones a los sistemas de generación distribuida indica una tendencia natural hacia la maduración regulatoria en el sector eléctrico brasileño. Sin embargo, la aplicación de sanciones administrativas debe respetar siempre los principios fundamentales del derecho administrativo, en especial la legalidad, la proporcionalidad, la justificación y la seguridad jurídica.

En este contexto, un análisis técnico y jurídico cuidadoso de los informes de inspección revela que muchas multas por supuesta expansión irregular pueden contener inconsistencias significativas, lo que abre oportunidades para defensas administrativas efectivas.

La defensa administrativa debe garantizar la plena observancia de los principios del contradictorio y el derecho a la defensa completa, incluidos sus aspectos técnicos.

La consolidación de estas estrategias legales contribuye no sólo a la protección de los consumidores e inversores en la generación distribuida, sino también a fortalecer la seguridad jurídica y la previsibilidad regulatoria en el sector eléctrico brasileño.

Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.