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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

48554.002188/2015-00

Nota Técnica n° 0096/2015-SRD/ANEEL

Em 4 de novembro de 2015.

Processo: 48500.004924/2010-51. Assunto: Análise das contribuições recebidas na Audiência Pública nº 26/2015 para aprimorar a Resolução Normativa nº 482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

I. DO OBJETIVO

1. A presente Nota Técnica tem como objetivo analisar as contribuições recebidas na Audiência Pública nº 26/2015 e propor alterações na Resolução Normativa nº 482, de 17/04/2012 – REN nº 482/2012, e na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

II. DOS FATOS

2. A ANEEL estabeleceu as condições gerais de acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica por meio da REN nº 482/2012 e da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

3. A Agenda Regulatória Indicativa ANEEL 2015-2016, aprovada pela Portaria n° 3.376, 16/12/2014, e revista pela Portaria nº 3.604, de 30/6/2015, prevê, no item 23, a realização de Audiência Pública no 1º semestre de 2015 para tratar da revisão da REN nº 482/2012 e a publicação do Relatório de Análise das Contribuições – RAC, anexo a esta Nota Técnica, no 2º semestre deste ano.

4. Dessa forma, a SRD emitiu a Nota Técnica n° 0017/2015-SRD/ANEEL1, de 13/4/2015, que analisou a situação atual, as barreiras existentes e as ações da Agência para reduzi-las, assim como apresentou as propostas para o aperfeiçoamento da REN nº 482/2012 e da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, com a respectiva Análise de Impacto Regulatório.

5. Por seu turno, a Diretoria Colegiada da Agência decidiu na 15ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2015, realizada no dia 5/5/2015, abrir a Audiência Pública - AP nº 26/2015, no período de 7/5/2015 a 22/6/2015, para o recebimento de contribuições da sociedade sobre as propostas de aperfeiçoamento das regras vigentes.

1 Documento SIC nº 48554.000842/2015-00

Fl. 2 da Nota Técnica n° 0096/2015–SRD/ANEEL, de 04/11/2015


6. Em 9/7/2015, a SRD solicitou a elaboração de Parecer Jurídico para Procuradoria Geral - PGE, por meio do Memorando n° 0296/2015-SRD/ANEEL2, com objetivo de esclarecer se os modelos de negócios propostos para as chamadas “Comunidades Solares”, tema de diversas contribuições recebidas na AP nº 26/2015, estão de acordo com a legislação em vigor. Em resposta, a PGE emitiu o Parecer nº 542/PF ANEEL/PGE/AGU3, de 25/8/2015.

7. Em 21/7/2015, a SRD encaminhou as contribuições recebidas da CCEE4 e ABRACEEL5 sobre a comercialização de excedentes de energia produzida por micro e minigeradores para a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM, por meio Memorando n° 0314/2015-SRD/ANEEL6.

III. DA ANÁLISE

8. A AP nº 26/2015 recebeu contribuições no período de 7/5/2015 a 22/6/2015, com seções presenciais realizadas em São Paulo, no dia 17/6/2015, e em Brasília, no dia 18/6/2015, as quais contaram com grande participação dos interessados. No final, foram recebidas 676 contribuições de 110 agentes: consumidores, associações, bancos, distribuidoras, geradores, fabricantes, universidades, consultores, ONGs.

9. Do total de contribuições recebidas, 44% foram total ou parcialmente aceitas, 50% não foram aceitas e 6% não se aplicavam. A seguir, passa-se a analisar as principais propostas de alterações na minuta de resolução e na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST após a Audiência Pública. A Tabela I apresenta um resumo das avaliações efetuadas, estando a análise detalhada das contribuições recebidas constante nos Relatórios de Análise de Contribuições, anexos a esta Nota Técnica.

Tabela 1: Resumo das contribuições recebidas

Resolução Normativa nº 482/2012

Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST

Total de contribuições 479 197

Percentual de contribuições aceitas total ou parcialmente 41% 51%

Percentual de contribuições não aceitas 54% 42%

Percentual de contribuições não aplicáveis 5% 7%

10. Dentre os diversos temas apresentados nas contribuições, podem-se elencar como principais:

Conceito de micro e minigeração distribuída

2 Documento SIC nº 48554.001424/2015 3 Documento SIC nº 48516.002654/2015 4 Documento SIC nº 48513.018624/2015 5 Documento SIC nº 48513.020098/2015 6 Documento SIC nº 48554.001496/2015



Áreas contíguas x comunhão de interesse de fato ou direito

Geração longe da carga: comunidade solar x autoprodução com carga remota

Tarifa binômia para consumidor BT

Limites de potência instalada para conexão da geração

Regra de faturamento dos créditos

Informações na fatura

Realização da solicitação de acesso pela internet

Alocação dos custos de medição e de adequação da rede

Especificação de proteções

Formulários de solicitação de acesso

Contratos: ampliar a simplificação x aumentar exigências

Permitir a operação isolada por inversor híbrido (com bateria)

Prazos para: validade dos créditos; conexão, alterações no faturamento e entrada em vigor da resolução.

Venda de energia excedente

Incidência de ICMS

Certificação de inversores

Recursos para financiamento

11. Inicialmente é importante destacar que o princípio adotado na REN nº 482/2012 é o da eficiência energética, pois a geração instalada junto à carga geralmente produz maiores benefícios para a rede, tais como postergação de investimentos em distribuição e transmissão e redução de perdas técnicas.

12. Dentre as contribuições recebidas, deve-se esclarecer que os temas relacionados à incidência de ICMS, certificação de inversores e criação de linhas de financiamento específicas para micro e minigeração distribuída não serão tratados na revisão da REN nº 482/2012, pois, apesar da atuação da Agência junto aos órgãos responsáveis, conforme relatado na Nota Técnica n° 0017/2015-SRD/ANEEL, estas atribuições não estão dentro do rol de competências elencadas na Lei nº 9.427/1996 e no Decreto nº 2.335/1997.

13. Além disso, o sistema de compensação não é um modelo de comercialização de energia elétrica, pois não envolve a circulação de valor pecuniário, mas sim de energia entre o consumidor com geração própria e a distribuidora. Na realidade, a micro e minigeração distribuída consistem em uma forma de incentivo à eficiência energética.

14. Assim, a venda de excedentes de energia dos micro e minigeradores distribuídos no mercado livre deverá ser tratada pela Agência em outro regulamento, com regras próprias, o qual deverá será objeto de Audiência Pública específica.

15. Além da possibilidade de venda dos créditos gerados pelos sistemas de micro e minigeração distribuída, houve diversas contribuições no sentido de melhorar a norma atualmente vigente. Os principais aspectos dessas contribuições são analisados nas seções seguintes desta Nota Técnica.



III.1 Propostas para aperfeiçoar a REN 482/2012

16. Muitos agentes solicitaram incluir a possibilidade de reunião de diversos interessados em um consórcio ou uma cooperativa para construção de um empreendimento de geração renovável e utilização da energia gerada para redução das faturas dos consorciados ou cooperados. Nesse caso, foi vislumbrada uma possibilidade de arranjo técnico e regulatório que permitisse, sob determinadas condições, esse tipo de compartilhamento de geração. Por outro lado, verificou-se também a necessidade de cuidar para que o compartilhamento não fosse utilizado com o intuito de disfarçar a venda de energia por centrais geradoras a consumidores cativos. O item seguinte apresenta a avaliação desse tipo de contribuição.

III.1.1 Geração Compartilhada

17. Diversos interessados apresentaram contribuições no sentido de permitir a associação de consumidores para instalação de uma micro ou minigeração capaz de produzir energia para redução das faturas de energia elétrica dos associados. Esse arranjo poderia permitir ganhos de escala, ajudaria na redução do capital inicial necessário para realização de um empreendimento de geração renovável e permitiria melhor operação e manutenção dos ativos.

18. Para regulamentar esse tipo de arranjo, foi definido no novo texto da Resolução o termo “geração compartilhada”, permitindo que unidades consumidoras dentro de uma mesma área de concessão ou permissão possam se reunir em consórcio ou cooperativa, instalem micro ou minigeração em uma unidade consumidora distante do local de consumo e dividam, entre os consorciados ou cooperados, os créditos de energia elétrica gerados.

19. Na geração compartilhada, o consórcio ou a cooperativa seria titular de uma unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída e definiria, segundo critério próprio estabelecido entre os integrantes, o percentual da energia excedente que seria destinado a cada unidade consumidora que compõe o consórcio ou a cooperativa.

20. Ao contrário da geração no mesmo local do consumo, a instalação de sistemas de geração em unidades consumidoras sem carga associada não agregaria os mesmos benefícios elétricos para as redes de distribuição, tais como redução de perdas técnicas, postergação de investimentos nos sistemas de distribuição e de transmissão. Nesse sentido, as regras propostas preveem que as unidades consumidoras que utilizem a energia produzida por microgeração ou minigeração localizada longe do local de consumo terão regra diferenciada na compensação dos créditos.

21. Assim sendo, a compensação dos créditos gerados num local distante daquele onde se localizam as cargas cujo consumo será abatido deverá considerar apenas a Tarifa de Energia – TE (R$/MWh), excluindo a parcela referente à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD (R$/MWh).

III.1.2 Comercialização dos créditos de energia gerada

22. Adicionalmente, foram recebidas diversas contribuições que visam alterar a REN nº 482/2012 para permitir a instalação de arranjos nos quais diversos consumidores adquiririam créditos de energia elétrica produzidos por central geradora de terceiros.



23. Um modelo de negócios peculiar foi proposto pela SolarGrid, que representa boa parte das contribuições dos agentes sobre esse tema. Segundo essa proposta uma central geradora de maior porte seria subdividida em várias usinas de menor porte, de modo a respeitar os limites de potência instalada definidos na REN nº 482/2012. A energia produzida pelas usinas de menor porte seria então direcionada para unidades consumidoras remotas (mas dentro da mesma área de concessão ou permissão), as quais usariam os créditos recebidos para compensar o consumo de energia. Essas unidades consumidoras seriam, portanto, quotistas da energia produzida pela central geradora de maior porte pertencente a terceiro.

24. Nesse caso, verifica-se a tentativa de violar os limites de potência instalada estabelecidos na norma, tentando disfarçar uma central geradora de grande porte em diversos micro ou minigeradores distribuídos, portanto, sem os potenciais benefícios elétricos para a rede (redução de perdas técnicas e postergação de investimentos em redes). Tendo em vista que a norma foi construída com o intuito de reduzir barreiras para a geração distribuída de pequeno porte – devido aos benefícios que a geração próxima a cargas pode trazer para as redes – foi introduzido, no texto da resolução, um artigo vedando esse tipo de prática.

25. Além disso, essa modalidade sugere que o consumidor poderia adquirir “quotas”, as quais lhe dariam direito sobre um determinado montante de energia que seria gerado em central geradora de terceiro, mas sem que ele se torne proprietário ou sócio da usina – e sem que essa central esteja em uma unidade consumidora de sua titularidade ou de titularidade de alguma cooperativa ou consórcio do qual ele faça parte. Cessado o pagamento pela quota, também cessa o direito à parcela da energia gerada e, consequentemente, a compensação que o consumidor tinha direito. Na visão da SRD, o consumidor estaria então adquirindo energia elétrica de terceiro em contrapartida de pagamento de valor pecuniário, o que caracterizaria a comercialização de energia elétrica.

26. Outra modalidade foi apresentada na contribuição da Prátil Enel, segundo a qual as centrais geradoras de menor porte seriam instaladas nos diversos lotes fundiários alugados pelos consumidores de modo a deduzir os créditos gerados das suas faturas de energia.

27. Nesse arranjo comercial haveria o pagamento de aluguel de um imóvel (lote) contendo apenas equipamentos destinados a geração energia elétrica. A energia elétrica gerada nesse lote seria utilizada como créditos para abater a fatura da real unidade consumidora do inquilino, instalada em outro ponto. Em outras palavras, seriam criadas unidades consumidoras nas quais não haveria carga (apenas o sistema de geração), com o intuito de gerar crédito para seus inquilinos.

28. Nesse modelo, o pagamento pelo aluguel do lote seria proporcional à energia gerada pelo sistema de geração nele instalado. Ou seja, o contrato de aluguel existiria com o intuito de permitir a compensação de energia, e não para que o contratante possa usufruir do terreno alugado.

29. Nas duas modalidades, a energia elétrica seria então o objeto principal de um contrato celebrado entre uma unidade consumidora e um prestador de serviço. O aluguel do lote ou o pagamento da quota são utilizados como meios para que a energia elétrica possa ser compensada em favor do contratante. Em outras palavras, a energia elétrica não é um insumo associado a outro serviço, mas sim o objeto principal do contrato e a razão de sua existência, e o pagamento pelo seu uso estaria disfarçado na forma de quota ou aluguel de imóvel.



30. Desse modo, a SRD solicitou parecer jurídico da PGE, por meio do Memorando n° 0296/2015-SRD/ANEEL, para esclarecer os aspectos legais envolvidos, em especial quanto ao atendimento dos arts. 15 e 16 a Lei nº 9.074, de 7/7/1995, e do art. 26, §5º da Lei nº 9.427, de 26/12/1996, que tratam das opções de escolha do fornecedor da energia elétrica pelos consumidores livres e especiais, respectivamente.

31. A principal questão sobre as contribuições apresentadas refere-se ao possível enquadramento, como comercialização de energia elétrica, do pagamento pecuniário proporcional à quantidade de energia produzida por central geradora de terceiro, pagamento esse que seria realizado por meio de quota ou aluguel de um imóvel.

32. Em outras palavras, restavam dúvidas quanto à caracterização dos modelos de negócio dos condomínios solares como comercialização de energia elétrica, uma vez que uma central geradora de terceiro seria construída, operada e mantida por terceiro mediante contraprestação pecuniária por parte dos consumidores cativos, os quais receberiam energia elétrica via sistema de compensação de energia para reduzir suas faturas.

33. Em resposta, a PGE emitiu o Parecer nº 542/PF ANEEL/PGE/AGU, concluindo pela impossibilidade de a ANEEL autorizar os consumidores cativos a se valerem das comunidades solares para adquirir energia.

34. Destacam-se a seguir alguns trechos do documento que sustentam o entendimento da PGE:

“25. Não se pode perder de vista que é um terceiro quem instala, mantém e o opera os ativos de geração. O consumidor não atua como um gerador, mas como um consumidor livre que adquire o insumo de um fornecedor qualquer. A eventual compra de cotas da usina solar ou o aluguel de fração do terreno em que se situa a geração funcionam como um véu que encobre a verdadeira relação jurídica que une o consumidor e a comunidade solar, que é a compra e venda de energia elétrica.” (grifo nosso) “30. Não se está com isso afirmando que a existência das comunidades solares é perniciosa. A expansão da geração, ainda mais de fontes incentivadas, é benéfica e deve ser estimulada. Demais disso, sabe-se que o monopólio natural da distribuição está no fio e não na energia. Aliás, em muitos países, os consumidores podem, indistintamente, escolher o fornecedor do insumo. No Brasil, contudo, nossa legislação restringe essa possibilidade aos consumidores livres e a espécie de consumidor livre a que se denomina especial. O legislador, evidentemente, pode alterar essa configuração, mas sem que se realize a alteração legislativa o regulador não pode, por si, autorizar o consumidor cativo a comprar energia das comunidades solares.”



35. Portanto, as contribuições da Audiência que sugeriam a criação de modelos de enquadramento no Sistema de Compensação de Energia nos quais a energia elétrica seria gerada por um terceiro e seus créditos seriam transferidos para um consumidor cativo mediante o pagamento de um aluguel ou de uma quota da usina de forma proporcional à energia elétrica não puderam ser aceitas, pois isso implicaria permitir que consumidores cativos adquirissem energia elétrica de fornecedores à sua escolha, o que é permitido apenas aos consumidores livres e especiais.

36. Sobre esse aspecto, foi proposta a inserção de um artigo na Resolução vedando ao consumidor alugar equipamentos ou arrendar terrenos, lotes e propriedades em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento seja proporcional à energia gerada, com o objetivo de aderir ao sistema de compensação de energia elétrica, assim como adotar quaisquer práticas que possam disfarçar operação de compra e venda de energia elétrica.

37. Ressalta-se que esse tipo de arranjo (sugerido pela Solar Grid e pela Prátil Enel) não se confunde com a geração compartilhada. No primeiro caso, o consumidor cativo adquire energia elétrica produzida por central geradora de terceiro, ao qual o consumidor vincula–se mediante pagamento pecuniário na forma de cota ou aluguel de imóvel, o que é vedado pela legislação vigente. Por sua vez, na geração compartilhada os consumidores reúnem-se por meio de cooperativa, por exemplo, e essa cooperativa da qual eles fazem parte torna titular de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída. Assim, esses consumidores são, de fato, os titulares – mesmo que indiretamente – da unidade consumidora na qual a micro ou minigeração está instalada e não estão agindo como consumidor livre ou especial, pois não escolhem seu fornecedor de energia elétrica, ou seja, não adquirem insumo de terceiro.

38. Por fim, uma vez que esse tema possui considerações de ordem jurídica, recomenda-se que a Procuradoria-Geral da ANEEL aprecie a proposta acerca da geração compartilhada à luz da legislação em vigor, em especial com os art. 15 e 16 da Lei nº 9.074/1995 e art. 26, §5º, da Lei nº 9.427/1996.

III.1.3 Tarifa binômia para o Grupo B

39. Foram recebidas diversas contribuições sugerindo a adoção de tarifa binômia, com a cobrança pelo uso da rede de distribuição separada do consumo de energia, para os consumidores de baixa tensão que possuem microgeração.

40. Sobre o assunto, o Decreto nº 62.724, de 17/5/1968, estabelece as normas gerais de tarifação, dentre as quais a definição dos grupos e subgrupos tarifários, assim como os critérios para a composição das tarifas, conforme transcrição a seguir.

“Art 2º Para fins de análise de custo do serviço e fixação de tarifas, as classes de

consumidores de que trata o art. 177, Capítulo VII, Título IV, do Decreto nº 41.019, de 26

de fevereiro de 1957, deverão ser grupadas da seguinte forma:

1 - Grupo A; consumidores ligados em tensão igual ou superior a 2.300 volts;

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/Antigos/D41019.htm

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/Antigos/D41019.htm



2 - Grupo B; consumidores ligados em tensão inferior a 2.300 volts.

Art 3º Se o concessionário dispuser de mais de uma tensão de fornecimento aos

consumidores do Grupo A êste poderá ser dividido em subgrupos.

............

Art 11. As tarifas a serem aplicadas aos consumidores do Grupo A serão estruturadas

sob forma binômia, com uma componente de demanda de potência e outra de consumo

de energia.

...........

§ 4º As portarias de fixação de tarifas poderão estabelecer blocos nas taxas de demanda

de potência e consumo de energia, aplicáveis aos consumidores do Grupo A, levando-se

em consideração o valor da carga demandada e a sua distribuição, com base em

estudos a serem apresentados pelo concessionário, à Fiscalização.

............

Art 13. As tarifas a serem aplicadas aos consumidores do Grupo B serão, inicialmente,

calculadas sob a forma binômia com uma componente de demanda de potência e outra

de consumo de energia e serão fixadas, após conversão, para a forma monômia

equivalente, admitindo-se o estabelecimento de blocos.” (grifo nosso).

41. O texto do referido Decreto foi concebido em uma época em que o setor elétrico era totalmente verticalizado e tanto as atividades quanto os custos não possuíam a atual segregação. Atualmente cada parcela de custo é calculada em separado, de acordo com um critério de alocação específico: custos de transporte, energia, perdas e encargos setoriais.

42. Além disso, há novos tipos de usuários do segmento de distribuição, como no caso, a geração distribuída associada a unidades consumidoras. Ainda, a medição de energia, que à época do Decreto poderia ser um entrave, atualmente não é, pois há tecnologia e possibilidade de se medir ou alocar um custo fixo para cada consumidor associado à capacidade de um elemento limitador, no caso, o disjuntor.

43. A manutenção do texto do Decreto implica:

restrição na definição de modalidades tarifárias específicas para consumidores do grupo B (tais como: residenciais, comerciais, industrial, poder público entre outros);

ineficiência na alocação dos custos para cada tipo de acessante: ao se cobrar custos fixos proporcionalmente ao consumo, cria-se uma deficiência alocativa;

subsídios cruzados entre usuários: existem usuários que pagam acima do seu custo e outros, abaixo;

desincentivo para as distribuidoras realizarem ações de eficiência energética: a receita de remuneração dos ativos e dos custos operacionais está associada ao mercado de energia do grupo B, principal foco de ações de eficiência energética;

desincentivo para as distribuidoras apoiarem a geração distribuída: a redução de consumo com a instalação de geração distribuída afeta sua receita, mesmo que de forma marginal;



subdimensionamento dos sistemas de geração distribuída, uma vez que existe um consumo mínimo a ser pago, além de não incentivar outras ações de eficiência energética do consumidor.

44. A cobrança de um custo fixo de atendimento já é empregada no Brasil em outros setores de prestação de serviço com elevado investimento em infraestrutura, tais como gás, água e saneamento, telefonia, TV a cabo, etc. Já no cenário internacional, onde a tarifação binômia para os consumidores de energia elétrica é adotada, normalmente o custo fixo de atendimento é associado à capacidade do disjuntor.

45. Contudo, é necessária a alteração da redação do art. 13 do Decreto nº 62.724/1968 para que a Agência possa elaborar uma proposta de tarifa binômia aplicável a todos os consumidores do Grupo B, e não somente àqueles que instalaram microgeração.

46. Portanto, as contribuições que sugeriam a adoção da tarifa binômia para os microgeradores do Grupo B não foram aceitas, mas caso haja a alteração do referido Decreto, a Agência deverá elaborar uma proposta e discuti-la com a sociedade, por meio de Audiência Pública.

III.1.4 Conceitos e Definições relacionados à micro e minigeração

47. Os conceitos de micro e minigeração distribuída, assim como do sistema de compensação de energia elétrica não foram alterados, mas, para permitir que o consumidor instale micro ou minigeração distribuída em unidade consumidora diferente daquela na qual se dá a maior parte de seu consumo, foi inserida, além da possibilidade de “autoconsumo remoto”, a definição de “geração compartilhada”, conforme detalhado no item III.1.1 desta Nota Técnica.

48. Tal pleito, conforme já mencionado, foi apresentado por diversos agentes e visa permitir que o consumidor tenha uma central geradora de sua propriedade, localizada em unidade consumidora com pequena – ou nenhuma – carga instalada, de sua titularidade, e possa usufruir dos créditos em outra unidade consumidora, na qual se localiza a maior parte – ou a totalidade – de suas cargas.

49. Foram ainda aceitas contribuições para conceituar e permitir que unidades consumidoras pertencentes a condomínios possam fazer parte do sistema de compensação, uma vez que, na minuta de resolução levada à Audiência, a expressão “unidades consumidoras localizadas em áreas contíguas” gerou muitas dúvidas de interpretação.

50. Dessa forma, para fins dessa Resolução, definiram-se “empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras” como aqueles caracterizados pela utilização da energia elétrica de forma independente, no qual cada fração com uso individualizado constitua uma unidade consumidora e as instalações para atendimento das áreas de uso comum constituam uma unidade consumidora distinta, de responsabilidade do condomínio, da administração ou do proprietário do empreendimento, e desde que as unidades consumidoras estejam localizadas em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas, sendo vedada a utilização de vias públicas, de passagem aérea ou subterrânea e de propriedades de terceiros não integrantes do empreendimento.



51. Nesses casos, será possível aos condôminos instalar um sistema de micro ou minigeração distribuída no condomínio e utilizar os créditos para diminuir a fatura de suas unidades consumidoras. Esses créditos poderão ser divididos em porcentagens previamente acordadas e sobre eles deverão incidir todas as componentes da tarifa em R$/MWh.

52. Encaixam-se neste conceito os consumidores localizados em condomínios residenciais, comerciais e industriais, desde que estejam em áreas contíguas, não se confundindo com vizinhos que estejam fora dos referidos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, os quais não se enquadram no referido conceito.

53. Novos conceitos foram introduzidos, com objetivo de esclarecer os comandos da Resolução. Definiram-se os termos “melhoria” e “reforço” na rede de distribuição, os quais serão empregados no art. 5º, que trata da participação financeira do consumidor com micro ou minigeração distribuída.

54. Por melhoria, considera-se a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de distribuição existentes, ou a adequação destas instalações, visando manter a prestação de serviço adequado de energia elétrica.

55. Para o caso de reforço, considera-se a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de distribuição existentes, ou a adequação destas instalações, para aumento de capacidade de distribuição, de confiabilidade do sistema de distribuição, de vida útil ou para conexão de usuários.

56. Com relação aos limites de potência da geração, foram mantidos os novos limites para microgeração (75 kW) e minigeração (3 MW para hidráulica e 5 MW para as demais fontes renováveis), pois não foram apresentados argumentos consistentes para mudar os valores propostos na abertura da AP nº 26/2015.

III.1.5 Acesso ao sistema de distribuição

57. Com respeito à relação contratual entre o consumidor com geração distribuída e a distribuidora, mantém-se a dispensa de celebração de CUSD e CCD na qualidade de central geradora para microgeração e minigeração distribuída instalados em unidade consumidora, sendo suficiente a emissão pela distribuidora do Relacionamento Operacional para a microgeração e a celebração do Acordo Operativo para a minigeração.

58. Dessa forma, simplifica-se o processo, pois o Relacionamento Operacional apenas apresenta os dados da central geradora, os dados para contato com a distribuidora e informações básicas sobre as condições de operação, não havendo prejuízo eliminar a assinatura do documento pelas partes.

59. Atualmente, o art. 4º da REN nº 482/2012 limita a potência instalada da microgeração e minigeração distribuída à carga instalada da unidade consumidora do Grupo B ou à demanda contratada para consumidores do Grupo A. Na proposta que foi para a AP nº 26/2015, mantiveram-se esses limites, com pequenos ajustes na redação.



60. Esse tema recebeu diversas contribuições solicitando elevar os limites, tendo sido sugeridos os mais variados valores, mas na maioria dos casos com poucas justificativas técnicas. A limitação da potência instalada da central geradora visa diminuir os impactos na rede, reduzindo-se assim os custos da distribuidora com melhorias e reforços na rede.

61. Aceitou-se a contribuição que sugere a utilização do conceito de potência disponibilizada estabelecido no inciso LX, art. 2º da REN nº 414/2010, o qual reflete melhor o dimensionamento da capacidade da instalação elétrica da unidade consumidora, conforme transcrição a seguir:

“Art. 2º........................................................................................................................................... LX – potência disponibilizada: potência que o sistema elétrico da distribuidora deve dispor para atender aos equipamentos elétricos da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos nesta Resolução e configurada com base nos seguintes parâmetros: a) unidade consumidora do grupo A: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW); e

b) unidade consumidora do grupo B: a resultante da multiplicação da capacidade nominal de condução de corrente elétrica do dispositivo de proteção geral da unidade consumidora pela tensão nominal, observado o fator específico referente ao número de fases, expressa em quilovolt-ampère (kVA). .....................................................................................................................................................”

62. Assim, a potência instalada da microgeração e da minigeração distribuída fica limitada à potência disponibilizada para a unidade consumidora onde a central geradora será conectada.

63. Caso o consumidor deseje instalar central geradora com potência superior esse limite, deve solicitar aumento da potência disponibilizada, nos termos do art. 27 da REN nº 414/2010, sendo dispensado o aumento da carga instalada.

64. Com isso, busca-se realizar o correto dimensionamento do sistema elétrico para atendimento à unidade consumidora, sem a necessidade de o consumidor simular uma carga fictícia para poder instalar sua geração.

65. Por outro lado, adequou-se o conceito para o caso de central geradora localizada em empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, na qual deverá ser considerada a potência disponibilizada pela distribuidora para o atendimento do respectivo empreendimento.

66. Outra importante alteração da minuta, objeto de muitas contribuições, foi permitir que o consumidor instale central geradora com potência superior à carga instalada, carga essa que, inclusive, pode ser desprezível. Nesse caso, a central geradora será considerada como unidade consumidora de sua titularidade, para fins de enquadramento no Sistema de Compensação de Energia Elétrica, desde que esteja localizada dentro da mesma área de concessão e obedeça aos procedimentos de ligação estabelecidos no art. 27 da Resolução Normativa nº 414/2010.



67. Assim, a central geradora cuja potência seja superior à carga instalada da unidade consumidora será tratada como se fosse um consumidor comum, nos termos da REN nº 414/2010, ou seja, com o pagamento de participação financeira, caso necessário, contratação de demanda para o Grupo A ou pagamento do custo de disponibilidade para o Grupo B, entre outros aspectos.

68. Contudo, a energia produzida em uma unidade consumidora e compensada em outra unidade consumidora será tratada de forma diferente da energia produzida e compensada na mesma unidade consumidora, conforme detalhado no item seguinte desta Nota Técnica.

69. Além disso, é vedada a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência para microgeração e minigeração distribuída, devendo a distribuidora identificar essas situações, solicitar a readequação da instalação e, caso não atendido, negar a adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

70. O objetivo é evitar que usinas de médio e grande porte, que estariam sujeitas à outorga da Agência como Produtor Independente ou Autoprodutor de energia elétrica, nos termos da legislação e da regulamentação setorial, sejam divididas em diversas usinas dentro dos limites da REN nº 482/2012, com a separação da medição, com o objetivo de usufruir dos requisitos simplificados de conexão e da compensação da energia em unidades consumidoras distribuídas ao longo da área de concessão, o que distorce o conceito adotado na Resolução. De fato, a REN nº 482/2012 foi criada para reduzir as barreiras à difusão de centrais geradoras de pequeno porte, as quais não se viabilizariam caso fosse utilizado o mesmo tratamento dado às centrais geradoras de grande porte, em especial com relação aos requisitos técnicos para conexão ao sistema de distribuição.

71. Para as usinas acima de 3 MW (hidráulica) e 5 MW (demais fontes renováveis e cogeração) há outras alternativas para a viabilização econômica do empreendimento, tais como a autoprodução e a venda de energia em leilões e no mercado livre. Nesses casos, deve-se observar os requisitos de conexão ao sistema de distribuição estabelecidos no Módulo 3 do PRODIST e na Resolução Normativa nº 506, de 4 de setembro de 2012, além dos regulamentos que tratam da autorização para central geradora, dividido por fonte.

72. Outro ponto alterado em função de contribuições recebidas diz respeito aos prazos para a ligação de nova unidade consumidora que será conectada já contendo geração distribuída, os quais serão iguais aos estabelecidos na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST. Dessa forma, não devem ser aplicados os prazos de ligação da REN nº 414/2010, evitando que haja incompatibilidade entre os prazos para a conexão da unidade consumidora e da micro ou minigeração.

73. Por fim, foram utilizados os conceitos de melhoria e reforço no art. 5º para definir a alocação dos custos advindos da conexão de microgeração e minigeração distribuída.

74. Com isso, os custos de eventuais melhorias ou reforços no sistema de distribuição em função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída não devem fazer parte do cálculo da participação financeira do consumidor, sendo integralmente arcados pela distribuidora, exceto para o caso de geração compartilhada.



75. Os custos de eventuais melhorias ou reforços no sistema de distribuição em função da conexão de minigeração distribuída devem fazer parte do cálculo da participação financeira do consumidor.

III.1.6 Sistema de Compensação de Energia

76. Tendo em vista as conclusões do Parecer nº 542/PF ANEEL/PGE/AGU, de 25/8/2015, que trata de comunidades solares, discutido no item III.1.2 desta Nota Técnica, foi inserido o artigo 6º-A para vedar a possibilidade de o consumidor alugar equipamentos ou arrendar terrenos, lotes e propriedades em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento seja proporcional à energia gerada, com o objetivo de aderir ao sistema de compensação de energia elétrica, assim como adotar quaisquer práticas que possam disfarçar operação de compra e venda de energia elétrica. Por seu turno, a distribuidora também não pode incluir tais consumidores no sistema de compensação de energia elétrica.

77. O art. 7º trata das regras de faturamento dos consumidores com geração distribuída e foi o item com o maior número de contribuições. Foram realizadas diversas alterações no texto e os principais pontos são destacados a seguir.

78. Conforme detalhado no item III.1.3, as contribuições referentes à aplicação de tarifa binômia para os consumidores do Grupo B não foram aceitas, uma vez que há necessidade de alterar o art. 13 do Decreto nº 62.724/1968.

79. Uma importante alteração na proposta reside em diferenciar a forma de compensação da energia excedente para os casos de geração e consumo no mesmo ponto daqueles em que o excedente é utilizado para compensar a fatura de outra unidade consumidora.

80. Assim, quando o consumidor instalar a geração no próprio local de consumo e utilizar a energia excedente para abater a fatura apenas desta unidade, a distribuidora deve considerar a compensação sobre todas as componentes da tarifa em R$/MWh, válida para os Grupos A e B, ou seja, mantem-se a situação atual. Na proposta de resolução, incluem-se nesse conceito os casos de unidades consumidoras integrantes de empreendimentos de múltiplas unidades.

81. Por outro lado, caso a compensação de energia excedente seja realizada em unidade consumidora distinta daquela onde se encontra instalada a geração (nos casos de geração compartilhada ou autoconsumo remoto), a distribuidora deve considerar apenas a Tarifa de Energia – TE (R$/MWh), excluindo a parcela referente à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD (R$/MWh).

82. Em outras palavras, o montante de energia excedente alocado para compensar o consumo de outra unidade, diferente daquela onde se encontra instalada a geração, será utilizado para compensar apenas a componente TE da unidade consumidora que recebe os créditos, que representa uma fração da tarifa final (composta por TE e TUSD), sendo aplicável para consumidores dos Grupos A e B. Novamente, ressalta-se que a compensação no local da geração será sobre todas as componentes da tarifa em R$/MWh (TE + TUSD).



83. Seja, por exemplo, uma determinada unidade consumidora do Grupo B que tenha consumido um total de 300 kWh em certo ciclo de faturamento e que tenha 100 kWh de créditos de energia elétrica gerada em uma micro ou minigeração situada em outra unidade consumidora. No faturamento da unidade consumidora sem geração, a cobrança dos 300 kWh referentes ao consumo seria realizada com base em todas as componentes da tarifa em R$/MWh (TE e TUSD), enquanto que o abatimento na fatura referente aos créditos seria obtido pela multiplicação dos 100 kWh pela componente TE. Caso os 100 kWh tivessem sido gerados na própria unidade consumidora onde serão utilizados, o abatimento seria valorado tanto pela TE quanto pela TUSD.

84. Esta alteração visa incentivar a geração no mesmo ponto de consumo, pois gera maiores benefícios para a rede, tais como postergação de investimentos na rede e redução de perdas técnicas, mas também considera as distorções que existem na forma de alocar os custos fixos de uso da rede para os consumidores do Grupo B, cobrados em função do consumo faturado, conforme detalhado no item III.1.3.

85. Dessa forma, ao aplicar apenas a TE sobre a energia alocada para outra unidade consumidora, garante-se o pagamento pelo uso da rede e os respectivos encargos setoriais cobrados via TUSD da instalação que recebe os créditos.

86. Um tratamento alternativo poderia ser aplicado caso fosse alterado o art. 13 do Decreto nº 62.724/1968 – o que extrapola a competência da ANEEL – ou caso se considerasse o acesso da micro ou minigeração distribuída localizada distante do local de consumo como se gerador fosse. Neste caso, seriam aplicadas as regras de acesso da REN nº 506/2012 e a Seção 3.1 do Módulo 3 do PRODIST, o que alteraria significativamente o tratamento dispensado às pequenas centrais classificadas como microgeração e minigeração distribuída.

87. Na hipótese de se considerar o acesso de microgeração e minigeração distribuída como gerador ao invés de consumidor, esses geradores passariam a obedecer ao critério de conexão rasa, no qual a usina deve implantar, operar e manter instalações de interesse restrito para conectar ao sistema de distribuição, elaborar os estudos de integração da usina, registrar-se na ANEEL e associar-se à Câmera de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, dentre outros aspectos. Tais diferenças constituiriam barreiras significativas à inserção de geração distribuída de pequeno porte, barreiras essas que se buscou reduzir com a Resolução Normativa nº 482/2012. Por esse motivo, optou-se por manter o acesso da micro ou minigeração distribuída localizada distante da carga como unidade consumidora.

88. Com relação à utilização da energia excedente para compensar o consumo em outros postos tarifários das unidades consumidoras assim faturadas, foi mantida a regra vigente, ou seja, a compensação deve se dar primeiramente no posto tarifário em que ocorreu a geração e, posteriormente, nos demais postos tarifários, observando-se a relação entre os valores das tarifas de energia – TE. Isso porque a sinalização do custo da energia nos horários de ponta e fora de ponta é dada apenas na componente TE e não na TUSD.



89. Outra alteração na proposta visa esclarecer a forma de alocação da energia excedente para cada unidade consumidora participante do sistema de compensação de energia elétrica: caberá ao consumidor definir o percentual de alocação do excedente de energia. Assim, o consumidor não escolhe mais a ordem de utilização dos créditos, mas sim a quota de energia elétrica (em porcentagem) atribuível a cada unidade. Encerrada a compensação de energia dentro do mesmo ciclo de faturamento, eventuais créditos excedentes devem permanecer na unidade consumidora à qual aqueles créditos foram destinados.

90. O percentual da energia alocada para cada unidade participante do sistema de compensação pode ser modificado pelo consumidor responsável pela unidade na qual a micro ou minigeração esteja localizada, desde que a solicitação de mudança seja efetuada por escrito e com antecedência mínima de 60 dias de sua aplicação, de forma a permitir que a distribuidora possa adequar o faturamento.

91. Dessa forma, disciplina-se a forma de alocação dos créditos, alterações e tratamento a ser dado a eventuais excedentes após a compensação em todas as unidades inscritas no sistema de compensação, evitando-se que haja a transferência de créditos para instalações fora de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, mas garantindo aos seus integrantes utilização do excedente nos meses subsequentes.

92. Foi incluído um item para esclarecer que, quando a unidade consumidora onde ocorreu a geração excedente for faturada na modalidade convencional, os créditos gerados devem ser considerados como geração em período fora de ponta no caso de se utilizá-los em outra unidade consumidora.

93. Outro ponto que recebeu muitas contribuições diz respeito ao prazo de validade dos créditos, atualmente de 36 meses. Tendo em vista os argumentos apresentados de que a ação de cobrança da distribuidora para receber seus créditos prescreve em 5 anos, em conformidade com o artigo 206 do Código Civil Brasileiro e refletido no art. 128, §2º da REN 414/2010, elevou-se o prazo de validade dos créditos para 60 meses.

94. Adicionalmente, eventuais créditos existentes no momento do encerramento da relação contratual do consumidor devem ser contabilizados pela distribuidora em nome do titular da respectiva unidade consumidora pelo prazo máximo de 60 meses após a data do faturamento, exceto se houver outra unidade consumidora sob a mesma titularidade e na mesma área de concessão, sendo permitida, nesse caso, a transferência dos créditos restantes. Em tais situações devem ser obedecidas as regras de faturamento no caso de uso de créditos em unidade diferente daquela na qual a energia foi gerada, isto é, considerando-se apenas a Tarifa de Energia – TE.

95. Com isso, a distribuidora deverá manter o registro dos créditos em nome do titular da unidade consumidora no caso de encerramento do contrato, os quais poderão ser utilizados se o consumidor solicitar nova ligação, mesmo que seja em outra unidade dentro da mesma área de concessão, considerando o prazo de validade dos créditos.

96. Com respeito às informações que devem constar da fatura, a principal alteração foi permitir que a distribuidora envie o demonstrativo específico de diversas formas: (i) anexo à fatura, (ii) por e-mail, (iii) mediante alternativas já previstas de disponibilizar pela internet um espaço de acesso restrito ao consumidor ou mesmo (iv) enviar junto à fatura tradicional.



97. Ressalta-se que conforme estabelecido no art. 122, §3º da REN nº 414/2010, a “entrega da fatura e demais correspondências deve ser realizada por meio eletrônico, quando solicitado pelo consumidor, ou por outro meio ajustado entre este e a distribuidora”. Portanto, já existe a possibilidade de o consumidor com geração distribuída receber sua fatura por e-mail, o que seria mais uma contribuição para o meio ambiente com a redução do uso de papel e redução de custos da distribuidora para a entrega, refletindo também em benefícios para os demais consumidores.

98. Em função de contribuição recebida, esclareceu-se que para unidades consumidoras classificados na subclasse residencial baixa renda deve-se, primeiramente, aplicar as regras de faturamento previstas nas regras do sistema de compensação de energia elétrica e, em seguida, conceder os descontos conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 414, de 2010.

99. Com relação ao faturamento das bandeiras tarifárias, estabelecido pela Resolução Normativa nº 547, de 16/4/2013, a SRD enviou o Ofício Circular n° 0021/2015-SRD/ANEEL, de 4/8/15, esclarecendo as distribuidoras como deve ser o faturamento para os consumidores com geração distribuída.

100. Para fortalecer o comando e deixá-lo claro para as distribuidoras e consumidores, foi inserido um parágrafo no art. 7º da REN nº 482/2012 estabelecendo que a cobrança das bandeiras tarifárias deve ser efetuada sobre o consumo de energia elétrica ativa a ser faturado.

III.1.7 Medição de Energia Elétrica

101. Os custos para adequação do sistema de medição atualmente são alocados aos consumidores que decidem instalar a geração distribuída, devendo-se cobrar apenas diferença entre o custo dos componentes requeridos para o sistema de compensação de energia elétrica (funcionalidade de medição bidirecional) e o custo do medidor convencional utilizado em unidades consumidoras do mesmo nível de tensão.

102. A proposta que foi para a Audiência Pública propôs transferir os custos de adequação do sistema de medição para a distribuidora, tanto para a microgeração quanto para a minigeração, com objetivo de acabar com a distorção do valor cobrado do consumidor e também adotar o mesmo princípio estabelecido em outros regulamentos da Agência, como a Resolução Normativa nº 502, de 7/8/2012, e o art. 73 da REN nº414/2010.

103. Contudo, em função das contribuições recebidas e também o fato do limite para a minigeração ter sido elevado para 5 MW, o que implica maiores investimentos para adequação do sistema de medição – que seriam arcados pela distribuidora e transferidos para os demais consumidores via aumento de tarifa – entendeu-se ser mais razoável que a distribuidora seja responsável técnica e financeiramente pelo sistema de medição para microgeração, mas caberá ao minigerador o pagamento dos custos de adequação. Os custos de adequação da medição também foram atribuídos ao consumidor que deseja instalar microgeração distribuída na forma de geração compartilhada.



104. Os custos de adequação correspondem à diferença entre os valores dos componentes do sistema de medição requeridos para o sistema de compensação de energia elétrica e dos componentes do sistema de medição convencional utilizados em unidades consumidoras do mesmo nível de tensão.

105. Com isso, minimiza-se a distorção existente nos valores cobrados pelas distribuidoras para substituição do medidor, conforme constatado na Nota Técnica n° 0017/2015–SRD/ANEEL, pois os consumidores com microgeração não pagarão pelo novo equipamento, mas também não onera demasiadamente a tarifa dos demais consumidores com os custos dos equipamentos para minigeradores, que serão atendidos em tensões maiores ou iguais a 13,8 kV.

III.1.8 Disposições Gerais

106. Com vistas a aprimorar o procedimento de acesso, estabeleceu-se a obrigação de a distribuidora implantar, até 01/01/2017, sistema eletrônico que permita ao consumidor o envio da solicitação de acesso, de todos os documentos elencados nos anexos da seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST e o acompanhamento de cada etapa do processo.

107. Com isso, reduzem-se consideravelmente os custos do consumidor e da distribuidora para tratar as solicitações de acesso, tornando o processo mais ágil e barato, evitando os custos de impressão e transporte de documentos pelo consumidor, assim como a simplificação da análise pela distribuidora. Adicionalmente, ao proporcionar o acompanhamento de cada etapa da análise do pedido de acesso, aumenta-se a transparência do processo e também se induz a busca pela eficiência da empresa.

108. Além disso, foi proposto um artigo para esclarecer que a REN nº 414/2014 aplica-se aos consumidores com microgeração e minigeração distribuída de forma complementar à REN nº 482/2012 e ao PRODIST, suprindo os pontos não tratados por esses regulamentos.

109. Outro artigo foi redigido com o objetivo de criar uma regra de transição para os consumidores que instalaram microgeração e minigeração distribuída até a data da revisão da REN 482/2012 em relação à nova modalidade de compensação de energia ativa excedente em unidade consumidora distinta daquela onde se encontra instalada a central geradora. Nesse sentido, considerou-se razoável manter a regra atual de compensação de energia em unidade consumidora distinta daquela onde se encontra instalada a central geradora por um período equivalente a 5 (anos) contados a partir da data de publicação da revisão REN nº 482/2012, de modo a mitigar os efeitos da alteração da resolução, proporcionando maior estabilidade regulatória. Entende-se que esse prazo permite aos consumidores que já instalaram a geração própria obter o retorno do investimento realizado.

110. Por fim, foi concedido prazo de 90 dias, contados a partir da data de publicação da revisão REN nº 482/2012, para que as distribuidoras revisem e publiquem, em seu sítio na internet, as normas técnicas que tratam do acesso de microgeração e minigeração distribuída, utilizando como referência o Módulo 3 do PRODIST. Esse prazo coincide com a entrada em vigor da revisão 6 do Módulo 3 e da revisão 8 do Módulo 1 do Procedimentos de Distribuição – PRODIST, bem como da revisão REN nº 482/2012. A definição desse prazo considerou as adaptações que as distribuidoras deverão realizar em seus processos internos, em especial as modificações necessárias nos sistemas comercias de faturamento das empresas e capacitação de pessoal.



111. Para evitar que haja uma demanda excessiva de novas conexões de microgeração e minigeração distribuída em função da nova modalidade de compensação de energia ativa excedente em unidade consumidora distinta daquela onde se encontra instalada a central geradora, foi esclarecido que a regra de transição prevista no parágrafo 112 desta Nota Técnica aplica-se às unidades consumidoras com geração conectada até a data de publicação da revisão da REN nº 482/2012, e não a partir da entrada em vigor na nova norma.

III.2 Propostas para aperfeiçoar a seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST

112. As propostas de modificações na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST objetivaram principalmente reduzir os prazos e facilitar o processo de acesso de micro e minigeração distribuída ao sistema de distribuição.

113. A seguir, são apresentadas as análises referentes aos principais assuntos abordados nas contribuições recebidas.

III.2.1 Solicitação e parecer de acesso

114. Dentre os documentos necessários para realização da solicitação de acesso, propôs-se, na Audiência Pública, que a Anotação de Responsabilidade Técnica – ART fosse obrigatória apenas para conexão de microgeração com potência superior a 5 kW e minigeração distribuída. Sobre esse aspecto, houve contribuições – tanto de distribuidoras quanto da Associação Brasileira de Energia Solar – para que fosse exigida ART para todos os casos de conexão de geração distribuída. Os argumentos foram embasados no aumento da segurança e da qualidade que o acompanhamento por profissional qualificado agrega ao processo. Tendo em vista que a conexão desse tipo de sistema à rede ainda é recente no país, entende-se prudente exigir que os projetos sejam precedidos de ART. Contudo, destaca-se também a baixa complexidade da instalação de microgeração distribuída com potência reduzida e, nesse sentido, um acompanhamento da evolução do mercado permitirá que essa exigência seja futuramente reavaliada e eventualmente excluída do processo de acesso.

115. Ainda com relação à solicitação de acesso, as modificações no PRODIST englobam a adoção de três formulários específicos divididos de acordo com a potência da geração distribuída. Com o objetivo de agilizar o processo, a análise de sistemas com menor potencial de impacto na rede deve ser mais simples e célere e, portanto, entende-se como necessária a separação dos formulários de acordo com a potência a ser instalada. Nesse aspecto, foi sugerida, nas contribuições da sociedade, a mudança dos limites do formulário de acesso de microgeradores de potência reduzida: de 5 kW para 10 kW. Essas sugestões tiveram como fundamento a adoção do limite de 10 kW para inversores utilizado nas normas NBR ABNT 16149 e 16150. Essa uniformização de valores facilita a separação dos empreendimentos e foi, portanto, acatada.



116. A solicitação de acesso deve conter todos os documentos listados no formulário específico. No ato da entrega dessa documentação, a distribuidora deve avaliar se todos os documentos estão presentes e, caso constate a ausência de algum deles, deve recusar o recebimento e apontar a necessidade de complementação. Com relação a esse comando, houve diversas contribuições no sentido de permitir que a distribuidora recebesse os documentos e, depois de decorrido um prazo (de cerca de 5 dias), ela avisaria ao consumidor a eventual necessidade de complementação dos documentos apresentados. Nesse caso, julgou-se oportuno manter o dispositivo inicialmente apresentado, tendo em vista que a distribuidora não precisa analisar o conteúdo dos documentos na hora da entrega, mas apenas verificar se todos os documentos necessários estão sendo entregues. Trata-se, portanto, de conferência de um check-list dos documentos a serem apresentados pelo acessante no momento da Solicitação de Acesso.

117. Cumpre destacar que, caso algum documento tenha informações incorretas, a distribuidora deve encaminhar ao acessante, de uma única vez, uma lista exaustiva das pendências. Após esse encaminhamento, o prazo para emissão do parecer de acesso fica suspenso por até 15 dias e é retomado depois de apresentadas, pelo acessante à distribuidora, as informações faltantes.

118. A continuação na contagem dos prazos tem o intuito de incentivar as distribuidoras a realizarem uma análise de todas as informações disponíveis de maneira ágil, tendo em vista que, após alertar ao consumidor da necessidade de reenvio dos dados, o prazo remanescente será apenas a diferença entre o prazo total e o período gasto pela distribuidora nessa análise inicial. Dessa forma, incentiva-se a acessada a realizar a análise inicial de maneira mais célere, evitando-se prolongamento desnecessário do tempo para conexão.

119. Por fim, destaca-se que a grande quantidade de informações que o parecer de acesso precisa apresentar foi alvo de diversas críticas. Assim, propôs-se a inserção de um item no texto atual indicando que, para conexão de microgeração em unidade consumidora existente, o Parecer de Acesso pode ser simplificado, indicando apenas as responsabilidades do acessante e encaminhando o Relacionamento Operacional.

III.2.2 Proteção

120. Algumas distribuidoras apresentaram sugestões de aprimoramento nos itens relativos aos equipamentos de proteção da micro ou minigeração. Em particular, destaca-se a sugestão de que a distribuidora possa propor proteções adicionais, tanto para micro quanto para minigeração distribuída. Tendo em vista que os aspectos de proteção podem ter nuances específicas de cada caso, entendeu-se como razoável permitir que as distribuidoras proponham proteções complementares àquelas estabelecidas no item 4 da Seção 3.7 do PRODIST. Contudo, a adoção dessas proteções adicionais deve ser justificada tecnicamente e, no caso de microgeração distribuída, seus custos deverão ser arcados pela própria distribuidora.



121. No caso de as proteções necessárias já estarem inseridas nos inversores, a regra estabelecia que a redundância de proteções era desnecessária. Algumas distribuidoras argumentaram que o custo adicional da redundância é relativamente pequeno no caso de conexão de minigeração distribuída e que a não adoção de redundância para sistemas de até 5 MW poderia ser imprudente. Tendo em vista que a preocupação exarada pelas concessionárias tem foco em sistemas de maior porte e levando-se em consideração outras contribuições recebidas nessa mesma linha, o item 4.4 foi modificado para permitir a redundância de proteções para minigeradores.

122. Ainda no quesito relativo à proteção, julgou-se conveniente esclarecer a possibilidade de conexão de micro ou minigeração por meio de inversores híbridos: equipamentos que permitem a conexão de geração distribuída à rede e, quando não conectados ao sistema de distribuição, possam, em conjunto com baterias e um controlador de carga, fornecer energia e potência a certos aparelhos. Ressalta-se que, quando conectado à rede, o sistema deve possuir todas as proteções necessárias, em especial o dispositivo de anti-ilhamento.

III.2.3 Contratos e Relacionamento Operacional

123. Foram apresentadas sugestões no sentido de dar maior garantia à distribuidora de que a micro ou minigeração distribuída será efetivamente conectada nos casos em que houver necessidade de obras no sistema de distribuição para permitir o escoamento da energia gerada. Assim, foi inserido item esclarecendo que, caso sejam necessárias obras para conexão da geração, a execução da obra pela distribuidora deve ser precedida da assinatura de contrato específico.

124. Além disso, com o intuito de diminuir a burocracia do processo, mantendo o acesso do consumidor às informações relevantes do Relacionamento Operacional relativo à microgeração distribuída, propõe-se a adoção de um termo que não necessite ser assinado, bastando apenas seu envio pela distribuidora ao consumidor em anexo ao Parecer de Acesso. No caso de minigeração distribuída, mantem-se a necessidade de celebração do Acordo Operativo entre distribuidora e consumidor, o que deve ser realizado até a aprovação do ponto de conexão.

III.2.4 Padrão de entrada e sistema de medição

125. Algumas contribuições apresentadas na Audiência relatam que, quando da solicitação de acesso de microgeração distribuída, certas distribuidoras têm exigido adequações por vezes desnecessárias no padrão de entrada de unidades consumidoras existentes, o que acarreta custos elevados ao consumidor e pode inviabilizar economicamente a instalação da microgeração distribuída. Por exemplo, tem-se exigido a troca do padrão de entrada da unidade consumidora em função de a distribuidora não utilizar determinado modelo de medidor bidirecional, ainda que haja equipamentos de medição compatíveis homologados pelo INMETRO. Outra situação relatada diz respeito à exigência de substituição do padrão de entrada que se encontra desatualizado em relação às normas vigentes de fornecimento de energia elétrica das concessionárias, mesmo quando não há deficiência nas instalações elétricas da unidade consumidora.



126. Para evitar que as concessionárias utilizem esse tipo de exigência para criar barreiras adicionais à conexão de geração distribuída, foi criado um item na Seção 3.7 do PRODIST, estabelecendo que, para conexão de micro ou minigeração distribuída em unidade consumidora existente sem necessidade de aumento da potência disponibilizada, a distribuidora não pode exigir a adequação do padrão de entrada da unidade consumidora em função da substituição do sistema de medição existente, exceto se: (i) for constatado descumprimento das normas e padrões técnicos vigentes à época da sua primeira ligação; ou (ii) houver inviabilidade técnica devidamente comprovada para instalação do novo sistema de medição no padrão de entrada existente.

127. Conforme já destacado nesta nota técnica, com relação aos custos do sistema de medição bidirecional, a proposta inicial (não pagamento dos custos pelo acessante) foi mantida para microgeração distribuída. Já para minigeração, o acessante ficaria responsável por ressarcir a distribuidora pelos custos de adequação do sistema de medição, nos termos da regulamentação.

128. No caso de utilização de dois medidores unidirecionais em substituição ao uso de um único medidor bidirecional, propõe-se um ajuste no texto de modo que a medição deva ser realizada por dois medidores unidirecionais apenas nos casos em que essa alternativa implicar menores custos em comparação com a alternativa de medição bidirecional. Nesse cálculo deve-se levar em consideração os custos do sistema de medição e de eventual adequação no padrão de entrada (por exemplo, troca de caixa de medição para comportar os dois medidores convencionais), bem como os dispêndios relacionados à execução de obras civis.

129. Além disso, propõe-se que o consumidor possa solicitar a utilização de dois medidores unidirecionais em substituição ao uso de um único medidor bidirecional: um para medir a energia gerada (de maneira diferente do medidor bidirecional, que registra apenas a energia injetada na rede) e outro para aferir a energia elétrica ativa consumida pela unidade consumidora (e não apenas a energia absorvida da rede pela instalação). Essa possibilidade visa permitir que a energia produzida pela microgeração ou minigeração distribuída instalada em empreendimentos de múltiplas unidades seja destinada aos consumidores que efetivamente possuem cotas da geração, sem que ocorra previamente a compensação do consumo da área comum do condomínio – o que não seria possível no caso de se utilizar a medição bidirecional.

III.2.5 Prazos

130. Quanto à emissão do parecer de acesso, a proposta submetida à Audiência Pública previa a redução dos prazos atualmente estabelecidos para microgeradores, passando dos atuais 30 dias para 15 dias. O prazo para emissão do parecer permanecia em 30 dias para minigeradores distribuídos, continuando válido o limite de 60 dias para tal emissão quando forem necessárias obras de reforço ou ampliação no sistema de distribuição.

131. Dado o atual prazo elevado para conexão de micro e minigeração distribuída (conforme relatado na Nota Técnica de abertura da AP), é necessário que os agentes envidem esforços no sentido de acelerar esse processo. Além disso, a adoção de prazos mais curtos tem o intuito de incentivar as distribuidoras a estabelecerem rotinas mais eficientes e a adotarem formas modernas e ágeis de interação com o consumidor no processo de conexão de micro e minigeração distribuída.



132. Assim, foram mantidos todos os prazos propostos para emissão do parecer, tendo apenas sido criado um novo prazo, de 30 dias, para emissão do parecer de acesso para microgeração distribuída nos casos nos quais houver necessidade de obras na rede.

133. Acerca da realização de vistoria, o texto submetido à Audiência Pública previa a redução do prazo dos atuais 30 dias para 3 dias úteis, em caso de conexão em área urbana, ou 5 dias úteis, em caso de conexão em área rural. Esses novos valores tiveram como base os prazos aplicáveis à vistoria para conexão de novas unidades consumidoras.

134. Houve diversas contribuições no sentido de permitir um prazo maior para que a distribuidora desloque suas equipes para realização desse procedimento. O argumento utilizado pelas distribuidoras para justificar a necessidade de adoção de um prazo maior para realização de vistoria foi de que ainda há um número reduzido de solicitações. Esse argumento permite, por outro lado, concluir que, devido à baixa demanda, torna-se mais fácil o atendimento célere e, portanto, o prazo para atendimento não necessita ser elevado.

135. Apesar disso, entende-se que de fato a vistoria realizada na conexão de micro e minigeração não é igual àquela realizada no momento da conexão de unidade consumidora. Entende-se também que a redução brusca do atual período de 30 dias para 3 dias poderia levar a impactos na estruturação das empresas. Contudo, com o objetivo de impelir as concessionárias a adotarem procedimentos otimizados de verificação, não se poderia manter o prazo atualmente vigente. Assim, propõe-se a adoção de um prazo de 7 dias para realização da vistoria, independente de se tratar de área urbana ou rural.

136. Com relação à entrega do relatório de vistoria, não foram apresentados argumentos suficientes para modificar a proposta submetida à consulta pela sociedade. Dessa forma, entende-se que o prazo atual de 15 dias para emissão do relatório nos casos em que forem detectadas pendências durante a verificação da unidade consumidora devem ser efetivamente reduzidos para 5 dias. Caso não sejam identificados problemas no momento da vistoria, inicia-se, imediatamente após a execução da vistoria, a contagem do prazo para que a distribuidora aprove o ponto de conexão.

137. Adicionalmente, havia sido proposta a redução do prazo para a distribuidora aprovar o ponto de conexão e liberar a conexão de unidades consumidoras. Na redação submetida à Audiência, esse prazo seria modificado dos atuais 7 dias para 2 dias úteis, em caso de conexão em área urbana, 5 dias úteis, em caso de conexão em área rural, ou 7 dias úteis, em caso de unidades consumidoras do Grupo A. Esses prazos seriam então semelhantes àqueles utilizados para uma ligação normal de unidade consumidora. As distribuidoras ressaltaram, porém, que as atividades realizadas nesse caso são distintas daquelas necessárias para conexão de nova unidade consumidora, necessitando, portanto, de pessoal com qualificação específica para análise do caso e efetivação da troca da medição. Com base nas justificativas apresentadas pelas concessionárias, optou-se por manter o prazo original de 7 dias.

138. Por fim, a Tabela 2 compara resumidamente os prazos atualmente vigentes e aqueles propostos após avaliação das contribuições recebidas na Audiência Pública. Destaca-se que, os valores estão em dias e consideram que: (1) não seriam necessárias obras no sistema de distribuição e (2) tenham sido identificadas pendências durante a realização da vistoria.



Tabela 2: Prazos para efetivação da conexão

Atual Proposta

Micro/Minigeração Microgeração Minigeração

Emitir parecer de acesso1 30 15 30

Realizar vistoria 30 7 7

Entrega relatório vistoria 2 15 5 5

Aprovação ponto conexão 7 7 7

Total 82 34 49

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

139. Fundamentam esta Nota Técnica os seguintes dispositivos legais:

Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996,

Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;

Lei nº 10.848, de 15 de março de 2009;

Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004;

Resolução Normativa ANEEL nº 482, de 17 de abril de 2012.

V. DA CONCLUSÃO

140. Na Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL para o biênio 2015-2016, encontra-se a atividade “Acompanhar a implantação da Resolução Normativa nº 482/2012, que trata de micro e minigeração distribuída”, com previsão de entrega de Relatório de Análise de Contribuições e de inscrição de processo em pauta da Reunião Pública Ordinária da Diretoria no segundo semestre de 2015.

141. A análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 026/2015, apresentada nesta Nota Técnica e nos seus anexos, permite concluir que há necessidade de aprimoramentos na Resolução Normativa nº 482/2012 e na Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

142. Assim sendo, foram apresentadas propostas com o objetivo de: (i) tornar mais clara a caracterização das instalações com micro e minigeração distribuída como unidades consumidoras; (ii) reduzir prazos e adequar os procedimentos de acesso de micro e minigeração distribuída; (iii) permitir que unidades consumidoras reunida em empreendimentos de múltiplas unidades possam instalar geração própria e participar do sistema de compensação; (iv) permitir e estabelecer regras para geração compartilhada e para autoconsumo remoto; e (v) melhorar as regras de faturamento das unidades participantes do sistema de compensação de energia elétrica.



VI. DA RECOMENDAÇÃO

143. Com base no processo de análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 026/2015, conforme detalhamento exposto nesta Nota Técnica e em seus anexos, recomenda-se a apreciação pela Diretoria Colegiada da versão revisada de minuta de Resolução que altera a Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, e o Módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

DANIEL VIEIRA Especialista em Regulação – SRD

JULIANO SILVA DE ASSIS CARNEIRO Especialista em Regulação – SRD

MARCO AURÉLIO LENZI CASTRO Especialista em Regulação – SRD

De acordo:

HUGO LAMIN Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição Substituto – SRD


Lista de Anexos à Nota Técnica nº 0096/2015-SRD/ANEEL, de 04/11/2015

Anexo I – Minuta de Resolução Normativa

Anexo II – Minuta de nova Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST

Anexo III – Relatório de Análise das Contribuições relacionadas à Resolução

Anexo IV – Relatório de Análise das Contribuições relacionadas ao PRODIST

audiência pública nº 26/2015 para aprimorar a resolução ... · 4. dessa forma, a srd emitiu a...

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