Informações do Setor Elétrico

Recente decisão judicial sobre a inversão de fluxo

INVERSÃO DE FLUXO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: O NOVO TERROR DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

STF DECIDE RETOMAR INCLUSÃO DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO / TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E ENCARGOS SETORIAIS NA BASE DE CÁLCULO DO ICMS

ANEEL PRORROGA NOVA CLASSIFICAÇÃO DE COMERCIALIZADORAS PARA 2024

PRAZO E VIGÊNCIA

I

A CEMIG está no centro das atenções após a decisão da Vara Única da Comarca de Mutum (MG). Descubra todos os detalhes sobre a determinação para apresentação de estudos detalhados sobre inversão de fluxo. 🔄⚡️ Este artigo explora os impactos, as obrigações da distribuidora e como a decisão facilita a defesa dos consumidores.

A reportagem do Canal Solar pode ser acessada pelo link:

https://canalsolar.com.br/cemig-devera-apresentar-estudos-detalhados-sobre-inversao-de-fluxo/

De Autoria da sócia Clarice Horst Dutra Coutinho Assunção com colaboração do sócio Marcelo Tanos Naves, os advogados comentam sobre a decisão e a importância para o setor.

INVERSÃO DE FLUXO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: O NOVO TERROR DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A inversão de fluxo na rede de distribuição de energia elétrica ocorre quando a quantidade de energia elétrica injetada, proveniente da geração distribuída, é maior do que a demanda dos consumidores conectados nessa mesma rede, podendo ocasionar sobrecarga, desequilíbrio de tensão e interrupções no fornecimento de energia elétrica.

Entenda o caso

Conforme estabelecido no § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021[1], caso a conexão nova ou o aumento de potência injetada de micro ou minigeração implique inversão do fluxo de potência no posto de transformação da distribuidora ou no disjuntor do alimentador, a distribuidora deve realizar estudos para identificar as opções viáveis que eliminem tal inversão, quais sejam:

Reconfiguração dos circuitos e remanejamento da carga;

Definição de outro circuito elétrico para conexão;

Conexão em nível de tensão superior;

Redução da potência injetável de forma permanente;

Redução da potência injetável em dias e horários pré-estabelecidos ou de forma dinâmica.

Nos termos do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021[2], o consumidor e demais usuários devem aprovar o orçamento de conexão e, em se tratando de conexão de micro ou minigeração distribuída enquadrados no citado § 1º do art. 73, o § 9º do art. 83[3] dispõe que, ao aprovar o orçamento de conexão, o consumidor deve formalizar à distribuidora sua opção entre as alternativas apresentadas️.

Há que se registrar que, por intermédio do recente Ofício Conjunto nº 0017/2023-SRD/SFE/SMA/ANEEL, a Agência Reguladora exarou entendimento no sentido de que as distribuidoras devem realizar tais estudos apenas e tão somente para (i) orçamentos de conexão ainda não emitidos; (ii) novos pedidos de conexão; e (iii) no tratamento das reclamações de orçamentos que tenham sido indeferidos ou com conexão alegada inviável pela distribuidora local.

Nesse contexto, o estudo da distribuidora – de que trata o § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 – deve compor o orçamento de conexão e conter (i) a análise e demonstração da inversão do fluxo, incluindo a máxima capacidade de conexão e escoamento sem inversão de fluxo; (ii) a análise das alternativas dispostas, identificando as consideradas viáveis e a de mínimo custo global, e (iii) as responsabilidades da distribuidora e do consumidor em cada alternativa.

Observações importantes

O regulamento não permite que conexões em curso ou já finalizadas, cujos orçamentos de conexão tenham sido emitidos pelas distribuidoras e aprovados pelos acessantes, sejam revistos ou impactados em decorrência de eventual realização posterior dos estudos constantes do § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021.

A não apresentação do orçamento de conexão nas situações em que as distribuidoras considerem que o valor das obras para conexão é elevado representa não conformidade e descumprimento legal, regulamentar e contratual.

Em igual sentido, a ausência (i) de demonstração da inversão do fluxo e da máxima capacidade de conexão / escoamento sem inversão de fluxo, bem como (ii) de indicação e análise das alternativas elencadas no § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, identificando as consideradas viáveis e a de mínimo custo global, também representa não conformidade e descumprimento legal, regulamentar e contratual.

Isso porque as distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a observar e cumprir o disposto (i) no art. 15, § 6º, da Lei Federal nº 9.074/1995[4], que estabelece o direito de acesso aos sistemas de distribuição e transmissão a todos os acessantes, (ii) nos arts. 2º e 18 da Lei Federal nº 14.300/2022[5], que estabelecem tal direito de acesso – expressamente – às unidades consumidoras com micro e minigeração distribuída, bem como (iii) nos Contratos de Concessão para Prestação de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica pactuados entre o Poder Concedente e as distribuidoras locais[6], que estabelecem obrigações referentes à necessária expansão do sistema de distribuição e atendimento do mercado.

É importante esclarecer que, em se tratando de prestação de serviço público essencial, os arts. 15 e 17 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021[7] também impõem às distribuidoras, como regra geral, a obrigação de realizarem as conexões solicitadas na modalidade permanente, haja vista que, por força legal, regulamentar e contratual, a conexão ao sistema de distribuição é um direito do consumidor e demais usuários, devendo as distribuidoras atenderem a todos os pedidos de conexão que receberem.

O que ocorre na prática

Diversas distribuidoras de energia elétrica, valendo-se de interpretação equivocada dos arts. 73 e 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, estão praticando as seguintes condutas irregulares:

não emissão de orçamento de conexão sob a alegação de inviabilidade técnica da conexão, na hipótese em que a alternativa do mínimo custo global possua valor econômico elevado;

emissão do orçamento de conexão sem demonstração da inversão do fluxo e da máxima capacidade de conexão / escoamento sem inversão de fluxo;

emissão de orçamento de conexão contendo apenas uma das soluções constantes do § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, ou seja, sem indicação e análise de todas as alternativas elencadas pelo regulamento de forma a identificar as consideradas viáveis e a de mínimo custo global;

paralisação de conexões em curso, com orçamentos de conexão já emitidos e CUSDs / CCEARs assinados, apontando posterior identificação de inversão de fluxo e indicando solução(es) do § 1º do art. 73 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 para viabilizar o atendimento;

o cancelamento de conexões em curso, com orçamentos de conexão já emitidos e CUSDs / CCEARs assinados, indicando a necessidade de formulação, por parte do acessante, de nova solicitação de acesso, fato este que se agrava ainda mais em se tratando do cancelamento de conexões cujas solicitações de acesso se deram anteriormente a 07/01/2023, o que garante o enquadramento do respectivo empreendimento no art. 26, inciso II, da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021[8] – sistema tarifário mais benéfico até 2045.

Feitas tais considerações, diante de uma das situações relatadas acima, recomenda-se a adoção de medida administrativa, perante a ANEEL, e/ou de medida judicial, em face da distribuidora local, com vistas a (i) assegurar a correta aplicação dos arts. 73 e 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, bem como, quando cabível, (ii) garantir o enquadramento da(s) unidade(s) consumidora(s) com micro ou minigeração instalada no art. 26, inciso II, da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, com aplicação do sistema tarifário mais benéfico até 2045.

[1] Art. 73. A distribuidora deve, se necessário, realizar estudos para: (...)

§ 1º Caso a conexão nova ou o aumento de potência injetada de microgeração ou minigeração distribuída implique inversão do fluxo de potência no posto de transformação da distribuidora ou no disjuntor do alimentador, a distribuidora deve realizar estudos para identificar as opções viáveis que eliminem tal inversão, a exemplo de:

I - reconfiguração dos circuitos e remanejamento da carga;

II - definição de outro circuito elétrico para conexão da geração distribuída;

III - conexão em nível de tensão superior ao disposto no inciso I do caput do art. 23;

IV - redução da potência injetável de forma permanente;

V - redução da potência injetável em dias e horários pré-estabelecidos ou de forma dinâmica;

[2]Art. 83. O consumidor e demais usuários devem aprovar o orçamento de conexão e autorizar a execução das obras pela distribuidora nos seguintes prazos:

I - 10 dias úteis: no caso de atendimento gratuito ou que não tenha participação financeira; e

II - no prazo de validade do orçamento de conexão da distribuidora: nas demais situações. (...)

[3]§ 9º Nos casos de conexão de microgeração ou minigeração distribuída enquadrados no § 1º do art. 73, ao aprovar o orçamento de conexão o consumidor deve formalizar à distribuidora sua opção entre as alternativas apresentadas, indicando, no mínimo:

I - no caso de redução da potência injetável, a forma como será realizada, inclusive se haverá instalação de sistemas de armazenamento de energia; e

II - proposta, se houver, de uso de funcionalidades dos dispositivos de interface com a rede.

[4] Art. 15 (...) § 6ºÉ assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente.

[5]Art. 2º As concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas as disposições regulamentares.

Art. 18. Fica assegurado o livre acesso ao sistema de distribuição para as unidades com microgeração ou minigeração distribuída, mediante o ressarcimento, pelas unidades consumidoras com minigeração distribuída, do custo de transporte envolvido.

[6]CLÁUSULA QUARTA - EXPANSÃO E AMPLIAÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS

A CONCESSIONÁRIA obriga-se a estabelecer novas instalações e a ampliar e modificar as existentes, de modo a garantir o atendimento da atual e futura demanda de seu mercado de energia elétrica, observadas as normas e recomendações dos órgãos gerenciadores do Sistema Elétrico Nacional e do PODER CONCEDENTE.

Primeira Subcláusula - A CONCESSIONÁRIA obriga-se a atender a todos os consumidores localizados nas áreas em que detém a titularidade da exploração dos serviços públicos de energia elétrica, sem exclusão das populações de baixa renda e das áreas de baixa densidade populacional, inclusive as rurais, atendidas as normas do PODER CONCEDENTE. (...)

CLÁUSULA QUINTA - OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA CONCESSIONÁRIA

A CONCESSIONÁRIA compromete-se a cumprir, além do estabelecido em lei e nas normas regulamentares específicas, as obrigações e encargos seguintes: (...)

II - realizar, por sua conta e risco, as obras necessárias à prestação dos serviços concedidos, reposição de bens, operando as instalações e equipamentos correspondentes, de modo a assegurar a continuidade, a regularidade, a qualidade e a eficiência dos serviços. Quando for necessária a realização de obras no seu sistema, para possibilitar o fornecimento solicitado, a CONCESSIONÁRIA informará, por escrito, ao interessado, as condições para a execução dessas obras e o prazo de sua conclusão; (...)

XII- assegurar livre acesso aos seus sistemas de distribuição e instalações de transmissão deles integrantes, por parte de produtores de energia elétrica e de consumidores não alcançados pela exclusividade do fornecimento, mediante celebração de contratos específicos, operacionalizados com regras definidas por agente sob controle da União, praticando tarifas de transação na transmissão e na distribuição consoante critérios de acesso e tarifação estabelecidos pelo PODER CONCEDENTE; (...)

[7] Art. 15. A conexão das instalações ao sistema de distribuição é um direito do consumidor e demais usuários e deve ser realizada após solicitação, mediante a observância das condições e pagamentos dos custos dispostos na regulação da ANEEL e na legislação.

Art. 17. A distribuidora é obrigada a realizar a conexão na modalidade permanente, conforme condições deste Capítulo, desde que as instalações elétricas do consumidor e demais usuários satisfaçam às condições técnicas de segurança, proteção, operação e demais condições estabelecidas na legislação.

[8]Art 26. As disposições constantes do art. 17 desta Lei não se aplicam até 31 de dezembro de 2045 para unidades beneficiárias da energia oriunda de microgeradores e minigeradores: (...)

II - que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação desta Lei.

STF DECIDE RETOMAR INCLUSÃO DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO / TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E ENCARGOS SETORIAIS NA BASE DE CÁLCULO DO ICMS

Foi publicada, em 09/02/2023, nos autos da Ação Direta de Inconstitucionalidade – ADI nº 7195, sob relatoria do ministro do Supremo Tribunal Federal – STF Luiz Fux, decisão cautelar que permite a retomada, em todo o território nacional, da cobrança do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS sobre as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição de energia elétrica – TUST e TUSD.

A aludida ADI fora ajuizada pelos governadores dos Estados de Pernambuco, Rio Grande do Sul, Maranhão, Paraíba, Piauí, Bahia, Mato Grosso do Sul, Sergipe, Rio Grande do Norte, Alagoas, Ceará e do Distrito Federal com o intuito de discutir, especialmente, a inconstitucionalidade da exclusão da TUST / TUSD e dos encargos setoriais da base de cálculo do ICMS sobre as operações com energia elétrica, o que, na visão dos aludidos Estados membros, gera prejuízos bilionários aos cofres públicos.

Entenda o caso

Conforme sabido, por intermédio da Lei Complementar – LC nº 194/2022, foram promovidas diversas alterações no Código Tributário Nacional (Lei nº 5.172/1966) e na Lei Kandir (Lei Complementar nº 87/1996).

No que tange às operações com energia elétrica, além de considerar bens e serviços essenciais os relativos à energia elétrica, limitando, assim, a cobrança do ICMS à alíquota mínima de cada estado, que varia entre 17% (dezessete por cento) e 18% (dezoito por cento), a LC nº 194/2022 afastou a incidência do ICMS sobre os serviços e custos atinentes àtransmissão e distribuição de energia elétrica, assim como os encargos setoriais.

Em suma, o entendimento que sustentou a edição da referida LC se deu no sentido de que a TUSD / TUST não integra a base de cálculo de ICMS sobre o consumo de energia elétrica, uma vez que o fato gerador ocorre apenas no momento em que a energia sai do estabelecimento fornecedor e é efetivamente consumida. Em outras palavras, a tarifa cobrada na fase anterior – sistema de transmissão / distribuição – não compõe o valor da operação de saída de mercadoria entregue ao consumidor.

Ocorre que, ao analisar o pleito cautelar constante da ADI nº 7195, o ministro-relator Luiz Fux exarou entendimento diverso, sustentando que “os precedentes que não reconhecem a incidência do ICMS sobre as ditas verbas valem-se de exame restritivo do conceito de “operação” para afastar os custos de transmissão e distribuição da energia elétrica da base do tributo estadual”.

Em complemento, o ministro-relator afirmou não se afigurar legítima “a definição dos parâmetros para a incidência do ICMS em norma editada pelo Legislativo federal, ainda que veiculada por meio de lei complementar”, bem como que, sob o aspecto material, “o uso do termo ‘operações’ remete não apenas ao consumo efetivo, mas a toda a infraestrutura utilizada para que este consumo venha a se realizar”, o que, na visão do referido ministro-relator, inclui o sistema de transmissão / distribuição de energia elétrica e correspondentes encargos setoriais.

Ainda, justificando a urgência inerente à apreciação do tema, o ministro-relator destacou que “a premência da medida também pode ser extraída dos valores apresentados pela entidade autora que dão conta de prejuízos bilionários sofridos pelos cofres estaduais”.

Diante do exposto, reconhecendo a presença dos requisitos que justificam a concessão da medida cautelar requerida pelos Estados membros nos autos da ADI nº 7195, o ministro-relator Luiz Fux resolveu suspender, em caráter cautelar, os efeitos do art. 3º, X, da Lei Complementar nº 87/96, com redação dada pela Lei Complementar nº 194/2022, implicando na retomada, em todo o território nacional, da cobrança do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS sobre as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição de energia elétrica – TUST e TUSD.

Particularmente, compartilhamos entendimento diverso do que fora exarado pelo Ilmo. ministro, haja vista que, sabidamente, no que tange ao setor elétrico, a transmissão e a distribuição de energia pelos respectivos sistemas consiste em mera circulação física que caracteriza atividade meio para o nascimento do fato gerador do ICMS, previsto tanto na Constituição Federal, como em Lei Complementar, que é o efetivo consumo do bem, qual seja, a efetiva circulação jurídica da energia com a consequente troca de titularidade do bem.

Por oportuno, vale repisar que o próprio STF, em decisão proferida no julgamento do RE nº 574.706, em 13/03/2017, decidiu no sentido de que o ICMS não se inclui na base de cálculo do PIS e COFINS, sinalizando a interpretação da Suprema Corte de que a base de cálculo dos tributos não deve e nem pode ser alargada pela indevida inclusão de custos atrelados à composição de preços.

AUTORIA: Marcelo Tanos Naves. Advogado e Sócio-Fundador da LTSC Sociedade de Advogados, com especialização em Direito Regulatório e Direito da Energia pelo Centro de Direito Internacional – CEDIN e pelo Instituto de Altos Estudos em Direito – IAED. Pós-graduado em Direito Tributário pelo Centro de Estudos na Área Jurídica Federal – CEAJUF. Graduado em direito pelo Centro Universitário de Belo Horizonte. Membro fundador da Associação Brasileira de Direito da Energia e do Meio Ambiente – ABDEM e integrante do Comitê de Gás Natural. Membro da Câmara de Energia da Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais – FIEMG. Membro da Comissão de Direito da Energia da OAB/MG. Membro da Comissão de Direito da Geração Distribuída da OAB/MG. Atuou como advogado na Gerência de Direito Regulatório, Tributário e Comercial da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, com expertise nos segmentos de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica.

ANEEL PRORROGA NOVA CLASSIFICAÇÃO
DE COMERCIALIZADORAS PARA 2024

A Resolução Normativa 1.014 de 2022 da Aneel, estabeleceu critérios mais rigorosos para a entrada, manutenção e saída de comercializadoras de energia elétrica no mercado. A norma classifica as empresas em Tipo 1 e Tipo 2, com base no patrimônio líquido, sendo as de médio e grande porte (PL superior a R$ 10 milhões) classificadas como Tipo 1 e as demais como Tipo 2. A classificação leva em consideração o registro de montantes de venda no Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE, sendo que as comercializadoras do Tipo 1 não terão limitação para registro de vendas e as do Tipo 2 terão um limite de registro de até 30 MW médios mensais.

A medida faz parte de um conjunto de ações destinadas a aumentar a segurança e a estabilidade do mercado de energia elétrica, com foco na transparência e na mitigação de riscos. A Resolução Normativa 1.014 também estabelece requisitos adicionais para as comercializadoras do Tipo 1, como a obrigatoriedade de auditoria independente e a manutenção de uma reserva de contingência.

No entanto, a norma gerou preocupação entre as comercializadoras de energia elétrica, especialmente as de pequeno porte, que temiam ser prejudicadas pela restrição de registro de vendas no mercado. Apesar disso, as entidades representativas do setor têm se manifestado a favor da norma, argumentando que ela contribuirá para aumentar a segurança e a transparência do mercado.

Recentemente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prorrogou o prazo para a aplicação da classificação em Tipo 1 e Tipo 2 até 1º de janeiro de 2024. A medida foi motivada pela necessidade de adequação das empresas ao novo modelo e pelo andamento de processos relacionados ao tema. A prorrogação não afeta a implementação dos demais requisitos estabelecidos pela resolução, como a exigência de registro no Cadastro de Agentes do Setor Elétrico (Crase) e a obrigação de apresentar garantias financeiras para participar do mercado.

Além disso, a Aneel está em consulta pública com uma proposta de monitoramento prudencial, que irá avaliar a capacidade financeira dos agentes do setor elétrico e garantir que as empresas estejam operando de acordo com sua capacidade financeira e identificar possíveis riscos de inadimplência. A iniciativa é vista como uma complementação importante à Resolução Normativa 1.014, contribuindo para a segurança e a estabilidade do mercado de energia elétrica.

PRAZO E VIGÊNCIA

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, entrou em vigor na data de sua publicação, qual seja, 07 de fevereiro de 2023, ressaltando que o art. 13º confere às distribuidoras o prazo de 120 (cento e vinte) dias para implementação das correspondentes mudanças:

“Art. 13. A distribuidora deve implementar as alterações promovidas por esta Resolução até o dia 1º de junho de 2023, observados os prazos específicos expressamente estabelecidos, sem prejuízo dos direitos e obrigações estabelecidos na Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022.” (grifos nossos)

Acatando boa parte dos argumentos apresentados pelas distribuidoras nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, verifica-se que a ANEEL optou por conceder prazo até 1º de julho de 2023 para a completa implementação das mudanças promovidas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, observados os prazos específicos e mantidos os direitos e obrigações constantes da Lei Federal nº 14.300/2022.

No entanto, é forçoso concluir que o art. 13º da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 se revela contrário ao disposto no art. 31 da Lei Federal nº 14.300/2022, que estabelece o prazo de 90 (noventa) dias para entrada em vigor de qualquer alteração de norma ou de procedimento das distribuidoras relacionada à micro ou minigeração distribuída.

Entenda o caso

A geração distribuída, originariamente regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, caracteriza-se pela geração de energia em pontos diversos, pelo próprio agente consumidor, através de sistemas geradores localizados próximos ou até mesmo na própria unidade consumidora, e que são interligados em redes de distribuição próximas ao ponto de consumo.

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei Federal nº 14.300/2022, a ABRADEE promoveu contribuições solicitando prazo de 120 (cento e vinte) ou 150 (cento e cinquenta) dias, a depender do dispositivo, para que as distribuidoras completem a implementação das mudanças promovidas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023.

Como justificativa, as distribuidoras sustentaram que a implementação do novo regulamento envolve diversas e complexas etapas, bem como concorrem com diversas outras regulações estabelecidas pela ANEEL em paralelo, como as regras para a implantação do pagamento via PIX, dentre outras.

Ao acatar o pleito das distribuidoras, a Agência Reguladora salientou que o §2º do art. 20 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 prevê o prazo de 120 (cento e vinte) dias, bem como que a proposta submetida à Consulta Pública nº 51/2022 não havia alterado tal prazo:

“Art. 20. No caso de edição ou alteração de suas normas ou padrões técnicos, a distribuidora deve: (...)

§2º A distribuidora deve estabelecer data certa para entrada em vigor de suas normas e eventuais alterações, com pelo menos 120 dias contados a partir da comunicação, exceção feita aos casos de: (...)” (grifos nossos)

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, em que pese o recebimento de contribuições para (i) incluir os termos “microgeração e minigeração distribuída” e (ii) criar novo parágrafo contendo as instruções trazidas pela Lei Federal nº 14.300/2022, a ANEEL exarou o entendimento de que o normativo atual – §2º do art. 20 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 – já contempla as operações relativas à geração distribuída.

Contudo, nos termos salientado anteriormente, o art. 13º da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 não guarda consonância com o disposto no art. 31 da Lei Federal nº 14.300/2022, que estabelece o prazo de 90 (noventa) dias para entrada em vigor de qualquer alteração de norma ou de procedimento das distribuidoras relacionada à micro ou minigeração distribuída:

“Art. 31. Qualquer alteração de norma ou de procedimento das distribuidoras relacionada à microgeração ou minigeração distribuída ou às unidades consumidoras participantes do SCEE deverá ser publicada com prazo mínimo de 90 (noventa) dias para sua entrada em vigor.” (grifos nossos)

Adicionalmente, vale registrar que alguns dispositivos da Lei Federal nº 14.300/2022 são autoaplicáveis e não dependem de alterações normativas ou de regulamentação complementar pela ANEEL para que tenham plena eficácia:

· Inciso X do art. 1º - modalidades de geração compartilhada;

· incisos IX e XIII do art. 1º - limites de potência do gerador;

· art. 2º - conexão de micro ou minigeração distribuída com sistemas híbridos;

· art. 2º, §2º - criação de unidade consumidora ou aumento de carga com geração distribuída;

· art. 5º - troca de titularidade;

· art. 6º - proibição da venda de pareceres;

· art. 7º - postergação do início da cobrança do CUSD;

· art. 10 - vedação no SCEE em casos de aluguel;

· art. 11, §1º - possibilidade de optar pelo faturamento em Grupo B;

· art. 11, §2º - vedação de divisão de centrais geradoras para se enquadrar nos limites de MMGD;

· art. 11, §3º - possibilidade de divisão de usinas flutuantes;

· art. 12, §2º - destinação dos excedentes de energia;

· art. 14 - definição do percentual ou ordem de prioridade para recebimento dos excedentes;

· art. 16 - custo de Disponibilidade;

· art. 19 - bandeiras tarifárias; e

· art. 26, §1º - aplicação da TUSDg para faturamento da energia injetada.

Considerando, portanto, a autoaplicabilidade e a consequente prescindibilidade de regulamentação complementar por parte da ANEEL, os dispositivos supracitados devem prevalecer em caso de eventuais divergências com a regulamentação vigente.

Por fim, diante das inúmeras reclamações promovidas pelos consumidores integrantes do SCEE, é imperioso destacar que a Agência Reguladora se comprometeu a efetivar uma fiscalização ainda mais assertiva, buscando a plena observância dos regulamentos pelos agentes e a melhoria da qualidade do serviço.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que o art. 13º da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que confere às distribuidoras o prazo de 120 (cento e vinte) dias para implementação das mudanças, se revela contrário ao disposto no art. 31 da Lei Federal nº 14.300/2022, que estabelece o prazo de 90 (noventa) dias para entrada em vigor de qualquer alteração de norma ou de procedimento das distribuidoras relacionada à micro ou mini geração distribuída.

PROGRAMA DE ENERGIA RENOVÁVEL SOCIAL – PERS

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, regula, por meio do inciso V do § 3º do art. 655-G, a possibilidade de unidades consumidoras classificadas nas subclasses residencial baixa renda receberem excedente de energia proveninente de micro e minigeração instalada com recursos do programa de eficiência energética em edificações utilizadas por órgãos da administração pública:

“Art. 655-G. No faturamento da unidade consumidora integrante do SCEE, a distribuidora deve observar os procedimentos descritos nesta Seção e na Seção IV, sem prejuízo do previsto nos Capítulos VII a X do Título I. (...)

§ 3º O excedente de energia de um posto tarifário deve ser primeiramente alocado em outros postos tarifários da mesma unidade consumidora que injetou a energia, e, posteriormente, ele somente pode ser alocado: (...)

V - em unidades consumidoras classificadas nas subclasses residencial baixa renda que receba excedente de energia proveniente de microgeração ou minigeração distribuída a partir de fonte renovável, instalada com recursos do programa de eficiência energética da distribuidora após 2 de março de 2021 em edificações utilizadas por órgãos da administração pública, nos termos do § 3º do art. 1º da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000.” (grifos nossos)

Em complemento, o § 3º art. 655-H da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 estabelece que a distribuidora e o titular da unidade consumidora de órgão da administração pública devem indicar o percentual e as unidades consumidoras integrantes das subclasses residencial baixa renda que receberão, sem quaisquer ônus, os excedentes de energia elétrica:

“Art. 655-H. O titular da unidade consumidora com microgeração ou a minigeração distribuída deve definir as unidades consumidoras que receberão os excedentes de energia, estabelecendo: (...)

§ 3º A distribuidora e o titular da unidade consumidora de órgão da administração pública onde está instalada a microgeração ou minigeração distribuída com recursos do programa de eficiência energética devem definir o percentual e as unidades consumidoras integrantes das subclasses residencial baixa renda, localizadas na mesma área de concessão ou permissão, que receberão o excedente de energia, sem ônus para esses consumidores, nos termos dos Procedimentos do Programa de Eficiência Energética.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, tem-se que o art. 36 da Lei Federal nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída, instituiu o Programa de Energia Renovável Social – PERS, destinado a investimentos na instalação de sistemas fotovoltaicos e de outras fontes renováveis, na modalidade local ou remota compartilhada, aos consumidores das subclasses residencial baixa renda:

“Art. 36. Fica instituído o Programa de Energia Renovável Social (PERS), destinado a investimentos na instalação de sistemas fotovoltaicos e de outras fontes renováveis, na modalidade local ou remota compartilhada, aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda de que trata a Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010.

§ 1º Os recursos financeiros do PERS serão oriundos do Programa de Eficiência Energética (PEE), de fontes de recursos complementares, ou ainda de parcela de Outras Receitas das atividades exercidas pelas distribuidoras convertida para a modicidade tarifária nos processos de revisão tarifária.” (grifos nossos)

Dentre as disposições constantes dos §§ 1º a 6º do supracitado artigo[1], verifica-se que os recursos do PERS serão oriundos do Programa de Eficiência Energética – PEE, de fontes de recursos complementares, ou ainda de parcela de outras receitas das atividades exercidas pelas distribuidoras convertida para a modicidade tarifária nos processos de revisão tarifária.

Verifica-se, assim, que o inciso V do § 3º do art. 655-G e o § 3º art. 655-H, ambos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 15 da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, restou estabelecido que, para fins de participação e enquadramento no PERS, a unidade consumidora deve estar adimplente com suas obrigações perante a distribuidora local, ressaltando que, em se tratando de usina compartilhada, tal condição já é adotada nos demais projetos do PEE e deve ser observada enquanto o consumidor estiver se beneficiando dos créditos e excedentes de energia elétrica.

Lado outro, caso não sejam cumpridas as obrigações com a distribuidora, a unidade consumidora será retirada do rol de beneficiários da usina para que outra unidade, também pertencente às subclasses residencial baixa renda, seja integrada.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, salientou-se que o custeio do projeto com recursos do PEE se limita às ações relacionadas à implantação da usina fotovoltaica, não havendo previsão para o custeio de despesas administrativas ou relacionadas à sua operação e manutenção após a conclusão do Projeto de Eficiência Energética.

Portanto, de forma que o PERS possa cumprir seu objetivo de beneficiar consumidores em larga escala, acredita-se que o modelo adotado seja predominantemente a geração remota compartilhada, oportunidade na qual os excedentes da energia gerada serão distribuídos entre diferentes unidades consumidoras selecionadas.

Nesse contexto, a Agência Reguladora acatoucontribuições relacionadas à necessidade de formação de consórcio via associação civil formada pela distribuidora, empresa responsável pela manutenção e operação da usina e os clientes beneficiados, ressaltando que a remuneração dessa empresa poderá se dar por meio do rateio mensal dos custos deO&M ao longo da operação da usina mediante compensação de parcela da energia excedente via fatura de energia elétrica dos consumidores beneficiados.

No que se refere à titularidade da usina compartilhada voltada ao PERS, a ANEEL esclareceu que será da distribuidora, a qual deverá incorporar a usina no seu ativo como obrigação especial, beneficiando exclusivamente os clientes enquadrados nas subclasses residencial baixa renda com os créditos da energia gerada.

Entretanto, na hipótese de o proponente não atribuir a titularidade da usina à distribuidora, este deverá se responsabilizar pelos custos previstos de operação e manutenção ao longo da vida útil de modo que não penalize as unidades consumidoras beneficiadas pelo projeto.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que o inciso V do § 3º do art. 655-G e o § 3º art. 655-H, ambos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 36 da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários enquadrados nas subclasses residencial baixa renda.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

PROCEDIMENTOS A SEREM ADOTADOS PELAS DISTRIBUIDORAS EM CASOS DE RECEBIMENTO IRREGULAR DE BENEFÍCIO ASSOCIADO AO SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – SCEE

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, estabeleceu os procedimentos a serem adotados pelas distribuidoras quando constatadas irregularidades nos recebimentos dos subsídios estabelecidos na Lei Federal nº 14.300/2022, impondo ao micro e minigerador a devolução dos subsídios usufruídos:

“Art. 655-F. Na ocorrência de indício de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as providências para sua fiel caracterização, compondo um conjunto de evidências que comprovem o recebimento irregular do benefício.

§1º Na aplicação deste artigo, a distribuidora deve utilizar o procedimento descrito do art. 325.

§2º Caso se constate recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as seguintes providências:

I - desconsiderar a energia ativa injetada pela central geradora no SCEE e benefícios recebidos nos faturamentos a partir da constatação, até que a situação seja regularizada; e

II - revisar o faturamento das unidades consumidoras indevidamente beneficiadas, desconsiderando a energia ativa injetada pela central geradora no SCEE e benefícios recebidos durante o período em que se constatou a irregularidade, aplicando os seguintes parâmetros:

a) as quantias a serem recebidas ou devolvidas devem ser atualizadas monetariamente pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA;

b) os prazos para cobrança ou devolução são de até 36 ciclos de faturamento; e

c) a cobrança pode ser parcelada a critério da distribuidora, nos termos do art. 344.” (grifos nossos)

Cumpre esclarecer, portanto, que o eventual recebimentoirregular de benefícios associados ao SCEE decorre de situações contrárias à Lei Federal nº 14.300/2022, como nos casos de (i) centrais geradoras que praticam divisão para fins de enquadramento nos limites de micro ou minigeração distribuída, (ii)comercialização de parecer de acesso, (iii) comercialização de excedentes de energia, (iv)transferência da titularidade ou do controle societário durante o processo de conexão, (v)aumento da potência instalada à revelia da distribuidora, dentre outros.

Sob esse aspecto, tem-se que a Lei Federal nº 14.300/2022 não disciplina os procedimentos a serem adotados pelas distribuidoras com vistas à constatação de irregularidades e à consequente devolução dos subsídios eventualmente usufruídos por micro e minigeradores.

No entanto, tal ponto foi objeto de regulação, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, objetivando (i) garantir o fiel cumprimento das disposições constantes da Lei Federal nº 14.300/2022 e (ii) evitar ganhos indevidos por parte daqueles que não fazem jus aos subsídios decorrentes do SCEE.

Entenda o caso

Na Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei Federal nº 14.300/2022, foram recebidas contribuições ressaltando a necessidade de estabelecer critérios para o refaturamento, tais como a possibilidade de manifestação prévia do consumidor (contraditório e ampla defesa), além do prazo para retroatividade.

Isso posto, o § 1º do art. 655-F da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, dispõe que a distribuidora deve utilizar o procedimento descrito do art. 325 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021para apuração de eventual irregularidade:

“Art. 325. A distribuidora deve compensar o faturamento quando houver diferença a cobrar ou a devolver decorrente das seguintes situações: (...)

IV - constatação de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, de que trata o art. 655-F.

§ 1º A distribuidora deve notificar o consumidor por escrito, por modalidade que permita a comprovação do recebimento, contendo obrigatoriamente: (...)

III-A - no caso de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, descrição da irregularidade e os indícios associados, bem como dos valores a serem refaturados; e

IV - direito, prazo e canais para reclamação, conforme § 2º.

§ 2º O consumidor pode registrar reclamação na distribuidora, em até 30 dias contados a partir da notificação, se discordar da diferença a cobrar ou a devolver informada.

§ 3º No caso do § 2º, a distribuidora deve solucionar a reclamação e comunicar ao consumidor no prazo de 15 dias.

§ 4º Em caso de indeferimento da reclamação, a distribuidora deve informar ao consumidor por escrito:

I - as razões detalhadas e os dispositivos legais e normativos que fundamentaram sua decisão; e

II - o direito de registrar reclamação à Ouvidoria da distribuidora e o efeito suspensivo do § 6º, com o telefone, endereço e demais canais de atendimento disponibilizados para contato.

§ 5º O consumidor pode registrar reclamação à Ouvidoria da distribuidora, em até 30 dias contados a partir do recebimento da resposta da reclamação.

§ 6º A reclamação do consumidor na Ouvidoria da distribuidora suspende a realização da cobrança das diferenças a pagar e as demais medidas dispostas no art. 422 até a efetiva resposta da Ouvidoria, observado o prazo de resposta do art. 421.

§ 7º A distribuidora deve emitir a fatura com as diferenças a pagar, considerando os prazos para vencimento da fatura dispostos no art. 337, ou devolver os valores:

I - após o término do prazo disposto nos §§ 2º ou 5º, nos casos em que o consumidor não apresente sua reclamação; ou

II - somente após a comunicação da distribuidora respondendo as reclamações do consumidor, inclusive em sua Ouvidoria, quando for o caso, conforme §§ 2º a 5º.” (grifos nossos)

Verifica-se, assim, que a distribuidora deve notificar o micro e minigerador, por escrito e de maneira que permita a comprovação do recebimento, apontando os indícios de irregularidade, os valores envolvidos, o prazo e canais para formalização de reclamação, caso o notificado discorde da diferença a cobrar. Em complemento, frisa-se que o micro e minigerador podem formular reclamação para a ouvidoria da distribuidora quando a reclamação originária restar inferida.

Relativamente à retroatividade do refaturamento, a alínea “b” do inciso II do § 2º do art. 655-F da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 estabelece o prazo de até 36 ciclos de faturamento para fins de cobrança ou devolução. No que tange aos critérios de correção, a alínea “a” do inciso II do § 2º do art. 655-F da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 determina que as quantias a serem recebidas ou devolvidas devem ser atualizadas monetariamente pelo IPCA.

Feitas as devidas considerações, dois pontos merecem destaque:

· os procedimentos ora analisados devem ser adotados quando verificado indício de irregularidade, cabendo à distribuidora adotar providências para sua fiel caracterização compondo um conjunto robusto de evidências, ou seja, até que ocorra o contraditório e a ampla defesa, não há que se falar em irregularidade, mas sim em indício de irregularidade;

· independentemente de culpa, dolo ou má-fé, os procedimentos ora analisados visam apurar a ocorrência ou não de recebimento irregular de subsídios legais, não se tratando, portanto, de procedimentos punitivos, haja vista que não envolvem a aplicação de sanções ou multas aos micros e minigeradores indevidamente beneficiados, se resumindo à devolução dos valores recebidos de forma irregular.

Por fim, frisa-se que os procedimentos abordados no presente artigo – identificação de indício de irregularidade, fiel caracterização de irregularidade mediante conjunto de evidências, observado o contraditório e a ampla defesa, bem como o consequente refaturamento – não são de competência da ANEEL, cabendo exclusivamente à distribuidora a adoção das correspondentes medidas, restando, no entanto, assegurado o direito de recurso à ouvidoria da ANEEL caso haja discordância com os procedimentos adotados pela distribuidora.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que o art. 655-F da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com os ditames da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

SISTEMA DE COMPENSAÇÃO E REGRAS DE

FATUAMENTO PARA GD I, II E III

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, dispõe acerca da preservação das regras atuais de faturamento por determinado período, bem como estabelece período de transição de forma a possibilitar que novas conexões de micro e minigeração possam contar com benefícios tarifários por período determinado, até que ocorra o advento da regra definitiva:

“Art. 655-O. Até 31 de dezembro de 2045, deve-se considerar as regras dispostas nesse artigo no faturamento da energia elétrica ativa compensada que seja oriunda de unidade consumidora com microgeração ou minigeração:

I - conectada ou cuja solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, tenha sido protocolada até 7 de janeiro de 2022; ou

II - cuja solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, seja protocolada na distribuidora entre 8 de janeiro de 2022 e 7 de janeiro de 2023.

§ 1º No faturamento da energia compensada a que se refere o caput, devem ser aplicadas as tarifas homologadas para a unidade consumidora e os descontos tarifários estabelecidos na Resolução Homologatória de tarifas da distribuidora para a GD I.

§ 2º As unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída enquadradas no caput deste artigo são classificadas como GD I para fins de faturamento e aplicação de benefícios tarifários.

Art. 655-P. Deve-se considerar as regras dispostas nesse artigo no faturamento da energia elétrica ativa compensada que seja oriunda de unidade consumidora com minigeração que:

I - não esteja enquadrada no art. 655-O;

II - tenha potência instalada de geração acima de 500 kW;

III - não seja enquadrada como central geradora de fonte despachável; e

IV - seja enquadrada na modalidade:

a) autoconsumo remoto; ou

b) geração compartilhada em que haja um ou mais beneficiados com percentual igual ou maior a 25% de participação no excedente de energia.

§ 1º Até o prazo estabelecido no § 3º, no faturamento da energia compensada a que se refere o caput, devem ser aplicadas as tarifas homologadas para a unidade consumidora e os descontos tarifários estabelecidos na Resolução Homologatória de tarifas da distribuidora para a GD III.

§ 2º As unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída enquadradas no caput deste artigo são classificadas como GD III para fins de faturamento e aplicação de benefícios tarifários.

§ 3º Aplica-se a regra disposta no art. 655-K a partir de:

I - 2031, para as unidades participantes do SCEE que sejam beneficiadas pela energia gerada por unidade com minigeração distribuída cujo protocolo da solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, ocorra entre 8 de janeiro de 2023 e 7 de julho de 2023; ou

II - 2029, para as demais unidades.

Art. 655-Q. No faturamento da energia elétrica ativa compensada que seja oriunda de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída não abrangida pelos arts. 655-O e 655-P devem ser as tarifas homologadas para a unidade consumidora e os descontos tarifários estabelecidos na Resolução Homologatória de tarifas da distribuidora para a GD II até o prazo estabelecido no § 2º.

§1º As unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída enquadradas no caput deste artigo são classificadas como GD II para fins de faturamento e aplicação de benefícios tarifários.

§ 2º Aplica-se a regra disposta no art. 655-K a partir de:

I - 2031, para as unidades participantes do SCEE que sejam beneficiadas pela energia gerada por unidade com microgeração ou minigeração distribuída cujo protocolo da solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, ocorra entre 8 de janeiro de 2023 e 7 de julho de 2023; ou

II - 2029, para as demais unidades.

Art. 655-K. Observadas as regras de transição estabelecidas na Seção IV, aplica-se a regra estabelecida no art. 17 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, que será regulamentado pela ANEEL, para a energia elétrica ativa compensada em unidades participantes de SCEE.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, tem-se que os arts. 17, 26 e 27 da Lei nº 14.300/2022 também estabelecem a manutenção das regras atuais de faturamento por determinado período, assim como período de transição para possibilitar que novas conexões contem com benefícios tarifários por período determinado, senão vejamos:

“Art. 17. Após o período de transição de que tratam os arts. 26 e 27 desta Lei, as unidades participantes do SCEE ficarão sujeitas às regras tarifárias estabelecidas pela Aneel para as unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída.

§ 1º As unidades consumidoras de que trata o caput deste artigo serão faturadas pela incidência, sobre a energia elétrica ativa consumida da rede de distribuição e sobre o uso ou sobre a demanda, de todas as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia, conforme regulação da Aneel, e deverão ser abatidos todos os benefícios ao sistema elétrico propiciados pelas centrais de microgeração e minigeração distribuída.

§ 2º Competirá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), ouvidos a sociedade, as associações e entidades representativas, as empresas e os agentes do setor elétrico, estabelecer as diretrizes para valoração dos custos e dos benefícios da microgeração e minigeração distribuída, observados os seguintes prazos, contados da data de publicação desta Lei:

I - até 6 (seis) meses para o CNPE estabelecer as diretrizes; e

II - até 18 (dezoito) meses para a Aneel estabelecer os cálculos da valoração dos benefícios.

Art 26. As disposições constantes do art. 17 desta Lei não se aplicam até 31 de dezembro de 2045 para unidades beneficiárias da energia oriunda de microgeradores e minigeradores:

I – existentes na data de publicação desta Lei; ou

II – que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação desta Lei.

§ 1º O faturamento das unidades referidas neste artigo deve observar as seguintes regras:

I – todas as componentes tarifárias definidas nas disposições regulamentares incidem apenas sobre a diferença positiva entre o montante consumido e a soma da energia elétrica injetada no referido mês com o eventual crédito de energia elétrica acumulado em ciclos de faturamento anteriores, observado o art. 16 desta Lei;

II - o faturamento da demanda, para as unidades consumidoras com minigeração distribuída pertencentes e faturadas no Grupo A, deve:

a) ser realizado conforme as regras aplicáveis às unidades consumidoras do mesmo nível de tensão até a revisão tarifária da distribuidora subsequente à publicação desta Lei; e

b) considerar a tarifa correspondente à forma de uso do sistema de distribuição realizada pela unidade com microgeração ou minigeração distribuída, se para injetar ou consumir energia, na forma do art. 18 desta Lei, após a revisão tarifária da distribuidora subsequente à publicação desta Lei.

Art. 27. O faturamento de energia das unidades participantes do SCEE não abrangidas pelo art. 26 desta Lei deve considerar a incidência sobre toda a energia elétrica ativa compensada dos seguintes percentuais das componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, à quota de reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e manutenção do serviço de distribuição:

I - 15% (quinze por cento) a partir de 2023;

II - 30% (trinta por cento) a partir de 2024;

III - 45% (quarenta e cinco por cento) a partir de 2025;

IV - 60% (sessenta por cento) a partir de 2026;

V - 75% (setenta e cinco por cento) a partir de 2027;

VI - 90% (noventa por cento) a partir de 2028;

VII - a regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029.

§ 1º Para as unidades de minigeração distribuída acima de 500 kW (quinhentos quilowatts) em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada em que um único titular detenha 25% (vinte e cinco por cento) ou mais da participação do excedente de energia elétrica, o faturamento de energia das unidades participantes do SCEE deve considerar, até 2028, a incidência:

I - de 100% (cem por cento) das componentes tarifárias relativas à remuneração dos ativos do serviço de distribuição, à quota de reintegração regulatória (depreciação) dos ativos de distribuição e ao custo de operação e manutenção do serviço de distribuição;

II - de 40% (quarenta por cento) das componentes tarifárias relativas ao uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica, ao uso dos transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV (duzentos e trinta quilovolts) e das Demais Instalações de Transmissão (DIT) compartilhadas, ao uso dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras e à conexão às instalações de transmissão ou de distribuição;

III - de 100% (cem por cento) dos encargos Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); e

IV - da regra disposta no art. 17 desta Lei a partir de 2029.

§ 2º Para as unidades que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora entre o 13º (décimo terceiro) e o 18º (décimo oitavo) mês contados da data de publicação desta Lei, a aplicação do art. 17 desta Lei dar-se-á a partir de 2031.” (grifos nossos)

Verifica-se, portanto, que os arts. 655-O, 655-P e 655-Q da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos arts. 17, 26 e 27 da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Observados os arts. 22 e 25 da Lei Federal nº 14.300/2022, denota-se que o SCEE atualmente em vigor permite que custos de componentes tarifárias não associadas ao custo da energia não sejam pagos diretamente pelo consumidor participante, criando subsídio entre o consumidor-gerador e os demais usuários do sistema, incluindo aqueles que não participam do SCEE.

Nesse contexto, o art. 25 estabelece que a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE custeará temporariamente as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia e não remuneradas pelo consumidor-gerador, incidentes sobre a energia elétrica compensada, ressaltando que o efeito decorrente do custeio pela CDE será aplicável somente às unidades consumidoras do ambiente regulado.

Há que se esclarecer que a Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, portanto, classifica as centrais geradoras em três tipos:

· GD I - conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023, abrangidas pelo art. 26 da Lei;

· GD II - conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se enquadram nas condições da GD III, abrangidas pelo caput do art. 27 da Lei; e

· GD III - conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25% ou mais de participação do excedente de energia, abrangidas pelo §1º do art. 27 da Lei.

A Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, em atenção ao disposto na Lei Federal nº 14.300/2022[1], dispõe sobre as hipóteses que cessam a preservação das regras atuais de faturamento por determinado período:

“Art. 655-O (...)

§ 3º As disposições deste artigo deixam de ser aplicáveis no caso de:

I - encerramento contratual da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, exceto no caso de alteração de titularidade prevista nos arts. 138 e 139;

II - comprovação de ocorrência de procedimento irregular no sistema de medição atribuível ao consumidor, conforme previsto no art. 590 desta Resolução; e

III - haver aumento de potência instalada de geração à revelia da distribuidora.” (grifos nossos)

Prosseguindo com a presente análise, verifica-se que o § 4º do art. 655-O da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, estabelece que os empreendimentos que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 meses contados da publicação da referida Lei, devem observar os prazos ali estabelecidos para dar início à injeção de energia pela central geradora, contados da data de emissão do parecer de acesso, para se enquadrarem no benefício concedido pelo artigo:

“Art. 655-O (...)

§ 4º O disposto no caput somente se aplica caso o início da injeção de energia na unidade de que trata o inciso II do caput se dê até o maior prazo entre:

I - o prazo de conexão ao sistema de distribuição indicado no orçamento de conexão; e

II - os seguintes prazos, contados da data de emissão do orçamento de conexão:

a) 120 dias: para unidades com microgeração distribuída, independentemente da fonte;

b) 12 meses: para unidades com minigeração distribuída de fonte solar, incluindo aquelas dotadas de sistema de armazenamento; ou

c) 30 meses: para unidades com minigeração distribuída das demais fontes.” (grifos nossos)

Por sua vez, o § 5º do mesmo artigo definiu que a contagem dos prazos estabelecidos no § 4º fica suspensa enquanto houver pendências de responsabilidade da distribuidora ou caso fortuito ou de força maior:

“Art. 655-O (...)

§ 5º A contagem dos prazos estabelecidos no § 4º fica suspensa enquanto houver pendências de responsabilidade da distribuidora que causem atraso na conexão, na vistoria e na instalação dos equipamentos de medição, ou em caso fortuito ou de força maior, devidamente comprovados pelo consumidor, sendo a suspensão limitada ao período em que durar o evento.” (grifos nossos)

Relativamente à interpretação do art. 27 da Lei Federal nº 14.300/2022, que estabelece a regra de compensação para as novas unidades que, em suma, incluem as demais unidades consumidoras que não estão na regra de transição do art. 26, há que se destacar que o benefício tarifário abrange todas as demais componentes, com exceção dos percentuais da TUSD Fio B, listados nos incisos I a VII do caput do art. 27.

Por fim, vale destacar que o art. 655-K da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, ao exemplo do disposto no art. 17 da Lei Federal nº 14.300/2022, estabelece como regra definitiva que as unidades participantes do SCEE, após um período de transição, ficarão sujeitas à incidência de todas as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia sobre as grandezas elétricas compensadas, abatidos os benefícios propiciados pelas centrais de MMGD, cujas diretrizes de valoração serão definidas pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE e os cálculos feitos pela ANEEL em 18 meses após a publicação da Lei Federal nº 14.300/2022.

Desta feita, a regulamentação constante da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 não fixa a regra definitiva, restando pendente a definição dos benefícios da MMGD, contudo, tal pendência não se revela como um problema, haja vista que todas as unidades participantes do SCEE, ao menos até 2029, estarão submetidas às regras transitórias previstas nos artigos 26 e 27 da Lei Federal nº 14.300/2022, havendo tempo hábil para a complementação da regulamentação.

Conclusão

Diante de todo o exposto, tem-se que os arts. 655-O, 655-P e 655-Q da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos arts. 17, 26 e 27 da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

[1]Art. 26. (...)

§ 2º As disposições deste artigo deixam de ser aplicáveis quando, 12 (doze) meses após a data de publicação desta Lei, ocorrer:

I - encerramento da relação contratual entre consumidor participante do SCEE e a concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, exceto no caso de troca de titularidade, hipótese na qual o direito previsto no caput deste artigo continuará a ser aplicado em relação ao novo titular da unidade consumidora participante do SCEE;

II - comprovação de ocorrência de irregularidade no sistema de medição atribuível ao consumidor; ou

III – na parcela de aumento da potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída cujo protocolo da solicitação de aumento ocorra após 12 (doze) meses após a data de publicação desta Lei.

SUSPENSÃO DE PRAZO PARA EMISSÃO DE PARECER DE ACESSO

NÃO SE APLICA A EMISSÃO DE PARECER TÉCNICO PREVISTO NO ART. 75 DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1000/2021 PARA A MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

De maneira drasticamente equivocada (ou até mesmo mal intencionada), algumas distribuidoras de energia elétrica estão suspendendo o prazo para elaboração do orçamento de conexão sob a justificativa de suposta "necessidade de avaliação da conexão da usina por parte do Operador Nacional do Sistema (ONS), referente ao impacto no sistema de Alta Tensão e na Rede Básica, em função do volume de geradores conectados e de solicitações de acesso em andamento".

No entanto, constitui obrigação da concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, participar do planejamento setorial e da elaboração dos planos de expansão do sistema elétrico, implementando e fazendo cumprir, em sua área de concessão, as recomendações técnicas e administrativas delas decorrentes.

Nos termos já esclarecidos pelo ONS, as solicitações de impactos feitas pelas distribuidoras para a micro e minigeração, dada a caracterização da sua conexão, pulverizada nas redes de distribuição por meio de instalações de unidade consumidora, não podem ser analisadas no âmbito dos estudos de impacto diretamente em uma subestação de fronteira específica da Rede Básica.

As solicitações de impactos feitas pelas distribuidoras para a micro e minigeração devem ser analisadas de forma global no âmbito dos estudos de planejamento da operação de médio prazo, PAR/PEL do ONS, onde serão analisados os carregamentos nos equipamentos da Rede Básica (RB), da Rede Básica de Fronteira (RBF) e Demais Instalações da Transmissão (DIT) na região impactada, considerando o critério de perda simples de equipamentos (N-1) na RB, RBF e DIT.

A avaliação do impacto causado pela conexão de micro e minigeradores na Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e nas DIT deverá ser realizada pelo ONS, no âmbito dos estudos de curto e médio prazo, e as obras ampliações e reforços necessários para atender à expansão da carga, da geração tradicional e da micro e minigeração, na área de concessão das distribuidoras, deverão ser indicadas de forma estrutural no PAR/PEL, consolidadas com EPE e MME, para serem autorizadas ou leiloadas pela ANEEL.

Diversos clientes nos procuraram nos últimos tempos relatando o supracitado problema, oportunidade na qual informamos que as distribuidoras estão autorizadas a solicitar Parecer Técnico ao ONS apenas para as usinas que não se enquadram na micro e minigeração, conectadas no sistema de distribuição e que apresentem impacto na RB ou RBF.

Se você acessante se encontra nessa situação, saiba que o regulamento está do seu lado, sendo plenamente factível o ajuizamento de medida judicial para afastar tal conduta perpetrada pelas distribuidoras.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

TRANSFERÊNCIA DE EXCEDENTES DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE PERMISSIONÁRIOS E CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, regula a possibilidade de transferência de excedentes de energia elétrica nas hipóteses de unidades microgeradoras ou minigeradoras atendidas por permissionária de distribuição:

“Art. 655-N. No caso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída atendida por permissionária de distribuição, o excedente de energia pode ser alocado em unidades consumidoras atendidas nas concessionárias de distribuição com as quais a permissionária de distribuição tenha CUSD celebrado na condição de usuária do sistema.” (grifos nossos)

Em complemento, os §§ 1º a 7º do referido art. 655-N da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 regulam a comunicação entre a unidade consumidora, a permissionária e a concessionária de distribuição, no que tange à atividade de geração distribuída:

“§ 1º A indicação das unidades consumidoras beneficiadas, atendidas pelas concessionárias de que trata o caput, deve ser realizada pelo interessado à permissionária que atende a unidade com microgeração ou minigeração distribuída.

§ 2º Em até 5 dias úteis, contados da informação de que trata o § 1º, a permissionária deve informar às concessionárias de que trata o caput as unidades consumidoras beneficiadas.

§ 3º O prazo estabelecido no § 1º do art. 655-H é contado a partir da comunicação de que trata o § 2º.

§ 4º A cada ciclo de faturamento, em até 5 dias úteis contados da data da realização da leitura do sistema de medição para faturamento, a permissionária deve enviar às concessionárias de que trata o caput os excedentes de energia a serem alocados nas unidades consumidoras de cada concessionária.

§ 5º Fica assegurado às concessionárias de que trata o caput o livre acesso aos dados e ao sistema de medição das unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída que realizam a operação descrita neste artigo.

§ 6º O interessado é responsável por eventuais custos tributários adicionais decorrentes da operação descrita neste artigo.

§ 7º A operação descrita neste artigo somente é possível enquanto vigorar o CUSD de que trata o caput.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, o art. 15 da Lei Federal nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída, estabelece que os excedentes de energia elétrica, provenientes de geração distribuída em unidades geradoras atendidas por permissionárias de energia elétrica, podem ser alocados nas concessionárias de distribuição de energia elétrica onde a permissionária de distribuição de energia elétrica se encontra localizada:

“Art. 15. Os excedentes de energia provenientes de geração distribuída em unidades geradoras atendidas por permissionárias de energia elétrica podem ser alocados nas concessionárias de distribuição de energia elétrica onde a permissionária de distribuição de energia elétrica se encontra localizada, atendidas as normas estabelecidas pela Aneel.” (grifos nossos)

Verifica-se que o art. 655-N da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com o disposto no art. 15 da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a ANEEL sustentou a necessidade (i) de celebração de CUSD entre a permissionária e a concessionária como condicionante para realizar a operação em referência, bem como (ii) de imposição de prazos e responsabilidades aos agentes envolvidos na operação.

Foram recebidas contribuições propondo maior destaque para as responsabilidades técnicas e financeiras das permissionárias pelo medidor instalado na microgeração ou minigeração envolvida na operação, no entanto, a Agência Reguladora exarou o entendimento de que tais obrigações já se encontram dispostas na regulamentação vigente, não sendo necessário replicá-las.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, representante das distribuidoras solicitaram à ANEEL que estudasse uma forma de conferir neutralidade nesta relação perante as permissionárias, oportunidade na qual a Agência cuidou de ressaltar que a Lei Federal nº 14.300/2022 apenas estabeleceu a possibilidade de alocação de excedentes entre permissionária e concessionária, sem trazer, no entanto, o conceito de neutralidade.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que o art. 655-N da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com o disposto no art. 15 da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

DESTINAÇÃO DE EXCEDENTES E CRÉDITOS

DE ENERGIA ELÉTRICA

§ 1º O faturamento no SCEE da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, considerando a energia elétrica ativa compensada, deve ocorrer a partir do ciclo subsequente à realização da vistoria e instalação ou adequação do sistema de medição.

§ 2º A distribuidora deve apurar o montante de energia ativa consumido da rede, o montante de energia ativa injetado na rede pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, bem como o excedente de energia a cada ciclo de faturamento e para cada posto tarifário.

I - na mesma unidade consumidora que injetou a energia, para ser utilizado em ciclos de faturamento subsequentes, transformando-se em créditos de energia;

II - em outras unidades consumidoras do mesmo titular, seja ele pessoa física ou jurídica, matriz e filial, atendidas pela mesma distribuidora;

III - em outras unidades consumidoras localizadas no empreendimento de múltiplas unidades com microgeração ou minigeração distribuída que injetou a energia;

IV - em outras unidades consumidoras integrantes da geração compartilhada que injetou a energia; ou

§ 4º Para as unidades participantes do SCEE citadas nos incisos II a V do § 3º, os excedentes de energia não utilizados no ciclo de faturamento em que foram alocados transformam-se em créditos de energia e devem permanecer na mesma unidade consumidora. (...)” (grifos nossos)

Denota-se que o excedente de energia elétrica será utilizado, primeiramente, para abater o consumo realizado na mesma unidade consumidora, em diferentes postos tarifários, transformado em créditos de energia quando não utilizado no mesmo ciclo de faturamento, transferido para outra unidade consumidora do mesmo titular no ciclo de faturamento em que foi gerado, ou repassado a outros titulares integrantes do mesmo empreendimento de múltiplas unidades consumidoras ou da mesma geração compartilhada em que o excedente de energia foi gerado, no ciclo de faturamento em que foi gerado.

Em complemento, a citada resolução regula a destinação / utilização dos aludidos excedentes e créditos de energia elétrica para fins de utilização via SCEE, senão vejamos:

“Art. 655-H. O titular da unidade consumidora com microgeração ou a minigeração distribuída deve definir as unidades consumidoras que receberão os excedentes de energia, estabelecendo:

I - o percentual do excedente de energia que será alocado a cada uma delas; ou

II - a ordem de prioridade para o recebimento do excedente de energia, observando que:

a) o excedente de energia deve ser alocado para as unidades beneficiadas na ordem informada, até o limite de que trata o § 2º do art. 655-I;

b) após o procedimento da alínea “a”, o eventual montante remanescente do excedente de energia deve ser alocado como crédito de energia em favor de unidade consumidora indicada pelo titular da unidade consumidora com microgeração ou a minigeração distribuída; e

c) caso o titular não faça a indicação citada na alínea “b”, o montante remanescente do excedente de energia deve ser alocado como crédito de energia em favor da unidade consumidora de maior consumo medido no ciclo de faturamento em questão.

§ 1º A distribuidora deve efetuar a alteração das unidades consumidoras participantes do SCEE, ou dos percentuais ou da ordem de utilização dos excedentes de energia, estabelecidas no caput, no ciclo de faturamento subsequente ao ciclo em que ocorreu a solicitação.

§ 2º No caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída ou geração compartilhada, a solicitação de alteração dos integrantes de que trata o § 1º deve estar acompanhada da cópia de instrumento jurídico que comprove a participação dos integrantes.

§ 3º A distribuidora e o titular da unidade consumidora de órgão da administração pública onde está instalada a microgeração ou minigeração distribuída com recursos do programa de eficiência energética devem definir o percentual e as unidades consumidoras integrantes das subclasses residencial baixa renda, localizadas na mesma área de concessão ou permissão, que receberão o excedente de energia, sem ônus para esses consumidores, nos termos dos Procedimentos do Programa de Eficiência Energética.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, tem-se que os arts. 12º[2] e 13º[3] da Lei nº 14.300/2022 estabelecem diretrizes gerais acerca dos excedentes e dos créditos de energia elétrica, bem como os critérios a serem observados para fins de destinação / utilização:

“Art. 12. A cada ciclo de faturamento, para cada posto tarifário, a concessionária de distribuição de energia elétrica, conforme o caso, deve apurar o montante de energia elétrica ativa consumido e o montante de energia elétrica ativa injetado na rede pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em sua respectiva área de concessão.

§ 1º O excedente de energia elétrica de um posto tarifário deve ser inicialmente alocado no mesmo posto tarifário e sequencialmente para outros postos tarifários da mesma unidade consumidora que gerou a energia elétrica e, posteriormente, para uma ou mais das opções a seguir:

I – mesma unidade consumidora que injetou a energia elétrica, para ser utilizado em ciclos de faturamento subsequentes, transformando-se em créditos de energia elétrica;

II – outras unidades consumidoras do mesmo consumidor-gerador, inclusive matriz e filiais, atendidas pela mesma concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica;

III – outras unidades consumidoras localizadas no empreendimento com múltiplas unidades consumidoras que injetou a energia elétrica; ou

IV – unidades consumidoras de titular integrante de geração compartilhada atendidas pela mesma concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica. (...)

Art. 13. Os créditos de energia elétrica expiram em 60 (sessenta) meses após a data do faturamento em que foram gerados e serão revertidos em prol da modicidade tarifária sem que o consumidor participante do SCEE faça jus a qualquer forma de compensação após esse prazo.” (grifos nossos)

Verifica-se, portanto, que os arts. 655-G e 655-H da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos arts. 12º e 13º da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, algumas contribuições sugeriram que fossem alocados, primeiramente, os créditos de energia e, posteriormente, os excedentes, entretanto, tais contribuições não foram acatadas em razão da Lei Federal nº 14.300/2022 ser bastante explícita ao estabelecer que os excedentes são apurados no ciclo de faturamento corrente e que os créditos são registrados e alocados para uso em ciclos de faturamento futuros(subsequentes).

Algumas contribuições propuseram mudança na alocação dos excedentes, de modo que as unidades consumidoras beneficiadas possam receber excedentes somente até o limite do seu consumo, oportunidade em que o remanescente ficaria com a unidade geradora, na forma de créditos, podendo ser realocados para outra unidade consumidora de mesma titularidade mediante solicitação. Outra contribuição foi no sentido de permitir que os créditos de energia fossem alocados conforme regras de alocação dos excedentes de energia.

Contudo, a Agência Reguladora não acatou tais sugestões por entender que não há previsão legal que autorize a transferência de créditos entre unidades consumidoras, salientando, ainda, que permitir a transferência de créditos entre diferentes titulares no âmbito do SCEE facilitaria a adoção de práticas irregulares de comercialização de energia subsidiada.

No que tange às condições para alteração do percentual, da ordem de alocação dos excedentes, ou de participantes, considerando que o § 4º do art. 12 da Lei Federal nº 14.300/2022 estabelece que a distribuidora tem até 30 dias para operacionalizar essas alterações, a proposta de regulamentação submetida à CP sugeriu que a alteração ocorresse no ciclo de faturamento subsequente ao que ocorreu a solicitação.

Apesar de recebidas contribuições para se estabelecer o prazo de até 30 dias e não no ciclo subsequente, verifica-se que a ANEEL optou por manter o texto por entender que este se encontra condizente com a lei.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, foi proposto o estabelecimento de um intervalo mínimo de 180 dias entre as solicitações de alteração dos integrantes da geração compartilhada, como forma de evitar custos operacionais para as distribuidoras em decorrencia de mudanças frequentes nos beneficiados. No entanto, a ANEEL concluiu que tal restrição afetaria os modelos de negócio voltados à geração compartilhada e implicaria nítida violação de dispositivos constantes da Lei Federal nº 14.300/2022, bem como não asseguraria uma redução proporcional dos custos operacionais das distribuidoras.

Relativamente à utilização dos créditos de energia elétrica, foi proposta no âmbito da Consulta Pública nº 51/2022 a possibilidade de transferência no momento do encerramento contratual para a distribuidora local, o que fora rechaçado pela ANEEL devido à ausência de previsão legal.

Conclusão

Diante de todo o exposto, tem-se que os arts. 655-G e 655-H da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 12º e 13º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

Adicionalmente, verifica-se que fora protocolado, em 21/03/2023, o Projeto de Lei nº 1.292/2023 que tem por objeto a alteração de dispositivos da Lei Federal nº 14.300/2023, dentre as quais se insere a retificação do § 4º do art. 12 de forma a possibilitar a alteração dos percentuais ou da ordem de utilização, bem comoa realocação de créditos de energia elétrica para outra unidade consumidora do mesmo titular, atribuindo aos créditos o mesmo tratamento já conferido aos excedentes de energia elétrica.

[1]Art. 655-G. (...)

§ 5º Caso o excedente de energia ou o crédito de energia sejam utilizados em postos tarifários distintos da injeção de energia correspondente, deve-se observar a relação entre o componente tarifário TE Energia do posto em que a energia foi injetada e o do posto em que foi alocada, aplicáveis à unidade consumidora que os recebeu, observado o Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

§ 6º Caso a geração tenha ocorrido em unidade consumidora enquadrada na modalidade tarifária convencional, nos termos do art. 211, o excedente de energia deve ser considerado como geração em período fora de ponta caso seja alocado em outra unidade consumidora com modalidade tarifária horária.

§ 7º Caso a geração tenha ocorrido em unidade consumidora enquadrada na modalidade tarifária horária, nos termos dos arts. 212 a 214, o excedente de energia deve ser considerado como geração na modalidade tarifária convencional caso seja alocado em outra unidade consumidora nesta modalidade, independente do posto tarifário em que foi gerado.

§ 8º Para unidade consumidora participante do SCEE, a aplicação das regras de faturamento previstas na Seção IV deste Capítulo deve ocorrer antes da aplicação de eventuais benefícios tarifários a que o consumidor tiver direito.

§ 9º Para fins de compensação, os créditos de energia mais antigos devem ser utilizados prioritariamente.

§ 10º Para as unidades participantes do SCEE, o faturamento do consumo deve seguir seu enquadramento no subgrupo e modalidade tarifária, conforme disposto na Seção IV do Capítulo VII do Título I.

[2] Art. 12º. (...)

§ 2º No caso de excedente de energia a que se refere o § 1º deste artigo, quando a unidade consumidora estiver em local diferente da geração, o faturamento deve considerar a energia consumida, deduzidos o percentual de energia excedente alocado a essa unidade consumidora e eventual crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores, por posto tarifário, quando for o caso.

§ 3º Sempre que o excedente ou o crédito de energia elétrica forem utilizados em unidade consumidora do Grupo A, em postos tarifários distintos do que foi gerado, deve-se observar a relação entre as componentes tarifárias que recuperem os custos pela compra de energia elétrica para revenda ao consumidor e respectivos encargos do posto em que a energia elétrica foi gerada e a do posto em que foi alocada, aplicável à unidade consumidora que os recebeu.

§ 4º O consumidor-gerador titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração ou minigeração distribuída pode solicitar alteração dos percentuais ou da ordem de utilização dos excedentes de energia elétrica ou realocar os excedentes para outra unidade consumidora do mesmo titular, de que trata o § 1º deste artigo, perante a concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, e esta terá até 30 (trinta) dias para operacionalizar o procedimento. (grifos nossos)

[3]Art. 13º. (...)

1º Os créditos são determinados em termos de energia elétrica ativa, não estando sua quantidade sujeita a alterações em razão da variação nos valores das tarifas de energia elétrica.

§ 2º Para abatimento do consumo, devem ser utilizados sempre os créditos mais antigos da unidade consumidora participante do SCEE.

§ 3º Os créditos de energia elétrica existentes no momento do encerramento da relação contratual do consumidor participante do SCEE perante a concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica serão mantidos em nome do titular pelo prazo estabelecido no caput deste artigo, exceto se houver outra unidade consumidora sob mesma titularidade de pessoa física ou jurídica, inclusive matriz e filiais, consórcio, cooperativa ou condomínio voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil instituída para esse fim, atendida pela mesma concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, e poderão ser, nesse caso, realocados para a respectiva unidade consumidora remanescente.

§ 4º A não solicitação de alocação dos créditos do consumidor-gerador para determinada unidade em até 30 (trinta) dias após o encerramento da relação contratual implicará a realocação automática pela concessionária para a unidade de maior consumo e assim sucessivamente, até a compensação integral dos créditos remanescentes.

§ 5º Para os empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras ou de geração compartilhada, caso exista saldo de créditos acumulado na unidade consumidora onde se encontra instalada a microgeração ou minigeração distribuída, o consumidor-gerador titular da unidade consumidora pode solicitar, com antecedência de 30 (trinta) dias prévios ao fim da relação contratual, a distribuição do saldo existente para outras unidades consumidoras de consumidores que façam parte dos referidos empreendimentos.”

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

TRANSFERÊNCIA DE EXCEDENTES DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE PERMISSIONÁRIOS E CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, regula a possibilidade de transferência de excedentes de energia elétrica nas hipóteses de unidades microgeradoras ou minigeradoras atendidas por permissionária de distribuição:

§ 2º Em até 5 dias úteis, contados da informação de que trata o § 1º, a permissionária deve informar às concessionárias de que trata o caput as unidades consumidoras beneficiadas.

§ 3º O prazo estabelecido no § 1º do art. 655-H é contado a partir da comunicação de que trata o § 2º.

§ 6º O interessado é responsável por eventuais custos tributários adicionais decorrentes da operação descrita neste artigo.

§ 7º A operação descrita neste artigo somente é possível enquanto vigorar o CUSD de que trata o caput.” (grifos nossos)

Entenda o caso

Conclusão

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

CRÉDITOS E

CUSTO DE DISPONIBILIDADE

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, regula os procedimentos[1] a serem observados pelas distribuidoras locais para fins de creditamento e faturamento de unidades consumidoras integrantes do SCEE:

Em complemento, a citada resolução também regula[2] as parcelas a serem suportadas pelas unidades consumidores integrantes do SCEE e faturadas pelo grupo B, senão vejamos:

“Art. 655-I. No faturamento no grupo B de unidade consumidora participante do SCEE, o consumidor deve pagar à distribuidora a soma das seguintes parcelas:

I - parcela referente à energia ativa consumida da rede de distribuição; e

II - parcela referente à energia ativa injetada na rede de distribuição.

§ 1º A parcela referente à energia ativa consumida da rede de distribuição é o maior valor entre os obtidos a partir do:

I - custo de disponibilidade disposto no art. 291; ou

II - faturamento referente à energia consumida da rede, composto pela soma:

a) da diferença positiva entre o montante de energia ativa consumido da rede e a energia compensada, faturada conforme regras aplicadas aos demais consumidores; e

b) do faturamento do custo de transporte da energia compensada, conforme enquadramento como GD I, GD II ou GD III.

§ 2º A energia compensada de que trata o § 1º:

I - deve ser considerada até o limite em que o valor monetário relativo ao faturamento de que trata o § 1º, seja maior ou igual ao custo de disponibilidade; e

II - é limitada ao montante total de energia elétrica ativa consumido pela unidade consumidora no ciclo de faturamento.” (grifos nossos)

No que tange às unidades consumidoras integrantes do SCEE e faturadas pelo grupo A, as regras[3] para creditamento e faturamento foram reguladas por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023:

Art. 655-J. No faturamento no grupo A de unidades consumidoras participantes do SCEE, aplicam-se as regras:

I - de faturamento estabelecidas para os demais consumidores sobre a diferença positiva entre o montante de energia ativa consumido da rede e a energia compensada;

II - de faturamento de demanda do grupo A dispostas no Capítulo X do Título I; e

III - de contratação e faturamento de demanda aplicáveis à central geradora que faça uso do mesmo ponto de conexão para importar e injetar energia estabelecidas no § 2º do art. 127, no § 3º do art. 149 e no inciso II do § 1º do art. 294.

§ 1º Na indicação da demanda contratada da unidade consumidora:

I - pode ser indicado valor nulo, caso se utilize a rede apenas para injetar energia ou atendimento do sistema auxiliar e infraestrutura local; ou

II - deve ser observado o valor mínimo estabelecido no inciso III do art. 148, caso se utilize a rede para consumir energia.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, tem-se que o art. 16º da Lei nº 14.300/2022 estabeleceu os critérios e premissas para fins de creditamento e faturamento de unidades consumidoras integrantes do SCEE, faturadas pelo grupo A ou B:

“Art. 16. Para fins de compensação, a energia injetada, o excedente de energia ou o crédito de energia devem ser utilizados até o limite em que o valor em moeda relativo ao faturamento da unidade consumidora seja maior ou igual ao valor mínimo faturável da energia estabelecido na regulamentação vigente.

§ 1º Para as unidades consumidoras participantes do SCEE não enquadradas no caput do art. 26 desta Lei, o valor mínimo faturável da energia deve ser aplicado se o consumo medido na unidade consumidora, desconsideradas as compensações oriundas do SCEE, for inferior ao consumo mínimo faturável estabelecido na regulamentação vigente.

§ 2º O valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada de até 1.200 W (mil e duzentos watts) deve ter uma redução de até 50% (cinquenta por cento) em relação ao valor mínimo faturável aplicável aos demais consumidores equivalentes, conforme regulação da Aneel.” (grifos nossos)

Verifica-se, portanto, que os arts. 655-G, 655-I e 655-J, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 16, caput e § 1º, da Lei Federal nº 14.300/2022. Lado outro, o regramento constante do § 2º, que prevê hipótese específica de redução de até 50% (cinquenta por cento) do valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores, não fora regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023.

Denota-se – claramente – que, ao suprimir a supracitada hipótese específica de redução do valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores, a Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 não observou plenamente as disposições constantes da Lei Federal nº 14.300/2022, em especial, o disposto no § 2º do seu art. 16º, restringindo direito legalmente conferido aos microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada de até 1.200 W (mil e duzentos watts).

Entenda o caso

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a redação originariamente proposta pela ANEEL estabelecia que a geração (injeção, excedentes ou créditos) deveria ser utilizada até o limite em que o valor em moeda relativo ao faturamento da unidade consumidora seja maior ou igual ao valor mínimo faturável, ou seja, ao custo de disponibilidade.

A Agência destacou, nos autos da aludida CP, que, para os novos consumidores abrangidos pelo art. 27 da Lei nº 14.300/2022 (GD II ou GD III), a leitura literal do caput do art. 16º poderia conduzir a uma interpretação equivocada, no sentido de que o excesso de energia gerada poderia, eventualmente, ser utilizado para eliminar o pagamento pelo uso da rede de que trata o próprio art. 27.

Para tanto, a energia compensada no ciclo deveria se revelar superior à energia consumida, o que contrariaria diversos dispositivos da Lei nº 14.300/2022, portanto, com o intuito de afastar tal interpretação e assegurar que a cobrança pelo uso estabelecida na referida lei seja efetivamente aplicada, fora inserido parágrafo no art. 655-G da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 estabelecendo que a quantidade máxima de geração que poderia ser utilizada para fins de compensação não pode ser superior ao consumo total da unidade consumidora no ciclo de faturamento em questão.

Reportando à Consulta Pública nº 51/2022, a Procuradoria Federal junto à ANEEL, instada a se manifestar sobre o tema, exarou os seguintes entendimentos:

“(...) não há controvérsia quanto ao alcance e interpretação do caput do art. 16 da Lei 14.300/2022. Com efeito, o dispositivo estabeleceu regra, aplicável a todos as unidades consumidoras participantes do SCEE, no sentido de que o mecanismo de compensação de energia deve preservar o valor mínimo faturável em moeda da unidade consumidora. Em outras palavras, o caput claramente afasta a possibilidade de que, por aplicação do mecanismo de compensação da micro e mini geração previsto em lei e normas infralegais da ANEEL, o faturamento da unidade consumidora possa se situar, em valor monetário, em nível inferior ao valor mínimo faturável estabelecido conforme regulamentação vigente. (...)

Por sua vez, quando da análise do § 1º do art. 16º, a PF/ANEEL entendeu que o intuito da norma não foi estabelecer uma exceção, mas sim confirmar o disposto no caput, no sentido de que o valor mínimo faturável deve ser cobrado em caso de consumo medido inferior ao consumo mínimo faturável, concluindo, ainda, que todos os participantes do SCEE se sujeitam ao faturamento mínimo em valor monetário correspondente ao valor mínimo faturável da energia estabelecido na regulamentação vigente.

No que tange às unidades consumidoras participantes do SCEE faturadas no grupo B, a Agência Reguladora esclareceu que, somente se o valor monetário do faturamento total sobre a energia consumida (energia ativa consumida da rede de distribuição + energia ativa injetada na rede de distribuição) for inferior ao custo de disponibilidade (valor monetário equivalente a 30, 50 ou 100 kWh), é que se aplica o custo de disponibilidade.

Caso contrário, o consumidor é faturado apenas pelos valores calculados, sem a incidência do custo de disponibilidade, ou seja, a cobrança do custo de disponibilidade ou do resultado da mencionada soma são, necessariamente, excludentes entre si.

Na hipótese de o consumidor também injetar energia na rede, com demanda de injeção superior à demanda de carga, será efetuada cobrança pelo serviço adicional usufruído pelo consumidor, referente à energia ativa injetada, sobre a qual incide a TUSDg, conforme cálculo estabelecido no art. 655-I, § 3º, da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, relativamente à redução de até 50% (cinquenta por cento) do valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada de até 1.200 W (mil e duzentos watts), denota-se que a Agência Reguladora propôs redução nula sob a justificativa de que “qualquer redução no custo de disponibilidade representaria realocaçãoineficiente de custos, haja vista que o montante que deixa de ser pago não se reflete em redução de custos do serviço, devendo ser arcado pelos demais consumidores”.

Ainda sobre o tema, a ANEEL ponderou que o custo de disponibilidade definido para os consumidores do grupo B é uma forma de assegurar um faturamento mínimo, razão pela qual não vislumbrou justificativas técnicas ou econômicas que amparassem a concessão do desconto.

Ocorre que, ao suprimir a supracitada hipótese específica de redução do valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores, a Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 não observou plenamente as disposições constantes da Lei Federal nº 14.300/2022, em especial, o disposto no § 2º do seu art. 16º, restringindo direito legalmente conferido aos microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada de até 1.200 W (mil e duzentos watts).

Conclusão

Diante de todo o exposto, tem-se que os arts. 655-G, 655-I e 655-J, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 16, caput e § 1º, da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entretanto, em que pese as justificativas apresentadas pela ANEEL, a supressão da hipótese específica de redução de até 50% (cinquenta por cento) do valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores revela nítida desconformidade com o que consta do § 2º do art. 16º da Lei Federal nº 14.300/2022, razão pela qual o novo regulamento, especificamente quanto ao ponto em referência, se mostra pouco exequível e não se revela apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

[1]Art. 655-G. (...)

I - na mesma unidade consumidora que injetou a energia, para ser utilizado em ciclos de faturamento subsequentes, transformando-se em créditos de energia;

II - em outras unidades consumidoras do mesmo titular, seja ele pessoa física ou jurídica, matriz e filial, atendidas pela mesma distribuidora;

III - em outras unidades consumidoras localizadas no empreendimento de múltiplas unidades com microgeração ou minigeração distribuída que injetou a energia;

IV - em outras unidades consumidoras integrantes da geração compartilhada que injetou a energia; ou

§ 9º Para fins de compensação, os créditos de energia mais antigos devem ser utilizados prioritariamente.

[2] Art. 655-I. (...)

§ 3º A parcela referente à energia ativa injetada na rede deve ser calculada pela seguinte equação:

Faturamento Uso Injeção = (Injeção − 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜) × 𝑇𝑈𝑆𝐷𝑔

Injeção é a demanda medida de injeção, em kW;

Consumo é demanda medida requerida do sistema, em kW, limitado ao valor da Injeção; e

TUSDg é Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável a central geradora.

§ 4º No cálculo do § 3º devem ser observadas as seguintes disposições:

I - somente pode ser realizado nas unidades consumidoras em que o sistema de medição seja capaz de apurar as demandas requerida e de injeção; e

II - deve ser iniciado após aviso prévio à unidade consumidora, com pelo menos, dois ciclos de faturamento de antecedência.

[3] Art. 655-J. (...)

§ 2º Caso seja descumprida a condição estabelecida no inciso I do § 1º, a distribuidora deve aplicar os procedimentos do art. 144.

§ 3º Na primeira solicitação de redução de demanda contratada de unidade consumidora após a vigência deste artigo, a distribuidora deve efetuar a redução a partir do ciclo subsequente ao da solicitação caso tenha sido solicitada contratação de demanda de central geradora concomitante na mesma proporção.

§4º Na indicação da demanda contratada da central geradora, deve-se observar o art. 149.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

CÁLCULO DA PARTICIPAÇÃO FINANCEIRA DO

MICRO E MINIGERADOR DISTRIBUÍDO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, estabelece as hipóteses de aplicação e o cálculo da participação financeira do micro e minigerador, bem como os critérios de gratuidade aplicáveis:

“Art. 106. Devem ser calculados o encargo de responsabilidade da distribuidora e a participação financeira do consumidor nas seguintes situações:

I - conexão ou alteração de conexão de unidade consumidora que não se enquadre nos critérios de gratuidade dispostos no art. 104 e no art. 105;

II - conexão ou aumento de potência disponibilizada em sistemas de microgeração ou minigeração distribuída em unidade consumidora existente; (...)

Parágrafo único. A distribuidora deve custear as melhorias ou reforços no sistema de distribuição nos casos em que a potência instalada da microgeração é menor ou igual a potência disponibilizada para atendimento da carga da unidade consumidora em que a geração será conectada, não havendo participação financeira do consumidor.” (grifos nossos)

Denota-se que as distribuidoras devem custear as melhorias ou reforços no sistema de distribuição em se tratando de microgeração cuja potência instalada seja menor ou igual à potência disponibilizada para atendimento da respectiva unidade consumidora.

Em igual sentido, o § 7º do art. 109 da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 dispõe que, no caso de micro ou minigeração distribuída faturada pelo grupo A, o cálculo do Encargo de Responsabilidade da Distribuidora – ERD levará em conta a demanda contratada para consumo e, caso a demanda contratada para geração supere a de consumo, o Encargo de Responsabilidade da Distribuidora correspondente à contratação de demanda de geração – ERDG deve ser acrescido ao ERD:

Art. 109. O encargo de responsabilidade da distribuidora é determinado pela seguinte equação: (...)

§ 7º No caso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída faturada pelo grupo A nos termos do § 1º do art. 294, devem ser observadas as seguintes disposições:

I - o cálculo do ERD disposto no caput deve ser realizado para a demanda contratada para consumo; e

II - caso a demanda contratada para geração supere a demanda contratada para consumo, deve ser acrescentado ao ERD calculado no caput o seguinte valor:

𝐸𝑅𝐷𝐺 = (𝐷𝐸𝑀𝐴𝑁𝐷𝐴𝐺 −𝐷𝐸𝑀𝐴𝑁𝐷𝐴𝐸𝑅𝐷) × 𝐾𝐺

§ 8º Nos casos enquadrados no § 4º do art. 104 e no § 3º do art. 105, a distribuidora deve considerar como encargo de responsabilidade o maior valor entre o calculado no caput e o valor do orçamento para o atendimento gratuito da carga.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, tem-se que o art. 8º da Lei nº 14.300/2022 estabelece a obrigatoriedade de participação financeira nos custos de ampliação de capacidade ou reforma de subestações, alimentadores e linhas já existentes no caso de instalação de microgeração ou minigeração distribuída, observadas as diretrizes e as condições determinadas pela ANEEL:

“Art. 8º Para o atendimento às solicitações de nova conexão ou de alteração da conexão existente para instalação de microgeração ou minigeração distribuída, deve ser calculada a participação financeira da concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, bem como a eventual participação financeira do consumidor-gerador titular da unidade consumidora onde a microgeração ou minigeração distribuída será instalada, consideradas as diretrizes e as condições determinadas pela Aneel.

§ 1º A responsabilidade de que trata o caput deste artigo abrange todos os custos referentes à ampliação de capacidade ou à reforma de subestações, de alimentadores e de linhas já existentes.

§ 2º O custo da obra deve considerar os critérios de mínimo dimensionamento técnico possível e de menor custo global para a conexão da central de microgeração e minigeração distribuída, observados as normas e os padrões de qualidade da prestação do serviço e de investimento prudente definidos pela Aneel. (...)

§ 4º A distribuidora é responsável técnica e financeiramente pelo sistema de medição da microgeração distribuída.

§ 5º Os custos de adequação do sistema de medição para conexão da minigeração distribuída são de responsabilidade do interessado.

§ 6º Os custos de eventuais melhorias ou de reforços no sistema de distribuição em função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída serão integralmente arcados pela concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, não havendo participação financeira do consumidor.

§ 7º O consumidor-gerador interessado na conexão de central de microgeração ou minigeração distribuída pode optar por tensão diferente da informada pela concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, conforme as tensões definidas em regulamento específico, desde que haja viabilidade técnica do subsistema elétrico, e são de sua responsabilidade os investimentos adicionais necessários a esse atendimento. (grifos nossos)

Depreende-se que os §§ 4º e 6º do mesmo artigo estabelecem que apenas os custos de adequação do sistema de medição e de eventuais melhorias ou de reforços no sistema de distribuição, em função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída, serão integralmente arcados pela distribuidora.

Verifica-se, portanto, que os arts. 106 e 109 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 8º da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Com a superveniência da Lei nº 14.300/2022, restaram estabelecidas as hipóteses de aplicação e o cálculo da participação financeira do micro e minigerador, assim como os critérios de gratuidade aplicáveis, o que fora posteriormente regulamento por intermédio da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023.

É importante destacar que, nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a proposta submetida originariamente pela Agência Reguladora fora objeto de diversas contribuições promovidas por distribuidoras e geradores distribuídos:

Distribuidoras: (i) atribuir todos os custos de conexão ao consumidor; (ii) não aplicação da gratuidade disposta na Lei 10.438/2002 para unidades consumidoras com microgeração distribuída; (iii) no caso de conexão de carga gratuita, atribuir as obras adicionais ao cálculo da participação financeira; (iv) estabelecer gratuidade em caso de mesma obra para atendimento da carga; (v) estabelecer gratuidade para potência injetável até potência de carga; (vi) inserir o conceito de carga passiva equivalente; (vii) estabelecer regra de participação financeira para qualquer aumento de potência disponibilizada; (viii) manter a regra de proporcionalização da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021; e (ix) não considerar no cálculo da participação financeira dos Grupos A e B a parcela de geração;

Geradores Distribuídos: (i) considerar a demanda de injeção no cálculo do Encargo de responsabilidade da Distribuidora (ERD); (ii) adotar a metodologia final da CP 25/2019 para o Grupo A; (iii) considerar a parcela de cargae de injeção no cálculo do ERD.

Isso posto, observadas as contribuições recebidas, bem como considerando-se o texto do art. 8º da Lei nº 14.300/2022, a proposta originária restou alterada da seguinte forma:

· mantida a proposta de simplificação no cálculo da proporcionalização, dada a atual dificuldade de compreensão e de operacionalização da identificação da reserva de capacidade individualizada dos itens do orçamento, o que se agrava com a conexão da microgeração e minigeração distribuída;

· manutenção da regra de gratuidade vigente para o Grupo B;

· aprimoramento da metodologia de cálculo contida na Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 para o Grupo A, contemplando, em resumo, a proposta que constava da análise final da CP 25/2019, ou seja, nos casos em que a demanda contratada para geração superar a demanda contratada para consumo, deverá compor o cálculo do ERD uma parcela referente a essa demanda de geração;

· inclusão de dispositivos para explicitar que as melhorias ou reforços no sistema de distribuição em função exclusivamente da conexão de microgeração distribuída alcançam os casos em que a instalação da microgeração não implique necessidade de aumento da potência disponibilizada de carga na unidade consumidora, visto que a própria Lei nº 14.300/2022 estabelece a necessidade de pagamento de participação financeira para a microgeração distribuída;

· explicitação do direito do consumidor de aplicação do marco legal de universalização disposto no art. 14 da Lei nº 10.438/2002, que trata da gratuidade para conexão de carga, nos casos de instalação conjunta de microgeração distribuída.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que os arts. 106 e 109 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto no art. 8º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

PRAZO PARA CORREÇÃO DE VÍCIO SANÁVEL E/OU COMPLEMENTO DE DOCUMENTAÇÃO REFERENTE À SOLICITAÇÃO DE ACESSO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, veda a possibilidade de correção / aditamento das solicitações de acesso em caso de vícios sanáveis e ausência de documentação:

“Art. 71. A distribuidora tem o prazo de até 5 (cinco) dias úteis, contados a partir da solicitação, para verificar a entrega das informações e documentos necessários e adotar uma das seguintes providências:(...)

I - comunicar ao consumidor e demais usuários que as informações e documentação recebida estão de acordo com a regulação e que realizará os estudos, elaboração do projeto e orçamento; ou

II - indeferir a solicitação e comunicar ao consumidor e demais usuários as não conformidades, observado o art. 416 e o direito ao registro de reclamação.” (grifos nossos)

Verifica-se que o supracitado art. 71 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, não se revela em plena consonância com o disposto no § 4º do art. 2º da Lei Federal nº 14.300/2022, que confere ao acessante o prazo de até 30 (trinta) dias – contados da data de recebimento da notificação formal da distribuidora – para saneamento e/ou complemento da requisição, senão vejamos:

“Art. 2º. As concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas as disposições regulamentares. (...)

§ 4º Na hipótese de vício formal sanável ou de falta de documentos nos estudos de responsabilidade do acessante necessários à elaboração dos projetos que compõem o parecer de acesso, a distribuidora acessada notificará o acessante sobre todas as pendências verificadas que deverão ser sanadas e protocoladas na distribuidora acessada em até 30 (trinta) dias contados da data de recebimento da notificação formal da distribuidora para esse fim, facultado prazo distinto acordado entre as partes.” (grifos nossos)

Denota-se – claramente – que, ao suprimir o prazo para saneamento e/ou complemento da solicitação de acesso, o citado art. 71 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 violou os ditamesdo art. 2º, § 4º, da Lei nº 14.300/2022.

Entenda o caso

O inciso II do art. 26 da Lei nº 14.300/2022[1] estabeleceu que fazem jus aos benefícios tarifários nele estabelecidos os interessados que protocolaremsolicitação de acesso em até 12 meses, contados da publicação da referida lei, ressaltando que a solicitação de acesso é tratada no §3º do art. 2º, o qual estabelece a obrigatoriedade de sua apresentação através de formulário padronizado, acompanhado dos documentos pertinentes:

“Art 26. As disposições constantes do art. 17 desta Lei não se aplicam até 31 de dezembro de 2045 para unidades beneficiárias da energia oriunda de microgeradores e minigeradores: (...)

II – que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação desta Lei.”

“Art. 2º. (...)

§ 3º A Aneel deverá estabelecer um formulário-padrão para a solicitação de acesso para microgeração e minigeração distribuída, que deve ser protocolado na distribuidora, acompanhado dos documentos pertinentes, não cabendo a ela solicitar documentos adicionais àqueles indicados nos formulários padronizados, e a distribuidora deverá disponibilizar ao acessante todas as informações necessárias para elaboração dos projetos que compõem a solicitação de acesso.” (grifos nossos)

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a proposta originária de regulamentação disponibilizada pela ANEEL suprimiu o prazo de 30 (trinta) dias para saneamento e/ou complemento da solicitação de acesso, disposto no § 4º do art. 2º da Lei Federal nº 14.300/2022, sob o fundamento de que o aludido §4º trata de estudos de responsabilidade do acessante e não de solicitação de acesso.

Diversas contribuições foram recebidas no sentido de que o § 4º do art. 2º da Lei Federal nº 14.300/2022 asseguraria aos interessados a possibilidade de correção da solicitação de acesso, na ocasião de vícios sanáveis ou falta de documentos, em até 30 dias após notificação da distribuidora.

Em resposta, a Agência Reguladora destacou que os estudos de responsabilidade do acessante deixaram de ser exigidos desde março de 2022, quando a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 estabeleceu que todos os estudos passaram a ser de responsabilidade da distribuidora.

Ao final, com amparo em entendimento exarado pela Procuradoria Federal junto à ANEEL, a Agência Reguladora concluiu pela inaplicabilidade do prazo constante do § 4º do art. 2º da Lei Federal nº 14.300/2022 de forma a afastar a possibilidade de enquadramento daqueles que não cumpriram o comando do inciso II do art. 26, ou seja, não apresentaram documentos referentes à solicitação de acesso de forma completa e tempestiva.

Em que pese as justificativas apresentadas pela ANEEL acerca do tema em referência, por meio do Projeto de Decreto Legislativo - PDL nº 59/2023 protocolado em 03/03/2023 pelos deputados federais Lafayette de Andrada (Republicanos/MG) e José Nelto (PP/GO), objetiva-se a suspensão do art. 71, incisos I e II, da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021.

Ao justificar o referido PDL, os parlamentares destacam que a Agência Reguladora, ao regulamentar o tema por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, extrapolou sua competência normativa e promoveu inovações / distorções nos comandos originariamente dispostos na Lei Federal nº 14300/2022, implicando prejuízos aos acessantes e violação de direitos.

Conclusão

Isso posto, não obstante as justificativas apresentadas pela ANEEL acerca do tema no âmbito da Consulta Pública nº 51/2022, ao suprimir o prazo para saneamento e/ou complemento da solicitação de acesso, tem-se que o art. 71 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, violou os ditamesdo art. 2º, § 4º, da Lei nº 14.300/2022, promovendo inovação e distorção no comando legal originário.

Como o art. 71 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 não se revela em plena consonância com o disposto no § 4º do art. 2º da Lei Federal nº 14.300/2022, o novo regulamento se mostra pouco exequível e de difícil aplicação, não estando apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

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INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

OPÇÃO DE FATURAMENTO

PELO GRUPO B

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, alterou a alteração do art. 292 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 para prever condições específicas para que as unidades com minigeração distribuída possam optar pelo faturamento no Grupo B:

“Art. 292. O consumidor pode optar por faturamento com aplicação da tarifa do grupo B para sua unidade consumidora do grupo A, desde que atendido um dos seguintes critérios: (...)

§ 3º Para unidade consumidora participante do SCEE, a opção de que trata o caput pode ser efetuada desde que atendidos, de forma conjunta, os seguintes critérios:

I - possuir central geradora na unidade consumidora;

II - a soma das potências nominais dos transformadores da unidade consumidora for menor ou igual a 112,5 kVA; e

III - não haver alocação ou recebimento de excedentes de energia em unidade consumidora distinta de onde ocorreu a geração de energia elétrica.” (grifos nossos)

Em complemento, a Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 também inseriu o art. 671-A na Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 para estabelecer que, no prazo de 60 (sessenta) dias, as unidades consumidoras do grupo A – participantes do SCEE e optantes pelo faturamento no grupo B anteriormente a 07/01/2022 – devem se adequar aos novos critérios constantes do § 3º do art. 292 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021:

“Art. 671-A. A unidade consumidora do grupo A participante do SCEE em que foi exercida a opção pelo faturamento no grupo B de que trata a Seção III do Capítulo X do Título I em data anterior à 7 de janeiro de 2022 deve ser adequada aos critérios do § 3º do art. 292, no prazo de até 60 dias contados da entrada em vigor deste artigo. (...)

§ 2º O não atendimento ao disposto no caput implica interrupção da aplicação da opção de faturamento pelo grupo B, devendo o faturamento passar a ser realizado pelo grupo A a partir do ciclo de faturamento subsequente ao término do prazo do caput. (grifos nossos)

Ressalta-se, sob esse aspecto, que a não adequação aos novos critérios implica interrupção do faturamento pelo grupo B, passando-se a utilizar critérios de faturamento do grupo A a partir do ciclo de faturamento subsequente ao término do prazo de 60 (sessenta) dias.

Verifica-se que o § 3º do art. 292 e o art. 671-A da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, não se revelam em plena consonância com o disposto no § 1º do art. 11 da Lei Federal nº 14.300/2022, o qual confere a todos os acessantes, indistintamente, a possibilidade de opção pelo faturamento no grupo B, desde que atendido um único critério, qual seja, o limite da potência nominal total dos transformadores:

“Art. 11. (...)

§ 1º Unidades consumidoras com geração local, cuja potência nominal total dos transformadores seja igual ou inferior a uma vez e meia o limite permitido para ligação de consumidores do Grupo B, podem optar por faturamento idêntico às unidades conectadas em baixa tensão, conforme regulação da Aneel. (grifos nossos)

Denota-se – claramente – que, ao inserir os novos critérios dispostos nos incisos I e III do § 3º do art. 292, bem como a obrigação de adequação constante do art. 671-A, ambos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, a ANEEL extrapolou os ditamesdo § 1º do art. 11º da Lei nº 14.300/2022, o qual vincula a opção de faturamento no grupo B somente à soma das potências nominais dos transformadores da unidade consumidora, o que deve ser menor ou igual a 112,5 kVA.

Entenda o caso

Conforme ressaltado em linhas anteriores, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 restaram estabelecidas condições específicas para que as unidades com minigeração distribuída possam optar pelo faturamento no Grupo B, bem como o prazo de 60 (sessenta) dias para que as unidades consumidoras do grupo A, participantes do SCEE e optantes pelo faturamento no grupo B anteriormente a 07/01/2022, se adequem aos novos critérios.

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, verifica-se que a proposta originária de regulamentação disponibilizada pela ANEEL, que deu origem ao § 3º do art. 292 e ao art. 671-A da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, foi objeto de diversas contribuições pugnando pela retirada da condição de não haver alocação de excedentes para unidades distintas de onde ocorreu a geração.

Ao fundamentarem as aludidas contribuições, os interessados ponderaram que o termo “geração local”, constante do § 1º do art. 11º da Lei nº 14.300/2022, se refere tão somente à necessidade de haver instalação de geração na unidade consumidora, não se tratando, portanto, da modalidade de geração autoconsumo local.

Em resposta às contribuições recebidas, a Agência Reguladora salientou que outros dispositivos da Lei nº 14.300/2022[1] evidenciam que as terminologias “geração local” e “geração remota” são utilizadas para referenciar as modalidades de participação no SCEE, nas situações em que o sistema de geraçãoesteja localizado, ou não, na unidade consumidora. Em complemento, a ANEEL sustenta que a Lei nº 14.300/2022 utiliza a terminologia “unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída” para fazer referência a haver instalação de geraçãona unidade consumidora[2].

No caso específico do §1º do art. 11 da Lei nº 14.300/2022, portanto, a Agência Reguladora entendeu que resta evidenciada a opção do legislador em excluir a geração remota das possibilidades de opção pelo faturamento no grupo B, diferentemente do que ocorrera nos arts. 9º e 36, onde o texto legal inclui expressamente a possibilidade de tanto a geração local quanto a geração remota aderirem ao SCEE ou serem abrangidas pelo PERS.

Há que se registrar que as contribuições apresentadas no âmbito da Consulta Pública nº 51/2022, além de requererem a mencionada retirada da impossibilidade de alocação de excedentes para unidades distintas de onde ocorreu a geração, também pugnavam pela irretroatividade do § 3º do art. 292 e do art. 671-A da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, para unidades consumidoras já conectadas e optantes pelo faturamento no grupo B.

Em resposta, a Agência Reguladora citou o Parecer nº 00096/2022/PFANEEL/PGF/AGU, por meio do qual a Procuradoria Federal junto à ANEEL exarou o entendimento de que as novas regras de faturamento devem incidir sobre os faturamentos realizados após o seu estabelecimento, independente da data de conexão da unidade consumidora, ressaltando que no presente caso fora estabelecida, inclusive, regra de transição – prazo de 60 (sessenta) dias para adequação – às unidades consumidoras com micro ou minigeração que atualmente são faturadas no grupo B e não cumprem os novos critérios legais.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a ANEEL sustentou que o acatamento da argumentação de direito adquirido implicaria reconhecer que as unidades consumidoras com micro ou minigeração já conectadas não estariam sujeitas a normas de faturamento criadas após a sua conexão, ou seja, eventuais evoluções na estrutura tarifária ou alterações dos valores das tarifas só alcançariam as unidades consumidoras com micro ou minigeração conectadas após as suas respectivas edições / publicações, o que criaria diversos regimes de faturamento.

Não obstante as justificativas apresentadas pela ANEEL acerca do tema em referência, por meio do Projeto de Decreto Legislativo - PDL nº 59/2023 protocolado em 03/03/2023 pelos deputados federais Lafayette de Andrada (Republicanos/MG) e José Nelto (PP/GO), objetiva-se a suspensão dos incisos I e III do § 3º do art. 292 e do art. 671-A da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021.

Conclusão

Isso posto, em que pese as justificativas apresentadas pela ANEEL acerca do tema no âmbito da Consulta Pública nº 51/2022, ao inserir os novos critérios dispostos nos incisos I e III do § 3º do art. 292, bem como a obrigação de adequação constante do art. 671-A, ambos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, a ANEEL extrapolou os ditamesdo § 1º do art. 11º da Lei nº 14.300/2022, o qual vincula a opção de faturamento no grupo B somente à soma das potências nominais dos transformadores da unidade consumidora, implicando nítida violação ao princípio da segurança jurídica.

Como os incisos I e III do § 3º do art. 292 e o art. 671-A da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 não se revelam em plena consonância com o disposto no § 1º do art. 11º da Lei Federal nº 14.300/2022, o novo regulamento se mostra pouco exequível e de difícil aplicação na medida em que promove inovação e distorção no comando legal originário, não estando apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

[1]Art. 9º Podem aderir ao SCEE os consumidores de energia, pessoas físicas ou jurídicas, e suas respectivas unidades consumidoras:

I – com microgeração ou minigeração distribuída com geração local ou remota;

Art. 36. Fica instituído o Programa de Energia Renovável Social (PERS), destinado a investimentos na instalação de sistemas fotovoltaicos e de outras fontes renováveis, na modalidade local ou remota compartilhada, aos consumidores da Subclasse Residencial Baixa Renda de que trata a Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010.

[2]Art. 1º. Para fins e efeitos desta Lei, são adotadas as seguintes definições: (...)

II – autoconsumo remoto: modalidade caracterizada por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma pessoa jurídica, incluídas matriz e filial, ou pessoa física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com atendimento de todas as unidades consumidoras pela mesma distribuidora; (...)

V - consumidor-gerador: titular de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída;

VIII - excedente de energia elétrica: diferença positiva entre a energia elétrica injetada e a energia elétrica consumida por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída de titularidade de consumidor-gerador, apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento, exceto para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada, em que o excedente de energia elétrica pode ser toda a energia gerada ou a injetada na rede de distribuição pela unidade geradora, a critério do consumidor-gerador titular da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída; (...)

X - geração compartilhada: modalidade caracterizada pela reunião de consumidores, por meio de consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil, instituída para esse fim, composta por pessoas físicas ou jurídicas que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com atendimento de todas as unidades consumidoras pela mesma distribuidora; (...)

XIV - Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE): sistema no qual a energia ativa é injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída na rede da distribuidora local, cedida a título de empréstimo gratuito e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa ou contabilizada como crédito de energia de unidades consumidoras participantes do sistema. (grifos nosso)

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

LIMITES DE POTÊNCIA PARA A

MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à geração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, conceitua a microgeração como central geradora com potência instalada menor ou igual a 75 kW, enquanto a minigeração consiste em central geradora com potência instalada de 3 MW (fontes não despacháveis) a 5 MW (fontes despacháveis), excetuando-se as centrais geradoras já conectadas em 07/01/2022 ou com conexões solicitadas até 07/01/2023:

“Art. 2º. A Resolução Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, passa a vigorar com as seguintes alterações:

Art. 2º. (...)

XXIX-A - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada, em corrente alternada, menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme a Resolução Normativa no 1.031, de 26 de julho de 2022, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidade consumidora;

XXIX-B - minigeração distribuída: central geradora de energia elétricarenovável ou de cogeração qualificada, conforme a Resolução Normativa no 1.031, de 26 de julho de 2022, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidade consumidora, que possua potência instalada em corrente alternada maior que 75 kW e menor ou igual a:

a) 5 MW para as centrais geradoras de fontes despacháveis;

b) 3 MW para as demais fontes não enquadradas como centrais geradoras de fontes despacháveis; ou

c) 5 MW para unidades consumidoras já conectadasem 7 de janeiro de 2022 ou que protocolarem solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, até 7 de janeiro de 2023, independentemente do enquadramento como centrais geradoras de fontes despacháveis.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, os incisos XI e XIII do art. 1º da Lei Federal nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída, estabelecem os conceitos de micro e minigeração da seguinte forma:

“Art. 1º. (...)

XI - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada, em corrente alternada, menor ou igual a 75 kW (setenta e cinco quilowatts) e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidades consumidoras;

XIII - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica renovável ou de cogeração qualificada que não se classifica como microgeração distribuída e que possua potência instalada, em corrente alternada, maior que 75 kW (setenta e cinco quilowatts), menor ou igual a 5 MW (cinco megawatts) para as fontes despacháveis e menor ou igual a 3 MW (três megawatts) para as fontes não despacháveis, conforme regulamentação da Aneel, conectada na rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidades consumidoras;” (grifos nossos)

Verifica-se que os incisos XXIX-A e XXIX-B do art. 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos incisos XI e XIII do art. 1º da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Com a superveniência da Lei nº 14.300/2022, frisa-se que o inciso IX do art. 1º trouxe o conceito de fontes despacháveis, o qual, lido em conjunto com o já citado conceito de minigeração distribuída, possibilita a definição das fontes energéticas despacháveis e respectivos limites de potência associados:

“Art. 1º. (...)

IX - fontes despacháveis: as hidrelétricas, incluídas aquelas a fio d'água que possuam viabilidade de controle variável de sua geração de energia, cogeração qualificada, biomassa, biogás e fontes de geração fotovoltaica, limitadas, nesse caso, a 3 MW (três megawatts) de potência instalada, com baterias cujos montantes de energia despachada aos consumidores finais apresentam capacidade de modulação de geração por meio do armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% (vinte por cento) da capacidade de geração mensal da central geradora que podem ser despachados por meio de um controlador local ou remoto;” (grifos nossos)

Ressalta-se que o conceito de fontes despacháveis fora incluído no inciso IV-A do art. 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021:

“Art. 2º. (...)

IV-A - central geradora de fonte despachável: central geradora que pode ser despachada por meio de um controlador local ou remoto, com as seguintes características:

a) hidrelétrica de até 5 MW de potência instalada, incluídas aquelas a fio d'água que possuam viabilidade de controle variável de sua geração de energia;

b) termelétrica de até 5 MW de potência instalada, classificadas como cogeração qualificada, ou movida à biomassa ou biogás; ou

c) fotovoltaica de até 3 MW de potência instalada, que apresentem capacidade de modulação de geração por meio de armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% da capacidade de geração mensal das unidades de geração fotovoltaicas, nos termos do art. 655-B;” (grifos nossos)

Denota-se que, para considerar a fonte solar como despachável, esta deve estar associada a um sistema de baterias com a capacidade mínima de armazenamento de 20% (vinte por cento) da geração mensal da usina, de forma a permitir o controle do despacho de parte da energia produzida pela central geradora.

No que tange às fontes hídrica, incluídas aquelas a fio d’água com controle variável de geração, e termelétrica qualificada como cogeração qualificada ou movida à biomassa ou biogás, o limite de potência será de 5 MW sem a necessidade de instalação de sistema de armazenamento.

É importante destacar que, nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a proposta submetida originariamente pela Agência Reguladora previa que a capacidade da bateria deveria ser maior ou igual à geração diária máxima, considerando a maior geração mensal do ano e dividindo esse valor pelo total de dias do mês.

No entanto, observadas as contribuições recebidas por entidades do setor solar, bem como considerando-se o texto do inciso IX do art. 1º da Lei nº 14.300/2022, a proposta originária restou alterada de maneira que, para ser considerada como fonte despachável, a geração solar precisaria ter capacidade igual ou superior a 20% (vinte por cento) da geração mensal.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que os incisos XXIX-A e XXIX-B do art. 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos incisos XI e XIII do art. 1º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

SISTEMAS DE MEDIÇÃO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, atribui ao consumidor a responsabilidade pelos custos de adequação do sistema de medição de unidade minigeradora, sendo tais custos suportados pelas distribuidoras locais em se tratando de unidade microgeradora:

“Art. 2º. A Resolução Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, passa a vigorar com as seguintes alterações:

Art. 228. A distribuidora é responsável por instalar, operar, manter e arcar com a responsabilidade técnica e financeira dos medidores e demais equipamentos de medição para fins de faturamento em unidade consumidora e em distribuidora a ela conectada. (...)

§ 4º O consumidor é responsável pelos custos de adequação do sistema de medição para conexão de unidade consumidora com minigeração distribuída ou para instalação de minigeração distribuída em unidade consumidora existente.

§ 5º Os custos de adequação aos quais se refere o § 4º correspondem à diferença entre os custos do sistema de medição requerido para o SCEE e o sistema de medição convencional utilizado em unidade consumidora do mesmo nível de tensão.” (grifos nossos)

Sob esse aspecto, os §§ 4º e 5º do art. 8º da Lei Federal nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, estabeleceram as responsabilidades técnicas e financeiras pelos sistemas de medição, ressaltando que, no caso da microgeração, tais responsabilidades foram alocadas à distribuidora, e para a minigeração, o custo de adequação do sistema de medição foi alocado ao acessante:

Art. 8º. Para o atendimento às solicitações de nova conexão ou de alteração da conexão existente para instalação de microgeração ou minigeração distribuída, deve ser calculada a participação financeira da concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, bem como a eventual participação financeira do consumidor-gerador titular da unidade consumidora onde a microgeração ou minigeração distribuída será instalada, consideradas as diretrizes e as condições determinadas pela Aneel. (...)

§ 4º A distribuidora é responsável técnica e financeiramente pelo sistema de medição da microgeração distribuída.

§ 5º Os custos de adequação do sistema de medição para conexão da minigeraçãodistribuída são de responsabilidade do interessado. (grifos nossos)

Verifica-se que os §§ 4º e 5º do art. 228 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos §§ 4º e 5º do art. 8º da Lei Federal nº 14.300/2022.

Entenda o caso

Na Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, a Agência Reguladora incentivou a apresentação de contribuições relacionadas ao aproveitamento do movimento natural de troca dos medidores devido à instalação de micro ou minigeração distribuída para implantação de medidores mais modernos, com inclusão de funcionalidades de comunicação remota e/ou apuração de distorção harmônica.

A obrigatoriedade de adotar medição inteligente nas novas conexões de micro e minigeração distribuída contribuiria para a correta medição e, assim, para o correto faturamento dessas unidades consumidoras pelo uso da rede de distribuição na forma de gerador, ou seja, pela demanda medida.

Analisadas as diversas contribuições apresentadas nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, bem comoas reuniões realizadas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD com a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica – ABINEE e com representantes de fabricantes, a ANEEL chegou à conclusão de que a proposta de texto originária devia ser alterada.

Na oportunidade, restou definida a não realização da troca de medidores com novas funcionalidades mínimas em unidades existentes, seja do Grupo A ou Grupo B, nem em novas unidades do Grupo B, enquanto que, para as novas conexões de unidades consumidoras do Grupo A, o sistema de medição deve atender as funcionalidades indicadas pela ABINEE como já disponíveis no mercado e listadas na proposta de redação do item 17-A do Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST, mas apenas a partir de 1º de janeiro de 2024:

Art. 83. O consumidor e demais usuários devem aprovar o orçamento de conexão e autorizar a execução das obras pela distribuidora nos seguintes prazos: (...)

§ 9º Nos casos de conexão de microgeração ou minigeração distribuída enquadrados no § 1º do art. 73, ao aprovar o orçamento de conexão o consumidor deve formalizar à distribuidora sua opção entre as alternativas apresentadas, indicando, no mínimo: (...)

II - proposta, se houver, de uso de funcionalidades dos dispositivos de interface com a rede. (grifos nossos)

Ao justificar a alteração da proposta originária, a Agência Reguladora sustentou que: (i) já existem medidores que atendem, praticamente, todas as necessidades da minigeração, contudo, inexistem medidores que contenham as funcionalidades desejadas para a microgeração; (ii) algumas funcionalidades ainda não estão disponíveis para os equipamentos destinados às unidades consumidoras do Grupo A; (iii) as demais funcionalidades propostas na abertura da CP, além de estarem disponíveis imediatamente, não implicam acréscimo significativo de custo em relação aos medidores atualmente utilizados para unidades consumidoras do Grupo A que instalam micro ou minigeração distribuída; e (iv) não se espera impacto técnico ou financeiro significativo, considerando que, do total de 1.612.691 unidades consumidoras com micro e minigeração distribuída no país (em janeiro/2023), apenas 21.006 (1,3%) se referem ao Grupo A, sendo 13.172 com microgeração e 7.834 com minigeração.

Também foram recebidas contribuições para que o custo de medidores com funcionalidades adicionais utilizados em centrais de microgeração distribuída fosse suportado pelos próprios consumidores, no entanto, a ANEEL destacou, acertadamente, que o § 4º do art. 8º da Lei nº 14.300/2022 não permite tal interpretação.

Por fim, é importante destacar que a Agência Reguladora conduzirá atividade específica acerca dos sistemas de medição com vistas a promover discussão aprofundada, por meio de consulta pública específica, sobre a evolução da medição, oportunidade na qual serão discutidos os benefícios de se obrigarem novas funcionalidades para unidades do Grupo B.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que os §§ 4º e 5º do art. 228 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos §§ 4º e 5º do art. 8º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

ADESÃO DE USINAS HÍBRIDAS OU ASSOCIADAS AO SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – SCEE

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, não regulou o disposto no art. 2º da referida lei, que estabelece que sistemas híbridos – com mais de uma fonte de energia – podem solicitar o orçamento de conexão junto à distribuidora e aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, conforme regulação da ANEEL:

“Art. 2º As concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas as disposições regulamentares.” (grifos nossos)

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aludido aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída, a ANEEL propôs que o tema das usinas híbridas seja objeto de processo regulatório exclusivo diante do escopo específico do assunto, ressaltando que foram recebidas contribuições, no âmbito da citada CP, manifestando concordância à proposta de regulamentação apartada.

Entenda o caso

Com a superveniência do citado art. 2º da Lei nº 14.300/2022, restou possibilitada a adesão de usinas híbridas ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE.

Acerca do tema, denota-se que a Agência Reguladora, ao concluir a segunda fase da Consulta Pública nº 061/2020, em 30/11/2021, aprovou a regulamentação para o funcionamento das chamadas Centrais Geradoras Híbridas – UGH e Centrais Geradoras Associadas, salientando que o normativo traz as definições e as regras para a outorga desses empreendimentos e para a contrataçãodo uso dos sistemas de transmissão, além de definir a forma de tarifação dessas usinas e da aplicação dos descontos legais nas tarifas de uso do sistema de transmissão.

A necessidade de transição de uma matriz elétrica nacional – essencialmente hidrotérmica – para uma matriz mais diversificada, com maior inserção de fontes renováveis, se reforça diante das crises hidrológicas vivenciadas nas últimas décadas, bem como evidencia que a combinação de tecnologias de geração em modelos de usinas híbridas e associadas se apresenta como uma alternativa para o setor.

Isso porque as usinas híbridas e associadas proporcionam (i) aproveitamento da complementaridade temporal entre diferentes fontes de geração de energia, (ii) benefícios que superam as vantagens da exploração de cada fonte individualmente, (iii) redução de custos e otimização do uso das redes de transmissão e distribuição, bem como (iv) crescimento da capacidade de geração com menores investimentos na expansão das redes.

Sob esse aspecto, cumpre esclarecer que as usinas híbridas ou associadas são constituídas a partir da combinação de diferentes tecnologias de geração de energia elétrica, oportunidade em que tais usinas compartilham, fisicamente e contratualmente, a mesma infraestrutura da rede elétrica, ressaltando que a diferença entre híbridas e associadas se refere à outorga e à medição.

Ao passo que a usina híbrida é caracterizada por uma instalação objeto de uma única outorga, que pode ter medição única ou distinta, verifica-se que as usinas associadas são constituídas por duas ou mais instalações que contam com outorgas e medições obrigatoriamente distintas.

Como restrição, denota-se que a regulamentação aprovada pela ANEEL veda, apenas e tão somente, a associação entre duas usinas já existentes, haja vista que tais associações podem majorar os custos suportados pelos demais usuários considerando que os investimentos realizados por usinas existentes são remunerados com base nos contratos de uso firmados.

Em sentido contrário, a regulamentação aprovada pela ANEEL não proíbe a composição de usinas híbridas ou associadas com usinas integrantes do MRE, contudo, impõe que as garantias físicas e as medições sejam distintas por tecnologia de geração, bem como que a energia proveniente das demais tecnologias não sejam destinadas ao MRE.

Relativamente à aplicação dos descontos na TUSD e TUST para usinas híbridas com medição individualizada por tecnologia e para as usinas associadas, o percentual de desconto será proporcional à energia gerada por cada fonte, observada a aferição dos limites de ultrapassagem de potência injetada por cada tecnologia.

Em se tratando de usinas híbridas que não possuem medição individualizada por tecnologia, os citados descontos serão aplicados sobre a produção e consumo da energia elétrica, de acordo com o menor percentual de desconto correspondente às fontes de energia do conjunto híbrido, assim, caso uma das fontes não conte com o desconto, o percentual aplicado será igual a zero.

Relativamente à rede de transmissão, as usinas híbridas ou associadas poderão contratar o uso da rede dentro de uma faixa variável entre (i) a potência nominal da tecnologia de geração de maior participação na central geradora híbrida ou associada e (ii) a soma das potências do conjunto, salientando que, para afastar eventual sobrecarga na rede de transmissão, há previsão de corte automático de geração no limite da capacidade da rede contratada pelas usinas.

Nesse contexto, as usinas híbridas ou associadas poderão contratar o MUST em valor declarado, contido na faixa de potência para fins de contratação do uso da rede estabelecida no respectivo ato de outorga.

Outro ponto relevante diz respeito ao processo tarifário das usinas híbridas e associadas, tendo em vista que, para as usinas híbridas, as regras de tarifação vigentes serão aplicadas sem alterações por se tratar de instalação com outorga única. Lado outro, no que se refere às usinas associadas, a TUST será única para o conjunto associado e estabelecida de forma proporcional à parcela de MUST associada a cada tecnologia de geração do conjunto – MUSTg.

Conclusão

Isso posto, em que pese o tema da adesão de usinas híbridas ou associadas ao SCEE – art. 2º da Lei nº 14.300/2022 – não ter sido objeto de regulamentação por parte da recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, a Agência Reguladora cuidará de regulamentar o assunto de forma apartada, por intermédio de processo regulatório exclusivo por se tratar de escopo específico.

Por fim, tem-se que o desenvolvimento de usinas híbridas ou associadas agrega inúmeros ganhos de eficiência para o sistema elétrico nacional, o que se revela ainda mais relevância diante dos reiterados cenários de severa escassez hídrica e de forte pressão tarifária.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

GERAÇÃO DESPACHÁVEL E SISTEMAS

DE ARMAZENAMENTO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, estabelece que, para considerar a fonte solar como despachável, esta deve estar associada a um sistema de baterias com a capacidade mínima de armazenamento de 20% (vinte por cento) da geração mensal da usina, de forma a permitir o controle do despacho de parte da energia produzida pela central geradora:

“Art. 2º (...)

IV-A - central geradora de fonte despachável: central geradora que pode ser despachada por meio de um controlador local ou remoto, com as seguintes características: (...)

c) fotovoltaica de até 3 MW de potência instalada, que apresentem capacidade de modulação de geração por meio de armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% da capacidade de geração mensal das unidades de geração fotovoltaicas, nos termos do art. 655-B; (...)” (grifos nossos)

Adicionalmente, a citada Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 também dispõe que sistemas com armazenamento de energia e sistemas híbridos (com mais de uma fonte de energia) podem solicitar orçamento de conexão junto à distribuidora:

“Art. 655-A. A distribuidora deve atender à solicitação de conexão ou de aumento de potência disponibilizada de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistema de armazenamento de energia, de acordo com os procedimentos, prazos e condições estabelecidos no Capítulo II do Título I e do Módulo 3 do PRODIST.”

“Art. 655-B. Para fins de enquadramento de central de geração fotovoltaica como central geradora de fonte despachável, o cálculo da produção média mensal da central geradora é obtido pela seguinte equação: Eg = Pg × FC × 24 horas × 30 dias.” (grifos nossos)

Verifica-se que os supracitados arts. 2º, IV, “c”, 655-A e 655-B, todos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelam em plena consonância com o disposto nos arts. 1º, IX, e 2º da Lei Federal nº 14.300/2022[1], que versam acerca das fontes despacháveis e do atendimento às solicitações de acesso de micro ou minigeração distribuída com sistema de armazenamento de energia.

Entenda o caso

Com a superveniência da Lei nº 14.300/2022, frisa-se que o citado inciso IX do art. 1º trouxe o conceito de fontes despacháveis, o qual, lido em conjunto com o conceito de minigeração distribuída, possibilita a definição das fontes energéticas despacháveis e respectivos limites de potência associados, ressaltando que tal conceito fora incluído no já mencionado inciso IV-A do art. 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021.

Nesse contexto, o tema fora objeto de debate na Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022.

Na oportunidade, a ANEEL propôs redação originária contendo limitação à capacidade máxima do sistema de armazenamento, tudo com vistas a minimizar o risco de uso da energia da rede para arbitragem de preços e utilização indevida de subsídio destinado a fontes renováveis ou cogeração qualificada.

Contudo, após a análise de contribuições sobre o tema e, considerando (i) que o risco de arbitragem de preços através da combinação de sistemas de armazenamento e fontes intermitentes não teria viabilidade econômica, bem como (ii) que a viabilidade econômica de sistemas de armazenamento de maior porte ainda é bastante restrita, a ANEEL optou por retirar a referida limitação.

Ainda nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, em relação à capacidade mínima de armazenamento de 20% (vinte por cento) da geração mensal da usina solar para ser considerada despachável, a proposta submetida originariamente pela Agência Reguladora previa que a capacidade da bateria deveria ser maior ou igual à geração diária máxima, considerando a maior geração mensal do ano e dividindo esse valor pelo total de dias do mês.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que os arts. 2º, IV, “c”, 655-A e 655-B, todos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redações dadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com o disposto nos arts. 1º, IX, e 2º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comandos exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

[1]Art. 1º. (...)

IX - fontes despacháveis: as hidrelétricas, incluídas aquelas a fio d'água que possuam viabilidade de controle variável de sua geração de energia, cogeração qualificada, biomassa, biogás e fontes de geração fotovoltaica, limitadas, nesse caso, a 3 MW (três megawatts) de potência instalada, com baterias cujos montantes de energia despachada aos consumidores finais apresentam capacidade de modulação de geração por meio do armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% (vinte por cento) da capacidade de geração mensal da central geradora que podem ser despachados por meio de um controlador local ou remoto; (...)

Art. 2º As concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas as disposições regulamentares.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

TROCA DE TITULARIDADE EM UNIDADES COM

MICRO OU MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, veda a transferência da titularidade ou do controle societário antes da aprovação ou solicitação de vistoria da seguinte forma:

“Art. 83. O consumidor e demais usuários devem aprovar o orçamento prévio e autorizar a execução das obras pela distribuidora nos seguintes prazos: (...)

§ 7º O orçamento prévio perderá a validade nos casos de: (...)

VI - transferência de controle societário de empresa para a qual foi emitido o orçamento de conexão referente à conexão de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída antes da aprovação ou solicitação da vistoria, nos termos do art. 91.”

“Art. 138. A distribuidora deve alterar a titularidade quando houver solicitação ou pedido de conexão de novo consumidor ou dos demais usuários para instalações de contrato vigente, observadas as condições do art. 346.

§ 7º No caso de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, a alteração de titularidade pode ser solicitada antes da conclusão do processo de conexão, devendo ser observadas as seguintes disposições:

I - a alteração do titular indicado no orçamento de conexão somente pode ser realizada após a solicitação ou aprovação da vistoria, nos termos do art. 91; e

II - o prazo estabelecido no § 4º deste artigo deve ser contado a partir da solicitação ou aprovação da vistoria.” (grifos nossos)

Verifica-se que o inciso VI do § 7º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, não se revela em plena consonância com o disposto no art. 5º da Lei Federal nº 14.300/2022, que estabeleceu – de formaoriginária – a vedação em tela:

“Art. 5º Fica vedada a transferência do titular ou do controle societário do titular da unidade com microgeração ou minigeração distribuída indicado no parecer de acesso até a solicitação de vistoria do ponto de conexão para a distribuidora, assegurada a destinação de créditos de energia às unidades consumidoras beneficiárias, a partir do primeiro ciclo de faturamento subsequente ao do pedido.” (grifos nossos)

Denota-se – claramente – que, ao atrelar a possibilidade de transferência da titularidade à aprovação da vistoria do ponto de conexão, o citado inciso VI do § 7º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 extrapolou os ditamesdo art. 5º da Lei nº 14.300/2022, o qual vincula a possibilidade da referida transferência tão somente à solicitação de vistoria do ponto de conexão.

Entenda o caso

Por intermédio do Ofício nº 0194/2019 emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD da ANEEL, restou determinado, à época, que fossem interrompidos/reiniciados os processos de conexão de micro e minigeração distribuída em caso de troca de titularidade ocorrida previamente à conclusão da conexão junto à distribuidora local.

Isso porque, de acordo com o entendimento da Agência Reguladora, a prioridade no atendimento consubstanciada no subitem 2.4.1, da Seção 3.7 do PRODIST é concedida por meio da ordem de entrada das solicitações de acesso, sendo que eventual substituição do titular antes da efetivação da conexão significaria que o processo não fora finalizado, devendo ser iniciado novo processo de acesso para o novo titular.

Ainda nos termos do citado ofício, era possível concluir que a substituição do requerente do parecer de acesso, agora denominado orçamento de conexão, só poderia ocorrer posteriormente à celebração dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e Compra de Energia Regulada – CCER.

Ocorre que tal orientação não encontrava previsão no regulamento setorial, constituindo-se, assim, como mera orientação da SRD, haja vista que, em se tratando de empreendimentos de geração distribuída, é usual verificar, inicialmente, a viabilidade da conexão e, depois disso, constituir, por exemplo, um consórcio para participação no sistema de compensação de forma compartilhada.

Tendo por base o entendimento da Agência Reguladora manifestado por meio do Ofício nº 0364/2019-SRD-ANEEL, denota-se que as transferências de titularidade envolvendo o titular e o consórcio/cooperativa, constituído(a) pelo próprio titular para fins de operação – na modalidade compartilhada – da unidade micro ou minigeradora distribuída após a energização do empreendimento, restaram excluídas da vedação contida no Ofício nº 0194/2019-SRD-ANEEL, tornando possível a realização de tais transferências.

Em igual sentido, urge esclarecer que a transferência do controle societário do titular da unidade micro ou minigeradora nunca fora objeto da vedação contida no Ofício nº 0194/2019-SRD-ANEEL, vez que nesta hipótese a titularidade do empreendimento – junto à distribuidora local – resta inalterada.

Com a superveniência do marco legal da geração distribuída, consubstanciado na Lei Federal nº 14.300/2022, a vedação objeto da presente análise, até então carente de respaldo legal ou regulatório, passou a ser expressamente disciplinada pelo art. 5º da nova lei, conforme visto anteriormente.

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, a proposta originária de regulamentação disponibilizada pela ANEEL dispôs no sentido de que a alteração da titularidade somente ocorreria após a aprovação da vistoria. Contudo, após a análise de diversas contribuições, a Agência Reguladora retificou o texto de forma a determinar que a troca da titularidade seja permitida após a solicitação de vistoria – para os que assim optaram quando do pedido de acesso – ou após a aprovação – para os que optaram pela vistoria automática:

“Art. 68. No pedido de orçamento prévio, o consumidor e demais usuários podem: (...)

IV - optar que a primeira vistoria seja realizada somente após sua solicitação, observado o art. 91; (...)

§ 2º No caso do inciso IV do caput, a solicitação da vistoria para unidade consumidora do grupo B deve ser realizada no prazo de até 120 dias contados a partir da aprovação do orçamento de conexão, e a não realização da solicitação da vistoria implica cancelamento do orçamento. (...)” (grifos nossos)

Em que pese as justificativas apresentadas pela ANEEL, de que a solicitação poderia se dar de forma tácita a partir de algumas situações previstas no art. 91 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021[1], tem-se que o inciso VI do § 7º do art. 83, também da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, extrapolou os ditamesdo art. 5º da Lei nº 14.300/2022, o qual vincula a possibilidade da referida transferência tão somente à solicitação de vistoria do ponto de conexão.

Por fim, no que tange aos casos em que a troca de titularidade seja solicitada após a conexão da unidade micro ou minigeradora, as disposições constantes na Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 encontram-se adequadas ao texto da Lei nº 14.300/2022, salientando que, em tais hipóteses, aplicam-se os procedimentos descritos nos §§3º e 4º do art. 13 da Lei nº 14.300/2022 para tratamento dos créditos remanescentes do antigo titular.

Conclusão

Isso posto, ao atrelar a possibilidade de transferência da titularidade à aprovação da vistoria do ponto de conexão, parte do citado inciso VI do § 7º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, extrapola os ditamesdo art. 5º da Lei nº 14.300/2022 ao criar regramento sem previsão legal, implicando nítida violação ao princípio da segurança jurídica.

No que tange ao trecho do regulamento que atrela a possibilidade de transferência da titularidade à solicitação da vistoria do ponto de conexão, tem-se que o citado inciso VI do § 7º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021se revela em plena consonância com o disposto no art. 5º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comando exequível, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

[1] (i) conclusão da análise pela distribuidora que indicar que não são necessárias obras na baixa tensão; (ii) devolução dos contratos assinados pelo consumidor, quando não são necessárias obras para conexão; (iii) conclusão das obras de conexão pela distribuidora; (iv) comissionamento das obras executadas pelo consumidor; ou (v) solicitação de vistoria pelo consumidor quando da reprovação da vistoria anterior.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

VEDAÇÃO À COMERCIALIZAÇÃO DE

PARECER DE ACESSO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, veda – expressamente – a comercialização de pareceres de acesso, agora denominados orçamentos de conexão, da seguinte forma:

“Art. 83. O consumidor e demais usuários devem aprovar o orçamento prévio e autorizar a execução das obras pela distribuidora nos seguintes prazos: (...)

§ 8º É vedada a comercialização de orçamento de conexão referente à conexão de unidade consumidora com microgeração e minigeração distribuída, e a sua caracterização implica aplicação do art. 655-F e cancelamento do orçamento de conexão.” (grifos nossos)

Verifica-se que o § 8º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com o disposto no art. 6º da Lei Federal nº 14.300/2022[1], que estabeleceu – de formaoriginária – a vedação em tela.

Lado outro, constata-se que a supracitada vedação fora inserida pela Lei Federal nº 14.300/2022 – posteriormente regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 – sem a criação dos correspondentes critérios objetivos para sua verificação e aplicação, o que proporciona instabilidade jurídica ao tema em referência.

Entenda o caso

Conforme ressaltado, com a Superveniência da Lei nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída no país, restou inserida vedação expressa à comercialização dos agora denominados orçamentos de conexão com vistas a corrigir as seguintes distorções:

· existência de inúmeros pleitos de conexão sem a real intenção de conexão;

· aumento de custos operacionais decorrentes do direcionamento de mão-de-obra das distribuidoras para dar vazão a tais pleitos de cunho especulativo; e

· prejuízo aos investidores interessados em se conectar.

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, algumas contribuições aduziram que a exigência de fiel garantia para conexões a partir de 500 kW (quinhentos quilowatts), por si só, afastaria a atuação de especuladores, restringindo o problema às conexões inferiores a 500 kW (quinhentos quilowatts), o que representa mais de 99% (noventa e nove por cento) das conexões.

Assim, ainda no curso da Consulta Pública nº 51/2022 e visando coibir a atuação de especuladores, algumas contribuições sugeriram que, durante o processo de conexão, o interessado fosse instado a comprovar a capacidade financeira para construir a central geradora objeto do pedido, contudo, a ANEEL conclui que tal exigência traria burocracia ao processo, ressaltando, ainda, a existência de dúvidas sobre a legalidade de tal exigência por parte das distribuidoras.

Desse modo, a Agência Reguladora concluiu por não estabelecer mecanismos ou critérios objetivos para caracterizar venda de orçamento de conexão, mantendo-se o texto submetido originariamente à Consulta Pública nº 51/2022, que oferta um conjunto de providências a serem tomadas quando caracterizada tal prática mediante a aplicação do art. 655-F da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023:

“Art. 655-F. Na ocorrência de indício de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, a distribuidora deve adotar as providências para sua fiel caracterização, compondo um conjunto de evidências que comprovem o recebimento irregular do benefício. (Incluído pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

§1º Na aplicação deste artigo, a distribuidora deve utilizar o procedimento descrito do art. 325. (...)”

“Art. 325. A distribuidora deve compensar o faturamento quando houver diferença a cobrar ou a devolver decorrente das seguintes situações: (...)

IV - constatação de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, de que trata o art. 655-F. (Incluído pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

§ 1º A distribuidora deve notificar o consumidor por escrito, por modalidade que permita a comprovação do recebimento, contendo obrigatoriamente: (...)

III-A - no caso de recebimento irregular de benefício associado ao SCEE, descrição da irregularidade e os indícios associados, bem como dos valores a serem refaturados; e (Incluído pela REN ANEEL 1.059, de 07.02.2023)

§ 2º O consumidor pode registrar reclamação na distribuidora, em até 30 dias contados a partir da notificação, se discordar da diferença a cobrar ou a devolver informada.” (grifos nossos)

Ressalvado o direito de resposta ao acessante e observados os procedimentos constantes dos supracitados arts. 325 e 655-F, ambos da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, portanto, caso se constate a caracterização da condutavedada pelo § 8º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, o correspondente orçamento de conexão será cancelado pela distribuidora local.

Ocorre que, nos termos destacados anteriormente, a vedação à comercialização de orçamentos de conexão fora inserida pela Lei Federal nº 14.300/2022 – posteriormente regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 – sem a criação dos correspondentes critérios objetivos para sua verificação e aplicação, o que implica relevante instabilidade jurídica.

Conclusão

Isso posto, é certo que a ausência de requisitos objetivos sobre a aplicabilidade da vedação constante do § 8º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, bem como a iminente superveniência de critérios objetivos determinados de forma discricionária por concessionárias de distribuição, tal como já se viu em um passado recente, os quais sequer encontram amparo no regulamento setorial, implica nítida violação ao princípio da segurança jurídica.

Desta feita, em que pese o citado § 8º do art. 83 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 se revelar em plena consonância com o disposto no art. 6º da Lei Federal nº 14.300/2022, o novo regulamento se mostra pouco exequível, de difícil entendimento e aplicação, não estando apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

[1]Art. 6º Fica vedada a comercialização de pareceres de acesso.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

GARANTIA DE FIEL CUMPRIMENTO

A recente Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, que aprimora os regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, regula a obrigação de apresentação de garantia de fiel cumprimento – GFC, por parte dos interessados na conexão de centrais de minigeração, da seguinte forma:

“Art. 655-C. O consumidor interessado em implantar minigeração distribuída com potência instalada superior a 500 kW deve apresentar à distribuidora a garantia de fiel cumprimento na ocasião do protocolo da solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I.

§ 1º O valor da garantia de fiel cumprimento deve ser calculado pela seguinte equação:

𝐺𝑎𝑟𝑎𝑛𝑡𝑖𝑎𝑑𝑒𝐹𝑖𝑒𝑙𝐶𝑢𝑚𝑝𝑟𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡o = 𝑃𝑒𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑢𝑎𝑙 × 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 × 𝑃𝑟𝑒ç𝑜

§ 2º Na apresentação da garantia de fiel cumprimento o consumidor pode optar, exclusivamente, por uma das seguintes modalidades:

I - caução em dinheiro;

II - títulos da dívida pública emitidos sob a forma escritural, mediante registro em sistema centralizado de liquidação e de custódia autorizado pelo Banco Central do Brasil; ou

III - fiança bancária emitida por banco ou instituição financeira devidamente autorizada a operar no país pelo Banco Central do Brasil. (...)” (grifos nossos)

Verifica-se que o supracitado texto, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em consonância com o disposto no art. 4º da Lei Federal nº 14.300/2022[1], que criou a obrigação de apresentação de GFC por parte dos interessados na conexão de centrais de minigeração a partir de 500 kW (quinhentos quilowatts) de potência instalada, na razão de 2,5% (dois vírgula cinco por cento) do valor do investimento, em se tratando de minigeradoras com potência instalada de 500 (quinhentos) a 1000 KW (mil quilowatts), e de 5% (cinco por cento) nos casos de minigeradoras com potência instalada acima de 1000 kW (mil quilowatts).

Lado outro, o regramento constante do § 7º do art. 655-C da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, merece destaque:

“Art. 655-C. (...)

§ 7º A obrigação prevista no caput não se aplica à minigeração distribuída que se enquadre em uma das modalidades a seguir e permaneça na mesma modalidade por, no mínimo, 12 meses após a conclusão do processo de conexão:

I - modalidade de geração compartilhada por meio da formação de consórcio ou cooperativa; ou

II - modalidade de múltiplas unidades consumidoras com minigeração distribuída.”

Denota-se – claramente – que a exigência de permanência mínima de 12 (dose) meses na mesma modalidade, a contar da data da conclusão da respectiva conexão, não encontra respaldo no § 1º do art. 4º da Lei nº 14.300/2022, o qual cuidou apenas de desonerar as modalidades (i) de geração compartilhada – consorcio / cooperativa – e (ii) de múltiplas unidades consumidoras da apresentação de GFC, sem a imposição de qualquer exigência ou restrição posterior à efetivação da conexão.

Entenda o caso

Conforme ressaltado, com a Superveniência da Lei nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída no país, restou criada a obrigação de apresentação de GFC por parte dos interessados na conexão de centrais de minigeração, a partir de 500 kW de potência instalada.

Nos autos da Consulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022, a proposta originaria de redação (§2º do art. 655-C) restringia a GFC à modalidade de depósito bancário em espécie (caução). No entanto, após diversas contribuições de interessados, a ANEEL optou pela inclusão das modalidades (i) de títulos da dívida pública e (ii) de fiança bancária.

Na oportunidade, a Agência Reguladora optou por não incluir a modalidade de seguro garantia na GFC sob os argumentos de que a Lei nº 14.300/2022 conferiu discricionariedade à ANEEL na escolha das modalidades, bem como de que o histórico de execução do seguro-garantia revela demasiados insucessos.

No que tange à custodia das GFCs, ainda no curso da Consulta Pública nº 51/2022, a ANEEL acatou contribuições de distribuidoras no sentido de possibilitar que estas contratem instituição financeira para tal atividade, vedando, desde já, o repasse de custos adicionais decorrentes de tais contratações ao consumidor:

“Art. 655-C. (...)

§ 5º A distribuidora pode contratar instituição financeira para custódia das garantias de fiel cumprimento, sendo, neste caso, vedado o repasse de custos adicionais decorrentes dessa contratação ao consumidor de que trata o caput.” (grifos nossos)

Ou seja, a atividade de gestão das garantias de fiel cumprimento para fins de conexão de minigeradoras ao sistema de distribuição, desde o recebimento até a fase de restituição ou execução, passa a fazer parte do rol de atividades inerentes à concessão, devendo seus custos serem cobertos pelas tarifas.

Relativamente ao momento de apresentação da garantia, restou estabelecido que o interessado deve cumprir o disposto no art. 655-C na ocasião do protocolo da solicitação de conexão:

“Art. 655-C. O consumidor interessado em implantar minigeração distribuída com potência instalada superior a 500 kW deve apresentar à distribuidora a garantia defiel cumprimento na ocasião do protocolo da solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I.” (grifos nossos)

Feitas as devidas considerações sobre o tema, no que se refere à desoneração constante do § 1º do art. 4º da Lei nº 14.300/2022, há que se registrar que o regramento disposto no § 7º do art. 655-C da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, extrapola a previsão legal ao impor critério de permanência mínima de 12 (dose) meses na mesma modalidade, a contar da data da conclusão da respectiva conexão.

Isso porque, nos termos destacados anteriormente, tal critério restritivo não encontra amparo no § 1º do art. 4º da Lei nº 14.300/2022, que desonera as modalidades (i) de geração compartilhada – consorcio / cooperativa – e (ii) de múltiplas unidades consumidoras da apresentação de GFC, sem qualquer imposição de exigência ou restrição posterior à efetivação da conexão.

Conclusão

Desta feita, com exceção do seu § 7º, tem-se que o art. 655-C da Resolução Normativa nº 1.000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em consonância com o disposto no art. 4º da Lei Federal nº 14.300/2022.

Especialmente em relação ao critério de permanência mínima disposto no § 7º do art. 655-C da Resolução Normativa nº 1.000/2021, o qual revela nítida desconformidade com o que consta do § 1º do art. 4º da Lei Federal nº 14.300/2022, tem-se que o novo regulamento se mostra pouco exequível, de difícil entendimento e aplicação, não estando apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

[1]Art. 4º Os interessados em implantar projetos de minigeração distribuída devem apresentar garantia de fiel cumprimento, nos seguintes montantes, conforme regulamentação da Aneel:

I - 2,5% (dois e meio por cento) do investimento para centrais com potência instalada superior a 500 kW (quinhentos quilowatts) e inferior a 1.000 kW (mil quilowatts); ou

II - 5% (cinco por cento) do investimento para centrais com potência instalada maior ou igual a 1.000 kW (mil quilowatts).

§ 1º Ficam dispensadas da obrigação de que trata o caput deste artigo as centrais de microgeração ou minigeração distribuída enquadradas na modalidade de geração compartilhada por meio da formação de consórcio ou cooperativa e enquadradas na modalidade de múltiplas unidades consumidoras.

§ 2º Os projetos com potência instalada superior a 500 kW (quinhentos quilowatts) que estejam com parecer de acesso válido na data de publicação desta Lei devem apresentar as garantias de fiel cumprimento na forma deste artigo em até 90 (noventa) dias, contados da publicação desta Lei.

§ 3º O disposto no § 2º deste artigo não se aplica caso seja celebrado contrato com a distribuidora em até 90 (noventa) dias, contados da publicação desta Lei.

§ 4º O não cumprimento das disposições constantes dos §§ 2º e 3º deste artigo implica o cancelamento do parecer de acesso.

§ 5º Os valores referentes à execução da garantia de fiel cumprimento devem ser revertidos em prol da modicidade tarifária.

§ 6º O interessado poderá desistir da solicitação a qualquer tempo, e a garantia de fiel cumprimento será executada caso a desistência ocorra após 90 (noventa) dias da data de emissão do parecer.

§ 7º A garantia de fiel cumprimento vigorará até 30 (trinta) dias após a conexão do empreendimento ao sistema de distribuição.

§ 8º Regulamentação da Aneel definirá as condições para execução da garantia de fiel cumprimento, bem como para restituição dos valores aos interessados, nas mesmas condições em que foi prestada.

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

VEDAÇÃO À DIVISÃO DE CENTRAL GERADORA

“Art. 655-E. É vedada a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência instalada da microgeração ou minigeração distribuída.

§ 1º A distribuidora é responsável por identificar casos de divisão de central geradora que descumpram o disposto no caput, podendo solicitar informações adicionais para verificação.

§ 2º Caso seja constatado o descumprimento do caput deste artigo, a distribuidora deve:

I - negar a adesão ao SCEE e cancelar o orçamento de conexão e os contratos, caso aconstatação ocorra antes do início do fornecimento; ou

II - aplicar o estabelecido no art. 655-F, caso a constatação ocorra após o início do fornecimento.

§3º Os direitos e as obrigações aplicáveis a unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída não são alterados em função de divisões de central geradora não vedadas pelo caput.

§ 4º A vedação de que trata o caput não se aplica à central geradora flutuante de fonte fotovoltaica instalada sobre a superfície de lâmina d’água de reservatórios hídricos, represas e lagos, naturais e artificiais, desde que cada uma das centrais geradoras derivadas da divisão: (...) (grifos nossos)

Verifica-se que o supracitado texto se revela em plena consonância com o disposto no § 2º do art. 11 da Lei Federal nº 14.300/2022, que veda a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência para microgeração ou minigeração distribuída.

Entenda o caso

A geração distribuída, originariamente regulamentadapela Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, caracteriza-se pela geração de energia em pontos diversos, pelo próprio agente consumidor, através de sistemas geradores localizados próximos ou até mesmo na própria unidade consumidora, e que são interligados em redes de distribuição próximas ao ponto de consumo.

Com a Superveniência da Resolução Normativa ANEEL nº 687/2015, que alterou a citada Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, fora inserida a vedação constante do § 3º do art. 4º, senão vejamos:

Art. 4º - (...)

§ 3º É vedada a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência para microgeração ou minigeração distribuída, devendo a distribuidora identificar esses casos, solicitar a readequação da instalação e, caso não atendido, negar a adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica. (Incluído pela REN ANEEL 687, de 24.11.2015.) (grifos nossos)

É importante destacar que, nos termos da Nota Técnica nº 0096/2015-SRD/ANEEL, de 04/11/2015, que subsidiou a publicação da Resolução Normativa ANEEL nº 687/2015, o objetivo da supracitada vedação consistia em 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 n° 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 citada Resolução.

Observado o Processo nº 48500.004924/2010-51, que tinha por objeto a obtenção de subsídios e informações adicionais para aperfeiçoamento das regras da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, verifica-se que a supracitada vedação fora inserida sem a criação dos correspondentes critérios objetivos para sua correspondente verificação e aplicação.

No voto proferido pelo Diretor Relator Tiago de Barros Correia, em 24/11/2015, favorável à aprovação da minuta final da REN nº 687/2015, a Agência Reguladora se resumiu a aduzir, no que tange à divisão de central geradora, que a norma fora editada com vistas a reduzir barreiras para a geração de pequeno porte:

“Adicionalmente, algumas contribuições sugeriram a tentativa de violar os limites de potência instalada estabelecidos na norma. 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 – veda-se também a partição de uma central geradora de grande porte em diversos micro ou minigeradores distribuídos.” (item 20) (grifos nossos)

Na ocasião da publicação da REN nº 687/2015, a regra de compensação da energia gerada foi rediscutida e restou estabelecido que, até o final de 2019, a norma seria revista com foco no aspecto econômico, contudo, o tema somente voltou a ser objeto de análise por parte da ANEEL naConsulta Pública nº 51/2022, instituída com vistas a obter subsídios para o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída em função das disposições estabelecidas na Lei nº 14.300/2022.

Na oportunidade, a ANEEL propôs elencar quatro situações de vedação da divisão de central geradora participante do SCEE, quais sejam: (i) enquadrar-se nos limites para microgeração ou minigeração distribuída; (ii)evitar ou diminuir o pagamento da garantia de fiel cumprimento; (iii) enquadrar-se em regra de transição mais favorável; ou (iv) usufruir de condições mais vantajosas.

Após análise das áreas técnicas da Agência Reguladora, chegou-se à conclusão que a minuta de REN submetida à CP acabaria por penalizar aqueles que, de boa-fé, desejassem dividir centrais geradoras de forma legítima, mesmo estando dispostos a arcar com os direitos e obrigações aplicáveis à central geradora antes da divisão.

Assim, entendeu-se mais adequado manter apenas o critério expresso na Lei nº 14.300/2022 (enquadrar-se nos limites para microgeração ou minigeração distribuída), incluindo dispositivo expressando a impossibilidade de alteração de direitos e obrigaçõesdecorrentes das divisões das centrais geradoras.

Isso posto, tem-se que o § 1º do referendado art. 655-E da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 também estabelece a responsabilidade da distribuidora em identificar situações de divisão que descumpram o comando legal, podendo solicitar informações adicionais.

Nos casos de descumprimento da vedação à divisão, portanto, o § 2º do art. 655-E da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023 estabeleceu que a distribuidora deve interromper a aplicação do SCEE e refaturar as unidades consumidoras – indevidamente beneficiadas –desconsiderando a energia injetada pela central geradora desde o início da irregularidade.

Além disso, a nova norma mantém a obrigação de a distribuidora negar a adesão ao SCEE nos casos de caracterização de divisão de sistemas ainda não conectados. Há que se esclarecer, sob esse aspecto, que, quando se constatar uma divisão antes do processo de conexão, ocorrerá inobservância dos critérios para conexão, cabendo à distribuidora orientar o interessado areapresentar o pleito de conexão, enquanto que, para as divisões constatadas após o início do fornecimento, deve ser garantido ao interessado o direito de manifestação.

No curso da Consulta Pública nº 51/2022, foram apresentadas sugestões de critérios objetivos para caracterizar, ou descaracterizar, divisão de central geradora, contudo, a ANEEL considerou tais critérios como frágeis e facilmente contornáveis, que possibilitariam usufruto de subsídio legal de forma indevida.

Em sede de sustentações orais, foram reiterados os pleitos apresentados na Consulta Pública nº 51/2022 pelas entidades representativas do segmento de geração solar, no sentido de se estabelecer critérios objetivos para caracterizar a divisão e, por sua vez, por parte das distribuidoras, foi sugerido que a ANEEL fizesse uma espécie de caderno temático, de modo a exemplificar os casos de divisão e deixasse a regra geral a seu critério.

De forma a atender o pleito das distribuidoras, a Agência Reguladora propôs a inclusão de determinação para que a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD adote as providências necessárias para dar publicidade aos entendimentos exarados pela ANEEL acerca dos casos concretos de divisão de central geradora, a fim de possibilitar consultas acerca do tema por interessados.

Conclusão

Isso posto, é certo que a ausência de regulação expressa – por parte do Poder Concedente (Lei nº 14.300/2023) – sobre a aplicabilidade da vedação agora constante do art. 655-E da Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, bem como a iminente superveniência de critérios objetivos determinados de forma discricionária por concessionárias de distribuição, tal como já se viu em um passado recente, os quais sequer encontram amparo no regulamento setorial, implica nítida violação ao princípio da segurança jurídica.

Desta feita, em que pese art. 655-E da Resolução Normativa nº 1.000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revelar em plena consonância com o disposto no § 2º do art. 11 da Lei Federal nº 14.300/2022, o novo regulamento se mostra pouco exequível, de difícil entendimento e aplicação, não estando apto a proporcionar estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e – principalmente – usuários.

INFORMATIVOS DO SETOR

uMA sÉRIE de informativos acerca da REN 1059/23 ANEEL

Informativo 1: Formas de Associação para Geração Compartilhada

“Art. 2º (...)

XXII-A - geração compartilhada: modalidade de participação no SCEE caracterizada pela reunião de consumidores, por meio de consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício, ou qualquer outra forma de associação civil instituída para esse fim, composta por pessoas físicas ou jurídicas que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída; (...)” (grifos nossos)

Verifica-se que o supracitado texto se revela em plena consonância com o disposto no inciso X do art. 1º da Lei Federal nº 14.300/2022[1], que define a geração compartilhada como modalidade caracterizada pela reunião de consumidores – pessoas físicas e jurídicas – por meio de consórcios, cooperativas, condomínio civil voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil que tenha sido instituída com a finalidade de explorar, conjuntamente, unidades micro ou minigeradoras.

Entenda o caso

Com a Superveniência da Resolução Normativa ANEEL nº 687/2015, que alterou a citada Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, foram inseridas as modalidades de geração denominadas (i) empreendimento com múltiplas unidades consumidoras, (ii) geração compartilhada e (iii) autoconsumo remoto, cujas definições encontram previsão no art. 2º da resolução ora referendada:

“Art. 2º (...)

VII – geração compartilhada: caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada; (Incluído pela REN ANEEL 687/2015.)” (grifos nossos)

Observado o inciso VII acima transcrito, denota-se que a regulamentação setorial permitiu – expressamente – a reunião de consumidores, dentro de uma mesma área de concessão ou permissão, apenas por meio de consórcio ou cooperativa titular de unidade consumidora com micro ou minigeração distribuída.

Com a superveniência da Lei nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da geração distribuída no país e promoveu o alargamento do rol de hipóteses de geração compartilhada, restando incluídas as figuras do condomínio civil voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil que tenha sido instituída com tal finalidade, a redação da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 se tornara defasada.

Na oportunidade, a ANEEL propôs replicar a definição constante da Lei nº 14.300/2022 no inciso XXII-A do art. 2º da Resolução Normativa nº 1.000/2021, ressaltando que foram recebidas contribuições de interessados pugnando pela inclusão de termos mais específicos na definição de geração compartilhada, no entanto, a Agência Reguladora entendeu que o texto normativo proposto já contemplava as contribuições apresentadas, não sendo necessária qualquer alteração.

Conclusão

Isso posto, conclui-se que o inciso XXII-A do art. 2º da Resolução Normativa nº 1.000/2021, com redação dada pela Resolução Normativa ANEEL nº 1059/2023, se revela em plena consonância com o disposto no inciso X do art. 1º da Lei Federal nº 14.300/2022, tratando-se, portanto, de comando exequível, de fácil entendimento e aplicação, proporcionando estabilidade e segurança jurídica para concessionárias e usuários.

[1]Art. 1º Para fins e efeitos desta Lei, são adotadas as seguintes definições: (...)

MEMORANDO Nº 39.2023– ANEEL

Notícia do setor - 06.02.23

Solicitação de Apreciação / Procuradoria Federal

O Diretor da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, Hélvio Neves Guerra, relator do processo referente ao resultado da Consulta Pública nº 51/2022, que versa sobre o aprimoramento dos regulamentos aplicáveis à micro e minigeração distribuída, solicitou apreciação, por parte da Procuradoria Federal junto à ANEEL, dos seguintes temas:
➡️ Prazo de obras de conexão como pendência de responsabilidade da distribuidora:
➖ a conexão deve ocorrer até o prazo do orçamento de conexão ou até os prazos do §3º do art. 26 da Lei, o que ocorrer por último.
ou
➖ todo o período de realização de obras pela distribuidora deve ser entendido como sua pendência, ainda que dentro dos prazos regulamentares, ou seja, os prazos do §3º do art. 26 da Lei 14300 devem ser contados a partir do momento em que o sistema estiver disponível.
➡️ Cobrança do custo de disponibilidade
➖ o §1º do art. 16 da Lei veda a cobrança de custo de disponibilidade quando o consumo medido superar o mínimo faturável.
➡️ Custo de Transporte
➖ restringir a cobrança apenas aos microgeradores de 75 kW encontra respaldo no princípio da isonomia, mesmo não havendo diferenciação técnica que a justifique.
➡️ Existência de prazo para correção da solicitação de acesso para fins dos benefícios de que trata o art. 26 da Lei:
➖ o prazo para estudos de responsabilidade do acessante, estabelecido no §4º do art. 2º, pode ser utilizado para postergar o prazo trazido no inciso II do art. 26, permitindo que os interessados corrijam documentos que deveriam ter sido entregues na solicitação de acesso.
🔈 O tema relativo ao novo regulamento da GD encontra-se pautado para a reunião pública ordinária da Diretoria da ANEEL a ser realizada no dia 07/02/2023, contudo, diante da solicitação de análise direcionada à Procuradoria Federal, é provável que o tema não seja votado na reunião de amanhã.

VENDA DE EXCEDENTES NA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

E SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA

Por MARCELO TANOS

Em sua 19ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 31/05/2022, a Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL decidiu pela abertura da Consulta Pública nº 31/2022 com vistas a obter subsídios e informações suplementares acerca da proposta de regulamentação dos arts. 21 e 24 da Lei Federal nº 14.300/2022, que tratam (i) da sobrecontratação involuntária e (ii) da venda de excedentes decorrentes do regime de microgeração e minigeração distribuída – MMGD.

Por meio da recente Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, datada de 22/11/2022, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, com base na análise contida no item III e no Anexo I (Relatório de Análise de Contribuições) da citada Nota Técnica, propôs a aprovação da minuta de Resolução Normativa objeto da Consulta Pública nº 31/2022.

Conforme se infere da Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, vale destacar que a SRM promoveu alterações no texto original da minuta de Resolução Normativa, bem como relevantes esclarecimentos sobre o tema em debate, o que será topicamente abordado a seguir.

A. Venda de Excedentes decorrentes do Regime de Microgeração e Minigeração Distribuída – MMGD & Participação no Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE

O texto original da minuta de Resolução Normativa objeto da Consulta Pública nº 31/0222 veda a participação de detentores de MMGD no Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, ressaltando que a SRM justifica tal entendimento no fato de que a participação no SCEE é incompatível com o processo de registro dos contratos e envio de dados de medição para a CCEE, em prazos adequados, para a realização das contabilizações.

No entanto, por meio do parágrafo §11 do art. 90 da aludida minuta, vislumbrava-se possibilidade de exceção para uma compensação exclusiva das cargas de consumo local no instante da geração:

§ 11 O consumidor detentor de MMGD que optar pela venda do excedente, de que trata o inciso III, não poderá utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), exceto a compensação exclusiva de suas cargas no instante da geração. (grifos nossos)

Com a superveniência da Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, objeto do presente artigo, denota-se que a SRM, partindo do conceito literal do SCEE, constatou que tal sistema utiliza como insumo a energia injetada por unidade consumidora com MMGD na rede da distribuidora e posteriormente compensada, bem como que a carga atendida localmente não está caracterizada na definição do SCEE, concluindo, assim, que nem mesmo a exceção levantada pode existir, vedando por completo a participação no SCEE para os detentores de MMGD vendedores de seus excedentes para as distribuidoras.

§11 O consumidor detentor de MMGD que optar pela venda do excedente, de que trata o inciso III, não poderá utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). (grifos nossos)

Por fim, reiterando entendimento acerca da total incompatibilidade da venda de excedente com o SCEE, a SRM também afastou a possibilidade de atribuição de percentual de geração a ser destinado à venda de energia, conforme apontou a Nota Técnica nº 67/2022-SRM/ANEEL, para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras ou geração compartilhada.

B. Divulgação de Chamadas Públicas

Quanto às chamadas públicas relativas à venda de MMGD, as alterações efetivadas pela SRM no texto da minuta de Resolução Normativa objetivam simplificar os procedimentos mediante a retirada de divulgação em jornal impresso, bastando as divulgações por meio do sítio eletrônico da distribuidora e comunicado aos consumidores detentores de MMGD cadastrados na distribuidora:

§ 2º A realização da chamada pública a que alude os incisos I e III deve ser precedida de sua divulgação, a ser feita com no mínimo 30 dias de antecedência da data de apresentação de propostas, por meio do sítio eletrônico da distribuidora, comunicado aos consumidores detentores de MMGD cadastrados na distribuidora e, para os casos do inciso I, jornal impresso que tenha circulação nacional. (grifos nossos)

C. Opção de Compra de Energia de MMG como Contrato de Geração Distribuída – CGD

Por meio da Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, a SRM esclarece que, nos termos do art. 24 da Lei nº 14.300/2022, a distribuidora não será obrigada a realizar a chamada de credenciamento se não tiver interesse de contratar energia de chamada pública:

Art. 24. A concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica deverá promover chamadas públicas para credenciamento de interessados em comercializar os excedentes de geração de energia oriundos de projetos de microgeradores e minigeradores distribuídos, nas suas áreas de concessão, para posterior compra desses excedentes de energia, na forma de regulamentação da Aneel. (grifos nossos)

Portanto, a distribuidora, apenas quando entender conveniente tal contratação, realizará uma chamada pública para a aquisição da energia, que deverá ser precedida de chamadas para credenciamento dos interessados em comercializar o excedente de energia.

D. Necessidade de Contrato de Geração Distribuída – CGD Específico

Relativamente à minuta de Contrato de Geração Distribuída–CGD, a SRM esclareceu que, para ser agente da CCEE, os eventuais vendedores necessitarão cumprir com os requisitos do PdC Submódulo 1.1 – Adesão à CCEE, entre eles, estar inscrito no Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica – CNPJ.

Além disso, a referida Superintendência salientou que, para comercializar o excedente de energia, o empreendimento de MMGD deve ser registrado na ANEEL, bem como que o CGD decorrente da chamada pública deve ser aprovado pela ANEEL e registrado na CCEE.

E. Repasse dos Preços de CGDs

Na Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, a SRM também elucidou que o repasse dos preços de energia contratada de geração distribuída encontra-se definido na Lei nº 10.848/2004 e regulamentado na Resolução Normativa nº 1.009/2022, sendo autorizado o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica pelos agentes de distribuição para a tarifa de seus consumidores finais, observado o Valor Anual de Referência Específico – VRES, ressaltando que o limite de repasse balizará os preços máximos a serem praticados pelos vendedores de excedentes de MMGD.

F. Outras Formas de Contratação de Excedentes de Energia de MMGD

Ressaltando que a adoção de modelagens diversas, tal como leilão, se revela pertinente para o aprimoramento da MMGD, a SRM pontuou a taxatividade do art. 24 da Lei nº 14.300/2022, que se refere apenas à promoção de chamadas públicas para fins de comercialização de excedentes de energia de MMGD:

Art. 24. A concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica deverá promover chamadas públicas para credenciamento de interessados em comercializar os excedentes de geração de energia oriundos de projetos de microgeradores e minigeradores distribuídos, nas suas áreas de concessão, para posterior compra desses excedentes de energia, na forma de regulamentação da Aneel. (grifos nossos)

G. Histórico de Instalação & Retroatividade do Cálculo

Em face das contribuições analisadas, a SRM entendeu pertinente a definição do ano de 2022 como marco inicial para o cálculo do volume de sobrecontratação involuntária decorrente de MMGD, por ser o ano de publicação da Lei nº 14.300/2022, ressaltando que tal entendimento se encontra alinhado com as orientações contidas no Parecer nº 00079/2021/PFANEEL/PGF/AGU.

Com relação ao histórico de instalações com MMGD, a SRM destacou que a avaliação do máximo esforço levará em consideração a atuação dos agentes de distribuição em cada ano, portanto, se em determinado ano o agente de distribuição não realizar o máximo esforço para se livrar do excedente de energia, este perderá o direto de carregar a sobra de energia decorrente da MMGD para os anos seguintes.

A SRM esclareceu que esse mecanismo tem como finalidade impedir que o agente de distribuição transfira o custo da sobrecontratação para o consumidor nos anos de PLD baixo e fique com o excedente de energia nos anos de PLD alto, destacando que, dada a necessidade de análise do máximo esforço em cada ano, concluiu pela utilização do histórico completo no cálculo da sobrecontratação involuntária.

H. Cálculo da Sobrecontratação & Fatores de Capacidade e Degradação

Sobre o tema, a SRM sustentou a adoção dos critérios da Nota Técnica nº 005/2021-EPE, de forma que, para as usinas novas, que entram gradualmente em operação ao longo do ano base do cálculo da sobrecontratação involuntária, a estimação da geração total deve considerar o funcionamento proporcional ao número de dias em que a unidade esteve conectada durante o ano base.

Para manutenção de um padrão de cálculo da energia gerada estimada, a SRM definiu a adoção de fatores de capacidade únicos no valor de 0,7 para térmicas, 0,3 para usinas eólicas, 0,5 para hidráulicas e, para fotovoltaicas, o resultado da multiplicação da constante (0,8/24) pelo índice de irradiação da distribuidora. Quanto à degradação, a SRM sugere a manutenção do valor anual considerado de 0,5% para as usinas fotovoltaica e 0% para as demais.

I. Perdas da Rede Básica & Sobrecontratação Involuntária

A SRM entendeu que a aplicação de perdas na rede básica se revela razoável, haja vista que toda a comercialização de energia elétrica tem como referência o centro de gravidade. Assim, considerando que o cálculo da sobrecontratação involuntária decorrente de MMGD é realizado após o período de contabilização do ano base, será incluído o percentual médio de perdas da rede básica do ano base de cálculo da sobrecontratação involuntária (últimos doze meses do ano civil), contabilizados na CCEE.

Feitas tais considerações acerca da evolução do tema em sede da Consulta Pública nº 31/2022, cumpre esclarecer que a regra para a contratação do excedente do MMGD seguirá as diretrizes gerais da Resolução Normativa ANEEL nº 1.009/2022 para comercialização de energia elétrica proveniente de geração distribuída, bem como observará os critérios e procedimentos para controle dos contratos de comercialização de energia elétrica.

Por fim, há que se registrar que o resultado da Consulta Pública nº 31/2022, consubstanciado na Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL ora referendada, fora incluído na pauta da 45ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, realizada em 29/11/2022, contudo, verifica-se que o processo fora retirado de pauta, restando postergada a correspondente análise do tema por parte da Agência Reguladora.

CUSTO DE DISPONIBILIDADE E REDUÇÃO DO VALOR MÍNIMO FATURÁVEL APLICÁVEL AOS MICROGERADORES DISTRIBUÍDOS

Por MARCELO TANOS

Conforme se depreende da análise da Nota Técnica ANEEL nº 0041/2022, por meio da qual são propostas inúmeras mudanças na regulamentação da geração distribuída para fins de adequação ao marco regulatório instituído pela Lei nº 14.300/2022, a Agência Reguladora busca inserir dispositivos no novo regulamento de forma a estabelecer o valor mínimo faturável do custo de disponibilidade aplicável aos microgeradores.

Isso porque o § 2º do art. 16 da Lei nº 14.300/2022 estabeleceu uma redução de até 50% (cinquenta por cento) do custo de disponibilidade para microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada inferior a 1.200W (mil e duzentos watts), cabendo à ANEEL estabelecer o valor da referida redução, senão vejamos:

Art. 16. Para fins de compensação, a energia injetada, o excedente de energia ou o crédito de energia devem ser utilizados até o limite em que o valor em moeda relativo ao faturamento da unidade consumidora seja maior ou igual ao valor mínimo faturável da energia estabelecido na regulamentação vigente. (...)

§ 2º O valor mínimo faturável aplicável aos microgeradores com compensação no mesmo local da geração e cujo gerador tenha potência instalada de até 1.200 W (mil e duzentos watts) deve ter uma redução de até 50% (cinquenta por cento) em relação ao valor mínimo faturável aplicável aos demais consumidores equivalentes, conforme regulação da Aneel. (grifos nossos)

Ocorre que, diante da sinalização constante da Nota Técnica ANEEL nº 0041/2022, denota-se que a Agência Reguladora sugere, em sentido diametralmente oposto ao disposto na Lei nº 14.300/2022, a definição de uma redução nula (zero por cento) para os microgeradores abrangidos pelo citado § 2º do art. 16, o que, por razões óbvias, não foi bem visto por aqueles que atuam/investem – ou pretendem atuar/investir – no segmento da geração distribuída.

Entenda o caso

Nos termos ressaltados pela ANEEL na referendada Nota Técnica, o atual custo de disponibilidade definido para os consumidores do Grupo B é uma forma, simples e objetiva, de garantir um faturamento mínimo de consumidores com baixo consumo, objetivando (i) assegurar uma remuneração mínima pela prestação do serviço e (ii) sinalizar aos consumidores sobre a existência de custos fixos.

Nesse contexto, a Agência Reguladora defende o entendimento de que qualquer redução no custo de disponibilidade implicaria realocação ineficiente de custos, haja vista que o montante que deixaria de ser pago não se refletiria em redução de custos do serviço, devendo, portanto, ser arcado pelos demais consumidores – que não usufruem do benefício da redução.

Do ponto de vista técnico, a ANEEL sustenta que não há razão para diferenciar os microgeradores abrangidos pelo § 2º do art. 16 da Lei nº 14.300/2022 dos demais consumidores, bem como ressalta que tais microgeradores são iguais aos seus pares, causando impactos análogos sob o ponto de vista técnico/econômico.

Ainda, verifica-se que a Agência Reguladora conclui que eventual redução do custo de disponibilidade apenas aumentaria as tarifas dos demais usuários, sem que restassem identificados os correspondentes ganhos decorrentes da medida. Em suma, na visão da ANEEL, embora a Lei nº 14.300/2022 tenha estabelecido a possibilidade de redução para os microgeradores enquadrados no § 2º do art. 16, não há definição de Política Pública que oriente a Agência Reguladora a efetivar reduções sem razões técnicas que as justifiquem.

Feita a devida contextualização sobre o tema, há que se registrar que, caso prevaleça a proposta defendida pela ANEEL, restará plenamente afastado o comando legal atinente à redução do valor mínimo faturável do custo de disponibilidade e, consequentemente, o novo regulamento da Agência se revelaria eivado de ilegalidade.

Sob esse aspecto, tem-se que as leis estabelecem regras gerais e abstratas, cabendo ao legislador infralegal, tal qual a ANEEL, por meio da interpretação dos respectivos dispositivos, manter-se fiel ao seu sentido e alcance, pois a atividade interpretativa do direito visa reconstruir o conteúdo normativo e determinar, dentre múltiplas opções, a melhor acepção dos preceitos analisados.

Com relação aos meios interpretativos, deve-se recorrer, primeiramente, à investigação do sentido das palavras utilizadas, denominada interpretação literal ou gramatical, buscando-se, em seguida, a inteligência do texto normativo com sentido lógico, a chamada interpretação lógica, e, por fim, sua harmonização com o sistema, também conhecida como interpretação sistemática[1].

Para tanto, deve-se analisar as suas finalidades precípuas – interpretação finalística ou teleológica – e, ainda, se necessário, as circunstâncias históricas que cercaram a edição do regulamento – interpretação histórica[2]. Com efeito, toda norma deve ser interpretada e aplicada visando proporcionar a justa, rápida e equilibrada solução de cada controvérsia, sempre buscando a interpretação da norma que melhor atinja sua finalidade.

Por oportuno, transcreve-se trecho de literatura especializada sobre a interpretação finalística ou teleológica[3]:

“Toda prescrição legal tem provavelmente um escopo, e presume-se que a este pretenderam corresponder os autores da mesma, isto é, quiseram tornar eficiente, converter em realidade o objetivo ideado. E regra positiva deve ser entendida de modo que satisfaça aquele propósito, quando assim se não procedia, construíam a obra do hermeneuta sobre areia movediça do processo gramatical.

Considera-se o Direito como uma ciência primariamente normativa ou finalística; por isso mesmo a sua interpretação há de ser, na essência, teleológica. O hermeneuta sempre terá em vista o fim da lei, o resultado que a mesma precisa atingir em sua situação prática. A norma enfeixa um conjunto de providências, protetoras, julgadas necessárias para satisfazer a certas exigências econômicas e sociais; será interpretada de modo que melhor corresponda àquela finalidade e assegure plenamente a tutela de interesses para a qual foi regida.” (grifos nossos)

Reportando novamente ao caso em apreço, torna-se imperioso destacar que a previsão da redução ora retratada foi expressamente justificada pelo relator do Projeto de Lei nº 5829/2019, que deu origem à Lei nº 14.300/2022, o que se evidencia do respectivo Parecer nº 6, de 17/08/2021, que assim dispõe:

“Ao longo do mês de julho do ano corrente o Ministério de Minas e Energia promoveu um conjunto de reuniões com a presença de técnicos da ANEEL, do próprio Ministério, associações ligadas a energia solar e da ABRADEE com o intuito de ajustar o texto do substitutivo apresentado de forma a atingir um consenso de todos. Ao final o consenso foi conquistado tendo as seguintes premissas principais: a democratização do acesso a geração solar por meio da retirada da cobrança de taxa de disponibilidade; a garantia da remuneração do pagamento do uso do fio para as concessionárias e, por fim, a valoração econômica dos atributos positivos da MMGD incluindo os locacionais, bem como os seus custos sistêmicos, e a posterior compensação entre ambos para a construção de nova tarifação que passará a vigorar após um período de transição de seis anos” (grifos nossos)

Nota-se, portanto, que a intenção do legislador, observado o histórico do respectivo projeto de lei, restou clara e deve ser considerada pela ANEEL em sua interpretação do §2º do art. 16 da Lei nº 14.300/2022, a qual deve se dar sob a ótica da interpretação finalística ou teleológica de forma a assegurar as finalidades precípuas do comando legal.

Em outras palavras, em que pese as razões de ordem técnica sustentadas pela Agência Reguladora na Nota Técnica ANEEL nº 0041/2022, a escolha quanto à aplicação ou não da redução prevista pela Lei nº 14.300/2022 não se trata de uma competência da ANEEL.

Diante do exposto, tendo em vista que a liberdade conferida pela Lei nº 14.300/2022 à ANEEL – para fins de regulação infralegal da redução do valor mínimo faturável do custo de disponibilidade – não abarca considerações de razoes técnicas por parte da Agência Reguladora, tem-se que, caso a nova resolução normativa venha a esvaziar o comando legal consubstanciado no § 2º do art. 16, estabelecendo-se uma redução nula (0%) (zero por cento), tal ato será manifestamente ilegal por não guardar consonância com os ditames da Lei nº 14.300/2022.

O VOTO PLURAL COMO FORMA DE PRESERVAÇÃO DO CONTROLE SOCIETÁRIO DO ACIONISTA MINORITÁRIO E A SUA IMPORTÂNCIA NOS EMPREENDIMENTOS DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA

Por Vinícius Alvarenga

Conforme outrora abordado no portal jurídico LTSC Advogados, o tema “controle societário” é bastante recorrente no universo societário, de modo que existem algumas ferramentas previstas na Lei 6.404/76 – Lei das Sociedades Anônimas, que possibilitam a definição de quem será o acionista controlador. Tal instrumento é conhecido por “acordo de acionistas”.

Também foi apresentado que as sociedades limitadas, desde de que os seus respectivos contratos sociais determinem – expressamente – a aplicação supletiva da Lei da 6.404/76, também poderão definir “acordos de quotistas”, por meio dos quais se poderá estabelecer a figura do quotista controlador, em especial, nas hipóteses em que o poder de voto esteja igualmente dividido entre os sócios.

Além das ferramentas acima mencionadas, foi sancionada em 2021 a Lei 14.195, denominada de “Lei de Ambiente de Negócios”, a qual alterou diversos diplomas legais com vistas a fomentar o setor empresarial, e, dentre as legislações alteradas está a Lei 6.404/76 – Lei das Sociedades Anônimas, a qual teve o acréscimo do art. 110-A, instituindo o voto plural:

“Art. 110-A. É admitida a criação de uma ou mais classes de ações ordinárias com atribuição de voto plural, não superior a 10 (dez) votos por ação ordinária.

Conforme veiculado no editorial da Capital Aberto[1], o tema já é “adotado em países como Estados Unidos e Reino Unido, o voto plural permite que uma única ação tenha direito a múltiplos votos durante as assembleias gerais de acionistas. Com o mecanismo, os acionistas originais podem manter o controle de suas empresas mesmo sem deter a maioria do capital social, eliminando a necessidade de celebração de acordo de acionistas com um grupo de investidores. Assim, o mecanismo garante maiores poderes de deliberação para os fundadores da companhia. Até a sanção da nova lei o voto plural era vedado no Brasil pela Lei das S.As. e o direito de voto tinha como base o capital investido pelo acionista na companhia — quanto mais investimentos, maior a participação na tomada de decisões”.

A inovação do voto plural, conhecido no setor empresarial como “super voto” “superON”, é extremamente relevante para o momento econômico atual uma vez que em muitos empreendimentos é necessário aporte financeiro de diversos investidores, especialmente para o setor de energia, de modo que o fundador do empreendimento, ao captar recursos financeiros, não perderá o controle societário, caso seja estabelecido o poder de voto plural.

Um simples exemplo do voto plural, em empreendimento de energia elétrica:

Sócio A e Sócio B se reuniram para constituir uma SPE S/A para empreender com vistas a obter um parecer de acesso para construção de uma Usina Fotovoltaica;
Sócio A detém o know-how, porém não possuí o aporte financeiro;
Sócio B detém os recursos para realização do empreendimento;
O controle da SPE S/A (exemplo em tela), em observância do voto plural será do sócio A, mesmo com quantidade menor de ações ordinárias, isso porque os 5% terão o peso de 10 (dez) votos nos termos do art. 110-A da 6.404/76, assim, serão 50% dos votos do Sócio A contra 45% dos votos do Sócio B.

O voto plural deve ser estabelecido no Estatuto Social da Sociedade Anônima, o qual poderá estabelecer o seu término (art. 110-A, § 6º da 6.404/76), caso contrário terá a vigência de 7 (sete) anos, prorrogável por qualquer prazo, desde que,seja observado (i) o disposto nos §§ 1º e 3º art. 110 da 6.404/76 para a aprovação da prorrogação; (ii) sejam excluídos das votações os titulares de ações da classe cujo voto plural se pretende prorrogar; e, (iii) seja assegurado aos acionistas dissidentes, nas hipóteses de prorrogação, o direito previsto no § 2º art. 110 da 6.404/76.

Concluindo as breves considerações sobre o voto plural, cumpre mencionar que o art. 110-A, § 12º da 6.404/76 prevê que não será adotado o voto plural nas votações pela assembleia de acionistas que deliberarem sobre: (i) a remuneração dos administradores e

(ii) a celebração de transações com partes relacionadas que atendam aos critérios de relevância a serem definidos pela Comissão de Valores Mobiliários.

PROCEDIMENTOS A SEREM ADOTADOS PELAS DISTRIBUIDORAS EM CASOS DE DESCUMPRIMENTO DE DISPOSITIVOS NORMATIVOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Por marcelo tanos

Conforme o disposto na Nota Técnica ANEEL nº 0041/2022, por meio da qual são propostas mudanças na regulamentação da Geração Distribuída para fins de adequação ao marco regulatório instituído pela Lei nº 14.300/2022, a Agência Reguladora busca inserir dispositivos no novo regulamento que contribuam para coibir o desvirtuamento no uso de benefícios legais direcionados a públicos específicos.

A justificativa para tal coibição consiste no fato de que, além de desrespeitar comandos legais, quando determinado usuário tem acesso a benefício ao qual não tem direito, de forma consciente ou não, ele estará onerando as tarifas de todos os usuários de forma indevida.

Por isso, além de criar mecanismos que mitiguem usufruto irregular dos subsídios, a Agência Reguladora objetiva estabelecer formas para que os valores indevidamente recebidos na forma de benefícios legais sejam devolvidos para não prejudicar os demais usuários.

Entenda o caso

Com vistas a mitigar o impacto aos demais usuários de um comportamento desconforme de um consumidor, o novo regulamento deve dispor sobre os procedimentos a serem adotados pelas distribuidoras nessas situações.

Isso posto, por meio da Nota Técnica ANEEL nº 0030/2021, fora apresentada proposta de procedimento a ser adotado pelas distribuidoras nos casos de descumprimento à vedação de divisão de centrais elétricas para se enquadrar nos limites de micro e minigeração distribuída, a qual consistia em negar acesso ao Sistemas de Compensação de Energia Elétrica nos casos de empreendimentos ainda não conectados.

Em se tratando de empreendimentos já conectados, propôs-se a interrupção imediata da aplicação do SCEE às unidades consumidoras beneficiadas por esse sistema e o refaturamento dessas unidades desde o início da irregularidade, desconsiderando qualquer montante injetado ou crédito utilizado.

O usufruto de benefícios por um consumidor em virtude de descumprimento de dispositivos normativos significa utilização irregular do SCEE, razão pela qual, a qualquer tempo que essa situação for identificada e caracterizada, a distribuidora deve considerar que não deveria ter sido autorizada a utilização do sistema de compensação desde o início da desconformidade, retroagindo efeitos sempre que necessário e dentro dos limites estabelecidos na regulamentação.

Diante do exposto, tendo em vista que tais propostas decorrem do amadurecimento do tema na ANEEL e do amplo debate promovido por intermédio da Consulta Pública nº 25/2019, entende-se que tais proposições serão mantidas, bem como aplicáveis a outros casos de descumprimento de dispositivos normativos que permitam o usufruto de benefícios associados ao SCEE de forma irregular por responsabilidade dos interessados, tais como comercialização de orçamento de conexão, de excedentes ou créditos de energia e enquadramentos indevidos no SCEE, de forma geral.

RIO OIL GÁS E TEMA ABORDADO SOBRE O PLANEJAMENTO ENERGÉTICO E GÁS NATURAL NA MATRIZ ELÉTRICA

Por leonardo guimarães naves

O setor elétrico brasileiro passa por um processo de modernização e sua interação com o setor de gás natural precisa ser incorporada nos estudos de planejamento energético. Considerando ainda que o gás natural pode desempenhar um papel importante para ampliar a segurança energética devido a sazonalidade das renováveis, sendo um combustível importante na transição para uma economia de baixo carbono.

No painel “Evolução do setor elétrico: Qual o espaço do gás natural na matriz elétrica”, que aconteceu nesta quarta-feira, 28 de setembro, na Rio Oil & Gas, foi discutido este cenário como pano de fundo e as perspectivas do gás natural na geração térmica brasileira. A transição energética é o período intenso de troca de combustíveis fósseis por renováveis. A expectativa é que na próxima década, a expansão da matriz elétrica brasileira se concentre, principalmente, nas fontes solar, eólica e térmica (nuclear e gás natural).

Para Alexandre Uhlig, Diretor de Meio Ambiente, Social e Sustentabilidade do Instituto Acende Brasil, os sinais da inflexibilidade podem ser vistos nas seguintes formas: na dificuldade em equilibrar oferta e demanda; reduções significativas de energias renováveis; preços de energias negativos, e por fim, volatilidade de preços.

A fonte hidrelétrica deverá sofrer uma redução de cerca de 10% até o final da década, que serão complementadas por outras fontes renováveis, apontou Erik Rego, Diretor de Energia Elétrica da EPE. O Sistema Interligado Nacional tem evoluído consideravelmente nos últimos anos, com aumento da oferta de geração na região Norte e Nordeste. No entanto, o maior centro de carga do sistema continua sendo a região Sudeste.

Para Emmanuel Delfosse, CEO da EDF Norte Fluminense, a redução da importação do gás natural da Bolívia incrementou significativamente a dependência do Brasil pelo GNL para acompanhar o despacho das térmicas. “A produção do gás natural vai aumentar, com novas descobertas de reservas de gás que podem suplementar (se não superar) a redução de oferta da Bolívia e a dependência do GNL. O desenvolvimento da infraestrutura nacional de gás natural depende de uma sinalização do planejamento sobre qual caminho querermos percorrer: Geração termelétrica flexível ou geração termelétrica inflexível”.

“Na última década, a segurança elétrica e energética do setor elétrico brasileiro foi garantida pela geração hídrica e, nos momentos de escassez, pelas termelétricas. Logo, as térmicas a gás natural são uma resposta”, ressaltou Delfosse. A geração térmica tem um papel relevante para desenvolver o mercado de gás (40% do gás consumido em 2021) e as infraestruturas de gás natural. Será necessário pensar na integração no mercado de gás e energia de forma estrutural para evitar o custo do arrependimento.

Em 2001, 6,5% da matriz energética era composta por gás natural. Hoje, 13,5% da matriz conta com a participação do gás. Isso se deu por diferentes vetores de expansão. O setor elétrico e a matriz elétrica são basicamente composta por hidrelétricas, que são sazonais e nos últimos 20 anos não tiveram expansão. Para Thiago Barral, presidente da EPE, o gás natural continuará tendo um papel importante no setor elétrico, como complemento das energias intermitentes. “É importante ressaltar que a descarbonização da matriz energética também passa pela substituição por gás de outros combustíveis fósseis na indústria e transporte”

A matriz elétrica é relativamente limpa, diferente da matriz energética, que conta com combustível fóssil. O papel do biogás é ser aliado do gás natural, visto que não depende de sazonalidade. Essa é a opinião de Gabriel Kropsch, vice-presidente da Abiogás. Para Kropsch, a pior fonte de energia é aquela que falta. “O biogás e o biometano têm potencial muito elevado no Brasil, equivalente a 120 milhões de metros cúbicos por ano e os projetos podem ser desenvolvidos muito rapidamente e com custos de operação muito baixos”, no entanto, Kropsch ressaltou, “As questões regulatórias hoje atendem a expansão do biogás?”.

Para Luiz Augusto Barroso, CEO da PSR, o gás natural é um importante coadjuvante no setor elétrico, e devido a sua flexibilidade ele vem ganhando mais espaço. “A crise hídrica nos levou a resiliência e quando olhamos para 2050 e o uso do gás, depende de como o planejamento vai ser conduzido. É preciso ter resiliência e ficar atento aos critérios econômicos”.

Diante de todo esse cenário, será que existe uma matriz ideal? O ideal é alcançar a neutralidade de carbono até 2050, mantendo a resiliência e seguindo em frente!

RECUSA DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA NA CONCLUSÃO DAS OBRAS DE CONEXÃO DE USINAS

Por Clarice H. D. Coutinho Assunção

Na Constituição Federal de 1988 em seu dispositivo 5º, §2º alguns direitos não arrolados na Constituição Federal de 1988 estão inseridos como direitos fundamentais através dos príncipios constitucionais – nesse sentido, o princípio constitucional que autoriza o acesso à energia elétrica, bem como sua classificação como um direito fundamental constitucional, é o princípio da dignidade da pessoa humana.

Soma-se ainda o fato de que o Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição pactuados entre a Distribuidora e o Poder Concedente, evidenciam a essencialidade da energia elétrica ao imporem aos concessionários diversas obrigações voltadas à (i) garantia de pleno acesso à rede de distribuição e (ii) expansão para atendimento do mercado de energia presente e futuro

Dito isso, ao solicitar a conexão de uma usina à rede da Distribuidora de Energia, o acessante busca o seu direito à energia elétrica, que é um serviço público essencial justamente em decorrência da essencialidade que esse bem representa na vida do homem contemporâneo.

Tal solicitação sendo aprovada, o acesso se dá por meio da documentação que recebe o nome de Parecer de acesso e então firma o Termo de Acordo de Obras, em que é discriminado a obra a ser realizada, seja pela Distribuidora, seja pelo cliente e ainda consta o orçamento de tal serviço.

O prazo para conclusão da obra é estabelecido pelo art. 88, II, da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 máximo de 120 (cento e vinte) dias contados da data do aceite.

Não obstante os referidos prazos serem determinados pela referida Resolução, as Distribuidoras vêm descumprindo os prazos regulatórios.

O descumprimento do contrato pela Distribuidora traz grande prejuízo para o acessante, como deixar de produzir energia e consequentemente continuar consumindo e arcando com o custo da energia elétrica, exclusivamente produzida e distribuída pela Distribuidora.

No artigo 440 da REN 1000/ANEEL prevê a fórmula que a distribuidora deve realizar a compensação face ao não cumprimento dos prazos:

em que:

Pv = Prazo verificado;

PR = Prazo regulatório;

VRC = valor monetário base para o cálculo da compensação, que corresponde ao Encargo de Conexão Parcela B - ECCD(PB), para unidades consumidoras pertencentes ao subgrupo A1; ou ao Encargo de Uso do Sistema de Distribuição correspondente à parcela TUSD Fio B - EUSDB, para as unidades consumidoras pertencentes aos demais subgrupos;

k1 = coeficiente de majoração da parte fixa da compensação: 50% (cinquenta por cento) do custo administrativo de inspeção homologado pela ANEEL, conforme o tipo de conexão;

k2 = coeficiente de majoração da parte variável da compensação, com os seguintes valores:

- Grupo B: 15 (quinze) para prazos do Tipo 1; 20 (vinte) para prazos do Tipo 2; e 30 (trinta) para prazos do Tipo 3, conforme Anexo IV;

- Grupo A: 10 (dez) para prazos do Tipo 1; 15 (quinze) para prazos do Tipo 2; e 25 (vinte e cinco) para prazos do Tipo 3, conforme Anexo IV;

§ 1º A compensação ao consumidor e demais usuários deve ser realizada por meio de crédito na fatura em até 2 (dois) ciclos de faturamento subsequentes ao mês em que se concluir a contagem do prazo violado.

§ 2º Caso ocorra a violação de mais de 1 (um) prazo no mês ou em caso de violação do mesmo prazo mais de 1 (uma) vez, deve ser considerada a soma das compensações calculadas para cada violação individual no mês de apuração.

§ 3º Caso o prazo seja contado em dias úteis:

I - considera-se que ocorreu violação se o serviço for executado em dia não útil imediatamente subsequente ao término do prazo; e

II - a contabilização do prazo verificado do atendimento comercial "Pv" deve ser realizada pela soma das seguintes parcelas:

a) prazo regulatório; e

b) dias corridos a partir do dia imediatamente subsequente ao do vencimento do prazo até o dia da efetiva execução do atendimento.

Ainda assim o acessante tem o direito de buscar pela restituição dos prejuízos causados pela Distribuidora junto ao judiciário.

O escritório LTSC Advogados está à disposição para esclarecimentos.

CONSIDERAÇÕES SOBRE A NOTA TÉCNICA Nº 41/2022 DA ANEEL E A ACERCA DE SUSPENSÃO DAS COBRANÇAS AFETAS AO CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – CUSD

Por VINICIUS ALVARENGA

Por meio da Nota Técnica nº 41/2022-SRD/SGT/SRM/SRG/SCG/SMA/SPE/ANEEL, a ANEEL apresentou proposta para ser submetida à Consulta Pública com vistas à adequação dos regulamentos aplicáveis à Geração Distribuída, considerando as disposições estabelecidas pelo marco regulatório instituído pela Lei nº 14.300/2022.

Dentre os diversos temas abordados por meio da Nota Técnica supramencionada é de extrema importância tecer breves considerações sobre o entendimento da ANEEL para as hipóteses de suspensão da cobrança do CUSD.

Neste esteio, a agência reguladora exarou entendimento no sentido de que “a postergação de que trata o art. 7º da Lei não se confunde com a postergação do início do faturamento do CUSD”, conforme se extraí do item III.10 da Nota Técnica nº 41/2022 da ANEEL:

“Cabe salientar que a postergação de que trata o art. 7º da Lei não se confunde com a postergação do início do faturamento do CUSD, objeto de várias solicitações nos últimos dois anos. O comando legal foi específico para a postergação das obras de conexão e, portanto, não abrange os processos de acesso que não tenham obras, ou cujas obras já tenham sido finalizadas. Portanto, por força do comando legal, há uma limitação das conexões de microgeradores ou minigeradores que estão sujeitas à postergação do CUSD.

A regulamentação vigente já prevê, no art. 157 da REN nº 1.000/2021, prorrogação do CUSD para centrais geradoras, distribuidoras acessantes, agente exportador ou agente importador nas situações de: acordo entre as partes, situações excludentes de responsabilidade ou quando da alteração de calendário pela ANEEL. Nessa linha, para regulamentar o art. 7º da Lei, sugere-se incluir os minigeradores na abrangência do art. 157 da REN nº 1.000/2021, com previsão de postergação do CUSD também nos casos previstos no art. 7º da Lei para esses agentes. Com isso, a regra vigente no art. 157 da REN nº 1.000/2021 e a possibilidade trazida na Lei estariam devidamente regulamentadas para os minigeradores distribuídos.

Evidentemente, conforme o art. 157 da REN nº 1.000/2021, a prorrogação do início do CUSD ocorre mediante solicitação do interessado e análise da distribuidora, cabendo ao acessante apresentar a comprovação das situações, e a prorrogação ocorre pelo mesmo período do evento que a motivou.”

Assim, ao confrontarmos o entendimento da ANEEL com o texto expresso no art. 7º da Lei 14.300/22, não restam dúvidas quanto ao nítido equívoco de interpretação incorrido pela Agência Reguladora, isso porque o referido dispositivo legal é claro sobre as hipóteses de suspensão do CUSD, a qual terá como consequência – lógica – a “postergação do pagamento dos vencimentos dos contratos de uso do sistema de distribuição da concessionária”.

Lei 14.300/2022 - Art. 7º O prazo estabelecido para conclusão das melhorias e dos reforços de rede indicado no parecer de acesso poderá ser prorrogado, mediante comprovação de evolução do licenciamento ambiental ou das obras de implantação da usina a ser comunicada pelo acessante à distribuidora, o que implicará, por conseguinte, postergação do pagamento dos vencimentos dos contratos de uso do sistema de distribuição da concessionária. (grifos nossos)

Observado o dispositivo em comento, tem-se que as hipóteses de suspensão do CUSD para “conclusão das melhorias e dos reforços de rede indicado no parecer de acesso” trazem, como consequência direta, a postergação das cobranças afetas ao CUSD – especialmente a cobrança/faturamento do Montante de Uso do Sistema de Distribuição – diante da ausência de conexão à rede de distribuição.

Como o próprio nome diz, o CUSD é entabulado para “uso do sistema de distribuição”, de modo que, na ocasião de impossibilidade da utilização do sistema de distribuição por parte dos acessantes, deve-se aplicar a suspensão das cláusulas contratuais in totum em atenção ao disposto na Lei 14.300/22, especialmente as cláusulas de cobrança, uma vez que o objeto do contrato – utilização da rede de distribuição – não se materializou por motivos alheios às vontades das partes.

Não obstante ao que se encontra materializado na Lei 14.300/22, referente à suspensão in totum das cláusulas contratuais do CUSD, a Agência Reguladora deixou de levar em consideração o art. 89 e seguintes da Resolução Normativa nº 1.000/21, que dispõe:

Art. 89. Os prazos estabelecidos ou pactuados para início e conclusão das obras a cargo da distribuidora devem ser suspensos nas seguintes situações:

I - o consumidor e demais usuários não apresentarem as informações ou não tiverem executado as obras, de sua responsabilidade, desde que tais informações e obras inviabilizem a execução das obras pela distribuidora;

II - a distribuidora não tiver obtido a licença, autorização ou aprovação de autoridade competente, depois de cumpridas as exigências legais, conforme art. 87;

III - a distribuidora não tiver obtido a servidão de passagem ou via de acesso necessária à execução dos trabalhos; (...)

V - em casos fortuitos ou de força maior.

§ 4º A suspensão disposta neste artigo aplica-se no caso de opção do consumidor e demais usuários pela execução de obras de responsabilidade da distribuidora, gerando o direito, mediante solicitação, de postergação do início do faturamento pelo período em que o prazo ficou suspenso. (grifos nossos)

O art. 89 da Resolução Normativa nº 1.000/21, portanto, elenca as situações de suspensão do CUSD, as quais estão diretamente relacionadas à impossibilidade de acesso ao sistema de distribuição.

Neste prisma, a interpretação do art. 7º da Lei 14.300/22 deve ser feita em conjunto com o art. 89 da Resolução Normativa nº 1.000/21, uma vez que os instrumentos normativos contidos nos dispositivos mencionados se completam. Todavia, o entendimento da ANEEL esboçado na Nota Técnica nº 41/2022 está em sentido contrário ao regramento setorial vigente.

Cumpre mencionar que a Agência Reguladora interpretou o art. 7º da Lei 14.300/22 em conjunto com art. 157 da Resolução Normativa 1.000/21, no entanto, tais hipóteses (art. 157) são previstas para alteração contratual, ou seja, para alteração do CUSD.

Ainda, o art. 157 da Resolução Normativa nº 1.000/21 está positivado na “Seção III, Das Alterações Contratuais” e prevê hipóteses de eventual suspensão do CUSD em casos em que já se efetivou o acesso à rede de distribuição, todavia, o legislador, ao editar o art. 7º da Lei 14.300/22, esculpiu esse dispositivo legal de modo a garantir a proteção aqueles que ainda não acessaram o sistema de distribuição por depender do “licenciamento ambiental ou das obras de implantação da usina”.

Deste modo conclui-se que o art. 7º da Lei 14.300/22 deve ser interpretado em conjunto com o art. 89 da Resolução Normativa Nº 1.000/22, ressaltando que, na ocorrência de alguma das hipóteses expressas nos dispositivos mencionados, resta inconteste o dever de suspensão in totum das cláusulas contratuais do CUSD, com evidente suspensão das cobranças afetas ao instrumento.

DESDOBRAMENTOS DA LEI COMPLEMENTAR Nº 194/2022 NAS OPERAÇÕES COM ENERGIA ELÉTRICA

Por marcelo tanos

Conforme sabido, por intermédio da recente Lei Complementar nº 194/2022, foram promovidas diversas alterações no Código Tributário Nacional (Lei nº 5.172/1966) e na Lei Kandir (Lei Complementar nº 87/1996).

No que tange às operações com energia elétrica, além de considerar bens e serviços essenciais os relativos à energia elétrica, limitando, assim, a cobrança do ICMS à alíquota mínima de cada estado, que varia entre 17% (dezessete por cento) e 18% (dezoito por cento), a LC nº 194/2022 afastou a incidência do ICMS sobre os serviços e custos atinentes à transmissão e distribuição de energia elétrica, assim como os encargos setoriais.

Verifica-se que o Estado de Minas Gerais, que já havia elencado – em julho/2022 – os serviços relativos à energia elétrica como essenciais no seu regulamento interno do ICMS, recentemente, por meio do Decreto nº 48.482/2022, publicado em 04/08/2022, afastou a incidência do aludido imposto sobre a parcela relativa aos valores cobrados pelos serviços de transmissão, distribuição e encargos setoriais.

Ocorre que, para a efetiva aplicabilidade dos dispositivos supracitados, torna-se imperiosa a correta elucidação acerca das componentes da Tarifa de Energia (TE) e da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) que se referem à remuneração dos serviços de transmissão, distribuição e dos encargos setoriais.

Entenda o caso

Antes de mais nada, cabe diferenciar os custos regulatórios das componentes tarifárias, ressaltando que, enquanto os custos regulatórios formam a receita total das distribuidoras de energia elétrica, por seu turno, as componentes tarifárias consistem em uma divisão distinta da receita total da distribuidora, que tem o objetivo de construir as tarifas (TE e TUSD) a serem aplicadas aos acessantes do sistema de distribuição.

Assim, tem-se que a definição das componentes tarifárias leva em consideração os itens de custo regulatório, bem como as definições legais, os critérios técnicos e regulatórios de rateio, de faturamento, de alocação e de sinalização tarifária.

Relativamente aos componentes da TE e da TUSD, portanto, destacam-se os seguintes pontos, em suma:

a remuneração do serviço de distribuição é a componente tarifário TUSD Fio B, enquanto as componentes tarifárias da função de custo Transporte TUSD Fio A remuneram a rede de terceiros, sejam redes de propriedade de distribuidoras ou transmissoras;
os encargos setoriais constam nos contratos de concessão/permissão: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH, Encargo de Serviços do Sistema – ESS, Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, Programa de Eficiência Energética – PEE, Encargo de Energia de Reserva – ERR, Programas de Incentivo às Fontes Alternativas – PROINFA e Contribuição ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;
a componente tarifária Proinfa possui natureza dúplice, pois é um custo associado com alguns empreendimentos de geração, mas por determinação legal seu custo deve ser assumido por todos os consumidores finais atendidos pelo Sistema Interligado Nacional – SIN, excluídos os consumidores beneficiados pela Tarifa Social de Energia Elétrica;

as componentes tarifárias TFSEE, ONS e P&D são classificados como encargos setoriais, contudo são obrigações acessórias à prestação do serviço de distribuição;
a componente tarifária energia se refere ao preço médio de compra de energia elétrica pela distribuidora, ressaltando que as componentes Transporte Itaipu e Rede Básica Itaipu são associadas a custos da energia gerada pela usina de Itaipu, e por analogia com outras cotas, como Angra, são também custos de energia, mas estão segregados por motivos de cálculo dos itens de custo regulatório;
a componente tarifária Perdas se refere às perdas na Rede Básica;
as componentes tarifárias P&D, CDE ELET, OUTROS e Subvenção D < 350 não se aplicam aos consumidores do mercado livre, a componente CDE COVID é assumida apenas por consumidores que migraram para o mercado livre após a criação legal desse item de custo;
as componentes diretamente associadas à remuneração de energia elétrica são TE - Energia, TE - Transporte, TE - PERDAS, TE - OUTROS (a ser criada) e Bandeira Tarifária.

Nesse contexto, destaca-se que a abertura da tarifa em macro custos se dá da seguinte forma:

Feitas as devidas considerações sobre o tema, é possível distinguir as componentes tarifárias da TUSD e TE em dois grupos distintos, quais sejam, as que se referem à remuneração dos serviços de transmissão, distribuição e dos encargos setoriais e as que não, senão vejamos:

* Componentes tarifários da TUSD que não se referem à remuneração dos serviços de transmissão, distribuição e dos encargos setoriais (em azul)

Diante do exposto, conclui-se pela possibilidade de alteração da base de cálculo do ICMS nas operações de energia elétrica, conforme define a Lei Complementar nº 194/2022, tendo por base a forma como as componentes tarifárias são definidas e calculadas, oportunidade em que a cobrança do ICMS observará a alíquota mínima de cada estado e incidirá apenas sobre as componentes “Perdas” e “Outros” da TUSD, bem como sobre as componentes “Energia”, “Transporte”, “Perdas” e “Outros” da TE.

ENERGIA QUE VEM DO “LIXO” – BREVES CONSIDERAÇÕES DA GERAÇÃO DE ENERGIA ATRAVÉS DE RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS (RSU) – UM CAMINHO A SER ENFRENTADO PELOS GESTORES PÚBLICO EM PROL DA DIGNIDADE DA PESSOA E DO AVANÇO SUSTENTÁVEL DA SOCIEDADE BRASILEIRA

Por Vinicius alvarenga

O Brasil encontra-se em uma lamentável posição entre um dos países que mais geram lixo no mundo, ocupando o 4º lugar da lista global apontada no estudo elaborado pelo Fundo Mundial para a Natureza (World Wide Fund for Nature – WWF), divulgado pela Agência Brasil em seu sítio eletrônico.

Agregado à elevada geração de resíduos sólidos, deve vir à baila que o Brasil é um dos países que menos recicla o lixo numa escala global, conforme estudo da International Solid Waste Association (ISWA), a qual prevê que apenas “4% dos resíduos sólidos que poderiam ser reciclados são enviados para esse processo, índice muito abaixo de países de mesma faixa de renda e grau de desenvolvimento econômico, como Chile, Argentina, África do Sul e Turquia, que apresentam média de 16% de reciclagem”.

Paralelamente aos problemas da elevada geração de lixo e consequente baixa nos índices de reciclagem, os gestores públicos, especialmente das grandes cidades, possuem enorme problema de infraestrutura no panorama do saneamento básico, uma vez que os resíduos sólidos urbanos (RSU) muitas vezes são descartados em aterros sanitários, os quais não possuem politicas públicas adequadas para o seu tratamento conforme divulgado em artigo publicado pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada – IPEA:

“Em seu último relatório sobre o assunto, a Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais (Abrelpe) destaca que as cidades brasileiras geraram em 2018 cerca de 79 milhões de toneladas de RSU, cuja coleta chegou a 92% desse total, equivalentes a pouco mais de 72 milhões de toneladas, dos quais apenas 43,3 milhões de toneladas, 59,5% do coletado, foi disposto em aterros sanitários. O montante de 29,5 milhões de toneladas de resíduos, 40,5% do total coletado, foi despejado inadequadamente em lixões ou aterros controlados1 e ainda cerca de 6,3 milhões de toneladas geradas anualmente continuam sem ao menos serem coletadas, e seguem sendo depositadas sem controle, mesmo quando a legislação determina a destinação para tratamento e, em último caso, para aterros sanitários.” (grifos nossos)

Dentre os diversos desafios a serem enfrentados pelos gestores públicos, no que tange ao tratamento dos resíduos sólidos e saneamento básico, com o fito de se garantir maior dignidade à população, especialmente aos grupos dos mais vulneráveis, que na maioria são pessoas que vivem em condição de extrema pobreza, tem-se que uma forma sustentável para o cuidado do lixo pode ser a geração de energia.

O artigo publicado pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada – IPEA aponta algumas formas de recuperação energética através dos resíduos sólidos:

Para sintetizar o potencial energético proveniente da geração de resíduos sólidos urbanos, bem como destacar futuros desafios, imperioso destacar que a pesquisa realizada pelo Centro de Estudos Integrados sobre Meio Ambiente e Mudanças Climáticas (Centro Clima/COPPE/UFRJ), a qual culminou no relatório técnico “Cenário de Emissão de GEE Setor de Resíduos Estimativas de Emissões de GEE do Setor de Resíduos até 2050”, do qual se extraí o seguinte trecho:

A produção de biogás e adubo a partir da biodigestão da fração orgânica do lixo, assim como a reciclagem dos demais percentuais de resíduos (principalmente papel, plástico e vidros) ainda não correspondem ao potencial existente. Conforme a III PNSB, o destino de grande parte dos resíduos são os aterros sanitários, mas ainda grande parte está sendo destinada aos lixões. Atualmente, a solução que pequenos municípios encontraram para o destino do lixo foi utilizar consórcios públicos para a construção de aterros sanitários. Um grande desafio para o aproveitamento e reciclagem dos resíduos é a falta de informação, desconhecimento de financiamentos, falta de recursos e pessoal técnico capacitado.

O maior problema da disposição de resíduos em aterros sanitários é que este material disposto necessita de monitoramento constante porque existe a geração de efluentes líquidos (chorume) e gases. Portanto, é necessária a manutenção e controle constante da área utilizada. Diante desse cenário, iniciaram-se as discussões sobre a implantação de tecnologias que possam realizar o sistema de logística reversa e aproveitamento da energia proveniente da decomposição do resíduo orgânico.

No caso de aterros sanitários, experiências de geração de energia já vêm ocorrendo principalmente nos dois maiores aterros da cidade de São Paulo, os aterros Bandeirantes e São João onde estão em operação duas termelétricas, com 20 e 24,8 MW de potência instalada, respectivamente (EPE, 2015).

*O aproveitamento energético de RSU tem um grande potencial a ser aproveitado**. Além do gás a partir do aterro, outras tecnologias bem consolidadas em outros países podem ser utilizadas como é o caso da biodigestão acelerada, reciclagem e incineradores, dentre outras.*

É importante destacar, ainda, que estamos muito distantes de uma realidade minimamente desejável, já que que apenas 0,1% da matriz energética é composta por geração de energia produzidas através de resíduos sólidos, conforme reportagem veiculada pelo Canal Poder 360.

Todavia, é importante destacar que diversas políticas públicas estão sendo implementadas com a perspectiva de fomentar o setor de geração de energia por meio de resíduos sólidos, tendo como exemplo a abertura de Consulta Pública, em 28/07/22, pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para debater a “possibilidade de cobrança, por meio da fatura de energia elétrica, de taxas ou tarifas decorrentes da prestação de serviço de limpeza urbana e de manejo de resíduos sólidos.” “Ainda, a consulta irá colher subsídios para regulamentação da Lei nº 11.445/2007, com redação dada pela Lei nº 14.026/2020 e para a alteração da Resolução Normativa nº 1.000/2021 dos Procedimentos de Regulação Tarifária da ANEEL”.

Outro avanço em relação ao fomento da geração de energia proveniente de resíduos sólidos urbanos (Biogás) encontra-se na Emenda Constitucional nº 123/2022, que dentre as suas disposições, alterou o texto constitucional para ser manter os benefícios de incentivo aos biocombustíveis de modo a estabelecer um diferencial de competitividade com os combustíveis fósseis.

Através desta simples contextualização do cenário dos RSU, é possível verificar que os gestores públicos possuem inúmeros desafios para cumprimento de metas socioambientais que visam garantir o desenvolvimento sustável da sociedade brasileira, principalmente no que se refere à infraestrutura para se garantir o saneamento básico aos mais vulneráveis, contudo, uma possível solução para os problemas apontados consiste na geração de energia através dos RSU, o que se espera que, nos próximos anos, ganhe maior relevância na matriz energética brasileira.

REGRAS TRANSITÓRIAS DA LEI FEDERAL Nº 14.300/2022 E PRAZOS PARA CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO E INJEÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Por Marcelo tanos

Conforme dispõe expressamente a Lei Federal nº 14.300/2022, as unidades micro e minigeradoras distribuídas com solicitações de acesso efetivadas perante as distribuidoras locais, em até 12 (doze) meses contados da publicação da referida lei (07/01/2022), devem observar determinados prazos para darem início às injeções de energia elétrica nos sistemas de distribuição, contados das datas de emissão dos respectivos pareceres de acesso, de forma a garantirem a aplicação do sistema de tarifação anterior à citada lei.

Mas qual o correto tratamento a ser conferido aos empreendimentos que solicitaram acesso às distribuidoras locais antes da publicação da Lei Federal nº 14.300/2022?

Entenda o caso

Nos termos do art. 26 da Lei Federal nº 14.300/2022, marco legal da geração distribuída no país, o novo sistema de tarifação não será aplicado, até 31/12/2045, para unidades beneficiárias da energia oriunda de micro e minigeradores (i) existentes na data de publicação da citada lei ou (ii) que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação da referida lei:

Art 26. As disposições constantes do art. 17 desta Lei não se aplicam até 31 de dezembro de 2045 para unidades beneficiárias da energia oriunda de microgeradores e minigeradores:

I - existentes na data de publicação desta Lei; ou

II - que protocolarem solicitação de acesso na distribuidora em até 12 (doze) meses contados da publicação desta Lei. (...)

Denota-se que o supracitado dispositivo consiste em disposição transitória, também chamada de direito intertemporal ou norma de transição, elaborada pelo legislador no próprio texto normativo – Lei Federal nº 14.300/2022 – para disciplinar, durante certo tempo, a transição do sistema de tarifação antigo para o novo, objetivando evitar e/ou solucionar conflitos que poderão surgir do confronto entre sistemas de tarifação distintos.

Nesse contexto, o § 3º do art. 26 da Lei Federal nº 14.300/2022 impõe às unidades micro e minigeradoras distribuídas com solicitações de acesso efetivadas perante as distribuidoras locais, em até 12 (doze) meses contados da publicação da referida lei, a observância de determinados prazos para efetivação das respectivas conexões e injeções de energia elétrica nos sistemas de distribuição, sob pena de perda do benefício tarifário concedido até 31/12/2045, senão vejamos:

Art. 26. (...)

§ 3º Os empreendimentos referidos no inciso II do caput deste artigo, além das disposições dos arts. 4º, 5º e 6º desta Lei, devem observar os seguintes prazos para dar início à injeção de energia pela central geradora, contados da data de emissão do parecer de acesso:

I - 120 (cento e vinte) dias para microgeradores distribuídos, independentemente da fonte;

II - 12 (doze) meses para minigeradores de fonte solar; ou

III - 30 (trinta) meses para minigeradores das demais fontes. (...)

§ 6º As disposições deste artigo deixam de ser aplicáveis em caso de não cumprimento dos prazos previstos no § 3º deste artigo pelo consumidor-gerador.

Torna-se imperiosa, portanto, a correta interpretação das disposições transitórias constantes da Lei Federal nº 14.300/2022 de forma a verificar se os empreendimentos que solicitaram acesso às distribuidoras locais antes da publicação da mencionada lei melhor se enquadram no inciso I ou no inciso II do caput do art. 26.

Sob esse aspecto, tem-se que os atos normativos estabelecem regras gerais e abstratas, cabendo ao aplicador do direito, por meio da interpretação dos respectivos dispositivos, fixar seu sentido e alcance em cada caso concreto, pois a atividade interpretativa do direito visa reconstruir o conteúdo normativo e determinar, dentre múltiplas opções, a melhor acepção dos preceitos analisados.

Com relação aos meios interpretativos, deve-se recorrer, primeiramente, à investigação do sentido das palavras utilizadas, denominada interpretação literal ou gramatical, buscando-se, em seguida, a inteligência do texto normativo com sentido lógico, a chamada interpretação lógica, e, por fim, sua harmonização com o sistema, também conhecida como interpretação sistemática[1]. Ainda, a interpretação da norma pode ser classificada quanto à sua extensão, podendo ser restritiva, extensiva e declarativa[2].

Feitas as devidas considerações, depreende-se que o art. 26 da Lei Federal nº 14.300/2022 trata de aspectos relacionados a sistema tarifário mais vantajoso, sendo tal desconto, conforme previsão contida no art. 22 da referida lei, um subsídio arcado por todos os consumidores de energia elétrica do Ambiente de Contratação Regulada – ACR, por intermédio da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE:

Art. 22. A partir de 12 (doze) meses após a publicação desta Lei, a CDE custeará as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia incidentes e não remuneradas pelo consumidor-gerador sobre a energia elétrica compensada pelas unidades consumidoras participantes do SCEE nas distribuidoras de energia elétrica com mercado inferior a 700 GWh (setecentos gigawatts-hora) por ano.

Parágrafo único. Os custos de que trata o caput deste artigo serão suportados somente pelas unidades consumidoras que compram energia em condições reguladas.

Como o referido sistema tarifário mais vantajoso consiste em um subsídio conferido aos micros e minigeradores e arcados pelos consumidores do ambiente regulado, a norma que estabelece prazos e condições para fruição do benefício tarifário deve ser interpretada de forma restrita, nos exatos termos das regras de hermenêutica jurídica, registrando, ainda, que este fora o entendimento firmado pelo e. Superior Tribunal de Justiça – STJ[3] em situações análogas.

Isso posto, conclui-se que os empreendimentos que solicitaram acesso às distribuidoras locais antes da publicação da Lei Federal nº 14.300/2022 melhor se enquadram no inciso II do caput do art. 26 e devem observar os prazos constantes do § 3º para aproveitarem o benefício tarifário concedido até 2045, haja vista que, à época da publicação da mencionada lei (07/01/2022), tais empreendimentos não se encontravam conectados aos sistemas de distribuição locais, razão pela qual não se enquadram no conceito de empreendimentos existentes constantes do inciso I do caput do art. 26.

Por oportuno, ressalta-se que a contagem dos prazos estabelecidos no § 3º do art. 26 da Lei Federal nº 14.300/2022 fica suspensa enquanto houver pendências de responsabilidade da distribuidora ou caso fortuito ou de força maior, cabendo aos acessantes o acompanhamento e registro de tais pendências e/ou fatos de forma a resguardar seus interesses em eventual discussão futura acerca da aplicabilidade do benefício tarifário em referência.

ACORDO DE QUOTISTA COMO FORMA DE DEFINIÇÃO DO CONTROLE SOCIETÁRIO NAS SOCIEDADES LIMITADAS

Por Vinicius Alvarenga

Ab initio,deve ser destacado que as sociedades limitadas são reguladas pela Lei 10.406 de 2002 – Código Civil Brasileiro, através dos artigos 1.052 ao artigo 1.087 do diploma legal mencionado.

Neste esteio, a Lei Civil é utilizada como critério norteador aos empresários no momento da elaboração dos seus respectivos contratos sociais e no exercícios das suas atividades empresariais, uma vez que regula temas como (i) definição das quotas sociais – art. 1.055 ao art.1.059; (ii) administração da sociedade empresária – art. 1.060 ao art. 1.065; (iii) do conselho fiscal – art. 1.066 ao art.1.070; (iv) deliberações dos sócios – art. 1.071 ao art. 1.080 – A; (v) aumento e redução do capital social – art. 1.081 ao art. 1.084; (vi) da resolução da sociedade em relação ao sócio minoritário – art. 1.085 ao 1.086.

Ocorre que muitas hipóteses do cotidiano empresarial nas limitadas não estão cobertos pelas previsões legais definidas na Lei 10.406 de 2002 – Código Civil Brasileiro, motivo pelo qual o próprio legislador facultou aos empresários, nos termos do art. 1.053[1], parágrafo único CC/02, a possibilidade de aplicação supletiva da Lei 6.404/76 – Lei das Sociedades Anônimas, desde que fosse estipulado tal cláusula no contrato social.

Assim, com base na possibilidade de aplicação supletiva da Lei das Sociedades Anônimas, ou seja, aplicação nas hipóteses de omissão legal, alguns instrumentos puderam ser incorporados às sociedades limitadas, dentre os quais se destacam aqueles atinentes ao controle societário.

O tema “controle societário” é muito abordado dentro da literatura jurídica no direito societário, bem como bastante debatido no universo corporativo. Todavia, é comum perceber certa confusão entre os atos de administração do sócio que detém maior quantidade de quotas da sociedade com o controle societário, por isso o primeiro ponto a ser abordado é a definição do controle conforme expresso na Lei 6.404/76 – Lei das Sociedades Anônimas, por meio do seu art. 116, senão vejamos:

Art. 116. Entende-se por acionista controlador a pessoa, natural ou jurídica, ou o grupo de pessoas vinculadas por acordo de voto, ou sob controle comum, que:

a) é titular de direitos de sócio que lhe assegurem, de modo permanente, a maioria dos votos nas deliberações da assembléia-geral e o poder de eleger a maioria dos administradores da companhia; e

b) usa efetivamente seu poder para dirigir as atividades sociais e orientar o funcionamento dos órgãos da companhia.

Parágrafo único. O acionista controlador deve usar o poder com o fim de fazer a companhia realizar o seu objeto e cumprir sua função social, e tem deveres e responsabilidades para com os demais acionistas da empresa, os que nela trabalham e para com a comunidade em que atua, cujos direitos e interesses deve lealmente respeitar e atender. (grifos nossos)

Em análise do dispositivo legal supramencionado, já interpretando sobre a ótica das sociedades limitadas, fica esclarecido que o quotista que detém a maior quantidade de quotas sociais possuirá maior poder de voto, o que poderá ser entendido como uma consequência natural do controle societário. O próprio Código Civil, embora não estabeleça expressamente a palavra “controle”, conduz ao entendimento de que, de fato, tal controle aconteça através das várias instalações de quóruns previstas entres os art. 1.071 ao art. 1.080 do CC/02, que permitem, na grande maioria dos casos, que o quotista com maior número de quotas tenha maior poder decisório.

Já nas hipóteses em que a divisão das quotas e o poder de voto são iguais, poderá haver conflito societário, por isso, importante destacar que há a possibilidade, também, de definição do controle por meio do chamado acordo de acionista, muito utilizado nas companhias abertas, conforme se extraí do art. 118 da Lei 6.404/76:

Art. 118. Os acordos de acionistas, sobre a compra e venda de suas ações, preferência para adquiri-las, exercício do direito a voto, ou do poder de controle deverão ser observados pela companhia quando arquivados na sua sede. (grifos nossos)

Ao trazer a matéria expressa no art. 118 da Lei 6.404/76 à realidade das sociedades limitadas, deve-se entender “acordo de acionista” como “acordo de quotistas”. Esse instrumento poderá permitir que exista um quotista controlador, o qual será escolhido pelos sócios visando ao melhor atendimento dos objetivos da sociedade empresária.

Acerca do acordo de acionistas, cumpre trazer as lições claras e objetivas dos doutrinadores Gustavo Ribeiro Rocha e José Maria Rocha Filho, que abordam sobre o tema de maneira brilhante e suscinta:

“O art. 118 da Lei n. 6.404/76, permite que os acionistas de uma companhia celebrem acordo voltado ao exercício dos direitos de sócio, dentro dos limites da licitude, designado acordo de acionistas”. (...)

“Tal instrumento é entendido como contrato parassocial, como negócio acessório, na lição de Carvalhosa, podendo obrigar herdeiros, sucessores e cessionários. Porém, para que tal contrato tenha eficácia perante a sociedade e terceiros é fundamental o arquivamento de uma via na sede da sociedade – que a partir desse momento, não poderá alegar desconhecimento do teor do acordo –, bem como perante o Registro Público de Empresas Mercantis, apesar de não se confundir com o ato constitutivo da sociedade. Sem esses registros, terá validade apenas em relação às partes contratantes.

(ROCHA, Gustavo Ribeiro; ROCHA FILHO, José Maria. Curso de Direito Comercial – teoria geral da empresa, direito societário, títulos de crédito, falência e recuperação de empresas – 6ª edição – Belo Horizonte. Editora D’Plácido, 2019. p.381/382) (grifos nossos)

A lição dos Professores Gustavo Ribeiro Rocha e José Maria Rocha Filho vai adiante, sendo específica ao dispor sobre a questão do acordo de quotista e sua falta de previsão legal no Código Civil Brasileiro:

“ O legislador brasileiro poderia ter aproveitado o ensejo e inserido tal norma no Código Civil de 2002, mais isso não foi feito, de maneira que inexiste a previsão legal desse acordo na legislação específica da sociedade limitada, apesar desse contrato – acordo de quotista –, ser cada vez mais comum na vida do tipo societário mais utilizado no Brasil, especialmente na situação prevista no art. 1.053, § único, quando o contrato social da limitada prevê a regência supletiva pela Lei 6.404/76, por ser relevante no dia-a-dia da sociedade. (...)

Tais acordos – se utilizados de maneira adequada, sem abusos e ilicitudes – podem favorecer em muito a estabilidade da sociedade, por se orientarem pelo interesse social. Não obstante, é possível o questionamento de sua validade, perante a sociedade e terceiros, no tocante às questões tratadas nele, caso haja ilicitude”. (ROCHA, Gustavo Ribeiro; ROCHA FILHO, José Maria. Curso de Direito Comercial – teoria geral da empresa, direito societário, títulos de crédito, falência e recuperação de empresas – 6ª edição – Belo Horizonte. Editora D’Plácido, 2019. p.382) (grifos nossos)

Assim, é possível às sociedades limitadas, desde de que os seus respectivos contratos sociais determinem – expressamente – a aplicação supletiva da Lei da 6.404/76, a elaboração do chamado acordo de quotista, por meio do qual poderá estabelecer a figura do quotista controlador, em especial, nas hipóteses em que o poder de voto esteja igualmente dividido entre os sócios.

Por fim, imperioso destacar que o acordo realizado deverá ser averbado no Cartório de Registro Público de Empresas Mercantis, de modo a garantir sua eficácia perante terceiros.

DO DIREITO AO RECEBIMENTO EM DOBRO DOS VALORES DE MUSD COBRADOS ANTES DA CONEXÃO DA UFV À REDE DE DISTRIBUIÇÃO

Por Vinicius Alvarenga

O Superior Tribunal de Justiça – STJ pacificou o tema “da aplicação da teoria finalista de forma mitigada, permitindo- se a incidência do CDC nos casos em que a parte, embora não seja destinatária final do produto ou serviço, esteja em situação de vulnerabilidade técnica, jurídica ou econômica em relação ao fornecedor[1].”

Cumpre mencionar que o entendimento do STJ, na vanguarda do Direito, sobre as hipóteses de incidência do CDC, especialmente à indústria, impactará em profunda reflexão dos Tribunais Regionais de Justiça, uma vez que houve a quebra do paradigma de que o CDC somente é aplicado ao consumidor final stricto sensu, passando de fato a ser relevante a análise da vulnerabilidade técnica e informacional do consumidor.

Assim, superada a ponderação sobre a inconteste aplicação do CDC em benefício da indústria e das pessoas jurídicas de grande porte, deve vir à baila a análise sobre as hipóteses de incidência constantes do parágrafo único do art. 42 do CDC, que prevê o direito à devolução em dobro nas hipóteses de cobrança indevida em prejuízo do consumidor, senão vejamos:

Art. 42. Na cobrança de débitos, o consumidor inadimplente não será exposto a ridículo, nem será submetido a qualquer tipo de constrangimento ou ameaça.

Parágrafo único. O consumidor cobrado em quantia indevida tem direito à repetição do indébito, por valor igual ao dobro do que pagou em excesso, acrescido de correção monetária e juros legais, salvo hipótese de engano justificável. (grifos nossos)

Com base nessa previsão legal, discute-se nos tribunais casos em que a distribuidora de energia elétrica realiza cobranças indevidas do Montante de Uso do Sistema de Distribuição – MUSD, antes da conexão da Usina Fotovoltaica – UFV.

Assim o primeiro ponto a ser destacado é que o STJ analisou exaustivamente, o tema sobre a devolução em dobro, onde se faz necessário demonstrar o recente entendimento acerca da aplicação do instituto nos casos concretos, com destaque ao EAREsp 600.663/RS, através do qual se firmou a seguinte tese, litteris:

DIREITO PROCESSUAL CIVIL E DO CONSUMIDOR. EMBARGOS DE DIVERGÊNCIA. HERMENÊUTICA DAS NORMAS DE PROTEÇÃO DO CONSUMIDOR. REPETIÇÃO DE INDÉBITO. DEVOLUÇÃO EM DOBRO. PARÁGRAFO ÚNICO DO ART. 42 DO CDC. REQUISITO SUBJETIVO. DOLO/MÁ-FÉ OU CULPA. IRRELEVÂNCIA. PREVALÊNCIA DO CRITÉRIO DA BOA-FÉ OBJETIVA. MODULAÇÃO DE EFEITOS PARCIALMENTE APLICADA. ART. 927, § 3º, DO CPC/2015. IDENTIFICAÇÃO DA CONTROVÉRSIA

1. Trata-se de Embargos de Divergência que apontam dissídio entre a Primeira e a Segunda Seções do STJ acerca da exegese do art. 42, parágrafo único, do Código de Defesa do Consumidor - CDC. A divergência refere-se especificamente à necessidade de elemento subjetivo para fins de caracterização do dever de restituição em dobro da quantia cobrada indevidamente.

(...)

28. Com essas considerações, conhece-se dos Embargos de Divergência para, no mérito, fixar-se a seguinte tese: A REPETIÇÃO EM DOBRO, PREVISTA NO PARÁGRAFO ÚNICO DO ART. 42 DO CDC, É CABÍVEL QUANDO A COBRANÇA INDEVIDA CONSUBSTANCIAR CONDUTA CONTRÁRIA À BOA-FÉ OBJETIVA, OU SEJA, DEVE OCORRER INDEPENDENTEMENTE DA NATUREZA DO ELEMENTO VOLITIVO. MODULAÇÃO DOS EFEITOS

29. Impõe-se MODULAR OS EFEITOS da presente decisão para que o entendimento aqui fixado - quanto a indébitos não decorrentes de prestação de serviço público - se aplique somente a cobranças realizadas após a data da publicação do presente acórdão. RESOLUÇÃO DO CASO CONCRETO

30. Na hipótese dos autos, o acórdão recorrido fixou como requisito a má fé, para fins do parágrafo único do art. 42 do CDC, em indébito decorrente de contrato de prestação de serviço público de telefonia, o que está dissonante da compreensão aqui fixada. Impõe-se a devolução em dobro do indébito. CONCLUSÃO

(EAREsp 600.663/RS, Rel. Ministra MARIA THEREZA DE ASSIS MOURA, Rel. p/ Acórdão Ministro HERMAN BENJAMIN, CORTE ESPECIAL , julgado em 21/10/2020, DJe 30/03/2021) (grifos nossos)

Posteriormente, a Corte Especial do STJ, com base na mesma quaestio iuris discutida nosEAREsps 676.608/RS, 664.888/RS, 600.663/RS, 622.897/RS e EREsp 1.413.542/RS, firmou a tese de que “é cabível quando a cobrança indevida consubstanciar conduta contrária à boa-fé objetiva, ou seja, deve ocorrer independentemente da natureza do elemento volitivo”. Imperioso mencionar a vedação da modulação dos efeitos aos serviços públicos, referente à tese criada no EREsp 1.413.542/RS.

Contudo, o aludido entendimento de que a “cobrança indevida, apta a ensejar a condenação de pagamento em dobro, deve estar consubstanciada na análise da boa-fé objetiva” já vem sendo aplicada às concessionárias de serviços públicos, nas hipóteses em que cobram de maneira ilegal, conforme recente entendimento do STJ:

AGRAVO INTERNO NOS EMBARGOS DE DECLARAÇÃO NOS EMBARGOS DE DIVERGÊNCIA EM AGRAVO EM RECURSO ESPECIAL. DIREITO DO CONSUMIDOR E PROCESSUAL CIVIL. TELEFONIA. COBRANÇA INDEVIDA. REPETIÇÃO DE INDÉBITO EM DOBRO. PROVA DE MÁ-FÉ DO CREDOR. DESNECESSIDADE. PRECEDENTE DA CORTE ESPECIAL. MANUTENÇÃO DA DECISÃO AGRAVADA MANTIDA.

1. "A repetição em dobro, prevista no parágrafo único do art. 42 do CDC, é cabível quando a cobrança indevida consubstanciar conduta contrária à boa-fé objetiva, ou seja, deve ocorrer independentemente da natureza do elemento volitivo" (EAREsp 600.663/RS, Rel. Min. MARIA TEREZA DE ASSIS MOURA, Rel. para Acórdão Min. HERMAN BENJAMIN, CORTE ESPECIAL, julgado em 21/10/2020, DJe de 30/03/2021).

2. Na hipótese, o acórdão embargado exigiu como requisito a má-fé, para fins de aplicação do parágrafo único do art. 42 do CDC, com a orientação firmada pela Corte Especial do STJ.

3. AGRAVO INTERNO A QUE SE NEGA PROVIMENTO.

(AgInt nos EDcl nos EAREsp n. 656.932/RS, relator Ministro Paulo de Tarso Sanseverino, Corte Especial, DJe de 10/9/2021.) (grifos nossos)

Portanto, a conclusão lógica cabível diante dos entendimentos recentes do STJ é de que as concessionárias de serviço público poderão ser condenadas ao pagamento em dobro nas hipóteses que realizaram cobranças que violem a boa fé objetiva, independente de culpa ou dolo.

Assim, a distribuidora de energia elétrica, na condição de concessionária do serviço público, deve agir com estrita atenção à boa fé objetiva, que é definida com base na lei e na regulação setorial, que preveem as condições e formas para início da cobrança do MUSD.

Ainda sobre a regulação setorial, merecem destaque os arts. 323 e seguintes da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, que regulam as hipóteses nas quais a distribuidora de energia elétrica pode ser compelida ao pagamento em dobro no caso de faturamento indevido, sem prejuízo do acréscimo de correção monetária e juros.

Em síntese, pelo fato de não restar dúvidas de que a cobrança do MUSD antes da conexão da Usina Fotovoltaica – UFV é ilegal, ante a inexistência de prestação de serviços por parte da distribuidora, é admissível o entendimento de que os valores pagos indevidamente devem ser restituídos em dobro ao consumidor, com base nas disposições do CDC e da regulação setorial, bem como na jurisprudência atualizada do STJ.

[1]AgInt no AREsp nº 1.873.076-SP, registro nº 2021/0106570-8, 2ª Turma, v.u., Rel. Min. OG FERNANDES

Sobrecontratação Involuntária e

Venda de Excedentes na Geração Distribuída

Por Marcelo Tanos

Em sua 19ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 31/05/2022, a Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL decidiu pela abertura de Consulta Pública com vistas a obter subsídios e informações suplementares acerca da proposta de regulamentação dos arts. 21 e 24 da Lei Federal nº 14.300/2022, que tratam (i) da sobrecontratação involuntária e (ii) da venda de excedentes decorrentes do regime de microgeração e minigeração distribuída.

Entenda o caso

A citada Lei Federal nº 14.300/2022, que institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída e o Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, dispôs, em seus arts. 21 e 24, que a ANEEL deve regulamentar:

(i) a exposição involuntária das distribuidoras de energia elétrica em decorrência da opção de seus consumidores pelo regime de microgeração e minigeração distribuída (MMGD);

“Art. 21. Para todos os efeitos regulatórios, será considerada exposição contratual involuntária, entre outras hipóteses previstas em regulamento ou disciplinadas pela Aneel, a sobrecontratação de energia elétrica das concessionárias e permissionárias de distribuição em decorrência da opção de seus consumidores pelo regime de microgeração e minigeração distribuídas.”

(ii) as chamadas públicas das distribuidoras de energia elétrica para credenciamento de interessados em comercializar os excedentes de geração de energia oriundos de MMGD, nas suas áreas de concessão, para posterior compra desses excedentes de energia.

“Art. 24. A concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica deverá promover chamadas públicas para credenciamento de interessados em comercializar os excedentes de geração de energia oriundos de projetos de microgeradores e minigeradores distribuídos, nas suas áreas de concessão, para posterior compra desses excedentes de energia, na forma de regulamentação da Aneel.”

Por intermédio da Nota Técnica nº 35/2021-SGT/ANEEL, a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM apresentou a correspondente proposta de regulamentação dos temas em referência, da qual se destacam os seguintes aspectos.

Exposição Involuntária das Distribuidoras

Para cumprimento do art. 21 da Lei 14.300/2022, a hipótese de sobrecontratação involuntária decorrente da opção dos consumidores pelo regime de MMGD deve ser necessariamente incorporada à Resolução Normativa ANEEL nº 1.009/2022, recomendando-se que sua estimativa observe os seguintes critérios:

(i) com base nos valores medidos, nas situações em que não há carga associada ao empreendimento e exista a medição para faturamento da geração bruta da usina.

Obs.: aplicável nas hipóteses de utilização de dois medidores, onde o primeiro medidor mede a geração da MMGD e o segundo mede o montante de energia injetado ou consumido da rede, sendo a energia elétrica consumida no próprio local o resultado da diferença entre o primeiro e o segundo medidor.

(ii) com base na potência instalada dos equipamentos de geração dos consumidores, atenuada pelos respectivos Fatores de Capacidade – FC e degradação anual de produtividade, levando em conta a data de entrada em operação da geração, na hipótese de não ser possível a aplicação do critério anterior.

Obs.: aplicável nas hipóteses de utilização de apenas um medidor, onde, diferentemente do critério anterior, mede-se apenas o montante injetado ou consumido, o que dificulta a quantificação do deslocamento do mercado da distribuidora por conta da MMGD e justifica a doção de metodologia apresentada pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE por meio da Nota Técnica EPE DEA nº 005/2021.

Frisa-se que, em ambos os casos, faz-se necessário o ajuste da energia definida para a determinação da sobrecontratação involuntária de MMGD mediante a subtração da energia excedente comprada de MMGD.

Comercialização do Excedente de Energia

Com base no art. 24 da Lei Federal nº 14.300/2022, que possibilitou que as distribuidoras adquiram os excedentes de energia provenientes de MMGD, tal comercialização passa a se enquadrar como um novo tipo de contratação de geração distribuída, via chamada pública, de que trata a Resolução Normativa ANEEL nº 1.009/2022, acrescida da etapa do credenciamento dos interessados.

Nesse contexto, a SRM propõe que o participante do regime de MMGD opte entre (i) participar do SCEE ou (ii) se credenciar junto à distribuidora para possível venda de excedentes, não sendo permitida a escolha das duas opções. A justifica para tal limitação reside no fato de que os prazos vinculados ao SCEE são incompatíveis com o processo de registro dos contratos e envio de dados de medição para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

Relativamente à caracterização do excedente de energia elétrica que pode a ser comercializado, a SRM propõe a seguintes premissas:

(i) MMGD no local do consumo: o excedente de energia elétrica será a diferença positiva entre a energia elétrica injetada e a energia elétrica consumida por unidade consumidora com micro ou minigeração distribuída de titularidade de consumidor/gerador, apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento;

(ii) MMGD com múltiplas unidades ou geração compartilhada: o excedente de energia elétrica será toda a energia gerada ou a injetada na rede de distribuição pela unidade geradora, a partir da definição, pelo consumidor/gerador, de um percentual da geração a ser atribuído à comercialização de excedentes.

Feitas tais considerações, cumpre esclarecer que a regra para a contratação do excedente do MMGD seguirá as diretrizes gerais da Resolução Normativa ANEEL nº 1.009/2022 para comercialização de energia elétrica proveniente de geração distribuída, bem como observará os critérios e procedimentos para controle dos contratos de comercialização de energia elétrica, conforme minuta de Resolução objeto da Consulta Pública ora iniciada, que correrá no período de 02/06 a 18/07/2022.

Impacto da guerra entre Rússia e Ucrânia e a economia mundial e transição energética

Com o objetivo de discutir alguns desdobramentos iniciais do conflito entre Rússia e Ucrânia, o Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea) divulgou nesta terça-feira (15/03) uma nota sobre os efeitos da guerra no comércio exterior global e os possíveis impactos para a economia brasileira. A nota busca identificar os principais produtos comercializados internacionalmente pela Rússia e Ucrânia e avaliar de que forma o mundo e o Brasil podem ser afetados.

Os principais produtos exportados pela Rússia somaram US$1,1 trilhão entre 2016 e 2020, com destaque para o petróleo bruto e derivados e combustíveis fósseis (gás natural, carvão), que correspondem a 56,9% do total exportado pelo país e 11% das exportações mundiais desse produto. Além dos combustíveis, destacam-se o alumínio, com 2,1% das exportações, e o trigo, com 2% das exportações russas e 16% das exportações mundiais.

Já a Ucrânia conta com uma menor participação nas exportações mundiais, totalizando US$100,1 bilhões exportados, sendo que 23,9% das vendas externas ucranianas são compostas por óleo de girassol, milho e trigo, seguida pelo minério de ferro (7%). No comércio exterior, as vendas de óleo de girassol, milho e trigo correspondem a 19%, 4% e 3% das exportações mundiais, respectivamente.

Entre os pontos que mais geram preocupação em nível mundial são o aumento generalizado do preço barril de petróleo, pressionando uma inflação mundial do produto, que já está bastante elevada. Já o aumento do preço dos grãos pode ter efeitos sobre a segurança alimentar, principalmente no caso da proteína animal, em função do comportamento do milho no mercado internacional.

A guerra trouxe mais instabilidade ao mercado de petróleo e gás, reforçando a preocupação com a segurança energética no cenário de transição, a Rússia é player chave no mercado internacional de petróleo, tanto em termos de produção, quanto em termos de exportação com produção média de 10,6 milhões barris por dia e exportação de média de 5,2 milhões em 2020.

O país é também o maior exportador mundial de gás natural e o segundo maior produtor do insumo, 238 Bilhões m³ foi o total exportado pelo país em 2020 e 83% das exportações se deram via gasodutos.

O conflito evidência a dependência energética europeia em relação a Rússia. Mas, ao mesmo tempo, mostra também a dependência da Rússia em relação as receitas da Europa.

O mundo tem o importante desafio de coadunar o crescimento econômico, a maior participação de renováveis e a garantia do suprimento de energia, a transição energética é gradual e não se pode abrir mão dos combustíveis fósseis imediatamente e deve se dar de forma justa, respeitando as particularidades de cada país.

Evolução e Projeção da Composição da matriz energética por fonte

1970-2040:

A alta da cotação do barril de petróleo tem desdobramentos para o Brasil e apesar da alta nos preços dos combustíveis, os preços, tanto do diesel, quanto da gasolina, em dólar por litro, estão em patamares semelhantes aos de 2019.

**Evolução dos preços de revenda da gasolina e do diesel no Brasil em US$* por litro Jan-2019/Fev-2022:]**

A elevação do preço do petróleo levou ainda a um aumento expressivo na arrecadação do país, atingindo R$ 233 bi aproximado arrecadado com o setor de O&G por meio de royalties, bônus de assinatura, participações especiais e tributos em 2021 e US$ 30 bi arrecadado com a exportação de Petróleo em 2021.

Destaca-se que o Brasil tem elevados índices de participação de renováveis na matriz energética e elétrica, mas os combustíveis fósseis têm papel fundamental, bem como existem limitações para a construção de novas hidrelétricas com grandes reservatórios e as fontes solares sujeitas a intermitência, nesse sentido a indústria de O&G poderá ser um importante propulsor dos investimentos em tecnologia, além de garantir a segurança do suprimento, contribuindo para uma transição energética justa.

SENTENÇA AFASTA COBRANÇAS DE DEMANDA CONTRATADA PREVIAMENTE À CONEXÃO DE UNIDADES MINIGERADORAS DISTRIBUÍDAS

Por Marcelo Tanos

O juízo da 5ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG, em sentença datada de 04/05/2022, resolveu afastar, em caráter definitivo, a cobrança das demandas contratadas afetas a Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSDs relativos a unidades minigeradoras que ainda não se encontravam efetivamente conectadas ao sistema de distribuição local.

Entenda o caso

Com vistas a conectar suas unidades minigeradoras ao sistema de distribuição de energia elétrica local, de propriedade da Cemig Distribuição S.A., a parte autoral e a citada concessionária pactuaram os respectivos Pareceres de Acesso, contendo os orçamentos e as condições técnicas/comerciais para execução das obras necessárias às pretendidas conexões.

Em igual sentido, foram celebrados os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSDs e de Energia Regulada – CCERs, por meio dos quais restara estabelecida a data de início do fornecimento do serviço público, 30/01/2020, oportunidade em que se esperava que as unidades minigeradoras em questão já estivessem concluídas e conectadas ao sistema de distribuição.

Ocorre que, diante de diversos fatores, dentre os quais se destacam os relevantes impactos ocasionados pela pandemia da Covid-19, as obras necessárias às pretendidas conexões restaram drasticamente atrasadas, implicando cobrança da demanda contratada afeta aos CUSDs, por parte da distribuidora local, em que pese a ausência de conexão das unidades minigeradoras ao sistema de distribuição de energia elétrica.

Em tratativas mantidas pelas partes, à época, denota-se que a empresa proprietária das unidades minigeradoras não logrou êxito em suas solicitações administrativas direcionadas à distribuidora local, por meio das quais objetivava as necessárias postergações das datas de início do fornecimento do serviço público.

Fundamentos e Conclusão da Sentença

Vale destacar, primeiramente, que as cobranças das demandas relativas aos CUSDs, previamente às conclusões das respectivas conexões, se afiguram contrárias à regulação setorial e aos deveres das concessionárias de distribuição enquanto prestadoras de um serviço público federal.

Observado o regulamento setorial, verifica-se expressa vedação à cobrança de serviços não prestados, devendo ser plenamente observadas as disposições contidas na Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 e na Lei Federal nº 14.300/2022 de forma a assegurar o livre acesso ao sistema de distribuição de energia elétrica preconizado pelo § 6º do art. 15 da Lei nº 9.074/1995 aos acessantes, como no caso dos minigeradores distribuídos.

Isso posto, ao fundamentar a sentença que afastou, em caráter definitivo, a cobrança das demandas contratadas previamente às conexões dos empreendimentos de geração da parte autoral, denota-se que o juízo da 5ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG sustentou que:

“(...) Nesse cenário, verifica-se que para consecução do empreendimento requerido mostra-se necessária a conexão da rede elétrica da concessionária de distribuição de energia, o que se dá por meio das Etapas de Solicitação de Acesso e do Parecer de Acesso, nos moldes do Módulo 3, Seção 3.7, dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST. (...)

Infere-se dos autos que o atraso e paralisação da obra se deram em razão da pandemia, e ainda em razão do município de Ibiá proferiu Resolução CMEMC/IBIA/MG nº 01, de 19 de março de 2020, determinando a suspensão de atividade diversa e/ou reduzindo o número de funcionários naquela atividade específica, o que ocasionou atraso no cronograma de obras.

Sabendo que o CUSD deve prever o início do faturamento do MUSD, considerando eventuais obras necessárias na rede para a conexão e a conveniência do consumidor e, caso ocorram atrasos no empreendimento, a ANEEL recomenda que o MUSD não deva ser faturado, conforme documento de ID 6019883010, entendo que merece guarida as alegações da parte autora.” (grifos nossos)

Somando-se à fundamentação supracitada, que reconhece o nexo causal entre os atrasos verificados nas obras das pretendidas conexões e a pandemia ocasionada pela Covid-19, verifica-se que o referido juízo também se pronunciou acerca da ilegalidade da cobrança por serviços não prestados, senão vejamos:

“Ademais, a própria cláusula 3.1 dos contratos preveem que a cobrança de valores se daria somente “a partir do início do uso do sistema de distribuição”.

Desta feita, os valores pagos, de fato, não me parecem devidos e justificáveis, já que a empresa autora foi cobrada pelo uso do sistema de distribuição da CEMIG que ainda não havia sido posto à sua disposição.” (grifos nossos)

Ademais, nos termos do art. 175 da CF, do art. 6º da Lei nº 8.987/1995, da Lei nº 10.438/2002 e dos Contratos de Concessão, resta evidente que a obrigação de atendimento às solicitações de fornecimento é parte central do objeto da concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

Portanto, mesmo que a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 disponha acerca de formas alternativas para concretização das conexões, colocadas à escolha dos acessantes, como por exemplo (i) a execução da obra por parte das distribuidoras locais, (ii) o custeio antecipado das obras, ou (iii) a execução direta das obras pelos próprios acessantes, não desnaturam a obrigação original, que continua sendo das concessionárias de distribuição.

Feitas tais considerações, resta demonstrado que, para integrar o sistema de compensação de energia elétrica e pagar demanda contratada, a unidade minigeradora deve estar conectada ao sistema de distribuição da concessionária local, o que não ocorrera no caso apreciado pelo juízo da 5ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG, realçando, portanto, a manifesta ilegitimidade da cobrança por serviço não prestado.

PL 918/2022 - Bandeira Tarifária na GD

Por Clarice H. D. Coutinho Assunção

O Projeto de Lei foi apresentado em 13 de abril de 2022 à Câmara dos Deputados, pelo Deputado Aj Abulquerque e tem como objetivo excluir a incidência de bandeira tarifária em fontes eólica e solar da geração distribuída a que se refere o art. 19 da Lei 14.300/22.

No artigo 19 da referida Lei dispõe que as bandeiras tarifárias incidem somente sobre o consumo de energia elétrica ativa a ser faturado e não se aplicam sobre a energia excedente que foi compensada conforme estabelecido no art. 12 desta Lei.

O artigo 12 estipula a apuração da compensação de energia elétrica, de que a cada ciclo de faturamento, para cada posto tarifário, a concessionária de distribuição de energia elétrica, conforme o caso, deve apurar o montante de energia elétrica ativa consumido e o montante de energia elétrica ativa injetado na rede pela unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em sua respectiva área de concessão.

Desta forma, o projeto propõe a exclusão da incidência de acréscimos por meio de bandeira tarifária do consumo de energia elétrica ativa a ser faturada para consumidor-gerador de energia por microgeração e minigeração distribuída, mas apenas para aquelas de fonte eólica ou solar, quando da apuração a que se refere o citado artigo.

Destaca-se que, o regime de tramitação do referido projeto é Ordinária (Art. 151, III, RICD) com Proposição Sujeita à Apreciação Conclusiva pelas Comissões - Art. 24 II, ou seja, não passará pelo Plenário, e será diretamente enviado para o Senado desde que todas as comissões cheguem na mesma conclusão, para aprovar ou para alterar.

As comissões que analisarão são, as Comissões de Defesa do Consumidor; Minas e Energia e Constituição e Justiça e de Cidadania.

Por fim, o Projeto já foi recebido pela Comissão de Defesa do Consumidor (CDC) em 20/04/2022.

ATRASO INJUSTIFICADO PARA CONCLUSÃO DA CONEXÃO DE UNIDADE MINIGERADORA AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO GERA DIREITO DE INDENIZAÇÃO

Por Marcelo Tanos

Nos casos em que as obras físicas das unidades minigeradoras são concluídas pelos acessantes, estando, portanto, hábeis à geração de energia elétrica, verifica-se que o atraso injustificado para conclusão dos respectivos procedimentos de conexão aos sistemas de distribuição locais, quando imputáveis às concessionárias de distribuição de energia elétrica, enseja direito de indenização aos acessantes.

Uma vez constatados os injustificados atrasos, portanto, tem-se que as condutas perpetradas pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica locais revelam nítida afronta aos princípios norteadores da prestação de serviços públicos, consubstanciados, em especial, na continuidade e eficiência.

Isso porque, em tais situações, as distribuidoras apresentam relevante falha na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica na medida em que, em decorrência dos injustificados atrasos para conclusão das conexões, acabam impossibilitando que os acessantes operem as unidades minigeradoras.

Entenda o caso

Para fins de operacionalização da modalidade de geração distribuída, é necessário que a instalação elétrica do consumidor / produtor seja conectada à rede elétrica da concessionária de distribuição de energia, o que se dá por meio das etapas de Solicitação de Acesso e do Parecer de Acesso, únicas etapas exigidas no caso de acesso de micro e minigeração distribuída, de acordo com o Módulo 3, Seção 3.7, dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST, que trata do acesso para a central geradora ao sistema de distribuição.

A Solicitação de Acesso se constitui no Requerimento formulado pelo acessante à distribuidora, apresentando o projeto das instalações de conexão e solicitando a conexão ao sistema de distribuição. O Parecer de Acesso, a seu turno, é o documento pelo qual a distribuidora consolida os estudos e avaliações de viabilidade da solicitação de acesso requerida para uma conexão ao sistema elétrico e informa ao acessante os prazos, o ponto de conexão e as condições de acesso.

Em complemento ao Parecer de Acesso, devem ser pactuados, ainda, o Termo de Acordo de Obras – TAO, contendo o prazo final para conclusão das obras de conexão, bem como os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição – CUSD e de Compra de Energia Regulada – CCER, que regulam a prestação do serviço público de distribuição/fornecimento de energia elétrica.

Com a assinatura dos citados contratos, cumpre esclarecer que os acessantes podem optar (i)pela execução das obras na modalidade PART, onde os próprios acessantes contratam empreiteira credenciada e habilitada pelas concessionárias de distribuição locais para execução de obras no sistema elétrico de distribuição, ou (ii) pela execução das obras diretamente por parte das concessionárias de distribuição.

Portanto, o direito a indenização abordado no presente artigo se refere, apenas e tão somente, aos casos em que as concessionárias de distribuição de energia sejam responsáveis, em caráter exclusivo, pelos injustificados atrasos para conclusão dos procedimentos de conexão, haja vista que, em se tratando de atrasos imputáveis aos próprios acessantes, não há que se falar em indenização.

Do Direito à Indenização

Importante destacar, nesse ponto, que a responsabilidade das concessionárias de distribuição de energia elétrica em manter as instalações de modo a assegurar a continuidade, a eficiência e segurança dos bens e instalações resta estabelecida nos Contratos de Concessão firmados entre estas e o Poder Concedente. Em igual sentido, resta contratualmente prevista a responsabilidade das concessionárias de distribuição de energia elétrica pelos prejuízos causados aos acessantes.

Sob esse aspecto, cabe esclarecer que, à luz do art. 927 do Código Civil, a responsabilidade civil pelos danos causados em face das falhas na distribuição de energia elétrica é de ordem objetiva, na medida em que a concessionária, causadora do dano, desenvolve uma atividade que normalmente implica riscos para os direitos de outrem.

Ademais, por força do disposto no art. 7º, da Lei nº 8.987/1995 c/c art. 3º, §2º, art. 14, art. 22, parágrafo único, da Lei nº 8.078/1990, também se aplica o Código de Defesa do Consumidor – CDC, que prevê a responsabilidade objetiva dos prestadores de serviço público divisível e remunerado, sempre que se estiver diante de vícios de qualidade de produtos e serviços.

Feitas tais considerações, quando verificados fatos e fundamentos consistentes o suficiente para evidenciar – grave e relevante – falha na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por parte das concessionárias de distribuição de energia elétrica, estas devem ser condenadas à reparação dos danos provocados aos acessantes.

PRORROGAÇÃO DE BENEFÍCIOS FISCAIS VINCULADOS AO ICMS INCIDENTE SOBRE A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Por Marcelo Tanos

Com a publicação da Lei Complementar nº 186/2021, em 28/10/2021, restou alterada a Lei Complementar nº 160/2017 de forma a autorizar os Estados a prorrogarem o prazo de fruição dos benefícios e incentivos ficais, vinculados ao Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias – ICMS, para 31/12/2032.

A prorrogação efetivada é de extrema relevância para diversas atividades cujos incentivos fiscais deveriam se encerrar antes de 2032, tais como as atividades comerciais, que teriam incentivos vigentes até dezembro de 2022.

Entenda o caso

Objetivando sanar a guerra fiscal e a correspondente mitigação dos seus efeitos, o Governo Federal editou a Lei Complementar nº 160/2017 autorizando a reinstituição dos benefícios fiscais instituídos em desconformidade com a Constituição Federal, bem como outorgando a competência para que fosse editado convênio específico com a finalidade de abordar de maneira mais detalhada a matéria.

Nesse contexto, foi publicado o Convênio ICMS nº 190/2017, dispondo acerca dos procedimentos necessários à restituição dos benefícios fiscais concedidos sem autorização do Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ.

Repetindo comando normativo disposto pela Lei Complementar nº 160/2017, o Convênio ICMS nº 190/2017 atribuiu prazos finais para fruição dos benefícios fiscais referentes ao imposto em tela, concedidos ou prorrogados, variando de acordo com a destinação do fomento fiscal, o que se deu, originariamente, no seguinte sentido:

“Cláusula décima - As unidades federadas que editaram os atos e que atenderam as exigências previstas na cláusula segunda *ficam autorizadas a conceder ou prorrogar os benefícios fiscais**, nos termos dos atos vigentes na data da publicação da ratificação nacional deste convênio,* desde que o correspondente prazo de fruição não ultrapasse:

I - *31 de dezembro de 2032**, quanto àqueles destinados* *ao fomento das atividades agropecuária e industrial**, inclusive agroindustrial, e ao* investimento em infraestrutura rodoviária, aquaviária, ferroviária, portuária, aeroportuária e de transporte urbano;

II - *31 de dezembro de 2025**, quanto àqueles destinados à* *manutenção ou ao incremento das atividades portuária e aeroportuária vinculadas ao comércio internacional**, incluída a operação subsequente à da importação, praticada pelo contribuinte importador;*

III - *31 de dezembro de 2022**, quanto àqueles destinados à* *manutenção ou ao incremento das atividades comerciais**, desde que o beneficiário seja o real remetente da mercadoria;*

IV - *31 de dezembro de 2020**, quanto àqueles destinados às* operações e prestações interestaduais com produtos agropecuários e extrativos vegetais in natura;

V - *31 de dezembro de 2018**, quanto aos* demais.” (grifos nossos)

Conforme se depreende dos supracitados incisos, ao segmento do comércio, embora de extrema relevância para o abastecimento nacional, restou estabelecido, originariamente, que o prazo final para fruição se daria em dezembro/2022, enquanto que, para o segmento da indústria, se daria em dezembro/2032.

Isso posto, salienta-se que o Senado Federal aprovou, em 06/10/2021, o Projeto de Lei Complementar – PLP nº 05/2021 para permitir a prorrogação, por até 15 (quinze) anos, dos benefícios fiscais vinculados ao ICMS destinados (i) à manutenção ou ao incremento das atividades comerciais - desde que o beneficiário seja o real remetente da mercadoria, (ii) às prestações interestaduais com produtos agropecuários e extrativos vegetais in natura e (iii) à manutenção ou ao incremento das atividades portuária e aeroportuária vinculadas ao comércio internacional, incluída a operação subsequente à da importação, praticada pelo contribuinte importador.

Ato contínuo, seguindo os trâmites formais, ressalta-se que a matéria foi encaminhada à sanção presidencial, culminando na publicação da Lei Complementar nº 186/2021 que alterou a Lei Complementar nº 160/2017 de forma a autorizar os Estados a prorrogarem, para 31/12/2032, o prazo de fruição dos benefícios e incentivos ficais vinculados ao Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias – ICMS, senão vejamos:

“Art. 3º O convênio de que trata o art. 1º desta Lei Complementar atenderá, no mínimo, às seguintes condicionantes, a serem observadas pelas unidades federadas:

§ 2º A unidade federada que editou o ato concessivo relativo às isenções, aos incentivos e aos benefícios fiscais ou financeiro-fiscais vinculados ao ICMS de que trata o art. 1o desta Lei Complementar cujas exigências de publicação, registro e depósito, nos termos deste artigo, foram atendidas é autorizada a concedê-los e a prorrogá-los, nos termos do ato vigente na data de publicação do respectivo convênio, não podendo seu prazo de fruição ultrapassar:

I – 31 de dezembro do décimo quinto anoposterior à produção de efeitos do respectivo convênio, quanto àqueles destinados ao fomento das atividades agropecuária e industrial, inclusive agroindustrial, e ao investimento em infraestrutura rodoviária, aquaviária, ferroviária, portuária, aeroportuária e de transporte urbano, bem como quanto àqueles destinados a templos de qualquer culto e a entidades beneficentes de assistência social;

II - 31 de dezembro do décimo quinto ano posterior à produção de efeitos do respectivo convênio, quanto àqueles destinados à manutenção ou ao incremento das atividades portuária e aeroportuária vinculadas ao comércio internacional, incluída a operação subsequente à da importação, praticada pelo contribuinte importador;

III - 31 de dezembro do décimo quinto ano posterior à produção de efeitos do respectivo convênio, quanto àqueles destinados à manutenção ou ao incremento das atividades comerciais, desde que o beneficiário seja o real remetente da mercadoria;

IV - 31 de dezembro do décimo quinto ano posterior à produção de efeitos do respectivo convênio, quanto àqueles destinados às operações e às prestações interestaduais com produtos agropecuários e extrativos vegetais in natura;

V - 31 de dezembro do primeiro ano posterior à produção de efeitos do respectivo convênio, quanto aos demais.” (grifos nossos)

Adicionalmente, deverá ocorrer a redução em 20% (vinte por cento) ao ano, a partir de 01/01/2029, do direito de fruição das isenções, dos incentivos e dos benefícios fiscais vinculados ao ICMS, bem como restou estabelecido o prazo de 180 (cento e oitenta dias) para adequação do Convênio ICMS nº 190/2017, contados da data de publicação da Lei Complementar nº 186/2021.

Ressaltando que o prazo final para a supracitada adequação se dará em 26/04/2022, verifica-se que, até a presente data, o Convênio ICMS nº 190/2017 não fora adequado aos termos da Lei Complementar nº 186/2021, contudo, caso a adequação não seja efetivada, as alterações promovidas pela Lei Complementar nº 186/2021 serão automaticamente incorporadas ao referido convênio.

Isenção do ICMS sobre a Energia proveniente de Unidades Micro e Minigeradoras

Tomemos como exemplo o Estado de Minas Gerais, que, a partir da premissa conferida pela Lei Complementar nº 160/2017 e pelo Convênio ICMS nº 190/2017, editou a Lei Estadual nº 22.549, publicada em 01/07/2017, a qual fora objeto de registro e depósito – Certificado SE/CONFAZ nº 50/2018– perante a Secretaria Executiva do CONFAZ, nos termos dos incisos I e II da Cláusula Segunda do Convênio ICMS nº 190/2017, com a correspondente documentação comprobatória, assim entendida o próprio ato e suas eventuais alterações.

Garantida, assim, a aplicabilidade e eficácia da Lei Estadual nº 22.549/2017, denota-se que o Estado de Minas Gerais, extrapolando a regra do Convênio CONFAZ nº 16/2015, atribuiu isenção aos consumidores com micro ou minigeração distribuída de energia solar fotovoltaica enquadrados nas quatro modalidades atualmente previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, quais sejam, (i) geração junto à carga, (ii) autoconsumo remoto; (iii) empreendimento de múltiplas unidades consumidoras; e (iv) geração compartilhada, com potência instalada menor ou igual a 5 MW.

Como o aludido fomento fiscal foi classificado como destinado à manutenção ou incremento de atividades comerciais, nos exatos termos da redação originária do inciso III da Cláusula Décima do Convênio ICMS nº 190/2017, o prazo final para fruição do benefício se daria – até então – em dezembro/2022.

Feitas tais considerações, a possibilidade de prorrogação, para 31/12/2032, do prazo de fruição dos benefícios e incentivos ficais vinculados ao Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias – ICMS se revela essencial para a atividade de geração distribuída e, definitivamente, contribuirá para a manutenção da expansão da correspondente modalidade de geração no país.

SUSPENSÃO DO PRAZO PARA CONCLUSÃO DAS OBRAS DE CONEXÃO DE UNIDADE MICRO OU MINIGERADORA E RESPECTIVA POSTERGAÇÃO DO FATURAMENTO

Por Marcelo Tanos

Conforme dispõe expressamente o art. 89 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, a concessionária de distribuição de energia elétrica deve suspender, em determinadas hipóteses, o prazo estabelecido para conclusão das obras de conexão afetas a unidade micro ou minigeradora distribuída.

Entenda o caso

Uma vez constatado que o acessante não apresentou informações ou não executou obras de sua responsabilidade,desde que tais informações e obras inviabilizem a execução das obras pela distribuidora, bem como que a distribuidora não obteve servidão de passagem/via de acesso, licença, autorização ou aprovação de autoridade competente necessária à execução dos trabalhos, tem-se que o prazo para conclusão das obras de conexão da unidade micro ou minigeradora deve ser suspenso.

Prosseguindo com a presente análise, denota-se que o § 4º do citado art. 89 estabelece que a suspensão ora referendada também se aplica no caso de opção do acessante pela execução de obras de responsabilidade da distribuidora, gerando o direito, mediante solicitação, de postergação do início do faturamento pelo período em que o prazo ficou suspenso.

Observado, portanto, o caput do art. 89 e seu § 4º, conclui-se que o acessante conta com a mesma prerrogativa destinada às distribuidoras quando demonstrado que a não execução/atraso das obras – de responsabilidade da distribuidora e assumidas/executadas pelo acessante – se deu por razões alheias à sua ingerência, fazendo jus, assim, à suspensão do prazo para conclusão das obras de conexão e à correspondente postergação do início do faturamento.

Em igual sentido, o art. 7º da recente Lei Federal nº 14.300/2022, que instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, dispõe que o prazo estabelecido para conclusão das obras de conexão pode ser prorrogado, mediante comprovação de – não – evolução das obras de implantação da unidade micro ou minigeradora, o que implica, por conseguinte, postergação do faturamento.

O que ocorre na prática

Em meio ao procedimento de conexão de unidade micro e minigeradora ao sistema de distribuição local, o acessante e a distribuidora pactuam o Termo de Acordo de Obras – TAO, contendo o prazo final para conclusão das obras de conexão, bem como os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição – CUSD e de Compra de Energia Regulada – CCER, que regulam o início da prestação do serviço público de distribuição/fornecimento de energia elétrica – oportunidade em que se espera que a unidade micro ou minigeradora esteja conectada ao sistema de distribuição local.

Ocorre que, comumente, a conexão da unidade micro ou minigeradora não se encontra concluída na data pactuada para início da prestação do serviço público de distribuição/fornecimento de energia elétrica, implicando cobrança da demanda contratada pela unidade micro ou minigeradora por meio do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD, em que pese esta não restar efetivamente conectada ao sistema de distribuição.

Sob esse aspecto, frisa-se que a suspensão do prazo para conclusão das obras de conexão e respectiva postergação do faturamento vêm sendo aplicada apenas nas hipóteses em que as obras de conexão de unidades micro ou minigeradoras são executadas pela própria distribuidora.

Em se tratando de obras de responsabilidade da distribuidora, porém assumidas e executadas pelo próprio acessante, o que se nota é a não aplicação, por parte da distribuidora local, do disposto no art. 89 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 e no art. 7º da recente Lei Federal nº 14.300/2022, implicando ilegítima cobrança por serviço não prestado.

Feitas tais considerações, conclui-se que a suspensão do prazo estabelecido para conclusão das obras de conexão de unidade micro ou minigeradora distribuída, bem como a consequente postergação do início do faturamento pelo período em que o prazo ficou suspenso, trata-se de um dever imposto pela legislação/regulamento setorial às concessionárias de distribuição de energia elétrica.

PRAZO DE RESPOSTA DAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA

Por Clarice H. D. Coutinho Assunção

Rotineiramente verifica-se diversas reclamações por parte dos consumidores de energia em relação ao prazo de resposta das Distribuidoras.

Não obstante os referidos prazos se postergarem, ou até mesmo não serem informados, muita das vezes são desrespeitados e a resposta ainda é no sentido de documentação incompleta.

Sobre esse aspecto, é necessário destacar que o artigo 71 da Resolução Normativa Aneel nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021 determina que a Distribuidora tem o prazo de 5 (cinco) dias úteis a contar da solicitação para verificar a entrega das informações e documentos necessários e adotar uma das seguintes providências:

I - comunicar ao consumidor e demais usuários o recebimento da solicitação e a próxima etapa; ou

II - indeferir a solicitação e comunicar ao consumidor e demais usuários as não conformidades

Além disso, a Resolução Normativa da ANEEL nº 1.000/2021 elenca diversos prazos a serem cumpridos tanto pela Distribuidora de Energia quanto pelo Consumidor.

Na referida Resolução é apresentado a ordem desde a solicitação de conexão/instalação e os desfechos que podem ocorrer e os devidos prazos que devem ser realizados.

Todavia, nem sempre a Distribuidora cumpre as referidas obrigações, deixando o consumidor sem nenhuma resposta e na maioria das vezes com os prejuízos decorrentes desses descumprimentos.

A título de exemplo, o artigo 64 da REN 1000/ANEEL determina que a distribuidora deve elaborar e fornecer gratuitamente ao consumidor e demais usuários o orçamento prévio, com as condições, custos e prazos para a conexão ao sistema de distribuição, nos seguintes prazos, contados a partir da solicitação:

I - 15 (quinze) dias: para conexão de unidades consumidoras com microgeração distribuída ou sem geração, em tensão menor do que 69kV, em que não haja necessidade de realização de obras no sistema de distribuição ou de transmissão, apenas, quando necessário, a instalação do ramal de conexão;

II - 30 (trinta) dias: para conexão de unidades consumidoras com microgeração distribuída ou sem geração, em tensão menor do que 69kV, em que haja necessidade de realização de obras no sistema de distribuição ou de transmissão; e

III - 45 (quarenta e cinco) dias: para as demais conexões.

Ainda, em continuidade a conexão, a referida Resolução dispõe no artigo 91 que a Distribuidora deve realizar a vistoria e a instalação dos equipamentos de medição nas instalações do consumidor e demais usuários nos seguintes prazos:

I - em até 5 (cinco) dias úteis: para conexão em tensão menor que 2,3 kV;

II - em até 10 (dez) dias úteis: para conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV; e

III - em até 15 (quinze) dias úteis: para conexão em tensão maior que 69 kV.

Pois bem. Diversos são os prazos estipulados para Distribuidora executar e esse descumprimento origina aplicação de multa pela Agência Nacional de Energia Elétrica. - ANEEL

A citada Agência Reguladora reconheceu descumprimento por parte de uma Distribuidora ao lavrar o Auto de Infração decorrente de ação fiscalizadora que teve como objetivo verificar os procedimentos e critérios adotados pela Distribuidora na aplicação das condições referentes às disposições regulamentares estabelecidas para micro e minigeração distribuída.

Na oportunidade, é possível verificar que a Agência Reguladora aplicou penalidade de multa à Distribuidora, no valor de quase DOIS MILHÕES DE REAIS, exatamente por “não cumprir os prazos de atendimento às unidades consumidoras com micro e minigeração distribuída”.

Sendo assim, nota-se que o entendimento já exarado pela Agência Reguladora, impacta na busca pela concessão de pleito indenizatório em decorrência da evidente falha no fornecimento do serviço público de distribuição de energia elétrica face aos descumprimentos de prazos regulatórios.

O escritório LTSC Advogados está à disposição para esclarecimentos e consultorias.

Eficiência Energética: Economia e Sustentabilidade Ambiental

por Mauro Lellis

A energia elétrica representa um elevado custo para a sociedade, podendo afetar a competitividade de empresas que se utilizam desse insumo em seus processos produtivos e até mesmo comprometer o orçamento doméstico dos consumidores.

Nesse cenário, cada vez mais são buscados meios de reduzir o valor da fatura de energia elétrica, o que tem se observado com a crescente adesão a processos de geração da própria energia, seja por meio da Geração Distribuída ou por autoprodução de energia e, em um futuro próximo, a migração para o mercado livre de energia elétrica, que será facultada a todos os consumidores.

Outro fator que possibilita a redução dos gastos com energia é a sua utilização de forma racional, o que pode ser denominado também eficiência energética, que consiste na relação entre a quantidade de energia empregada em uma atividade e aquela disponibilizada para sua realização[1].

No Brasil, a Lei nº 10.295 de 17/10/2001, a Lei de Eficiência Energética[2], estabeleceu as bases para estimular a oferta e a demanda de produtos e de serviços eficientes no mercado nacional e criar as condições necessárias para atuação de empresas voltadas para este negócio (ESCOs).

O objetivo da citada lei é promover uma efetiva mudança de comportamento dos consumidores, inclusive por meio de ações com vistas a incrementar a penetração de equipamentos eficientes, disponibilizar linhas de financiamento indutoras, além de criar um arcabouço legal com os objetivos de incrementar ações de eficiência energética e viabilizar um interesse crescente de novos participantes na consolidação deste mercado[3].

A eficiência energética, contudo, não se verifica apenas no uso da energia. É uma finalidade em toda a cadeia de energia: da sua produção, ao transporte e à utilização, seja para se buscar o provimento de energia de forma ambientalmente sustentável, com a redução de emissões de gases com efeito de estufa, seja para reduzir os custos da energia, conforme se denota dos objetivos da União Europeia em consonância com a Diretiva de Eficiência Energética 2012/27/UE.

Nesse sentido, o conceito de eficiência energética é entendido desde as formas de geração da energia, observada a repercussão econômica, como se verifica na priorização, pela UE, ao definir que as “medidas em matéria de eficiência energética são cada vez mais reconhecidas como meio não apenas para alcançar um aprovisionamento de energia sustentável e melhorar a segurança do aprovisionamento e reduzir as faturas da importação, mas também promover a competitividade da UE.

A eficiência energética é, por conseguinte, uma das prioridades estratégicas para a consecução da União da Energia e a UE promove o princípio da “prioridade à eficiência energética”[4], até mesmo porque, segundo dados da IEA (International Energy Agency), houve um significativa recuperação de energia por meio de processos de Eficiência Energética, sendo que para o período compreendido entre os anos de 1974 a 2010, a energia total recuperada por ações de EE foi maior que a energia total comprada de qualquer outra fonte, incluindo petróleo, gás, carvão e eletricidade, com previsão de investimentos de US$8 Trilhões na área de indústria[5].

Contudo, grande parte da energia produzida na Europa destina-se a prédios[6], que são responsáveis por cerca de aproximadamente 40% da energia final naquele continente, o que os tornam alvo de medidas de eficientização energética, principalmente para atendimento aos compromissos da União Europeia em reduzir as emissões de gases de efeito estufa.

Nesse contexto é que ganhou relevância o Certificado Energético de um edifício ou mesmo de fração autônoma, documento obrigatório, vinculado ao imóvel, por meio do qual são classificados os imóveis em termos do seu Desempenho Energético segundo uma escala (A+, A, B, B-, C, D, E e F), com vistas a cientificar o proprietário ou locatário do desempenho energético dos edifícios e apresentar um quando de melhorias para eficientização energética e a consequente redução dos valores das faturas de energia[7].

Tamanha é a relevância da eficiência energética no âmbito europeu que alguns autores de Portugal e da Espanha, a título de exemplo, se referem à matéria como um ramo autônomo do direito, o direito da eficiência energética, apontando, para tanto, como princípios estruturantes desse ramo do direito, o princípio da europeização, o princípio jurídico da sustentabilidade e os princípios jurídicos da economia-eficiência[8].

As nuances multidisciplinares que envolvem a eficiência energética guardam relação com o próprio Direito da Energia, construído a partir de dispositivos legais e regulatórios da área de energia e ambiental, apoiados em conhecimentos das áreas de engenharia, economia, contabilidade, tecnológica etc.

Cabe lembrar o modelo de estruturação dos processos de eficientização, regulados por meio dos Contratos de Desempenho (energy performance contracts), os quais se baseavam as contratações da espécie, principalmente pelas ESCOS (Energy Service Companies), por meio dos quais a remuneração se dá com de acordo com os valores economizados por um determinado prazo, até que os ganhos de eficiência passem integralmente ao consumidor e o prestador de serviço tenha sua remuneração.

Contudo, os serviços inicialmente prestados com base nos contratos acima mencionados, de natureza mais técnica, com foco em máquinas e equipamentos, naturalmente evoluíram para consultorias mais elaboradas, nos quais são apresentadas, além de alternativas tecnológicas, soluções otimizadas no que se refere a questões relativas a contratos de fornecimento e de compra e venda de energia, de financiamento.

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL

Nº 1000/2021

por Marcelo Tanos

Valendo-se da Resolução Normativa n° 1.000/2021, publicada em 20/12/2021, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL consolidou as principais regras afetas à prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, em especial, as que se referem aos direitos e deveres dos consumidores e dos demais usuários do sistema de distribuição, o que inclui as unidades consumidoras com geração distribuída instalada.

Ressalta-se que a Resolução Normativa ANEEL n° 1.000/2021 não promoveu mudanças nas regras (i) do Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE ou (ii) de participação financeira do acessante – micro ou minigerador – para fins de conexão ao sistema de distribuição local, no entanto, destaca-se que os micro e minigeradores passam a se beneficiar das novas regras constantes da resolução ora referendada.

Sob esse aspecto, e, a título exemplificativo, tem-se que a recente Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 determina que, caso a distribuidora promova cobrança indevida ou cobre um valor a maior, deverá devolvê-lo em dobro ao micro ou minigerador:

“Art. 103. Caso cobre pela conexão sem observar o disposto nesta Resolução, a distribuidora deve devolver em dobro o valor pago em excesso pelo consumidor e demais usuários, acrescido de correção monetária e juros e calculado conforme § 2º do art. 323.”

“Art. 323. A distribuidora, no caso de faturar valores incorretos, não apresentar fatura ou faturar sem utilizar a leitura do sistema de medição nos casos em que não haja previsão nesta Resolução, sem prejuízo das penalidades cabíveis, deve observar os seguintes procedimentos: (...)

II - faturamento a maior: devolver ao consumidor e demais usuários, até o 2º (segundo) ciclo de faturamento posterior à constatação, as quantias recebidas indevidamente nos últimos 60 (sessenta) ciclos de faturamento imediatamente anteriores à constatação.

§ 2º No caso do inciso II do caput, a distribuidora deve devolver de acordo com as seguintes disposições:

I - a quantia recebida indevidamente deve ser devolvida em dobro, independentemente de dolo ou culpa da distribuidora (...);” (grifos nossos)

Somando-se a isso, o § 4º e o § 5º do art. 323 da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 estabelecem que a devolução se aplica a todos os valores que compõem o faturamento do micro ou minigerador, senão vejamos:

“§ 4º A devolução em dobro prevista no § 2º é aplicável a todos os valores que compõem o faturamento, inclusive tributos, compensações, bandeiras tarifárias e cobranças de qualquer natureza.

§ 5º Aplica-se a devolução prevista no inciso II do caput no caso de cobranças adicionais decorrentes de erros da distribuidora que resultem em redução de benefícios tarifários ou aumentos tributários.” (grifos nossos)

Outra relevante evolução promovida pela Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 foi a inclusão de novas possibilidades de atendimento ao micro e minigerador, incluindo a realização de vídeo chamada, além dos postos presenciais, internet, chat, restando expressamente determinada a obrigatoriedade (i) de geração do protocolo em todos os canais de atendimento, (ii) de gratuidade dos serviços de autoatendimento e (iii) de conclusão do atendimento para finalização do contato.

E válido mencionar que as concessionárias de distribuição de energia elétrica devem observar os prazos-limite de 31/03/2022 e 31/12/2022 para se adaptarem às novas regras atinentes à devolução em dobro e ao atendimento ao público, respectivamente.

Desta feita, observadas as disposições constantes da Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021, denota-se nítido aprimoramento da regra com vistas a guardar maior consonância com os ditames do Código de Defesa do Consumidor – CDC e com a jurisprudência do Superior Tribunal de Justiça – STJ, reiterando que tais regras alcançam os consumidores e todos os demais usuários do sistema de distribuição, incluindo as unidades micro e minigeradoras.

JUCEMG E O CONSÓRCIO DE CONSUMIDORES DE ENERGIA SOB O ASPECTO DA LEI 14300/22

por Clarice H. D. Coutinho Assunção

Como é sabido, em 07 de Janeiro de 2022 foi publicada a Lei 14.300, em regulou o marco legal da GD.

Na referida Lei, foi instituído um novo modelo de Consórcio, o Consórcio de consumidores de energia, cujo conceito está previsto no art.1, III:

“consórcio de consumidores de energia elétrica: reunião de pessoas físicas e/ou jurídicas consumidoras de energia elétrica instituído para a geração de energia destinada a consumo próprio, com atendimento de todas as unidades consumidoras pela mesma distribuidora;”

Na nova modalidade instituída por lei é permitido a participação de consumidores de energia elétrica de pessoas físicas e/ou jurídicas.

Para tanto, a Junta Comercial de Minas Gerais – JUCEMG, expediu a instrução normativa que regula tal procedimento, esclarecendo também que o registro ou alterações se darão na forma dos dispositivos 90 a 94 do DREI 81/20.

Ainda, os atos de entrada e/ou saída das sociedades consorciadas deverão observar as determinações do contrato.

Desta forma, a partir de 22 de fevereiro de 2022, após as devidas formalidades, os consórcios de energia como são conhecidos, poderão contar com a participação de pessoas físicas e jurídicas.

Por fim, destaca-se que a LTSC Sociedade de Advogados está presente para assessorar os investidores/acessantes nesta transição normativa, relativa à importante modalidade de geração distribuída.

CONDOMINIO VOLUNTÁRIO VS ASSOCIAÇÃO

por Leonardo Naves

O texto da Lei 14.300 prevê que, além de consórcios e cooperativas, consumidores poderão se reunir em “condomínio civil, voluntário ou edilício ou qualquer outra forma de associação civil, instituída para este fim, compostas por pessoas físicas ou jurídicas”.

Ressalta-se que a possibilidade de consumidores de energia elétrica se reunirem em associação para adesão ao SCEE é um dos avanços mais relevantes trazidos pelo substitutivo para estruturação de projetos de geração de compartilhada de energia elétrica, bem como é muito provável que este tipo jurídico passe a ser a principal forma de reunião de consumidores para adesão ao SCEE na modalidade geração compartilhada pelo fato de aceitar em seus quadros tanto pessoas físicas como jurídicas e por ter sua constituição e gestão bastante simplificada em relação à Cooperativa (mas não em relação ao Consórcio, ressalva-se).

Porém, o texto proíbe a participação no SCEE de empreendimentos que tenham alugados terrenos, lotes e outras propriedades por meio de contrato que vincule o preço do aluguel à quantidade de energia gerada em kWh.

A introdução do condomínio voluntário de pessoas físicas ou jurídicas deve facilitar a operacionalização de estruturas que reúnam múltiplos participantes na geração distribuída, tendo em vista sua baixa complexidade de governança corporativa, além de não ser necessário para sua constituição ou alterações a aprovação pela Junta Comercial, que onera o processo e o torna moroso.

Cabe ressaltar quanto ao Condomínio voluntário que, o mesmo é regulamentado pelo art. 1333 a 1358 do CC – lei federal 4591/64, conforme regulamentação o condomínio é necessariamente representado por síndico, registrado em Cartório de Registro de Imóveis.

Enquanto em uma empresa, associação ou qualquer tipo de PJ, existe a figura do diretor ou presidente para executar a administração com autonomia, algo diferente se aplica ao condomínio: quem está à frente de sua gestão é o síndico, cargo ocupado por tempo predeterminado e com poderes restritos, sempre submissos à deliberação de uma assembleia, entretanto o administrador poderá ser estranho ao condomínio. Dentre as limitações está a impossibilidade de adquirir ou alienar bens, por exemplo. Verifica-se, portanto, que a personalidade do condomínio é apenas formal, servindo para atos em processos judiciais e atividades administrativas.

Na administração do condomínio as deliberações serão obrigatórias e tomadas por maioria absoluta, sendo assim nenhum dos condôminos pode alterar a destinação da coisa comum, nem dar posse, uso ou gozo dela a estranhos, sem o consenso dos outros, sendo o condômino é obrigado, na proporção de sua parte, a concorrer para as despesas de conservação ou divisão da coisa, e a suportar os ônus a que estiver sujeita, estas presumem-se iguais as partes ideais dos condôminos. E para elaboração do regimento interno tem que ter convenção condominial.

O condomínio é desobrigado da escrituração fiscal, mas devem prestar contas mensalmente ainda que não necessariamente exibidos todos meses e se aplica as regras de partilha da herança no que couber diante do Art 2013 a 2022 do CC. Condôminos tem direito de preferência no caso de uma venda por exemplo e pressupõe direitos iguais entre condôminos.

“O condomínio é uma ficção jurídica que existe na órbita do Direito”, destacam Gasparetto e Guidon. Prevalece o entendimento de que o condomínio não tem personalidade jurídica, porém, está legitimado a atuar em juízo, ativa e passivamente, representado pelo síndico.

Quanto a Associação civil presente no Art. 53 a 61 – lei federal 6799/79, a mesma é necessariamente administrada por um presidente, secretário, vice-presidente, que compõem uma diretoria, possuindo um estatuto social e registradas em Cartório de Registro de Pessoas Jurídicas.

Na associação civil não há reciprocidade de direito de obrigações entre os associados nem como a escrituração fiscal e contabilidade registrada e prestação de contas por meio de demonstrativos mensais contábeis.

Ressalta-se que a associação para fins não econômicos não significa que seja para fins não lucrativos e os associados tem direitos iguais, todavia o estatuto pode instituir categorias com vantagens especiais e a qualidade de associado é intransmissível podendo o estatuto dispor o contrário, sendo a exclusão do associado admissível somente perante justa causa e reconhecida em procedimento que assegure direito de defesa e de recurso a ser previsto no estatuto. Podem existir várias categorias de associados, associado fundador, efetivo, contribuinte, etc.

Diferentemente do condomínio a associação é uma pessoa jurídica de direito privado existindo uma diferença na responsabilidade, bem como a Associação difere do condomínio quanto o direito de demanda, o qual não exige a autorização dos associados para demandar algo na prática administrativa ou judicial.

Por fim, destaca-se que a LTSC Sociedade de Advogados está presente para assessorar os investidores/acessantes nesta transição normativa ora debatida, relativa à importante modalidade de geração distribuída.

Lei Federal nº 14.300/2022 e a Normatização da Vedação à Transferência do Titular ou do Controle Societário do Titular da Unidade Micro ou Minigeradora

por Vitória Cavanelas

A Lei Federal nº 14.300/2022 instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída com o objetivo de sanar quaisquer questionamentos apontados desde a abertura da Consulta Pública 25/2019, pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, para receber contribuições à proposta de revisão da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, que até então se afigurava como o único regulamento vigente sobre o tema.

Correto afirmar que a Lei visa tornar os comandos legais exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, almejando a relação mais pacífica possível entre os agentes setoriais por meio da edição de dispositivos regulatórios estáveis que resultem em segurança jurídica, de forma a evitar tratamentos injustos e desiguais, que, a seu turno, desencadeiam recursos administrativos e judiciais.

No entanto, o marco Legal trouxe mudanças profundas para o setor elétrico nacional, dentre as quais se destaca a expressa vedação, disciplinada em seu art. 5º, quanto à transferência do titular ou do controle societário do titular da unidade com microgeração ou minigeração distribuída, indicado no parecer de acesso, até a solicitação de vistoria do ponto de conexão para a distribuidora.

Sobre esse aspecto, cumpre relembrar alguns pontos importantes.

Primeiramente, em 2019, por meio do Ofício nº 0194 emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, restou determinado que fossem interrompidos/reiniciados os processos de conexão de micro e minigeração distribuída em caso de troca de titularidade ocorrida previamente à conclusão da conexão junto à distribuidora local.

Isso porque, de com o entendimento da Agência Reguladora, a prioridade no atendimento é concedida por meio da ordem de entrada das solicitações de acesso, sendo que eventual substituição do titular antes da efetivação da conexão significaria que o processo não fora finalizado, devendo ser iniciado novo processo de acesso para o novo titular.

Ainda nos termos do citado ofício, era possível concluir que a substituição do requerente do parecer de acesso só poderia ocorrer posteriormente à celebração dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e Compra de Energia Regulada – CCER.

Ocorre que tal orientação não encontrava previsão no regulamento setorial, constituindo-se, assim, como mera orientação da SRD, haja vista que, em se tratando de empreendimentos de geração distribuída, é usual verificar, inicialmente, a viabilidade da conexão e, depois disso, constituir, por exemplo, um consórcio para participação no sistema de compensação de forma compartilhada.

Dessa maneira, inúmeros acessantes protocolaram questionamentos administrativos no âmbito da ANEEL evidenciando que as determinações contidas no supramencionado ofício não encontravam respaldo na legislação/regulação vigentes.

Em resposta aos questionamentos administrativos, por meio do Ofício nº 0364/2019-SRD-ANEEL, a Agência Reguladora modificou o entendimento anteriormente exarado de forma a (i) destacar que o Ofício nº 0194/2019-SRD-ANEEL não se aplica genericamente e (ii) permitir a troca da titularidade desde que a transferência não se destinasse a um terceiro.

Posto isso, é possível observar que a vedação disposta no art. 5º do marco legal da geração distribuída passou a conter um rol de hipótese de aplicação mais amplo do que aquele antes determinado pela ANEEL, uma vez que, além de proibir a troca da titularidade do empreendimento, passou a vedar – também – a transferência do controle societário do titular do empreendimento

Outra diferença entre o art. 5º da Lei Federal nº 14.300/2022 e as determinações constantes na ANEEL consiste no fato de que tais alterações somente serão permitidas a partir da data da solicitação de vistoria do ponto de conexão, ressaltando que tal procedimento ocorre em momento posterior à celebração do CUSD e do CCER

Há que se registrar que, diante da recente publicação da Lei Federal nº 14.300/2022, ainda não se sabe qual o procedimento que – de fato – será adotado pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica com a finalidade de aplicação da vedação, em especial, no que tange às transferências de controle societário, sendo certo que as mesmas possuem um prazo de 180 (cento e oitenta) dias, contados a partir da publicação da Lei, para adequar seus regulamentos, suas normas, seus processos e procedimentos a fim de cumprir as disposições mencionadas.

Por fim, destaca-se que a LTSC Sociedade de Advogados está presente para assessorar os investidores/acessantes nesta transição normativa ora debatida, relativa à importante modalidade de geração distribuída.

AS CORES DO HIDROGÊNIO

O hidrogênio (H2) é o elemento mais simples e o primeiro elemento químico da Tabela Periódica, composto por apenas um elétron orbitando em torno de um próton. A sua extração, seja de combustíveis fósseis ou da água[1], requer uma produção de base industrial.

Isso porque não se encontra o hidrogênio em estado livre na natureza, devendo ser separado de outros elementos, o que se dar por meio de processos que utilizam energia, notadamente eletrólise que gera o hidrogênio verde, e reforma por vapor, que dá origem ao hidrogênio cinza, por exemplo.

O hidrogênio pode ser utilizado para gerar energia em um processo com resultados muito benéficos sob o ponto de vista social, econômico e ambiental, sendo este último o seu principal benefício na atualidade, considerando a necessidade de descarbonização de energia preconizada pelas metas do Acordo de Paris.

Nesse sentido, cabe destacar que o hidrogênio pode ser convertido diretamente em eletricidade por meio de células de combustível, que possuem alto rendimento e reduzido impacto ambiental.

Em que pese ser incolor, inodoro e insípido, o hidrogênio foi classificado por cores para distinguir o tipo de produção utilizado, o que pode variar de acordo com o país em que é realizado o processo de produção e até mesmo internamente, como é o caso do Brasil, que não possui uma regulamentação do tema.

As classificações das cores do hidrogênio guardam relação com o meio de produção adotado, podendo ser branco, preto, marron, cinza, azul, turquesa, rosa (ou roxo ou vermelho), amarelo, musgo e verde.

O hidrogênio branco é aquele encontrado na sua forma gasosa, em depósitos subterrâneos, de difícil localização e inviável economicamente.

O hidrogênio preto decorre do carvão mineral (antracito) e, portanto, poluente, assim como o hidrogênio marron, obtido por meio da rocha denominada lignite ou da hulha, ambos sem o uso de tecnologias de captura, utilização e sequestro de carbono (em inglês, CCUS – Carbon Capture Utilisation and Storage).

O hidrogênio cinza resulta da reforma por vapor[2] principalmente ao gás natural ou outros combustíveis fósseis, que ao serem aquecidos para separar o H2 também liberam CO2 para a atmosfera, sendo, portanto, um processo altamente poluente, o que justifica a cor cinza.

A seu turno, o hidrogénio azul também resulta da reforma por vapor, sendo, contudo, menos poluente haja vista que o CO2 libertado é capturado, armazenado e enterrado no solo.

O hidrogénio azul turquesa refere-se à transformação do CO2 em num elemento sólido, em um processo denominado pirólise de metano que, se for alimentado com energia renovável poderá ser categorizado como um hidrogênio de baixa emissão.

No caso do hidrogênio obtido por meio da energia nuclear, mediante o processo de eletrólise, denominou-se hidrogénio rosa, também denominado Hidrogênio roxo ou vermelho.

Amarelo é o hidrogênio obtido quando se utiliza a energia solar para alimentar o processo de eletrólise, e o hidrogênio musgo é aquele produzido de biomassa ou biocombustíveis, por meio de reformas catalíticas, gaseificação ou biodigestão anaeróbica[3].

E merece destaque o hidrogênio verde, por suas características de sustentabilidade ambiental, produzido por meio de eletrólise sem quaisquer emissões poluentes diretas ao longo do processo, desde que a energia elétrica usada venha de fontes renováveis.

Contudo, a produção de hidrogênio a partir de fontes não renováveis é mais competitiva, considerando que o custo da produção do hidrogênio verde varia entre 2,5 a 6 USD/kg, ao passo que a produção do hidrogênio cinza gira em torno de 1 USD/kg. No entanto, existem projeções que o custo da produção de hidrogênio verde se aproxime dos custos de fontes não renováveis, considerando os ganhos de escala na produção deste vetor energético[4].

Assim, tendo em vista o atual cenário mundial, no qual se busca a descarbonização da matriz elétrica, o hidrogênio verde poderá ser utlizado para atuar como sistema de armazenamento de grande escala, mitigando variações sazonais e conectando a produção local para centros de demanda mais distantes[5].

No Brasil, existem várias iniciativas para o desenvolvimento do hidrogênio, destacando-se a edição, pelo Conselho Nacional de Política Energética, da Resolução CNPE nº 06/2021, com vistas à realização de estudos para proposição de diretrizes do Programa Nacional do Hidrogênio e formulação das bases jurídico-regulatórias para incentivar a produção de hidrogênio verde no Brasil, com o apoio da EPE.

O Conselho, na referida Resolução, apresentou as premissas para a criação das diretrizes para o desenvolvimento do Hidrogênio, entre as quais citou o interesse na consolidação do merca do de hidrogênio no Brasil em bases economicamente competitivas, a importância do hidrogênio como vetor energético com potencial para contribuir para uma matriz energética de baixo carbono; a diversidade de fontes energéticas disponíveis no Brasil para a produção de hidrogênio; as tecnologias associadas a esse vetor energético no País e a importância do tema na transição energética.

O aproveitamento dos benefícios em todas as variações de cores e com o uso das tecnologias para a produção e uso do hidrogênio, principalmente o hidrogênio verde, representa oportunidades de criação de um ambiente mais competitivo, com uma diversificação da matriz energética e, particularmente, um incremento às medidas de sustentabilidade ambiental.

Neste sentido, entendeu a EPE que “na estratégia brasileira do hidrogênio todas as cores são importantes, consistindo em uma estratégia de hidrogênio “arco-íris”, que permita ao país aproveitar ao máximo suas vantagens competitivas existentes e construir novas vantagens competitivas em benefício de sua sociedade”[6].

Assim, conclui-se que os desafios para o desenvolvimento do hidrogênio, consistem, basicamente, no alcance de níveis de competitividade e na devida criação de normas jurídicas para o desenvolvimento e consolidação deste vetor energético, sendo importante o aproveitamento das vantagens competitivas de todas as cores do hidrogênio.

DECISÃO JUDICIAL SUSPENDE COBRANÇA DE DEMANDA CONTRATADA PREVIAMENTE À CONEXÃO DE UNIDADE MINIGERADORA DISTRIBUÍDA

por Marcelo Tanos

O juízo da 1ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG, em decisão datada de 04/01/2022, resolveu suspender, em caráter provisório, a cobrança das demandas contratadas afetas a Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSDs relativos a unidades minigeradoras que ainda não se encontram efetivamente conectadas ao sistema de distribuição local.

Entenda o caso

Os minigeradores distribuídos são responsáveis por unidades consumidoras do Grupo A com nível de tensão inferior a 230 kV, cujas instalações serão conectadas ao sistema de distribuição local com vistas a aderir sistema de compensação de energia elétrica na modalidade geração distribuída.

Os procedimentos de conexão das unidades minigeradoras são regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e delineados por intermédio dos respectivos Pareceres de Acesso emitidos pelas distribuidoras locais, oportunidade em que são elaborados os orçamentos e apresentadas as condições técnicas e comerciais para execução das obras necessárias às conexões das unidades minigeradoras ao sistema de distribuição local.

Com a assinatura dos citados Pareceres de Acesso, os minigeradores podem definir que as obras de conexão sejam efetivadas pelas próprias distribuidoras locais ou optar pela execução das obras na modalidade PART, onde os próprios acessantes contratam empreiteiras credenciadas e habilitadas pelas distribuidoras locais para execução de obras no sistema elétrico de distribuição.

Em meio aos processos de conexão, as distribuidoras locais e os acessantes devem pactuar os respectivos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSDs com vistas a definir, dentre outros pontos, as correspondentes datas de início das prestações dos serviços de distribuição de energia elétrica – oportunidades em que se espera que as unidades minigeradoras estejam efetivamente conectadas ao sistema de distribuição local.

Desta feita, o tema submetido à deliberação do juízo da 1ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG consiste na cobrança, por parte de determinada distribuidora local, das demandas relativas aos CUSDs pactuados junto a minigerador distribuído, em que pese as respectivas unidades minigeradoras não estarem conectadas à rede de distribuição local, ressaltando que, comumente, a conclusão das obras de conexão não se revela possível por razões alheias à ingerência e controle dos acessantes.

Ausência de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica

As cobranças das demandas relativas aos CUSDs previamente às conclusões das respectivas conexões se afiguram contrárias à regulação setorial e aos deveres das concessionárias de distribuição enquanto prestadoras de um serviço público federal.

Isso porque, observado o regulamento setorial, verifica-se expressa vedação à cobrança de serviços não prestados, devendo ser plenamente observadas as disposições contidas na Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 de forma a assegurar o livre acesso ao sistema de distribuição de energia elétrica preconizado pelo § 6º do art. 15 da Lei nº 9.074/1995 aos acessantes, como no caso dos minigeradores distribuídos.

Ao fundamentar a decisão que suspendeu a cobrança da demanda contratada previamente à conexão dos empreendimentos de geração, denota-se que o juízo da 1ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG sustentou que “tal cobrança, de fato, não parece devida e justificável, já que a empresa autora está sendo cobrada pelo uso do sistema de distribuição da CEMIG que ainda não foi posto à sua disposição”.

Ademais, observado o disposto no art. 175 da CF, no art. 6º da Lei nº 8.987/1995, na Lei nº 10.438/2002 e nos Contratos de Concessão, resta evidente que a obrigação de atendimento às solicitações de fornecimento é parte central do objeto da concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

Nesse sentido, ainda que a Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010 disponha acerca de formas alternativas para concretização desta obrigação, colocadas à escolha dos acessantes, como por exemplo (i) a execução da obra por parte das distribuidoras locais, (ii) o custeio antecipado das obras, ou (iii) a execução direta das obras pelos próprios acessantes, não desnaturam a obrigação original, que continua sendo das concessionárias de distribuição.

Assim, mesmo quando os acessantes executam diretamente as obras, é dever das distribuidoras locais colaborar para viabilizar os atendimentos dos acessantes, as quais estão – tão somente – operacionalizando a obrigação de prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, que, inquestionavelmente, não deixa de ser própria das distribuidoras locais.

Feitas tais considerações, resta demonstrado que, para integrar o sistema de compensação de energia elétrica e pagar demanda contratada, as unidades minigeradoras devem estar conectadas ao sistema de distribuição da concessionária local, o que não ocorrera no caso apreciado pelo juízo da 1ª Vara da Fazenda Pública e Autarquias da Comarca de Belo Horizonte/MG, realçando, portanto, a manifesta ilegitimidade da cobrança por serviço não prestado.

COBRANÇA DE DEMANDA CONTRATADA PREVIAMENTE À EFETIVAÇÃO DA CONEXÃO DE UNIDADE MINIGERADORA DISTRIBUÍDA

por Marcelo Tanos

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL tem sido instada, recorrentemente, a se manifestar acerca da legitimidade das cobranças das demandas relativas aos Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição – CUSDs, pactuados junto aos minigeradores distribuídos, nas hipóteses em que as respectivas unidades minigeradoras não se encontram conectadas à rede de distribuição local.

Entenda o caso

Os minigeradores distribuídos, em suma, são responsáveis por unidades consumidoras do Grupo A com nível de tensão inferior a 230 kV, cujas instalações serão conectadas ao sistema de distribuição local com vistas a aderir sistema de compensação de energia elétrica na modalidade geração distribuída.

Insta registrar que os procedimentos de conexão das unidades minigeradoras são regulados pela ANEEL e delineados por intermédio dos respectivos Pareceres de Acesso emitidos pelas distribuidoras locais, oportunidade em que são elaborados os orçamentos e apresentadas as condições técnicas e comerciais para execução das obras necessárias às conexões das unidades minigeradoras ao sistema de distribuição local.

Com a assinatura dos citados Pareceres de Acesso, cumpre esclarecer que os minigeradores podem definir que as obras de conexão sejam efetivadas pelas próprias distribuidoras locais ou optar pela execução das obras na modalidade PART, onde os próprios acessantes contratam empreiteiras credenciadas e habilitadas pelas distribuidoras locais para execução de obras no sistema elétrico de distribuição.

Em meio aos processos de conexão, as distribuidoras locais e os acessantes devem pactuar os respectivos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição – CUSDs com vistas a definir, dentre outros pontos, as correspondentes datas de início das prestações dos serviços de distribuição de energia elétrica – oportunidades em que se espera que as unidades minigeradoras estejam efetivamente conectadas ao sistema de distribuição local.

Desta feita, o tema recorrentemente submetido à deliberação da Agência Reguladora consiste na cobrança, por parte das distribuidoras locais, das demandas relativas aos CUSDs pactuados junto aos minigeradores distribuídos, em que pese as respectivas unidades minigeradoras não estarem conectadas à rede de distribuição local, ressaltando que, comumente, a conclusão das obras de conexão não se revela possível por razões alheias à ingerência e controle dos acessantes.

Ausência de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica

As cobranças das demandas relativas aos CUSDs previamente às conclusões das respectivas conexões se afiguram contrárias à regulação setorial e aos deveres das concessionárias de distribuição enquanto prestadoras de um serviço público federal.

Isso porque, observado o regulamento setorial, verifica-se expressa vedação à cobrança de serviços não prestados, devendo ser plenamente observadas as disposições contidas no art. 7º da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 e nos arts. 104 e 134 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, de forma a assegurar o livre acesso ao sistema de distribuição de energia elétrica preconizado pelo § 6º do art. 15 da Lei nº 9.074/1995 aos acessantes, como no caso dos minigeradores distribuídos.

Ademais, observado o disposto no art. 175 da CF, no art. 6º da Lei nº 8.987/1995, na Lei nº 10.438/2002 e nos Contratos de Concessão, resta evidente que a obrigação de atendimento às solicitações de fornecimento é parte central do objeto da concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

Nesse sentido, ainda que a Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010 disponha acerca de formas alternativas para concretização desta obrigação, colocadas à escolha dos acessantes, como por exemplo (i) a execução da obra por parte das distribuidoras locais, (ii) o custeio antecipado das obras, ou (iii) a execução direta das obras pelos próprios acessantes, não desnaturam a obrigação original, que continua sendo das concessionárias de distribuição.

Assim, mesmo quando os acessantes executam diretamente as obras, é dever das distribuidoras locais colaborar para viabilizar os atendimentos dos acessantes, as quais estão – tão somente – operacionalizando a obrigação de prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, que, inquestionavelmente, não deixa de ser própria das distribuidoras locais.

Ausência de Responsabilidade por Atrasos de Conexão

Conforme público e notório, a Organização Mundial da Saúde classificou a situação da Covid-19 como pandemia, e, a seu turno, o Congresso Nacional, por meio do Decreto Legislativo nº 06, de 20/03/2020, bem como diversas Assembleias Legislativas Estaduais, reconheceram a ocorrência de estado de calamidade pública decorrente da pandemia causada pelo agente Coronavírus (Covid-19).

Atualmente, ainda vivenciamos sequelas das ondas da Covid-19 e novos regulamentos e disposições extraordinárias foram emitidas justamente com vistas a minimizar os drásticos impactos suportados por toda a população, assim como ocorrido em 2020.

Como consequência direta, tem-se que a situação de calamidade pública possui relação direta com as conexões de unidades minigeradoras, haja vista que os acessantes e até mesmo as distribuidoras locais encontraram inúmeras dificuldades para efetivar as medidas necessárias para tal fim durante os períodos em que se encontravam instaladas a pandemia ora retratada, atrasando, por conseguinte, a entrada em operação das unidades minigeradoras e o correspondente início da prestação dos serviços de distribuição por parte das distribuidoras locais.

Evidenciando as consequências diretas da situação de calamidade, bem como demonstrando que seus efeitos perduram até a presente data, há que se registrar o fato de que, conforme comunicado divulgado pela Blu Logistics Brasil, o novo surto da pandemia ocasionada pela Covid-19 na China é considerado um dos piores desde o primeiro em Wuhan em 2020, com serias implicações na cadeia produtiva mundial:

“No aéreo, voos foram cancelados em pelo menos 9 dos principais aeroportos chineses, incluindo Shanghai e Pequim. Em Xiamen, a taxa de cancelamento já supera os 60% - apuração na data de ontem, dia 04/08. É esperado que mais voos sejam suspensos a partir de agora.

No marítimo, cerca de 50 a 60% dos embarques foram afetados e sofreram atrasos. Caminhões também passam por dificuldades ao acessarem o pátio de containers da região, já que procedimentos estritos de teste e diagnóstico de covid-19 tornaram-se obrigatórios.

Ainda no marítimo, o impacto pode não ser apenas no frete, mas também na manufatura. Os riscos considerados agora são de restrições mais abrangentes pelos próximos dias ou semanas, ainda que nada oficial. O mercado, no entanto, já espera por movimentações de cargas possivelmente paralisadas ou reduzidas em breve, gerando disruptura na cadeia mundial de abastecimento.

Nosso objetivo é alertá-lo sobre quaisquer mudanças no cenário atual da forma mais transparente e assertiva possível. A Blu Brasil mantém contato direto com suas equipes operacionais na China, acompanhando a situação atentamente e dispostos a avaliar soluções caso a caso.” (grifos nossos)

Nesse mesmo sentido, nos termos da Notificação de Evento de Força divulgada pela Longi Solar Technology Co., Ltd., as dificuldades no fornecimento acima indicadas somam-se à atual crise energética na China que resultou na publicação de política de “controle duplo do consumo de energia”, em decorrência da qual indústrias relevantes no país reduziram ou interromperam a produção; cortes de energia foram ordenados; e matérias primas, como alumínio eletrolítico, vidro, silício industrial e outras commodities estão em falta:

“Informamos que, com o rápido crescimento da demanda doméstica de energia na China, resultou em escassez de fornecimento de energia, a Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma da China ("NDRC") determinou a política de "controle duplo do consumo de energia". Como resultado desta NDRC política e a correspondente escassez de eletricidade, as indústrias relevantes com alto consumo de energia reduziram ou interromperam a produção, e cortes de energia foram ordenados. Afetados por isso, alumínio eletrolítico, vidro, silício industrial e outras commodities estão em falta. E conforme o inverno se aproxima, a maior parte do norte da China entra na estação de aquecimento, a demanda de consumo de energia continua a crescer, a escassez de fornecimento de carvão, fornecimento de energia e matérias-primas será ainda mais intensificada.

Inevitavelmente, a LONGi foi atingida por esta falta imprevisível de fornecimento de energia e matérias-primas. Este evento de Força Maior força as bases de produção e locais de manufatura da LONGi em Yunnan, ZheJiangsu, Jiangsu e outras províncias para reduzir ou interromper a produção. O evento também força a LONGi a atrasar ou interromper a entrega e aumentar os preços dos contratos de clientes relacionados em execução.

Atualmente, para mitigar o impacto deste evento de Força Maior, a LONGi está ativamente se comunicando e negociando com o governo local, tentando reduzir o impacto do racionamento de energia em todas as bases, e tentando manter o funcionamento normal das fábricas na medida do possível.” (grifos nossos)

Verifica-se que, desde setembro deste ano as províncias de Jiangsu, Yunnan, Guangxi, Zhejiang e outras 10 (dez) localidades na China foram impactadas com a restrição de uso de energia, no entanto, no começo do verão, o foco era limitar o uso de energia nas indústrias sem impactar os habitantes.

Ainda segundo a Longi Solar, as províncias acima indicadas, onde se encontram sua base de produção, tiveram que reduzir ou interromper a produção, o que a levou a atrasar a entrega e aumentar o valor dos produtos contratados.

Feitas tais considerações, e, evidenciados os atrasos alheios à ingerência e controle dos acessantes, resta demonstrado, portanto, o nexo de causalidade, que reforça o cabimento, in casu, das excludentes de responsabilidade previstas na legislação civil e nos CUSDs pactuados entre as distribuidoras locais e os minigeradores distribuídos, se revelando ilegítimas, em tais situações, as cobranças das demandas previamente às conclusões das correspondentes conexões ao sistema de distribuição local.

Geração Eólica em Tempos de Crise Hídrica

por Vitoria Cavanelas

Que o Brasil vive a pior crise hídrica registrada nos últimos 91 anos, com escassez de chuvas, reservatórios em níveis baixos e alta demanda todo mundo já sabe.

No entanto, o que surpreendeu a todos durante o Brazil Windpower, principal evento de energia eólica do Hemisfério Sul, foi o fato da geração eólica ter sido a responsável pela segurança do sistema elétrico no momento mais agudo da crise.

Na ocasião o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Carlos Ciocchi, ainda ressaltou que “a geração eólica têm sido a grande locomotiva da expansão do sistema”.

Nessa perspectiva, segundo dados coletados na reportagem de Maurício Godoi da Agência Canal Energia, a fonte eólica no Brasil hoje é composta por 740 parques eólicos que somam 19,8 GW em potência instalada em mais de 8,7 mil aerogeradores em operação.

Além disso, segundo dados da Associação Brasileira de Energia Eólica e da própria ANEEL, até o final deste ano o Brasil deverá contar com 21,1 GW e até 2026 o volume poderá disparar em 31,3GW.

Nota-se que apesar de ser incerto o futuro, as perspectivas para a geração de energia eólica são favoráveis, principalmente se tomado como referência o Plano Nacional de Energia 2050, que destaca “na maior parte dos casos rodados, a fonte eólica atinge aproximadamente entre 110 a 195 GW em termos de capacidade instalada”.

Noutro ponto, agora em relação à sustentabilidade da matriz elétrica nacional, as fontes renováveis, como é o caso da eólica, têm sido cada vez mais requeridas meio as novas políticas empresariais, com maior atenção voltada a reputação e a imagem da empresa frente a prática sociais.

O termo ESG, da sigla em inglês (Environmental, Social and Governance) que ao traduzir para o português significa Ambiental, Social e Governança, tem sido usado ao fazer referências às práticas empresariais e de investimento que se preocupam com critérios de sustentabilidade além dos lucros.

É inquestionável que o Brasil é um país com ampla riqueza, diversidade energética e um grande potencial de energias limpas e renováveis, possuindo uma matriz energética mais limpa que a média mundial, podendo, assim, se beneficiar dos fatores ESG com políticas públicas adequadas.

Destaca-se que, o financiamento atrelado a critérios de sustentabilidade, com o uso de green bonds, são mecanismos que empresas do setor vem buscando aplicar. A título de curiosidade, por exemplo, temos a decisão do BNDES de não mais financiar térmicas.

Logo, vemos um cenário atual no qual a preocupação com a sustentabilidade está em alta e em crescente desenvolvimento o que, faz com que os investimentos realizados na geração de energia eólica se apresentem de forma expressiva e positiva.

A ENERGIA PRODUZIDA PELO LIXO: SUSTENTABILIDADE

por Mauro Maia Lellis

O gás metano que resulta do processo de decomposição dos resíduos sólidos pode ser utilizado na geração de energia elétrica, com repercussões favoráveis tanto para a área de saneamento quanto para o setor elétrico.

Por se tratar de um biocombustível originário da queima de materiais orgânicos, o biogás é uma fonte renovável de energia, alternativa ao uso de combustíveis fósseis.

E, esses materiais orgânicos são biomassas que contribuem na produção de biogás sendo provenientes, entre outros, de resíduos agrícolas, de estações de tratamento de esgoto e de resíduos sólidos urbanos.

Ao discorrer sobre o papel da biomassa na expansão da geração de energia elétrica, a Empresa de Pesquisa Energética - EPE ressalta que processo para a produção do biogás se dá por meio de digestão anaeróbica, ou seja, a conversão de material orgânico em dióxido de carbono, metano e lodo através de bactérias, em um ambiente pobre em oxigênio, processo esse que ocorre na ausência de oxigênio, como em plantações de arroz e aterros sanitários[1].

Ainda enfatiza a EPE que a proximidade do centro de carga em relação aos recursos ensejará menores perdas elétricas para transmitir a energia até os pontos de consumo, o que reduzirá, em consequência, o uso de recursos primários e a necessidade de estoque, destacando que essa geração próxima ao centro de carga constitui a modalidade de geração distribuída (GD).

Diversamente das fontes como a eólica e solar, previstas na GD, o biogás é estável, sem intermitência, além de não se sujeitar às variações climáticas que podem resultar na escassez de chuvas, como corre nas usinas hidrelétricas.

O número de projetos de Geração Distribuída a partir do biogás vem crescendo, na medida os modelos de negócio se mostram viáveis, e devem observar a formatação jurídica aplicável ao caso, com ênfase no Direito Administrativo e no Direito Regulatório.

Como exemplos de usinas na modalidade de Geração Distribuída com a utilização do biogás, citamos a usina da ENC Energy Brasil instalada no município de Igarassu, no estado de Pernambuco e a usina termelétrica de Entre Rios do Oeste, Paraná, que atende aos prédios públicos do Município.

Importante destacar, ainda, o processo do Waste-to-energy, por meio do qual se produz energia elétrica com base no tratamento primário ou processamentos de resíduos em uma fonte de combustível, resultando em recuperação de energia.

Essas Usinas de Recuperação Energética (URE), portanto, trabalham com resíduos não passíveis de reciclagem, recuperando-os e evitando que fossem enviados aos aterros e, por conseguinte, reduzindo a emissão de gases de efeito estufa.

Tais processos aos poucos vão se tornando factíveis. O leilão de compra de energia de 30/09/2021 tornou possível a primeira usina de recuperação energética de lixo no País e será implantada em Barueri, São Paulo, com previsão de gerar energia para 320 mil pessoas e incinerar 200 mil toneladas de lixo por ano.[2]

Assim, a produção de energia elétrica em aterros sanitários ou por meio das Usinas de Recuperação Energética, atende às frentes de incremento da produção de energia próxima aos centros de carga e, pelo lado da sustentabilidade ambiental incentiva a eliminação dos lixões (que possuem prazos exíguos para serem extintos) – indo portanto, ao encontro de necessidades ambientais e energéticas.

Conclui-se, assim, que os benefícios da geração de energia elétrica pela queima do gás metano de aterros sanitários, além de promover a utilização da energia renovável, evitando o uso de combustíveis fósseis e diversificar a matriz elétrica, proporciona o aumento do acesso ao saneamento básico e traz benefício econômico aos investidores, movimentando a economia e gerando empregos.

Cenário do Primeiro Leilão de Reserva de Capacidade

por Leonardo Guimaraes Naves

A preocupação do planejamento setorial com o atendimento do consumo instantâneo, além das necessidades de incremento do consumo médio de energia, trouxe desafios para o planejamento do Sistema interligado nacional, diante disto, foi criado um novo critério geral de garantia de suprimento pela Resolução CNPE nº 29/2019, que é o critério para aferição da adequabilidade do atendimento à potência. Conforme PDE 2030, esse critério será violado em meados de 2026. No entanto, sabe-se que o SIN pode enfrentar déficit de potência antes dessa data, até mesmo em 2021.

Sendo assim, a lei nº 14.120/2021 autorizou e o decreto nº 10.707/2021 regulamentou a contratação de reserva de capacidade, na forma de potência, por meio de leilões promovidos pela Aneel, sob as diretrizes do MME.

Nesse contexto, após a consulta pública 108/2021, o MME editou a Portaria Normativa 20/2021, que estabeleceu as diretrizes para o primeiro certame a ser realizado nessa modalidade no SIN, com previsão para 21/12/2021. Em seguida aberta a consulta pública 115/2021, para discussão da sistemática do leilão.

Diante de questões relevantes que podem influenciar até mesmo na competividade de cada tecnologia a ser ofertada no certame, ressalta-se o interesse Poder Concedente e dos consumidores quanto a definição prévia da publicação do fator f, bem como a definição dos contornos exatos da obrigação de entrega de potência e as consequências do descumprimento dessa obrigação.

Nesse sentido, a minuta de a portaria de sistemática estabeleceu que o critério de seleção do vencedor do leilão (produto Potência) será o Preço da Potência, que é um parâmetro dado pela soma da Receita Fixa requerida pelo ofertante para a disponibilização da potência e com o custo variável esperado. Para o cálculo do custo variável esperado, é utilizado o CVU da usina e o fator f, que representa o despacho esperado de todos os empreendimentos do certame, a ser calculado pela EPE.

Portanto, para otimizar a contratação, em benefício dos consumidores e do sistema, é recomendável que os empreendedores possam ajustar parâmetros de seus projetos após a divulgação do fator f, podendo incentivar empreendimentos com características distintas.

Além disso, quanto obrigação de entrega de potência e penalidades, apesar de existir algumas indicações do que se exigirá das usinas termelétricas comprometidas com os CRCAP, não se sabe ainda as penalidades a que estarão sujeitos os empreendimentos que às descumprirem, nem os exatos contornos das obrigações dessas usinas perante o sistema.

Presume-se, diante art. 10 da Portaria MME nº 20/2021, que o Poder Concedente objetiva a contratação de empreendimentos que tenham aptidão para o cumprimento da programação diária do ONS, entretanto essa informação não se mostra satisfatória para que os empreendedores customizem seus projetos para atender o que o sistema requer.

Por fim, atentando-se para experiencias internacionais, o Operador desenha produto que incentiva os geradores a se prepararem para estarem totalmente disponíveis nos momentos críticos do sistema, por meio das obrigações e penalidades. Porém, na impossibilidade de inserir esses parâmetros na portaria de diretrizes a tempo, demonstra-se a necessidade de ser oportunizado um prazo aos interessados com projetos cadastrados na EPE para a alteração de características técnicas após a aprovação da minuta de CRCAP.

PRORROGAÇÃO DE BENEFÍCIOS FISCAIS VINCULADOS AO ICMS INCIDENTE SOBRE A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Por Marcelo Tanos

O Senado Federal aprovou, em 06/10/2021, o Projeto de Lei Complementar – PLP nº 05/2021, que tem por objeto a prorrogação, até dezembro de 2032, de benefícios fiscais afetos ao Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação – ICMS, concedidos pelos estados e pelo Distrito Federal para empresas do segmento do comércio. Ato contínuo, seguindo os trâmites formais, ressalta-se que a matéria será encaminhada à sanção presidencial.

Entenda o caso

Objetivando sanar a guerra fiscal e a correspondente mitigação dos seus efeitos, o Governo Federal editou a Lei Complementar nº 160/2017 autorizando a reinstituição dos benefícios fiscais instituídos em desconformidade com a Constituição Federal, bem como outorgando a competência para que fosse editado convênio específico com a finalidade de abordar de maneira mais detalhada a matéria.

Nesse contexto, foi publicado o Convênio ICMS nº 190/2017, dispondo acerca dos procedimentos necessários à restituição dos benefícios fiscais concedidos sem autorização do Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ.

Repetindo comando normativo disposto pela Lei Complementar nº 160/2017, o Convênio ICMS nº 190/2017 atribuiu prazos finais para fruição dos benefícios fiscais referentes ao imposto em tela, concedidos ou prorrogados, variando de acordo com a destinação do fomento fiscal, o que se deu no seguinte sentido:

“Cláusula décima - As unidades federadas que editaram os atos e que atenderam as exigências previstas na cláusula segunda *ficam autorizadas a conceder ou prorrogar os benefícios fiscais**, nos termos dos atos vigentes na data da publicação da ratificação nacional deste convênio,* desde que o correspondente prazo de fruição não ultrapasse:

I - *31 de dezembro de 2032**, quanto àqueles destinados* *ao fomento das atividades agropecuária e industrial**, inclusive agroindustrial, e ao* investimento em infraestrutura rodoviária, aquaviária, ferroviária, portuária, aeroportuária e de transporte urbano;

II - *31 de dezembro de 2025**, quanto àqueles destinados à* *manutenção ou ao incremento das atividades portuária e aeroportuária vinculadas ao comércio internacional**, incluída a operação subsequente à da importação, praticada pelo contribuinte importador;*

III - *31 de dezembro de 2022**, quanto àqueles destinados à* *manutenção ou ao incremento das atividades comerciais**, desde que o beneficiário seja o real remetente da mercadoria;*

IV - *31 de dezembro de 2020**, quanto àqueles destinados às* operações e prestações interestaduais com produtos agropecuários e extrativos vegetais in natura;

V - *31 de dezembro de 2018**, quanto aos* demais.” (grifos nossos)

Conforme se depreende dos supracitados incisos, ao segmento do comércio, embora de extrema relevância para o abastecimento nacional, restou estabelecido que o prazo final para fruição se dará em dezembro/2022, enquanto que, para o segmento da indústria, se dará em dezembro/2032.

Isso posto, o PLP nº 05/2021 recentemente aprovado pelo Senado Federal visa alterar a Lei Complementar nº 160/2017 para permitir a prorrogação, por até 15 (quinze) anos, dos benefícios fiscais vinculados ao ICMS destinados (i) à manutenção ou ao incremento das atividades comerciais - desde que o beneficiário seja o real remetente da mercadoria, (ii) às prestações interestaduais com produtos agropecuários e extrativos vegetais in natura e (iii) à manutenção ou ao incremento das atividades portuária e aeroportuária vinculadas ao comércio internacional, incluída a operação subsequente à da importação, praticada pelo contribuinte importador.

Isenção do ICMS sobre a Energia proveniente de Unidades Micro e Minigeradoras

Tomemos como exemplo o Estado de Minas Gerais, que, a partir da premissa conferida pela Lei Complementar nº 160/2017 e pelo Convênio ICMS nº 190/2017, editou a Lei Estadual nº 22.549, publicada em 01/07/2017, a qual fora objeto de registro e depósito – Certificado SE/CONFAZ nº 50/2018 – perante a Secretaria Executiva do CONFAZ, nos termos dos incisos I e II da Cláusula Segunda do Convênio ICMS nº 190/2017, com a correspondente documentação comprobatória, assim entendida o próprio ato e suas eventuais alterações.

Garantida, assim, a aplicabilidade e eficácia da Lei Estadual nº 22.549/2017, denota-se que o Estado de Minas Gerais, extrapolando a regra do Convênio CONFAZ nº 16/2015, atribuiu isenção aos consumidores com micro ou minigeração distribuída de energia solar fotovoltaica enquadrados nas quatro modalidades atualmente previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, quais sejam, (i) geração junto à carga, (ii) autoconsumo remoto; (iii) empreendimento de múltiplas unidades consumidoras; e (iv) geração compartilhada, com potência instalada menor ou igual a 5 MW.

Como o aludido fomento fiscal foi classificado como destinado à manutenção ou incremento de atividades comerciais, nos exatos termos do inciso III da Cláusula Décima do Convênio ICMS nº 190/2017, o prazo final para fruição do benefício se dará – até então – em dezembro/2022.

Salienta-se, no entanto, que tal classificação se revela equivocada, haja vista que nas operações de geração distribuída inexiste quaisquer atos de comercialização ou mercancia.

Assim, o fomento fiscal ora referendado melhor se enquadra na hipótese constante do inciso I da Cláusula Décima do Convênio ICMS nº 190/2017, pois, ao se considerar que a geração distribuída implica (i) aquisição de equipamentos que permitam a geração própria ou (ii) locação de um ativo de geração de terceiro, conclui-se que se trata, na verdade, de um fomento à indústria, que, diante de tal benefício fiscal, produzirá e venderá mais equipamentos para esta finalidade.

Feitas tais considerações, torna-se imperioso que o PLP nº 05/2021 seja sancionado/ratificado pela Presidência da República, pois, em que pese a equivocada classificação do fomento fiscal conferido aos micros e minigeradores mineiros como destinado à manutenção ou incremento de atividades comerciais, a alteração a ser promovida na Lei Complementar nº 160/2017 e no Convênio ICMS nº 190/2017 prorrogará o prazo final para fruição, relativo ao segmento do comércio, para dezembro/2032.

Usinas Híbridas e Associadas

Por Marcelo Tanos

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL deu início à segunda fase da Consulta Pública nº 061/2020 para debater com a sociedade proposta de regulamentação para o estabelecimento de usinas híbridas e associadas, tema de grande relevância no atual contexto de mudanças estruturais e de modernização normativa vivenciado pelo setor elétrico nacional.

A necessidade de transição de uma matriz elétrica nacional essencialmente hidrotérmica para uma matriz mais diversificada, com maior inserção de fontes renováveis, se reforça diante da maior crise hidrológica vivenciada nas últimas nove décadas, bem como evidencia que a combinação de tecnologias de geração em modelos de usinas híbridas e associadas se apresenta como uma alternativa para o setor.

Isso porque as usinas híbridas e associadas proporcionam (i) aproveitamento da complementaridade temporal entre diferentes fontes de geração de energia, (ii) benefícios que superam as vantagens da exploração de cada fonte individualmente, (iii) redução de custos e otimização do uso das redes de transmissão e distribuição, bem como (iv) crescimento da capacidade de geração com menores investimentos na expansão das redes, implicando redução de custos para o sistema e para o consumidor.

Sob esse aspecto, cumpre esclarecer que as usinas híbridas ou associadas são constituídas a partir da combinação de diferentes tecnologias de geração de energia elétrica, oportunidade em que tais usinas compartilham, fisicamente e contratualmente, a mesma infraestrutura da rede elétrica, ressaltando que a diferença entre híbridas e associadas se refere à outorga e à medição.

Ao passo que a usina híbrida é caracterizada por uma instalação objeto de uma única outorga, que pode ter medição única ou distinta, verifica-se que as usinas associadas são constituídas por duas ou mais instalações que contam com outorgas e medições obrigatoriamente distintas.

Como restrição, denota-se que a minuta normativa proposta pela ANEEL veda, apenas e tão somente, a associação entre duas usinas já existentes, haja vista que tais associações podem majorar os custos suportados pelos demais usuários considerando que os investimentos realizados por usinas existentes são remunerados com base nos contratos de uso firmados.

Em sentido contrário, a minuta normativa proposta pela ANEEL não proíbe a composição de usinas híbridas ou associadas com usinas integrantes do MRE, contudo, impõe que as garantias físicas e as medições sejam distintas por tecnologia de geração, bem como que a energia proveniente das demais tecnologias não sejam destinadas ao MRE.

Relativamente à aplicação dos descontos na TUSD e TUST, a proposta normativa determina que, para usinas híbridas com medição individualizada por tecnologia e para as usinas associadas, o percentual de desconto será proporcional à energia gerada por cada fonte, observada a aferição dos limites de ultrapassagem de potência injetada por cada tecnologia.

Em se tratando de usinas híbridas que não possuem medição individualizada por tecnologia, os citados descontos serão aplicados sobre a produção e consumo da energia elétrica, de acordo com o menor percentual de desconto correspondente às fontes de energia do conjunto híbrido, assim, caso uma das fontes não conte com o desconto, o percentual aplicado será igual a zero.

Relativamente à rede de transmissão, as usinas híbridas ou associadas poderão contratar o uso da rede dentro de uma faixa variável entre (i) a potência nominal da tecnologia de geração de maior participação na central geradora híbrida ou associada e (ii) a soma das potências do conjunto, salientando que, para afastar eventual sobrecarga na rede de transmissão, há previsão de corte automático de geração no limite da capacidade da rede contratada pelas usinas.

Nesse contexto, as usinas híbridas ou associadas poderão contratar o MUST em valor declarado, contido na faixa de potência para fins de contratação do uso da rede estabelecida no respectivo ato de outorga.

Outro ponto relevante diz respeito ao processo tarifário das usinas híbridas e associadas, tendo em vista que, para as usinas híbridas, as regras de tarifação vigentes serão aplicadas sem alterações por se tratar de instalação com outorga única. Lado outro, no que se refere às usinas associadas, a TUST será única para o conjunto associado e estabelecida de forma proporcional à parcela de MUST associada a cada tecnologia de geração do conjunto – MUSTg.

Desta feita, tem-se que o desenvolvimento de usinas híbridas ou associadas agrega inúmeros ganhos de eficiência para o sistema elétrico nacional, o que ganha ainda mais relevância diante do atual cenário de severa escassez hídrica e de forte pressão tarifária, no entanto, requer um ambiente normativo-regulatório adequado aos novos modelos de negócios, buscando viabilizar a inovação e incentivar o surgimento de usinas compostas por diversas combinações tecnológicas.

Aneel cria nova bandeira tarifária, e taxa extra da conta de luz é de

R$ 14,20

A gravidade da crise hídrica levou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a criar uma nova bandeira tarifária, chamada bandeira tarifária ‘escassez hídrica’. O novo valor da taxa extra é de R$ 14,20 pelo consumo de 100 kWh, segundo anúncio desta terça-feira (31), com vigência a partir de 1º de setembro de 2021 a 30 de abril de 2022. Até agora, o valor cobrado era de R$ 9,492.

“Tendo em vista o déficit de arrecadação já existente, superior a R$ 5 bilhões, e os altos custos verificados, destacadamente de geração termelétrica, foi aprovada determinação para que a Aneel implemente o patamar específico da Bandeira Tarifária, intitulado ‘Escassez Hídrica’, no valor de R$ 14,20 / kWh”, anunciou André Pepitone, diretor-geral da Aneel, em coletiva.

A analista de economia da CNN Raquel Landim havia antecipado na noite de segunda-feira (30), durante o Jornal da CNN, que o novo valor da tarifa extra ficaria no patamar de R$ 14,00.

Segundo Pepitone, a tarifa média no Brasil é de R$ 60. Somando a bandeira tarifária válida no momento, a conta fica, até o momento, em R$ 69,49. Com o novo valor, a conta sobe, no exemplo, para R$ 74,20, um aumento de 6,78%.

No fim de junho, a agência já havia anunciado um reajuste na tarifa da bandeira vermelha 2, a mais cara até então, que ficou em R$ 9,49 ou 52% mais cara no mês seguinte.

A alta do preço ocorre em meio à maior estiagem enfrentada pelo Brasil dos últimos 91 anos, o que obrigou que o sistema de geração de energia tivesse ajuda de usinas termelétricas, cujo custo de operação é bem mais alto.

Programa de Incentivos

O secretário de Energia Elétrica, Christiano Vieira, detalhou como será o programa de redução voluntária do consumo, que, segundo ele, somando ao aumento da tarifa extra, pode permitir a recuperação dos custos necessários para pagamento de recursos adicionais para o enfrentamento da crise hídrica.

“Do ponto de vista energético, uma geração adicional ou carga menor são equivalentes. O programa vai vigorar de setembro de 2021 a dezembro de 2021, passível de extensão, conforme acompanhamento.

A redução mínima deverá ser de 10% e o pagamento de um bônus é limitado a redução de 20%. “Consumidores podem reduzir mais, mas o pagamento só vai até 20%”. A meta, explica Vieira, é a redução média de 15%. O prêmio será R$ 50 a cada 100 KW reduzido.

Vieira diz que a Aneel prevê a adesão de cerca de 20% dos consumidores, o que seria o equivalente a R$ 340 milhões por mês ou 914 MW de redução. Isso significa energia suficiente para atender quatro milhões de domicílios de unidades de residências típicas, com 168 KWh de consumo médio mensal, afirmou o secretário.

Segundo Christiano Vieira, a redução do consumo beneficia até aqueles que não fizerem adesão, uma vez que alivia todo o sistema. “Essa estrutura permite incentivar de forma adequada um comportamento que vai ao interesse da segurança do sistema. Financeiramente é importante para todos os consumidores e do ponto de vista de operação há ganho de confiabilidade e segurança energética.”

Inflação

O cenário elétrico vem sendo o principal responsável pela alta da inflação, o que preocupa o governo federal. A geração mais cara fez a conta de luz subir 20,1% nos últimos 12 meses. Nesta quinta-feira, o ministro da Economia, Paulo Guedes, mencionou o assunto em evento com investidores, dizendo que pediu que a Aneel segurasse o aumento do preço da bandeira tarifária da conta de luz.

“A bandeira subiu e ia subir mais. Eu sugeri moderação: sobe um pouco mais, mas por mais tempo, porque precisamos repor os reservatórios. É melhor subir um pouco por mais tempo do que subir mais por apenas três meses”, disse.

Crise hídrica

De acordo com o último boletim divulgado pelo ONS, divulgado nesta quinta, os reservatórios das Usinas Hidrelétricas do Sudeste e do Centro-Oeste operam com apenas 22,7% de sua capacidade de armazenamento. Responsáveis por cerca de 70% da geração hídrica do país, os reservatórios apresentam os níveis mais baixos dos últimos 91 anos. O volume útil de Furnas está em 18,3% e da usina de Nova Ponte em 12,2%.

Na comparação com o boletim anterior, o nível de armazenamento dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste recuou 0,2 ponto percentual (p.p). A maior queda no nível de armazenamento foi registrada pela Região Sul, de 1 p.p. O subsistema está operando com 30,7% de sua capacidade.

Os reservatórios do Nordeste operam com 50,4% da capacidade de armazenamento. O volume útil do reservatório da hidrelétrica de Sobradinho está em 49,14%. Já as usinas da região Norte operam com 72,8% da capacidade. E a Hidrelétrica de Tucuruí segue com 89,84%.

De acordo com o relatório do ONS, os reservatórios do Norte devem terminar o mês de agosto com 72,4%, da capacidade de armazenamento seguido do Nordeste com 49%, do Sul com 26,8% e do subsistema Sudeste/Centro-Oeste com 21,7%. Segundo o operador, as afluências continuam abaixo da média histórica.

Racionamento

Mesmo do cenário de crise, o governo federal afasta a possibilidade de um racionamento de energia. O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, voltou a reforçar que, apesar das medidas de incentivo à redução de consumo de energia elétrica, o governo não trabalha com a hipótese de racionamento.

“Não trabalhos com hipótese de racionamento e isso tem que ficar claro. […] Entendo isso (redução do consumo) como medidas de economia que devem ser aplicadas sempre, independentemente do momento como esse que vivemos agora”, argumentou em coletiva de imprensa na quarta-feira (25).

O secretário de Energia Elétrica do MME, Christiano Vieira da Silva, esclareceu que para caracterizar um racionamento, é preciso que o programa preveja um corte do fornecimento de energia para quem não cumprir a meta estabelecida.

“Não se trata disso (racionamento), de forma alguma. […] É mostrar o que o governo federal está fazendo para contribuir. […] Alguns (prédios públicos) poderão reduzir 10%, outros 15%, outros vão conseguir abaixo de 5% e vão explicar o porque não conseguiram aderir, mas não vai ter corte”, comentou.

FONTE: CNN BRASIL - www.cnnbrasil.com.br/

A nova "Lei do Gás"

A Lei nº 14.134 de 2021, chamada de “Nova Lei do Gás”, foi recentemente sancionada pelo Presidente da República, estabelece um novo marco legal do setor do Brasil. Com a sanção da referida lei o governo federal busca atrair novos investidores para o mercado, ampliando-se a concorrência e a competitividade e, principalmente, a redução de custos de produção e, por conseguinte, o preço final do consumidor.

O gás natural é uma fonte energética encontrada na natureza, menos poluente, podendo ser obtido em jazidas e através da queima de biomassa.

Atualmente o gás ainda é uma opção de combustível menos poluente certamente a década de 2020-2030 é o período ideal para a implantação de programas de monetização e da infraestrutura de gás natural, pois, sem dúvida, viabilizará um ciclo de economia de 20 anos antes do atingimento da metas internacionais para a neutralidade de carbono no horizonte de 2040/2050.

Nesta esteira, a “Lei do Gás” trará grandes benefícios para o Brasil em investimentos internacionais, pois o novo regime para a sua comercialização permitirá a entrada de novos fornecedores do gás natural, tornando o setor mais competitivo e transparente.

Uma das principais mudanças da nova lei, foi a extinção do regime de concessão com licitação pelo poder público, sendo possível, agora, a construção pelas empresas de novos gasodutos por meio do regime de autorização, modelo este praticado no mundo. Dentre outras importantes mudanças, a nova lei preconiza a desverticalização do transporte, trazendo uma maior autonomia do transportador, e prevê a estocagem subterrânea como um novo modelo precedido de licitação para o de o de autorização.

A nova lei torna o processo mais simples que as atuais concessões e com certeza a sua implantação permitirá a redução de custos de produção, uma maior oferta com a redução nas tarifas, além de gerar desenvolvimento econômico, v.g., com a geração de novos empregos.

É, com certeza, a Lei nº 14.134 de 2021, um marco transformador no mercado de gás natural no Brasil. A abertura do mercado de gás evita a formação de monopólio e contribuirá para a redução de emissões por se um combustível fóssil menos poluente.

ESCASSEZ HÍDRICA E O FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

Por Marcelo Tanos

Após um período úmido com poucas chuvas em 2021, estamos na estação seca e os reservatórios hidrelétricos se encontram com baixos níveis de armazenamento, ressaltando que a atual crise hídrica vivenciada no Brasil é considerada a pior da história, com as menores vazões desde 1930, quando teve início o registro dos dados.

Sob esse aspecto, a gravidade da aludida crise tem preocupado o setor elétrico nacional e os motivos são variados:

o Sistema Nacional de Meteorologia – SNM emitiu Alerta de Emergência Hídrica para o período de junho a setembro na região da Bacia do Paraná, que abrange os estados de Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná;
os reservatórios estão em 32% (trinta e dois por cento) da capacidade total na região Sudeste, que responde por 70% (setenta por cento) da capacidade total no Brasil, ressaltando que a demanda por energia aumentou no país;
desde o mês de junho foi acionada a bandeira tarifária vermelha nível 2 (a mais cara prevista no regulamento setorial), e, em igual sentido, os Encargos de Serviço do Sistema - ESS também se encontram em patamares elevados neste período.

Tais fatos acendem um sinal de alerta, visto que a água armazenada precisará ser utilizada tanto para a geração de energia quanto pelos demais setores usuários, razão pela qual torna-se imprescindível uma atuação coordenada para a gestão dos recursos energéticos e, sobretudo, da água, de maneira a atravessar a situação e manter o suprimento de água para os diversos setores usuários, de forma controlada, incluindo o setor de energia elétrica nacional.

Há que se registrar que a geração hidrelétrica representa mais de 62% (sessenta e dois por cento) da capacidade instalada de produção de energia elétrica no país, sendo, portanto, a principal fonte de armazenamento de energia do país, plenamente controlável e capaz de propiciar flexibilidade à operação do Sistema Interligado Nacional – SIN.

Embora existam reservatórios em todas as regiões do Brasil, os principais se concentram no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que representa 70% (setenta por cento) da capacidade de armazenamento do País, destacando-se, ainda, os reservatórios da bacia hidrográfica do Rio Paraná e seus afluentes Paranaíba, Grande, Tietê e Paranapanema.

Essa região concentra os principais reservatórios de regularização do SIN, além de importantes regiões econômicas do Brasil e inúmeros usuários da água, sendo assim, o gerenciamento dos recursos hídricos dessa bacia é fundamental para a segurança energética nacional, bem como para o atendimento aos demais setores usuários da água na região – irrigação de culturas, navegação, abastecimento de cidades, indústrias e comércio, preservação dos ecossistemas, entre outros.

Isso porque, quando existe mais de uma usina hidrelétrica em um mesmo rio, a água que sai de uma usina entra na outra que se localiza rio abaixo, desta feita, a água armazenada nos reservatórios mais próximos da nascente dos rios acaba por gerar energia em diversas hidrelétricas e beneficiam todos os usuários que se encontram a jusante – rio abaixo.

Feitas tais considerações, verifica-se a existência de uma série de limitações, ou restrições operativas, que devem ser atendidas pelas hidrelétricas para evitar impactos na instalação, na sociedade e/ou no meio ambiente, tudo com vistas a conciliar a geração de energia elétrica com os outros usos da água.

Como exemplos de restrições operativas, tem-se a limitação no nível de água no reservatório ou no trecho abaixo do barramento, de forma que permita a captação de água em estruturas de abastecimento público, manutenção de calado para navegação, ou descarga de vazão suficiente para manter a vida aquática na região.

Urge salientar que a flexibilização de tais restrições em momentos de crise hídrica pode ser feita de forma controlada, monitorando seus efeitos e gerenciando os impactos sobre o meio ambiente e sobre os diversos usuários da água, o que se revela essencial para a preservação dos volumes dos reservatórios de maneira que a água possa ser utilizada – gradualmente – no período seco, evitando o agravamento da situação nos próximos meses.

Para lidar com as condições hidroenergéticas desfavoráveis, desde setembro de 2020 o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE tem realizado reuniões mensais ordinárias e reuniões técnicas semanais envolvendo o Ministério de Minas e Energia – MME e os principais órgãos que atuam no planejamento, operação, regulação e comercialização de energia, além de outras instituições convidadas, como a Agência Nacional de Águas – ANA e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA.

Em igual sentido, também merecem destaque outras ações coordenadas pelo CMSE para garantir a segurança energética, tais como (i) o acionamento de usinas termelétricas desde outubro/2020, (ii) a importação de energia da Argentina e Uruguai desde outubro/2020, (iii) a gestão das restrições operativas das hidrelétricas para preservar os níveis dos reservatórios e priorizar as outras fontes, (iv) a gestão para disponibilidade de combustível para usinas termelétricas, (v) a gestão para entrada em operação de novas usinas e linhas de transmissão, bem como (vi) o desenvolvimento de campanhas para consumo consciente e racional de água e energia elétrica.

Diante do exposto, conclui-se no sentido de que, somando-se às medidas governamentais já adotas e/ou em discussão, o consumo consciente de água e energia elétrica por parte da população, do comércio e da indústria será essencial para o enfrentamento e superação da atual crise hídrica, devendo ser evitados quaisquer desperdícios.

CERTIFICADOS DE ENERGIA RENOVÁVEL

A necessidade de preservação do meio ambiente está cada vez mais difundida na sociedade moderna, resultando em uma crescente conscientização ambiental, despertada principalmente em face das mudanças climáticas verificadas na atualidade.

O aumento da temperatura média dos oceanos e da camada de ar próxima à superfície da Terra pode ser consequência de causas naturais e de atividades humanas que provocam o aumento das emissões de gases na atmosfera, causadores do efeito estufa (GEE).

À vista disso, faz-se necessária a redução dos GEE, que, no setor de energia consiste na substituição de fontes de geração de altos níveis de emissões desses gases por fontes renováveis de energia.

Nesse sentido, ganham destaque os projetos baseados em compromissos ambientais, sociais e de governança, sejam eles de iniciativa do setor público ou do setor privado, como investidores. Esse conjunto de práticas ambientais, sociais e de governança constitui o denominado ESG, do ingês Environmental, Social e Governance, que orienta os investimentos e o consumo com foco na sustentabilidade.

Em consonância com o ESG e com o objetivo de reduzir as emissões de CO2 geradas pela produção de energia elétrica, verifica-se que os Certificados de Energia Renovável (ou RECs, do inglês Renewable Energy Certificates) permitem a aquisição de energia renovável, conferindo às empresas o atestado de que a energia consumida é limpa, proveniente de uma fonte de energia verde.

Os RECs estão incluídos nos denominados Energy Attribute Certificates (EACs), que compreendem também a Certificação de Energia de Garantia de Origem (EECS-GO), o padrão internacional REC (padrão I-REC) e Instrumentos negociáveis para renováveis globais (TIGRs), além de outros sistemas e registros como é o caso do RECs Brasil (uso de I-RECS)[1].

Merece destaque, no Brasil, o Programa de Certificação de Energia Renovável, os RECs, emitidos pelo Instituto Totum e que contam com a participação da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

As fontes de energia dos RECs são a eólica, a solar, a hídrica ou biomassa e representam 1 MWh de energia injetada no sistema por cada REC e se destinam, exclusivamente, ao agente de mercado titular dos RECs, que poderá, inclusive, vendê-los a outras entidades poluidoras como crédito de carbono para compensar suas emissões.

Nesse sentido, ao adquirir os RECs, o consumidor tem conhecimento da origem da energia que será utilizada em sua unidade consumidora e as empresas garantem o uso da integralidade de energia limpa sem ter que investir diretamente na geração de energia renovável.

Demais disso, ao agir com responsabilidade ambiental, as empresas, além de contribuírem com a preservação do meio ambiente, fortalecem a sua imagem junto a seus clientes, o que se verifica com a utilização dos RECs.

Conclui-se, portanto, que a comercialização dos Certificados de Energia Renovável é mais uma medida que incentiva a produção de energia elétrica limpa, renovável, contribuindo para uma economia de baixo carbono e para o crescimento sustentável do setor elétrico, indo ao encontro dos anseios da sociedade pela proteção do meio ambiente.

MODICIDADE TARIFÁRIA NA CONTRATAÇÃO DE ENERGIA PROVENIENTE DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

POR MARCELO TANOS

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL promoveu a abertura da Consulta Pública nº 40/2021, com período de contribuição de 02/07 a 31/08/2021, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de modelo para Contrato de Geração Distribuída oriunda de Chamada Pública, nos termos do Decreto nº 5.163/2004.

Urge esclarecer, ab initio, que que o assunto abordado no presente artigo jurídico diz respeito ao modelo de geração distribuída previsto no Decreto nº 5.163/2004 e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 167/2005, razão pela qual o termo “geração distribuída” ora adotado não se refere às unidades de micro e minigeração distribuída constantes da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, por meio da qual restou estabelecido o Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE.

Isso posto, de acordo com o disposto no art. 2º da Lei nº 10.848/2004, observa-se a obrigação da distribuidora em garantir o atendimento à totalidade de seu mercado seguindo diretrizes previstas na norma, ressaltando que, para permitir o cumprimento de sua obrigação, o §8º do citado artigo elenca as possibilidades de contratação disponíveis para a distribuidora:

“Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: (...)

8º No atendimento à obrigação referida no caput deste artigo de contratação da totalidade do mercado dos agentes, deverá ser considerada a energia elétrica: (...)

II - proveniente de:

a) geração distribuída, observados os limites de contratação e de repasse às tarifas, baseados no valor de referência do mercado regulado e nas respectivas condições técnicas;”

O tema fora objeto de análise pela Procuradoria Federal por intermédio dos Pareceres nº 0532/2018/PFANEEL/PGF/AGU e nº 00007/2021/PFANEEL/PGF/AGU, oportunidades nas quais restou asseverado, em suma, que "a aquisição de energia elétrica de geração distribuída deve ser vista não como um direito incondicional por parte da distribuidora, mas como uma alternativa posta pelo legislador que deve ser avaliada caso a caso".

Nesse contexto, a Procuradoria Federal concluiu pela necessária observância de dois esteios fundamentais: (i) a compra de energia elétrica proveniente de geração distribuída não é obrigatória, mas uma opção prevista pelo legislador à distribuidora, e, (ii) a contratação de energia proveniente de geração distribuída não é um direito absoluto e ilimitado, devendo a distribuidora observar a regulação da Agência Reguladora.

Tal entendimento se deve ao fato de que a gestão da contratação de energia elétrica é atribuição da distribuidora, a qual está obrigada a obter a energia ao menor custo efetivo, de modo que a aquisição de energia proveniente de geração distribuída é uma faculdade a ela disponibilizada pela lei, porém, ao optar por aquirir energia de geração distribuída, a distribuidora deve observar algumas diretrizes e normas incidentes sobre a referida contratação.

Isso porque a contratação de energia proveniente de geração distribuída tende a ser mais onerosa do que a energia contratada mediante participação em leilões devido ao ganho de escala, pois, uma compra de grande volume de energia por meio de um leilão do Ambiente de Contratação Regulada – ACR tende a resultar em preços mais baixos do que uma compra de pequenos volumes de energia por meio de uma contratação de GD.

Dito isso, tem-se que, conquanto submetidas à regulação e fiscalização da ANEEL, as distribuidoras de energia elétrica possuem ampla liberdade na condução de seus negócios, observada as prescrições do contrato de concessão, da legislação específica, das normas regulamentares e das instruções e determinações do Poder Concedente e da Agência.

Sob esse aspecto, cumpre salientar que a regulação da ANEEL deve estar aderente ao inciso I do art. 2º da Lei nº 10.848/2004, o qual estabelece que o regulamento sobre a contratação regulada deve dispor sobre "mecanismos de incentivo à contratação que favoreça a modicidade tarifária". Cabe registrar, portanto, que modicidade tarifária não representa, necessariamente, a tarifa barata, mas uma tarifa capaz de cobrir despesas da concessionária, garantir o bom funcionamento do serviço e propiciar os investimentos necessários à expansão e modernização do setor.

Embora a distribuidora tenha o direito de optar pela contratação da geração distribuída, não está a seu talante escolher as fontes específicas para contratação ou até mesmo o montante a ser contratado, ressaltando, inclusive, que esta fora a razão pela qual o Decreto nº 5.163/2004 estabeleceu a necessidade de a contratação ser precedida de chamada pública, com a garantia de publicidade, transparência e igualdade de acesso aos interessados.

Diante do exposto, conclui-se no sentido de que, sendo o modelo de geração distribuída – previsto no Decreto nº 5.163/2004 e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 167/2005 – uma energia financeiramente mais cara, torna-se imperioso que a distribuidora motive sua opção, apontado a vantajosidade para o sistema, e, por consequência, para o consumidor.

Por fim, é válido repisar que a energia produzida por geração distribuída possui vantagens que transcendem a questão meramente relacionada ao custo financeiro da energia, pois tem o potencial de reduzir perdas, melhorar o perfil de tensão nos alimentadores, aumentar confiabilidade, continuidade e resiliência da rede, resultando em melhores serviços prestados aos consumidores e constituindo-se como uma alternativa à execução de obras para reforço ou expansão da rede.

A Geração Distribuída e os Princípios do Direito da Energia

A transição energética para uma economia de baixo carbono ocorre em todo o mundo e representa um incentivo às fontes renováveis de energia, além do uso eficiente de energia, com forte apoio do desenvolvimento tecnológico.

Nesse cenário, as políticas enérgéticas se dão com base em princípios norteadores dos serviços públicos, como a regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas, além de princípios próprios do Direito da Energia, como o direito universal de acesso à energia, a segurança no aprovisionamento energético, a eficiência energética e o não retrocesso na utilização de tecnologia.

Tais princípios são verificados na modalidade de geração descentralizada, a denominada Geração Distribuída, assim entendida aquela geração de energia realizada em menor escala (microgeração ou minigeração), próxima ou no próprio centro de consumo, que tem sido uma oportunidade para os consumidores que pretendem reduzir os valores que pagam a título de tarifa de energia elétrica, na medida que eles próprios atuam como produtores de energia, conforme matéria regulada pela Resolução ANEEL nº 482/2012.

O princípio do direito universal de acesso à energia, no caso da energia elétrica, pode ser entendido como livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, ou seja, não poderá ser restringida a conexão ao sistema elétrico, salvo exceções por razões técnicas ou econômicas.

Esse princípio possui duas vertentes relacionadas à inclusão energética a se considerar: a primeira trata sobre a essencialidade do serviço público de energia elétrica para a sociedade moderna e a segunda vertente diz respeito à competitividade na comercialização de energia, com a abertura do mercado.

Em que pese a Geração Distribuída não se tratar de comercialização de energia elétrica, esse princípio é garantidor da conexão às redes de distribuição pelos prossumidores e também propicia o uso de energia mais barata e limpa.

Os prossumidores, assim considerados os consumidores que produzem sua própria energia, buscam o pleno exercício desse princípio, que encontra previsão legal e regulatória, principalmente ao aderir ao sistema de compensação de energia Eletrica - SCEE no âmbito da Geração Distribuída.

A segurança no abastecimento energético, a seu turno, visa assegurar a produção de energia por meio da diversificação das fontes e da ampliação do número de agentes produtores, em tudo observado o devido planejamento da expansão.

Esse princípio está intrinsicamente ligado à sustentabilidade ambiental, na medida em que a transição energética visa a redução de emissão de CO2 mediante o implemento de fontes renováveis de energia, como a solar, a eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, fontes estas inseridas no contexto da Geração Distribuída.

O princípio da eficiência energética, que consiste no uso eficiente dos recursos energéticos, tanto no lado da produção quanto no consumo, possui um viés econômico, pois otimiza os processos na cadeia da energia, além do viés ambiental, por evitar o desperdício de recursos, aí inseridos também os recursos naturais responsáveis pela produção de energia.

Ainda sob esse aspecto é relevante notar a eficiência da Geração Distribuída, tanto no uso de fontes renováveis de energia quanto no aspecto energético dada a proximidade entre a produção e o centro de consumo de energia.

Importante destacar, nesse ponto, o princípio do não-retrocesso na utilização de tecnologia, similar ao princípio da atualidade dos serviços públicos, que implica o uso de tecnologias mais eficientes e melhores, com o constante aperfeiçoamento técnico e tecnológico do serviço.

Os projetos de Geração Distribuída trazem uma série de inovações tecnológicas com a inserção de sistemas cada vez mais eficientes para a micro e mini geração com base em fontes renováveis como a solar, eólica, PCHs e biomassa, que permitem aos consumidores produzirem a própria energia, ainda que remotamente e de forma compartilhada e aderir ao sistema de compensação de créditos de energia elétrica – SCEE.

O processo de descentralização no setor elétrico teve início com as reformas dos anos 90, consistentes da desestatização e na desergulamentação do setor elétrico, mediante o modelo setorial de separação das atividades de geração, transmissão e distribuição, propiciando a entrada de novos players no setor.

E, com o advento da Geração Distribuída, essa descentralização se mostra ainda mais apropriada e relevante, na medida em que a geração em menor escala e próxima à carga permite ganhos energéticos e a ampla utilização de fontes renováveis de energia.

Essa modalidade de geração descentralizada, inclusive, possui forte incentivo em vários países, como se depreende das diretivas da União Européia, em face dos aspectos energéticos, ambientais, sociais e econômicos envolvidos, como se pode verificar na Diretiva EU 2018/2001:

(65) Cumpre autorizar o desenvolvimento das tecnologias de produção descentralizada e o armazenamento de energia renovável em condições não discriminatórias e sem inibir o financiamento de investimentos em infraestruturas. A transição para a produção descentralizada de energia tem muitas vantagens, tais como a utilização de fontes de energia locais, o reforço da segurança do abastecimento energético a nível local, o encurtamento das distâncias de transporte e a redução das perdas na transmissão de energia. Além disso, a descentralização promove o desenvolvimento comunitário e a coesão, proporcionando fontes de rendimento e criando postos de trabalho a nível local.

E, nesse sentido, verifica-se que a liberalização vem ocorrendo no setor elétrico europeu, como é o caso de Portugal, que busca aplicar principios reguladores com vistas a conciliar a garantia de abastecimento com a concorrência nos mercados de energia, além de incentivar as fontes renováveis de energia e o uso eficiente de energia[2].

Demais disso, cumpre destacar a importância da diversificação da matriz energética mediante a inserção de fontes renováveis no contexto da transição energética, por meio da qual vários países buscam a descarbonização do setor elétrico, o que também se verifica com a Geração Distribuída.

Assim, em um breve cotejamento de princípios de Direito da Energia em face da Geração Distribuída, verifica-se a relevância da geração descentralizada nos moldes atualmente praticados, considerando a adequação dessa modalidade de geração de energia elétrica às políticas de desenvolvimento econômico, social, energético e de sustentabilidade ambiental.

Aspectos jurídicos do gato de energia elétrica

Autor: Eduardo Jannuzzi Martins Oliveira

De início cabe mencionar que, nos termos do artigo 83, inciso I, do Código Civil, a energia elétrica é considerada um bem móvel. Portanto, pode ser objeto do crime de furto, bem como do crime de estelionato.

Apesar da aparente semelhança entre as tipificações penais, cabe, aqui, apresentar suas distinções. Quando falamos em furto mediante fraude, artigo 155, §4º, II, do Código Penal, “o agente subtrai a coisa com discordância expressa ou presumida da vítima, sendo a fraude meio para retirar a res da esfera de vigilância da vítima, enquanto no estelionato o autor obtém o bem através de transferência empreendida pelo próprio ofendido por ter sido induzido em erro” (AgRg no REsp 1279802/SP).

Já em relação ao estelionato, “a fraude antecede o apossamento da coisa, havendo tradição livre e espontânea do bem entregue ao agente pela vítima, enquanto que no furto qualificado pela fraude, há a subtração e o agente emprega artifício malicioso apenas para facilitar a retirada da res da posse da vítima” (AgRg no REsp 1.418.119 – DF).

Nas palavras do autor Rogério Greco:

“Aquele que desvia a corrente elétrica antes que ela passe pelo registro comete o delito de furto. É o que ocorre, normalmente, naquelas hipóteses em que o agente traz a energia para sua casa diretamente do poste, fazendo aquilo que popularmente é chamado de “gato”. A fiação é puxada, diretamente, do poste de energia elétrica para o lugar onde se quer usá-la, sem que passe por qualquer medidor.

Ao contrário, se a ação do agente consiste, como adverte Noronha (NORONHA, Edgard Magalhães. Direito Penal, v. 2, p. 232), ‘em modificar o medidor, para acusar um resultado menor do que o consumido, há fraude, e o crime é estelionato, subentendido, naturalmente, o caso em que o agente está autorizado, por via de contrato, a gastar energia elétrica. Usa ele, então, de artifício que induzirá a vítima a erro ou engano, com o resultado fictício, do que lhe advém vantagem ilícita’” (GRECO, Rogério. Código Penal Comentado. 6ª ed., Niterói: Impetus, p. 557).

Nesse sentido, sintetizando e exemplificando os tipos penais, podemos citar a adulteração do medidor de energia elétrica, para que aponte resultado menor do que o real consumo de energia, como um crime de estelionato, com pena de reclusão, de um a cinco anos, e multa, e o “gato” de energia elétrica como crime de furto mediante fraude, com pena de reclusão de dois a oito anos, e multa.

O sistema elétrico nacional é composto de diferentes atividades conectadas entre si, sendo elas a atividade de Geração, Transmissão e Distribuição de energia. Voltando os olhos para uma perspectiva técnica acerca desse sistema, cabe destacar as chamadas “perdas de energia”.

Conforme aduz a Agência Nacional de Energia Elétrica, as perdas de energia “se referem à energia elétrica gerada que passa pelas linhas de transmissão e redes da distribuição, mas que não chega a ser comercializada, seja por motivos técnicos ou comerciais.” (Relatório ANEEL – Perdas de energia Elétrica na Distribuição – Edição 01/2019).

Essas perdas são divididas em perdas técnicas e perdas não técnicas (ou perdas comerciais). As perdas técnicas são relativas ao sistema de distribuição de energia, tendo em vista que parte da energia é dissipada no processo de transporte, transformação e medição.

Já as perdas não técnicas possuem origem nos furtos, fraudes, erros de leitura, medição e faturamento. Sendo assim, os “gatos” de energia elétrica são enquadrados, regulatoriamente, como perdas não técnicas.

Para termos uma perspectiva numérica, a análise realizada pela Strategy& apontou que o Estado do Amazonasconcentra as maiores perdas não técnicas, com índice de 128% em 2019, seguido pelo Amapá com 86%. O Rio de Janeiro e o Pará também apresentaram níveis críticos, com perdas de 45% e 40%, respectivamente, da energia de baixa tensão.

Por fim, após tecidas essas breves considerações quantos aos aspectos jurídicos dos “gatos” de energia, cabe ressaltar que as perdas não técnicas além de impactar, diretamente, a receita das distribuidoras, implicam em aumento da tarifa de todos os consumidores, uma vez que são repassados àqueles adimplentes.

DA CONTAGEM DE PRAZO NO PROCESSO ADMINISTRATIVO DA ANEEL

Por Clarice Coutinho

O processo administrativo da ANEEL é disciplinado pela Resolução Normativa (“REN”) nº 273, de 2007, bem como pela Lei nº 9.784, de 1999, referente aos processos administrativos no âmbito federal.

Dito isso, nos termos art. 45 c/c o art. 48 da referida Resolução, é cabível recurso administrativo, sendo de 10 dias o prazo para interposição de recurso, contado a partir da cientificação oficial.

A data a ser considerada como início da contagem de prazo nos processos que tramitam na ANEEL tem sido contraditória e acarretado inseguranças para aqueles que buscam solucionar as demandas.

Sobre esse aspecto, o Parecer da Procuradoria Federal junto à ANEEL (“PF/ANEEL”) nº 00750/2015/PFANEEL/PGF/AGU destaca o entendimento é de a ciência da decisão deve se valer do respectivo Aviso de Recebimento (“AR”).

Nesse sentido, sabe-se que os despachos/decisões das respectivas áreas técnicas são normalmente publicados apenas no Diário Oficial da União, não havendo a devida intimação da parte interessada.

Assim, a Procuradoria Federal entende que diante da não existência de ofício direcionado à parte interessada e a juntada do AR, não resta iniciada a contagem do prazo descrito na REN 273/2007.

Sobre isso, o Parecer nº 010/2014-PGE/ANEEL/PGF/AGU fixou entendimento de que o prazo para a parte impugnar a decisão administrativa deve se iniciar na data em que, inequivocamente, o interessado tomou conhecimento da decisão a ser questionada.

Com efeito, no que tange a eventual dúvida quanto à publicação da decisão no DOU bastaria para início da contagem do prazo, vale ressaltar o §4º do artigo 26 da Lei 9.784/99 é evidente de que a intimação efetuada por meio de publicação oficial será nos casos em que os interessados forem indeterminados, desconhecidos ou com domicílio indefinido.

Ou seja, a regra é que a intimação deve ser dar por via postar com aviso de recebimento, por telegrama ou outro meio que assegure a certeza da ciência do interessado deve ser praticada nos processos administrativos da ANEEL.

Portanto, o prazo para que a parte impugne decisão administrativa deve se iniciar na data em que, inequivocamente, tomou conhecimento da decisão questionada, bem como deve constar nos autos o aviso de recebimento devidamente assinado e datado pelo recebedor.

Vale ressaltar que, mesmo havendo impossibilidade de se averiguar a tempestividade do recurso, a parte recorrente não pode ser prejudicada pela falha processual perpetrada pela ANEEL.

NOVAS REGRAS PARA ENQUADRAMENTO, FRUIÇÃO E EXTINÇÃO DE DESCONTOS NAS TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO

Por Marcelo Tanos

As regras de enquadramento de empreendimentos para fruição de descontos nas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição – TUST/TUSD, previstas no art. 26 da Lei nº 9.427/1996, foram recentemente modificadas pela Lei nº 14.120/2021, resultado da conversão da Medida Provisória nº 998/2020.

Para efeito da presente análise pode-se organizar o art. 26 da Lei nº 9.427/1996 em três temas principais. O caput e seus incisos[1] dispõem sobre a competência do Poder Concedente e da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, mediante delegação, para autorizar empreendimentos e atividades de energia elétrica.

Por sua vez, os § 1º, § 1º-A e § 1º-B[2] estabelecem, para os empreendimentos de geração de energia elétrica neles elencados, direito a desconto não inferior a 50% (cinquenta por cento) na TUST/TUSD, destacando que as Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH's, as Centrais Geradoras Hidrelétricas – CGH's, bem como os empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, possuem direito ao referido subsídio.

Por seu turno, os § 1º-C, § 1º-D, § 1º-E, § 1º-F[3], resultados da recente alteração legislativa promovida pelo art. 4º da Lei nº 14.120/2021, fixam as condições de fruição e de extinção do desconto sobre a TUST/TUSD – objeto de análise deste breve artigo.

Ocorre que, como o citado artigo fora objeto de inúmeras inserções e alterações desde a publicação do seu texto originário, muitas vezes sem a devida observância da técnica legislativa, dificultou-se consideravelmente a compreensão das suas disposições, tornando-se imperiosa a correta interpretação das disposições legais ora inseridas, objeto de análise do presente artigo.

Sob esse aspecto, tem-se que os atos normativos estabelecem regras gerais e abstratas, cabendo ao aplicador do direito, por meio da interpretação dos respectivos dispositivos, fixar seu sentido e alcance em cada caso concreto, pois a atividade interpretativa do direito visa reconstruir o conteúdo normativo e determinar, dentre múltiplas opções, a melhor acepção dos preceitos analisados.

Com relação aos meios interpretativos, deve-se recorrer, primeiramente, à investigação do sentido das palavras utilizadas, denominada interpretação literal ou gramatical, buscando-se, em seguida, a inteligência do texto normativo com sentido lógico, a chamada interpretação lógica, e, por fim, sua harmonização com o sistema, também conhecida como interpretação sistemática.

No tocante ao sujeito, a interpretação pode ser classificada como autêntica, doutrinária e jurisprudencial. Enquanto a interpretação autêntica é aquela feita pelo órgão legislador, seja por meio de uma lei explicativa, seja por meio da exposição de motivos da norma, a interpretação doutrinária é a realizada pelos estudiosos do direito, por meio de livros e artigos jurídicos, e, por sua vez, a interpretação jurisprudencial ou judicial é aquela que surge do julgamento dos casos concretos pelos juízes e tribunais.

Ainda, considerando que a interpretação da norma é classificada quanto à sua extensão, podendo ser restritiva, extensiva e declarativa, cumpre ressaltar, desde já, que a Lei nº 14.120/2021 trata de aspectos relacionados ao desconto TUST/TUSD, sendo tal desconto, conforme previsão contida no inciso I do art. 1º do Decreto nº 7.891/2013, um subsídio arcado por todos os consumidores de energia do país por intermédio da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

Nesse contexto, consistindo o desconto em um subsídio conferido a um agente setorial e arcado pelos consumidores, a norma que estabelece prazos e condições para fruição do benefício deve ser interpretada de forma restrita, registrando, ainda, que este fora o entendimento firmado pelo e. Superior Tribunal de Justiça – STJ[4] em situações análogas.

Feitas as devidas considerações sobre hermenêutica jurídica, passa-se a interpretar, topicamente, as disposições legais inseridas no art. 26 da Lei nº 9.427/1996 pela Lei nº 14.120/2021, consubstanciadas nos já citados § 1º-C, § 1º-D, § 1º-E, § 1º-F:

os empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada possuem direito ao desconto na TUST/TUSD desde que solicitem a outorga no prazo de até 12 (doze) meses, contados a partir de publicação da lei, qual seja, 02/03/2021, bem como iniciem a operação de todas as unidades geradoras no prazo de até 48 (quarenta e oito) meses, contados da data da obtenção da outorga;
os empreendimentos hidrelétricos qualificados como PCH's terão 5 (cinco) anos adicionais aos 12 (doze) meses para requererem a outorga, e, dessa maneira, fazerem jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) na TUST/TUSD, desde que iniciem a operação de todas as unidades geradoras no prazo de até 48 (quarenta e oito) meses, contados da data da obtenção da outorga;
os empreendimentos hidrelétricos qualificados como PCH's que não solicitarem a outorga nos 6 (seis) anos seguintes à data da publicação da lei (12 meses + 5 anos), terão mais 5 (cinco) anos para apresentar pedido de outorga, porém, em tal hipótese, o percentual do desconto será de 25% (vinte e cinco por cento) ao invés dos 50% (cinquenta por cento), desde que também iniciem a operação de todas as unidades geradoras no prazo de até 48 (quarenta e oito) meses, contados da data da obtenção da outorga;
para os empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, o desconto na TUST/TUSD será extinto após o fim do prazo das outorgas ou se houver prorrogação das outorgas, enquanto que, para os empreendimentos hidrelétricos qualificados como PCH's, o desconto na TUST/TUSD será extinto após o fim do prazo das outorgas ou caso o empreendimento seja transferido a terceiros;
em se tratando de empreendimentos de capacidade reduzida sujeitos a registro, o desconto na TUST/TUSD é garantido pelo § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427/1996, pois nenhuma outra condição lhe é exigível para a fruição de tal direito, haja vista que a Lei nº 14.120/2021 não retirou das usinas de capacidade reduzida o direito aos descontos, tampouco impôs condições para sua percepção;
o interessado que apresentar pedido de outorga em desacordo com o regulamento da ANEEL – Resolução Normativa ANEEL nº 876/2020 – não terá direito ao desconto na TUST/TUSD, sem prejuízo de realização de diligências visando atualizar certidões, corrigir erros materiais em formulários ou complementar informação de pouca importância, sobretudo quando se verificar presente a boa-fé do interessado.

Diante do exposto, conclui-se no sentido de que os dispositivos do art. 4º da Lei nº 14.120/2021, que alterou o art. 26 da Lei nº 9.427/1996, devem ser interpretados e aplicados de forma restrita e de maneira que melhor atinja suas finalidades precípuas, visando proporcionar (i) relações pacíficas e seguras entre os agentes setoriais, bem como (ii) justa, rápida e equilibrada solução em hipóteses de controvérsias.

Governo permite o uso de termelétricas sem contrato de comercialização

O Ministério de Minas e Energia publicou nesta 2ª feira (7.jun.2021) portaria para autorizar o uso de usinas termelétricas sem contrato de comercialização vigente, mas disponíveis para o fornecimento de energia. Com a maior crise hídrica dos últimos 91 anos e os reservatórios quase vazios, o ministério espera que a medida aumente a oferta energética no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Na 6ª feira (4.jun), o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) enviou nota técnica ao Ministério de Minas Energia e à ANA (Agência Nacional de Águas e Saneamento) e afirmou que os reservatórios de pelo menos 8 usinas hidrelétricas nas regiões Sudeste e Centro-Oeste podem estar praticamente vazios até o final de novembro.

Segundo a portaria, o acionamento das termelétricas deve acontecer por período determinado, até o limite de 6 meses.

“A ação está alinhada às medidas excepcionais em curso pelo setor elétrico brasileiro, de modo a garantir a segurança e continuidade do suprimento de energia elétrica no País ao longo de 2021, no contexto de predominância de baixos armazenamentos nos reservatórios das usinas hidrelétricas, resultado da escassez hídrica verificada nos últimos meses”, afirmou o Ministério de Minas e Energia por meio de nota.

As usinas sem contratos podem incluir custos fixos ao CVU (Custo Variável Unitário) de geração de energia e não estarão sujeitos à aplicação da multa por falha no fornecimento energético.

Fonte: Poder360

MODELOS ORGANIZACIONAIS DA MICRO MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Por Marcelo Tanos

A Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 criou o Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE aplicável a unidades consumidoras com micro ou minigeração distribuída instalada, salientando que essa norma fora aprimorada pela Resolução Normativa ANEEL nº 687/2015, que cuidou de ampliar as possibilidades de modelos de negócios aplicáveis.

Devido à sua importância, o tema ganhou destaque na agenda regulatória da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL relativa aos biênios 2018-2019 e 2019‐2020, tendo sido objeto das Consultas Públicas nº 10/2018 e nº 025/2019, bem como da Audiência Pública n° 01/2019.

Nesse contexto, a Procuradoria Federal junto à ANEEL fora instada, em diversas oportunidades, a se manifestar acerca de relevantes temas inerentes à micro e minigeração distribuída, onde se inserem os modelos organizacionais, em especial, no que tange ao uso de formas associativas e outros meios de exercício de direitos, não contemplados na Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, para fins de utilização do sistema de compensação originariamente instituído.

Sobre o tema, destaca-se que a Procuradoria havia se manifestado anteriormente em três ocasiões, oportunidades em que não se posicionou contrária ao uso de cooperativas ou condomínios voluntários para fins adesão ao sistema de compensação de energia por parte do consumidor cativo participante de tais organizações.

Recentemente, e, em complemento às manifestações anteriores, a Procuradoria asseverou não vislumbrar qualquer impedimento legal para que entidades organizadas na forma de associações e seus respectivos membros possam usufruir do sistema de compensação de créditos por meio da modalidade de geração compartilhada, concluindo pela possibilidade de alteração da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012 para permitir a instrumentalização da geração compartilhada por meio de associações de direito privado.

Todavia, a Procuradoria frisou que, caso a associação venha a ser fundada com o objetivo de conjugar esforços para construção de unidade geradora para autoconsumo, o estatuto deverá delimitar seu escopo e sua finalidade, informando que os associados poderão utilizar os créditos de energia gerados em determinada proporção – informação esta que deverá ser repassada à distribuidora mediante a devida comprovação.

Especificamente quanto à organização em cooperativas, a Procuradoria confirmou se tratar de instrumento hábil a permitir a geração distribuída compartilhada, porém, destacou que não cabe à ANEEL indicar qual espécie de cooperativa poderia usufruir do sistema de compensação por meio de geração compartilhada. O que importa, na verdade, é que o estatuto social da cooperativa preveja que a compensação deverá ocorrer apenas entre os cooperados, em conformidade com sua quota-parte, no âmbito dos atos cooperativos.

Em outras palavras, a compensação jamais poderá ser objeto de atos não cooperativos, beneficiando pessoas jurídicas ou naturais não cooperadas, salientando que, embora a legislação admita que as cooperativas pratiquem atos não cooperativos, inclusive com finalidades econômicas, a geração compartilhada não poderá ser utilizada para fornecimento de energia a terceiros não cooperados, sob pena de configurar irregular atividade econômica de comercialização de energia.

Acerca das demais formas associativas, a Procuradoria exarou o entendimento de que a personalidade jurídica das associações de direito privado resta assegurada pelo registro do seu ato constitutivo e não pela sua inscrição no Cadastro Nacional de Pessoas Jurídicas – criado para fins tributários. Nesse contexto, nada impede que a ANEEL solicite, além da comprovação de registro, a apresentação do número do CNPJ da associação para facilitar a identificação da entidade em eventuais sistemas de dados informativos controlados pelas distribuidoras ou pela ANEEL, no entanto, a comprovação da existência da associação depende da apresentação de documento que comprove o registro do seu estatuto associativo.

Relativamente aos condomínios civis voluntários, a Procuradoria se posicionou no sentido de que, para usufruir do sistema de compensação, deve se operar a racionalidade propter rem, o que significa dizer que cada condômino deve usufruir da compensação na proporção das quotas de sua propriedade condominial, condicionando-se a compensação, ainda, à apresentação da convenção de condomínio e da comprovação da posse do bem onde se situa a unidade consumidora que será beneficiada pelo sistema, tudo com vistas a evitar a comercialização irregular de energia elétrica por vias transversas.

Já a comprovação da titularidade do condomínio voluntário sobre a unidade geradora poderá ser realizada por prova documental, tais como o registro da propriedade onde a usina foi construída, com a averbação, no título de propriedade, da infraestrutura construída, do contrato de arrendamento do imóvel, ou de aluguel do terreno, seguida da apresentação dos demais títulos jurídicos relacionados ao negócio e firmados pelos condôminos, bem como do título jurídico de constituição do condomínio – estatutos, contratos, convenção de condomínio, etc.

A inscrição dos condomínios no CNPJ também é exigida para fins tributários, especialmente quando o condomínio possui registro de empregados, o que poderá ser exigido pela distribuidora, porém, segundo entendimento da Procuradoria, a inscrição não se revela suficiente para a comprovação da situação jurídica condominial, razão pela qual deve ser agregada a outras provas documentais admitidas em direito, ficando a referida análise sob o crivo da distribuidora.

Feitas as devidas considerações, denota-se que, por não configurar ato irregular de comercialização de energia elétrica, a Procuradoria Federal junto à ANEEL tem se manifestado favorável à aplicação de variados modelos de negócios à micro e minigeração distribuída, ressaltando, contudo, que, para ter eficácia prática, é imprescindível que tais possibilidades sejam devidamente inseridas no regulamento.

ICMS SOBRE ENERGIA ELÉTRICA: OFENSA AO PRINCÍPIO DA SELETIVIDADE EM FUNÇÃO DA ESSENCIALIDADE

É comum ouvirmos que o Brasil é o País da energia barata e da conta cara, principalmente em um momento em que se discute os diversos e elevados encargos tarifários e subsídios cruzados que oneram a fatura de energia elétrica.

A matriz elétrica brasileira é predominantemente hidrelétrica, notadamente a fonte de menor custo para a geração de energia elétrica. Contudo, além dos encargos setoriais, existem outros fatores que contribuem para o elevado valor das faturas de energia elétrica no Brasil, sendo um deles a tributação, especialmente o Imposto Sobre Circulação de Mercadorias – ICMS.

As alíquotas do ICMS incidentes sobre a energia elétrica, serviço essencial para a sociedade, chegam a 30% e são iguais ou maiores, em muitos Estados da Federação, a produtos supérfluos como perfumes, bebidas alcoolicas e iates, por exemplo.

Essas elevadas alíquotas ainda ficam mais altas, considerando que o ICMS é calculado “por dentro”, ou seja, o tributo incide sobre ele mesmo, o que resulta, para a alíquota de 30% em 41,8% e para a alíquota de 25% em 33,3%, por exemplo

Interessante notar que se trata de um tributo que tem por fundamento o Princípio da Seletividade em função da essencialidade da mercadoria ou serviço no ICMS, segundo o qual o aludido tributo não poderá onerar demasiadamente os serviços essenciais – como a energia elétrica.

Por esse motivo, os Estados devem observar critérios seletivos no estabelecimento das alíquotas do ICMS, tributando bens considerados essenciais à promoção da dignidade da pessoa humana com alíquotas menores, a fim de torná-los mais acessíveis.

No entanto, o que se verifica é exatamente a incidência das alíquotas mais elevadas previstas nas legislações estaduais sobre a energia elétrica.

O tema encontra decisões judiciais a favor das alíquotas praticadas, como no julgamento do Agravo Regimental no Recurso Extraordinário nº 634.457/RJ, em agosto de 2014, no qual a Segunda Turma do STF entendeu que a aplicação da alíquota de 25% de ICMS para o fornecimento de energia elétrica pelo Estado do Rio de Janeiro ofenderia o princípio da seletividade.

Cumpre registrar que também existem posicionamentos judiciais no sentido de que os Estados possuem discricionariedade para definir tais alíquotas. A essa tese, soma-se a pressão pelos Estados em face da repercussão negativa nos cofres estaduais com a perda de arrecadação nas faturas de energia, além da devolução dos valores já recolhidos relativos aos últimos 5 (cinco) anos

A matéria foi submetida ao instituto da repercussão geral[1] no Supremo Tribunal Federal (STF) – quando o Tribunal separa determinado leading case, que, uma vez julgado, afetará todas as demais ações relacionadas. Ressalta-se que a procuradoria-geral da República, apresentou parecer favorável aos contribuintes nos autos do RE 714.139/SC em que se discute, em sede de repercussão geral.

O Supremo Tribunal Federal iniciou, em fevereiro deste ano, o julgamento virtual do RE nº 714.139, sob o Tema nº 745 da repercussão geral, no qual se discute as alíquotas do ICMS sobre as operações envolvendo energia elétrica e serviços de telecomunicação, à luz do princípio constitucional da seletividade.

De acordo com o relator, Ministro Marco Aurélio, há inconstitucionalidade da lei catarinense, pois entende que a energia elétrica e os serviços de telecomunicação são bens e serviços absolutamente essenciais no mundo contemporâneo, motivo pelo qual não caberia ao legislador prever uma alíquota superior à alíquota geral do imposto no Estado (17%), conferindo um tratamento tributário mais gravoso a bens e serviços de primeira necessidade.

Assim, a redução dos valores finais da energia elétrica é medida que se impõe, seja para o bem estar da sociedade, seja para a competitividade do setor produtivo.

Nesse passo, a adoção de alíquotas de ICMS com base na essencialidade da energia elétrica é questão de justiça, haja vista estarem situadas nos mesmos patamares que bens de luxo e supérfluos.

E, ressalte-se, seja em tempos normais ou em tempos de pandemia, não restam dúvidas que a energia elétrica é um serviço essencial.

Subsídio Cruzado e Geração Distribuída: Breves comentários quanto ao PL 5.829/19

Por Eduardo Jannuzzi Martins Oliveira

A energia elétrica é um elemento essencial e indispensável ao desenvolvimento socioeconômico dos países. No Brasil, o sistema elétrico permite a transferência da energia produzida em todas as regiões, salvo nos sistemas isolados.

Quando falamos em consumidores de energia, o agente regulador os classificou em dois grupos: Grupo A, composto por unidades consumidoras que recebem energia em tensão igual ou superior a 2,3 kilovolts (kV) ou são atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária; e Grupo B, composto por unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 2,3 kV.

Atualmente, os consumidores do Grupo A são faturados por tarifa binômia, ou seja, tarifas diferenciadas para a cobrança da energia mensal consumida e máxima potência elétrica demandada, em outras palavras a tarifa aplica-se ao consumo e à demanda faturável.

Já para os consumidores atendidos no Grupo B a cobrança é realizada a partir de tarifa monômia incidente apenas sobre o volume de energia mensal consumida, ou seja, tarifa aplicável apenas ao consumo.

No que tange à Geração Distribuída, seus projetos baseam-se em payback utilizando-se da tarifa monômia, aplicável, portanto, apenas em relação ao consumo. Nesse sentido, o prosumidor gerando a energia necessária para seu consumo total, ou excedente, remunera a distribuidora apenas o valor correspondente ao consumo mínimo.

Em outras palavras, atualmente, na Geração Distribuída, o prossumidor faz uso do sistema de transmissão e distribuição, mas não paga por ele, e nem pelos tributos contidos em uma conta tradicional de energia, que acabam sendo divididos e custeados pelos consumidores do sistema tradicional.

Já no ano de 2018, a ANEEL, por meio da nota técnica nº 46/2018, explanou que, tendo em vista os novos padrões de consumo, influenciados pelo advento da Geração Distribuída, causam incertezas na recuperação das receitas definidas para a distribuidora que cobram do grupo B tarifas totalmente vinculadas ao mercado de consumo de energia. Além disso, indicou que o atual cenário de expansão da Geração Distribuída (GD) e dos prosumidores tem reforçado o problema do descasamento entre o custo de disponibilidade e a cobertura dos custos de uso da rede para o grupo B, caracterizando um possível subsídio cruzado entre os consumidores e prosumidores.

A título de elucidação, tem-se que o subsídio cruzado pode ser considerado uma medida estratégica onde eleva-se o preço de um produto ou serviço para um determinado grupo, com o objetivo de gerar um excedente financeiro que permitirá reduzir o preço para um outro grupo. Ou seja, uma classe de consumidores paga preços mais elevados para subsidiar um grupo específico.

Evidentemente, o subsídio em favor da geração distribuída possui o intuito de estimular o crescimento desses sistemas no país, principalmente por estar diretamente relacionada às fontes renováveis de energia.

Contudo, a falta de transparência e equidade na estruturação das tarifas acarretam prejuízos ao setor, uma vez que oneram excessivamente os consumidores não subsidiados.

Cumpre ressaltar que, em dezembro de 2020, o Conselho Nacional de Política Energética –CNP, publicou a Resolução n.15 trazendo cinco diretrizes fundamentais para a construção de políticas públicas voltadas à Geração Distribuída, das quais destaco a política de alocação justa dos custos de uso da rede e encargos considerando os benefícios da micro e minigeração distribuída.

No tocante à regulação pela via legislativa, tramita Projeto de Lei (PL) 5.829, DE 2019 de autoria do Deputado Silas Câmara, tendo por objetivo instituir o marco regulatório da minigeração e microgeração distribuída no Brasil.

Considerando a necessidade de desonerar excessivamente os consumidores não participantes da geração distribuída, o projeto caminha para remunerar integralmente a tusd fio B das distribuidoras e concessionarias, tendo em vista que, pelas regras atuais elas não são remuneradas pelo “uso do fio”.

Com vistas a regular a geração distribuída e desonerar os demais consumidores de energia, em 04/05/2021, o projeto foi distribuído às Comissões de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável; Defesa do Consumidor; Minas e Energia; Finanças e Tributação e Constituição e Justiça e de Cidadania. E, considerando que a distribuição a mais de 3 comissões de mérito, foi criada Comissão Especial para analisar a matéria.

Conforme Parecer Preliminar de Plenário nº 4, exarado em 05/05/2021, a Comissão Especial votou pela “constitucionalidade, juridicidade e boa técnica legislativa; pela adequação orçamentária e financeira dos Projetos de Lei n. 5.829, de 2019, e n. 2.215, de 2020, e no mérito, pela aprovação dos Projetos de Lei n. 5.829 de 2019, e n. 2.215/2020” nos termos do substitutivo apresentado naquele ato.

Por fim, lançadas as ideias básicas quanto à existência de subsídio cruzado na geração distribuída, analisando o projeto vislumbra-se uma distribuição de equitativa no que diz respeito ao custo de uso da rede e demais encargos, sendo também respeitados os princípios da segurança jurídica e da gradualidade na transição de regras.

ESG E A GERAÇÃO DE ENERGIA NO BRASIL

Por Clarice Horst Dutra Coutinho Assunção

O termo ESG, da sigla em inglês (Environmental, Social and Governance) que ao traduzir para o português significa Ambiental, Social e Governança, tem sido usado ao fazer referências às práticas empresariais e de investimento que se preocupam com critérios de sustentabilidade além dos lucros.

Cada vez mais os investidores dessa área estão focados no tocante aos cuidados com o meio ambiente, aspectos sociais e ainda mais com a governança empresarial.

É sabido que a reputação e imagem de uma empresa, a sua postura quanto à inclusão de práticas sociais reais e não apenas teóricas no dia a dia da empresa e ainda o cuidado social junto aos seus colaboradores impactam na análise de investimento e no próprio valuation dessa companhia.

Apesar de estar presente em todos os setores da economia, o ESG tem grande destaque na geração de energia, já que é um dos setores que mais impactam o meio ambiente.

O Brasil é um país com ampla riqueza, diversidade energética e um grande potencial de energias limpas e renováveis, possuindo uma matriz energética mais limpa que a média mundial, assim, o Brasil pode se beneficiar dos fatores ESG com políticas públicas adequadas, gerando grande vantagem em um mundo pós pandemia.

Destaca-se que, o financiamento atrelado a critérios de sustentabilidade, com o uso de green bonds, são mecanismos que empresas do setor vem buscando aplicar. A decisão do BNDES de não mais financiar térmicas a carvão é um exemplo disso.

Nesse sentido, evidencia-se o crescimento dos fundos com critérios ESG, ou seja, investir com aspectos abrangentes ao lucro de tal investimento, com práticas ambientalmente sustentáveis.

Ao investir em energia limpa, há contribuição ambiental também, já que tal ato não possui poluentes causadores do efeito estufa, e assim é um exemplo de prática financeira e desenvolvimento sustentável.

No tocante à energia limpa, destaca-se a modalidade de geração distribuída, que é exatamente a geração de energia oriunda de diversas fontes renováveis.

Não se pode pensar em critérios ESG e não associar à modalidade de geração distribuída.

A Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) estima que a Geração Distribuída tem um potencial de negócios de R$ 50 bilhões em uma década. Além disso, a EPE também estima que o mercado de micro e mini geração distribuída deve movimentar até R$ 70 bilhões de investimento nos próximos 10 anos e desde 2012 foram acumulados 14,6 bilhões de investimentos em geração distribuída.

A geração distribuída alcançou, no mês de janeiro de 2021, 4.941 MW instalados em 396.682 unidades, resultando em 112,8% nos últimos 12 meses e 2,7% da matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica.

É evidente que os critérios de ESG não se limitam à geração distribuída, vivencia-se diversas outras aplicações, como a abertura para projetos de geração de energia a partir de Resíduos Sólidos Urbanos em um leilão de energia.

Com relação à sustentabilidade da matriz elétrica nacional, as fontes renováveis (hidráulica, biomassa, eólica e solar) representaram, no mês de dezembro de 2020, 80,0% da matriz de produção de energia elétrica brasileira. Quanto à geração associada às usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), destaca-se o total de 42.500 MWmédios, ante a garantia física sazonalizada de 52.788 MWmédios, o que representou um GSF mensal de 80,51%, são os dados do Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro emitido em Janeiro de 2021 pelo MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA.

Sendo assim, o Brasil é muito fértil na quantidade de ativos que podem propiciar a permanência dos critérios ESG e existe uma vasta oportunidade nisso. Além da geração renovável, os biocombustíveis e o biogás são referências no país.

NÃO INCIDÊNCIA DO ICMS NA TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE ESTABELECIMENTOS DO MESMO TITULAR

por Marcelo Tanos

O Plenário do Supremo Tribunal Federal – STF declarou, por unanimidade, a inconstitucionalidade de dispositivos da Lei Complementar nº 87/1996 que estabelecem a ocorrência de fato gerador do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS na transferência interestadual de mercadorias entre estabelecimentos de um mesmo contribuinte.

O entendimento se deu no julgamento da Ação Declaratória de Constitucionalidade – ADC nº 49, por meio da qual o Estado do Rio Grande do Norte buscava a validação da cobrança, salientando que, em seu voto, o Ministro Relator Edson Fachin apontou que a jurisprudência do STF é no sentido de que a mera circulação física de uma mercadoria não gera incidência do imposto diante da inexistência de transmissão da propriedade da mercadoria.

Nesse contexto, o deslocamento de mercadorias entre estabelecimentos do mesmo titular, por não gerar circulação jurídica, não gera obrigação tributária, ressaltando que a hipótese de incidência do tributo, conforme asseverou o Ministro Relator, consiste na prática de operação jurídica que acarrete circulação de mercadoria e transmissão da sua titularidade ao consumidor final:

“O mero deslocamento entre estabelecimentos do mesmo titular, na mesma unidade federada ou em unidades diferentes, não é fato gerador de ICMS, sendo este o entendimento consolidado nesta Corte.”

Há que se registrar que o Plenário do STF, ao analisar o Recurso Extraordinário com Agravo – ARE nº 1255885 em agosto de 2020, havia firmado a seguinte tese:

“Não incide ICMS no deslocamento de bens de um estabelecimento para outro do mesmo contribuinte localizados em estados distintos, visto não haver a transferência da titularidade ou a realização de ato de mercancia.”

Dessa forma, o Plenário do STF julgou a ADC nº 49 improcedente, declarando a inconstitucionalidade dos arts. 11, § 3º, II, 12, I, no trecho “ainda que para outro estabelecimento do mesmo titular”, e 13, § 4º, todos da Lei Complementar nº 87/1996.

Evidenciado o acertado provimento e os fundamentos que justificaram tal entendimento, urge repisar que o consumo da energia elétrica proveniente de unidades micro e minigeradoras integrantes do Ambiente de Contratação Regulada – ACR, bem como de unidades autoprodutoras pertencentes ao Ambiente de Contratação Livre – ACL, não se enquadra, portanto, na hipótese de incidência constitucionalmente prevista para o ICMS.

Isso porque não se encontram presentes os elementos básicos capazes de instituir a relação jurídico-tributária do imposto de competência estadual, a uma, por total ausência de circulação de mercadoria, e, a duas, diante da inexistência de efetiva transferência de titularidade / propriedade do bem em comento, qual seja, a energia elétrica.

Salienta-se que a cobrança praticada advém de equivocado entendimento praticado pelo Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ, e, consequentemente, pelos fiscos estaduais, o que desvirtua a intenção do legislador de possibilitar que os consumidores brasileiros possam gerar a própria energia, consumida sem caráter mercantil, oportunidade em que tais consumidores devem suportar apenas a cobrança do uso do sistema de distribuição da concessionária local.

Os 3 Ds do Setor Elétrico e o Plano Nacional de Energia

Por Mauro Maia Lellis

Em transição, o setor elétrico mundial passa por um momento disruptivo, com foco na sustentabilidade, na geração descentralizada e na tecnologia digital, o que consiste nos três Ds do setor: Descarbonização, Descentralização e Digitalização.

A descarbonização da matriz de energia vem ao encontro da pauta das medidas protetivas do meio ambiente, o que se dá pela substituição de fontes de geração de altos níveis de emissões de gases causadores do efeito estufa por fontes renováveis de energia.

A descentralização dos recursos energéticos, a seu turno, consiste no armazenamento e na geração de energia elétrica próxima à unidade consumidora, geralmente por fontes renováveis, como a solar e a eólica.

Por digitalização dos elementos de rede entende-se a tecnologia digital responsável pela conexão de sistemas inteligentes de energia, otimizando tanto a gestão e operação da geração quanto as atividades de transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.

Nesse sentido, verifica-se uma transição desde os processos de produção até o uso, que está mudando a relação da sociedade com a energia elétrica, antes tradicional e centralizada, agora passa a ser moderna, digitalizada e próximas aos centros de consumo.

A seu turno, o Plano Nacional de Energia, PNE 2050, do MME aborda os três Ds no que denomina questões transversais como sendo aqueles fatores que influenciam o planejamento energético de longo prazo em face da transformação setorial verificada na transição energética - conceito que é associado às mudanças significativas na matriz energética mundial.

Os pilares dessa transformação (descarbonização, descentralização e digitalização) repercutem nas relações socioeconômicas, ambientais e econômicas e são questões diretamente relacionadas às relações jurídicas que o Direito visa regular, em um setor que contribui para transformações sociais, tecnológicas e ambientais, impulsionando a economia e aprimorando as condições de vida da população.

No entanto, foi identificado como desafio no PNE o fato de que o desenho do mercado e arcabouço regulatório e institucional não potencializam a transição energética, motivo pelo qual se faz necessária a adequação dos arranjos legais e regulatórios para prover a transição energética, aí compreendidos os 3 Ds do setor elétrico.

No que se refere à descabornização, segundo o PNE, a economia do baixo carbono deverá considerar a priorização de fontes não emissoras e eficientes; o atendimento às prioridades econômicas e a adequação às potencialidades locais e desenvolvimento tecnológico.

Verifica-se, portanto, a interação entre os elementos que compõem os 3 Ds, que indicam pelo uso de fontes renováveis de energia, como a solar e a eólica, que vêm se tornando viáveis economicamente, aliado ao fato de que, inclusive proporcionam eficientização energética.

Corroborando essa interação entre os três pilares da transição elétrica, ainda segundo o PNE, ao tratar da descentralização, são destacados os fenômenos tecnológicos atuais, como a digitalização, a internet das coisas e a inteligência artificial com os fatores, entre outros, que alterarão significativamente, o setor elétrico.

Com efeito, a descentralização permite que o consumidor produza e armazene sua própria energia elétrica, próximo aos centros de carga, o que se afasta do atual modelo centralizado, de produção de energia em grandes usinas, ensejando o uso de redes elétricas inteligentes nos serviços prestados aos consumidores.

E, ainda, é reforçado que, além dos Recursos Energéticos Distribuídos (RED)[1], em especial a geração fotovoltaica distribuída, verifica-se a propagação de sistemas digitais da indústria 4.0 e a utilização de blockchains. As alterações tecnológicas permitirão, também, a ampliação de provedores de novos serviços.

Nesse sentido, a crescente digitalização em toda a cadeia de energia elétrica, permitirá a modernização de centrais elétricas (com destaque para a monitorização remota de sistemas de armazenamento de energia), o uso de redes de controle automático, passando pelas operações otimizadas na transmissão e pela automação para promover a estabilidade da rede na distribuição e pela resposta à demanda.

A criação de redes inteligentes, pautada na conectividade e a informatização do setor elétrico (o chamado smart grid), aliada à análise de dados a partir da operação do sistema, com a interação dos consumidores com a rede resultará, além de um uso mais otimizado do sistema, em melhores preços, já que poderá ser ajustado o consumo de acordo com o sistema elétrico.

Como desafios, foram identificadas no PNE a necessidade de adequação da infraestrutura de tecnologia, informação e comunicação do setor elétrico, bem como da integração das tecnologias de redes inteligentes, mantendo a confiabilidade no fornecimento, além da implantação de gerenciamento dos dados do setor elétrico.

Assim, conclui-se, é de suma importância um desenvolvimento setorial com base em diretrizes sólidas, pautado em bases legais e com o devido planejamento, haja vista tratar.se de um setor com grandes repercussões sociais, econômicas e ambientais, principalmente em um momento de transição energética como o atual.

Nesse contexto, merecem destaque os pilares da descarbonização, descentralização e da digitalização na transformação do setor elétrico, que passa por mudanças desde a forma de produção de energia até o seu uso final, devendo ser observada, nessa transição, a estabilidade regulatória para conferir segurança aos investidores e um bom serviço aos consumidores, com otimização e eficiência dos sistemas e com a preservação do meio ambiente.

Geração Distribuída Solidária: Comentários ao PL 2474.2020

Por Eduardo Jannuzzi Martins Oliveira

A Geração Distribuída, também denominada de geração dispersa, difusa ou descentralizada, foi primeiramente descrita no Decreto Lei nº 5.163/2004 no dispositivo 13 em que trata da contabilização da energia elétrica proveniente da geração distribuída. A citada lei regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica.

Ressalta-se que, atualmente não há lei vigente que institua o sistema de compensação de energia elétrica para geração distribuída. Entretanto, o mecanismo encontra-se em vigor na Resolução Normativa no 482, de 2012, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

Em meados de 2020, com o aumento rápido e exponencial de infectados com a COVID-19 (doença causada pelo novo coronavírus, variante SARS-CoV-2), a sociedade global encontrou-se diante de uma emergência de saúde pública.

Diante do contexto mundial inédito, todos os setores – público e privado – uniram forças para minimizar os impactos que seriam causados pela pandemia. Como exemplo, a suspensão de corte de energia por inadimplência de consumidores de baixa renda.

Conforme aduz a própria Constituição Federal, a solidariedade constitui um objetivo fundamental da República Federativa do Brasil. Nesse sentido, os Deputados Federais Franco Cartafina - PP/MG e Lucas Redecker - PSDB/RS apresentaram o PL 2474/2020, sobre cessão de créditos obtidos em sistema de compensação de energia elétrica durante o período de emergência de saúde pública decorrente do coronavírus.

Os autores do projeto levaram em consideração que, em virtude da redução da atividade econômica decorrente da pandemia, seria razoável supor que muitos consumidores dotados de sistemas de micro e minigeração distribuída tenham acumulado volume expressivo de créditos de energia resultado do período de geração superior ao consumo. Assim, surgiu a ideia de que esse volume excedente poderia ser cedido e melhor empregado pelas unidades consumidoras que estão na linha de frente do combate à doença.

Analisando o projeto tem-se que, no que tange à mercantilização de energia proveniente de geração distribuída, está em plena conformidade com a Resolução Normativa no 482, de 2012, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, uma vez que prevê, no §2º do art. 2º, que a cessão de créditos não poderá ser objeto de contrato comercial, vedada qualquer contrapartida em favor do cedente.

Salienta-se que os créditos de energia inerentes à geração distribuída, são formados quando um micro ou minigerador injeta energia na rede de distribuição. O crédito gerado e acumulado em kWh pode ser usado pelo prosumidor nos meses seguintes para abater consumo de energia de sua titularidade. Caso o projeto de lei seja aprovado, esse crédito que poderá utilizado por titular diverso daquele que está gerando a energia, resultando na diminuição do valor da conta de energia.

Cabe frisar que, a cessão de créditos de energia só poderá ocorrer para os consumidores enquadrados como: i) serviço público; ii) hospitais e fornecedores de serviços e de produtos médico-hospitalares; iii)entidades de atendimento ao idoso ou que desenvolvam programas de institucionalização de longa permanência, de que tratam os arts. 48 e 49 da Lei nº 10.741, de 1º de outubro de 2003; iv)pessoas jurídicas sem fins lucrativos reconhecidas como entidades beneficentes de assistência social com a finalidade de prestação de serviços nas áreas de assistência social, saúde ou educação, nos termos do art. 1º da Lei nº 12.101, de 27 de novembro de 2009; e v)atividades essenciais, nos termos da Lei nº 13.979, de 6 de fevereiro de 2020.

A redação final que fora encaminhada ao Senado Federal prevê que a cessão voluntária de créditos de energia vigorará por até 12 (doze) meses após o encerramento do período de emergência de saúde pública.

Por fim, é importante ressaltar que o Projeto de Lei foi encaminhado para apreciação do Senado Federal, em 31/03/21, por meio do Ofício nº 181/2021/SGM-P, e pode sofrer alterações em seu texto.

ABGD entra com mandado de segurança contra acórdão do TCU

Ação visa suspender os efeitos da decisão do Tribunal de Contas em relação à obrigatoriedade da Aneel em estabelecer uma legislação para a revisão da 482

Fonte: Canal Energia

A Associação Brasileira de Geração Distribuída entrou com mandado de segurança coletivo com pedido de liminar no Superior Tribunal Federal (STF), contra o acórdão do Tribunal de Contas da União (TCU). Em sua defesa, a entidade, alega que o tribunal não poderia dar uma determinação de viés regulatório à Agência Nacional de Energia Elétrica, em referência aos termos do Acórdão 3063/2020.

Com a decisão do TCU, diz a nota da ABGD, a Aneel apresentou plano de ação para acabar com os atuais incentivos do sistema de compensação de GD. “Temos de agir de forma decisiva para evitar uma completa troca de valores e funções, em detrimento de um dos poucos setores do mercado brasileiro que continuou gerando empregos e renda, mesmo com o País em plena pandemia. O TCU não poderia ter proferido uma determinação dessa natureza”, declarou o presidente da ABGD, Carlos Evangelista, em nota.

De acordo com a associação, esse foi um ato formal e necessário, no entanto, deixou no ar a pergunta do porquê o maior interessado em se opor a essa determinação do TCU sobre um assunto estritamente regulatório, não o fez quando podia?

A ABGD acredita que o STF julgará procedente o pleito e concederá a liminar, permitindo que o processo do Marco Legal da Geração Distribuída prossiga na Câmara dos Deputados e no órgão regulador, sem interferências externas ao setor.

Fonte: Canal Energia

Judicialização volta ao radar do setor com revisão da REN 482

Fonte: Canal Energia

O tema revisão da geração distribuída voltou à pauta. Com a publicação da NT 0030/2021 – SRD/ SGT/ SRM/ SRG/ SCG/ SMA/ ANEEL, de 30/03/2021 há uma real perspectiva de que o setor elétrico volte a conviver com decisões judiciais que contestem a adoção da alternativa mais restrita para a compensação de energia gerada por meio de sistemas próprios. Isso porque a falta de um período de transição pode afetar o que se chama de direito adquirido. Caso a diretoria da agência reguladora promulgue a alteração da norma a tendência é de que o judiciário volte a permear o noticiário em decorrência da busca por uma medida mais equilibrada na revisão da norma.

A publicação pela Agência Nacional de Energia Elétrica atendeu pedido do Tribunal de Contas da União no Acórdão 3063/2020 e apresentou a análise das contribuições ao processo de consulta pública para a revisão da REN n 482/2012 até dia 31 de março. A opção apontada na NT datada de 30 de março aponta para a utilização da alternativa 5. O que levaria a um desconto de 62% sobre cada kWh injetado na rede.

Essa alternativa foi apontada na recomendação que o próprio TCU para “evitar ao máximo os chamados subsídios cruzados” e ainda, que dentre as “propostas naquele momento, essa era a única com potencial de neutralizar completamente os efeitos da política de subsídios e da diferenciação tarifária que constituem o problema em exame”, aponta a NT em referência às conclusões e recomendações do TCU.

O documento da Aneel indica que a avaliação do TCU aponta que a CP 25/2019 é regular e respeita princípios que atestam a sua boa fé na condução do processo de revisão das regras. Considerando improcedentes as alegações apresentadas contra a medida. Além disso, destaca que, no Acórdão, o tribunal classifica o sistema de compensação na forma atual como uma política de subsídio cruzado. O que, dentre outras medidas exige a sua correção com efeitos futuros. Cita ainda que o tribunal destacou em sua decisão o volume financeiro desses subsídios, “segundo números da ANEEL, cerca de R$ 205 milhões, em 2018, e de R$ 315 milhões, em 2019, podendo chegar, em valores presentes, por volta de R$ 55 bilhões, no período compreendido entre 2020 e 2035”.

Fonte: Canal Energia

Segurança Jurídica no atual momento da Geração Distribuída

Por Clarice H. D. Coutinho Assunção

A GD, como é conhecida a Geração Distribuída, vem desde 2019 passando por especulações e instabilidades desde a abertura da Consulta Pública 25/2019, pela ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, para receber contribuições à proposta de revisão da Resolução Normativa 482/2012 referente às regras aplicáveis à micro e mini geração distribuída.

Como se sabe, a revisão não aconteceu até a elaboração do presente texto, gerando assim, inúmeras inseguranças não só jurídicas, mas também financeiras e econômicas.

Diante do envolvimento do Congresso Nacional e dos atuais Projetos de Lei em trâmite, percebe-se que matéria restará regulada por via de lei e não mais por intermédio de resolução da Agência Reguladora, o que sanará, simultaneamente, quaisquer questionamentos relativos à existência de subsídio cruzado em incentivos direcionados aos micros e minigeradores distribuídos, relativos aos custos de utilização do sistema de distribuição local.

Sob esse aspecto, ressalta-se que se encontra em trâmite avançadas propostas de criação de um marco legal da geração distribuída, por meio do Projeto de Lei nº 5.829/2019 de autoria do Deputado Silas Câmara e relatoria do Deputado Lafayette Andrada, que tem por objetivo alterar a Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

No referido PL é estabelecido o sistema de compensação e disposição de transição, tratando também de temas relacionados à modernização do setor elétrico, conferindo maior segurança jurídica e solidez para as operações.

Ao longo das negociações para apresentação de Parecer, destacam-se as contribuições realizadas pela Agência no tocante ao Projeto de Lei, em que se verifica uma divergência brusca de entendimento, principalmente no que se refere a inexistência do período de transição, além do prazo e regulamentações de projetos novos e existentes.

Como se sabe, o Projeto de Lei propõe que, em até 26 anos da data da publicação da Lei, seja para aqueles já conectados ou àqueles que efetuarem o protocolo da solicitação de acesso até 12 meses após a data de publicação da referida lei, não será imputado o pagamento da TUSD Fio B.

O prazo de até 12 meses após a publicação da Lei, sugerido no texto do Projeto, traz segurança àqueles que, por diversos motivos, não concluíram seus projetos e/ou conexões.

Somado a tal fato, é importante salientar que investimentos para construção e implantação de quaisquer empreendimentos são calculados com base em informações e realidades de cada seguimento. Por isso, deve-se levar em consideração que não se fala apenas de uma segurança jurídica de gerar a própria energia, mas também do impacto financeiro e econômico que as mudanças refletem.

No tocante à segurança, ressalta que Estado Brasileiro, por expressa disposição constitucional, se configura como um Estado Democrático de Direito, sendo imprescindível à sua manutenção a promoção da estabilidade das relações jurídicas, o que somente é alcançado mediante o respeito aos princípios da legalidade e da segurança jurídica, como determina a própria constituição.

Nesse contexto, as práticas adotadas pelas concessionárias de distribuição, portanto, sempre devem se pautar na legalidade, vez que não há espaço para interpretações arbitrárias tendentes a mitigar os direitos e garantias dos indivíduos.

Sendo assim, a regulação tem entre seus objetivos, exatamente, tornar os comandos legais exequíveis, de fácil entendimento e aplicação, para a relação mais pacífica possível entre os agentes setoriais. Isso se dá por meio da edição de dispositivos regulatórios estáveis que resultem em segurança jurídica para os envolvidos, de forma a evitar tratamentos injustos e desiguais, que, a seu turno, desencadeiam recursos administrativos e judiciais, degradando, em consequência, as relações que deveria harmonizar.

Câmara aprova doação de crédito de energia para atividades essenciais

Fonte: Canal Solar

A Câmara dos Deputados aprovou nesta quarta-feira (31) o Projeto de Lei 2474/20, que permite aos micro e minigeradores de energia doarem créditos de excesso de energia elétrica gerada para atividades essenciais.

A medida vale por até 12 meses após o encerramento do período de emergência de saúde pública motivada pela pandemia de Covid-19. O texto segue agora para aprovação no Senado e, se for aprovado, segue para sanção do presidente Jair Bolsonaro.

A ideia do PL surgiu após o empreendedor Ricardo Rizzotto encaminhar mensagens em um grupo de WhatsApp de associados da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) contando uma solicitação de um dos seus clientes.

Após mobilização, os deputados Franco Cartafina (PP-MG) e Lucas Redecker (PSDB-RS) apresentaram a proposta na Câmara dos Deputados em maio do ano passado e, finalmente, após quase um ano foi colocada em votação.

Ao saber da aprovação, Rizzotto comemorou. “A notícia foi muito bem recebida, infelizmente com um tempo elevado, um ano após a ideia, porém antes tarde do que nunca. Ficamos felizes que a ideia foi estendida a várias outras categorias afetadas na pandemia”, disse ele.

A notícia também foi bem recebida pela ABSOLAR, que destacou que a aprovação do texto é um avanço que poderá aliviar os custos com energia elétrica de hospitais e centros médicos durante a pandemia.

“Para funcionar na prática, a medida não requer ajuste regulatório estrutural e nem tampouco demandaria adequação física ou técnica nos doadores, beneficiários ou mesmo distribuidoras de energia”, comentou a advogada Bárbara Rubim, vice-presidente de geração distribuída da ABSOLAR.

“Os usuários da geração distribuída solar fotovoltaica e demais fontes renováveis poderão doar, voluntariamente, seus créditos de energia aos serviços públicos essenciais voltados ao combate direto à Covid-19”, acrescentou ela.

Segundo dados da ABSOLAR, o Brasil possui 5 GW de potência instalada na geração distribuída, com uma geração média de 625 GWh ao mês. “Com a doação de apenas 1% desse total, poderia proporcionar uma economia na conta de luz das instituições beneficiadas em torno de R$ 3,5 milhões ao mês. No caso de a adesão viabilizar a transferência de 5% da geração na forma de créditos de energia, a economia atingiria a marca de R$17,48 milhões por mês”, pontuou Rubim.

Quem será beneficiado?

Inicialmente, a proposta visava destinar os créditos apenas para hospitais, asilos de idosos e outras entidades filantrópicas envolvidas no combate direto à doença.

No entanto, uma emenda acrescentada pelo Partido Novo ampliou o benefício para as atividades essenciais, que não podem ser alvo de limitações durante a pandemia. A emenda também estendeu o prazo do benefício. As doações podem ser feitas por pessoas físicas ou jurídicas a clientes localizados na mesma área de concessão.

O deputado Cartafina destacou que o projeto não tem nenhum custo para a sociedade ou o governo. “Às vezes uma pessoa quer fazer a doação, mas não tem o recurso financeiro. Uma fazenda ou casa que produz energia fotovoltaica poderia ceder o crédito a um hospital”, explicou.

Também autor da proposta, o deputado Redecker observou que, com a redução da atividade econômica por causa da pandemia, muitas empresas estão acumulando créditos de energia que não serão utilizados.

Gestão dos créditos

Segundo o projeto, caberá às distribuidoras de energia gerenciar a intenção de doação e de recebimento do crédito de energia. Para isso, um sistema deverá permitir o envio de comunicado pelo consumidor que detém os créditos de sua intenção de doá-los.

Isso deverá ocorrer em até 15 dias antes da próxima leitura do consumo de energia (ciclo de faturamento). Devem ser informados a quantidade de energia (em kWh) a ser cedida e a unidade consumidora beneficiada.

Se as entidades potencialmente beneficiárias se inscreverem previamente por meio de procedimento liberado pela distribuidora, elas estarão dispensadas de informar o recebimento dos créditos, que serão usados na próxima fatura de energia.

Na prática

Embora a aprovação do projeto tenha sido um passo importante, o vice-líder do governo, deputado Sanderson (PSL-RS), destacou que será preciso um alto esforço regulatório para alterar sistemas comerciais e de faturamento, com poucos efeitos práticos.

“Muitos dos potenciais doadores de créditos de energia estão em diferentes classes tarifárias, gerando distorções no faturamento da concessionária”, alertou.

Redecker rebateu, afirmando que a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) deu parecer favorável ao projeto. De acordo com o substitutivo aprovado pela Câmara, o prazo para regulamentação foi ampliado de dez dias, no projeto original, para 15 dias.

Fonte: Canal Solar

Sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro

Por Marcelo Tanos - Março 2021

O item 55 da agenda regulatória 2020-2021 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, aprovada pela Portaria nº 6.171/2019, trata das adequações regulatórias para inserção de sistemas de armazenamento no Sistema Interligado Nacional – SIN, ressaltando que se encontra em curso a Tomada de Subsídio nº 011/2020, com previsão de conclusão até o segundo semestre de 2021.

No que tange à transição energética, salienta-se que o setor de energia elétrica ganha ainda mais importância para o desenvolvimento socioeconômico à medida que a matriz energética se eletrifica e setores historicamente baseados em combustíveis fósseis, como o de transporte, migram para a energia elétrica.

Em razão do consenso em torno da necessidade de mitigar as emissões de carbono, há o desafio de garantir a expansão da oferta de energia elétrica com menor participação de combustíveis fósseis – em 2018, 38% (trinta e oito por cento) da geração de energia elétrica no mundo foi feita a partir do carvão. Sob esse aspecto, frisa-se que as fontes solar e eólica dominam os prognósticos de expansão da matriz, tanto pela questão ambiental, quanto pela própria competitividade econômica das fontes.

Nesse sentido, a segurança do abastecimento de energia elétrica será sempre prioridade para governos, operadores de sistema e reguladores, haja vista que o desafio de operar um sistema elétrico é enorme, dado que deve haver o casamento entre oferta e demanda de forma instantânea em todos os pontos do sistema, consideradas as restrições de transmissão.

Em outras palavras, se o parque gerador é despachável e controlável, o desafio para os operadores é menor, visto que simplesmente devem controlar o nível de oferta conforme o perfil de demanda.

Com a forte inserção de renováveis, no entanto, o nível de controle sobre a oferta cai consideravelmente por serem fontes intermitentes, onde a geração depende da disponibilidade de recursos naturais, como insolação e ventos, devido à impossibilidade de armazenamento do recurso energético renovável em sua forma original.

Sob o ponto de vista do sistema elétrico, o armazenamento pode ser definido como a conversão de energia elétrica em uma forma de energia que pode ser armazenada, o armazenamento dessa energia e a subsequente reconversão em energia elétrica.

Os sistemas de armazenamento, portanto, são fundamentais para a inserção em larga escala de geração renovável intermitente, o que, por sua vez, é fundamental para assegurar a expansão da matriz elétrica com menores emissões de carbono. Tais sistemas podem atuar como um elemento de estabilização entre uma oferta de energia cada vez menos flexível e uma demanda com baixo nível de elasticidade às oscilações de curto prazo nos preços.

Ressalta-se que as diversas tecnologias de armazenamento podem ser instaladas em todos os segmentos do sistema elétrico, seja junto à geração centralizada, no sistema de transmissão, na distribuição ou dentro das unidades consumidores, sejam elas industriais, comerciais ou residenciais.

As tecnologias de armazenamento possuem, assim, atributos que permitem prestar uma série de serviços aos consumidores de energia elétrica, contudo, o desafio consiste em adaptar a política setorial e a regulação para que seja possível aos detentores das tecnologias de armazenamento monetizar o serviço que prestam.

Relativamente à geração distribuída, verifica-se que a Nota Técnica nº 0078/2019-SRD/SGT/SRM/SRG/SCG/SMA/ANEEL disponibilizada na segunda fase da Audiência Pública no 040/2019, propõe a revisão do sistema netmetering, oportunidade em que os micro e minigeradores serão instados – progressivamente – a pagar pelo uso da rede de distribuição, da rede de transmissão e pelos encargos setoriais. O aprimoramento proposto torna mais eficiente os sinais de preços e contribui para a inserção de recursos de armazenamento, dado que, pelo modelo vigente, o consumidor não é incentivado a fazer tal investimento.

Os recursos de armazenamento, portanto, vêm ganhando relevância no setor elétrico mundial em razão da transição energética e os desafios impostos para preservação da segurança da operação em todos os instantes e localidades, estando sua inserção relacionada à flexibilidade operativa, com potencial (i) de consumir excesso de geração intermitente, (ii) deslocar demanda de ponta, (iii) assegurar maior capacidade disponível para o operador, (iv) prestar serviços ancilares, (v) otimizar o uso da rede, (vi) deslocar investimentos em nova capacidade de geração, transmissão e distribuição e (vii) auxiliar o consumidor a gerenciar sua conta de energia elétrica.

Desta feita, tem-se que a discussão relativa à inserção de tais recursos no setor elétrico brasileiro é oportuna e conveniente, sendo fundamental o debate público e transparente promovido pela Tomada de Subsídio nº 011/2020 para agregar a visão de todas as partes interessadas e enriquecer as propostas de adequações regulatórias necessárias à inserção de sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro.

38ª edição da Revista Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica.

Por Marcelo Tanos Naves e Marina Meyer Falcão - Março 2021

O Dr. Marcelo Tanos Naves, em conjunto com a Dra. Marina Meyer e ao lado de grandes nomes do setor elétrico nacional, contribuiu com a 38ª edição da Revista Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica.

Nesta oportunidade, o tema abordado foi a atual revisão normativa da geração distribuída, que ultimamente tem movimentado bastante todo o setor elétrico!

Em oportuno, destaca-se que o 8º ForumGD, principal evento de geração distribuída da América Latina, que acontecerá nos dias 30/03 e 01/04 de forma on line.

Acesse a revista completa por meio do link:

https://issuu.com/rbsmagazine/docs/rbs_magazine_ed_38_low

O SETOR ELÉTRICO AVANÇA

Por Mauro Maia Lellis - Março 2021

Este ano será decisivo para o setor elétrico em face das medidas recentemente adotadas como a repactuação do risco hidrológico conforme regras para acordo do GSF estabelecidas na Lei n.º 14.052/2020 e mesmo com as disposições da Lei n.º 14.120/2021, que, além de reduzir os impactos das tarifas em face da Pandemia Covid 19, abordou relevantes questões setoriais como a retirada de subsídios da tarifa de energia elétrica.

E, além dessas medidas, estão em andamento outras de grande relevância, cruciais para o desenvolvimento do setor, como é o caso da Medida Provisória 1.031, que trata da privatização da Eletrobras e a votação do Projeto de Lei n° 4476/2020, que dispõe sobre a Nova Lei do Gás.

Merecem destaque também os Projetos de Lei relativos ao marco legal da Geração Distribuída, apensados ao PL n.º 5829/2019 e a modernização do Setor objeto do Projeto de Lei do Senado n.º PLS 232/2016, que na Câmara recebeu, em 10/02/2021, o n.º PL 414.

O referido Projeto, que aguarda Despacho do Presidente da Câmara dos Deputados, foi denominado de Projeto de Lei de Modernização e Abertura do Mercado de Energia Livre, demonstrando que a expansão do mercado livre mediante a redução dos limites estabelecidos para as unidades consumidoras migrarem para o mercado livre é um dos temas que terá grande repercussão no modelo setorial.

O objetivo do PL é permitir a migração de forma gradual, reduzindo-se o limite de carga que hoje é de 3MW para 2MW, de forma que até 2026 possam optar pelo mercado livre os consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 2,3 kV, sem o requisito mínimo de carga.

No tocante a esse assunto, verifica-se a retomada do modelo inaugurado na década de 1990, que previa a abertura do mercado livre a partir de 2003 (oito anos depois de publicada a Lei n.º 9.074/1995.

A abertura do mercado de energia elétrica ensejará a introdução de novas frentes de atuação no setor, com a redução do preço da energia para o consumidor, além de possibilitar a escolha pelo consumidor de fonte alternativa de energia, como no caso das fontes solar, eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.

Dessa forma, conclui-se que as medidas recentemente adotadas no setor de energia brasileiro, bem como as modificações em andamento, sinalizam pela retomada do desenvolvimento de um setor estratégico e essencial, com grandes repercussões sociais, ambientais e econômicas para o País.

Isso posto, o que se espera é que sejam observadas as tão faladas segurança jurídica e estabilidade regulatória nos marcos legais em implementação, com vistas ao aprimoramento e consolidação de um modelo consistente para o Setor Elétrico Brasileiro.

Mauro Maia Lellis Sócio-proprietário da LTSC Sociedade de Advogados, Doutor em Ciências Jurídicas e Sociais e Mestre em Engenharia de Energia pela UNIFEI e especialização em Regulação de Energia e Gás pela USP/UNIFEI/UNICAMP. Membro da Comissão de Direito e Geração Distribuída da OAB/MG

EVENTO DA COMISSÃO DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA OAB/MG

Março 2021

A recém criada Comissão de GD promoveu seu primeiro evento, em 02/03/2021, abordando o relevante tema relativo ao Processo de Revisão da Geração Distribuída e suas últimas novidades!

Coordenado pela Presidente da Comissão, Marina Meyer, pelo Vice-presidente e sócio da LTSC Advogados Marcelo Tanos Naves e pela Dra. Clarice Coutinho, sócia da LTSC Advogados e membro da comissão, o evento contou com as ilustres participações do Sr. Deputado Lafayette de Andrada e do Sr. Carlos A F Evangelista, Presidente da ABGD - Associação Brasileira de Geração Distribuída.

#geracaodistribuida #energialimpa #regulatoriodeenergia

Vídeo completo no link abaixo:

https://youtu.be/E1BEkiYW_tM

COMPARTILHAMENTO DA INFRAESTRUTURA DE ACESSO ENTRE AGENTE DE GERAÇÃO E UNIDADE MICRO OU MINIGERADORA DISTRIBUÍDA

Marcelo Tanos Naves - Fevereiro 2021

Entre unidades consumidoras, o compartilhamento de instalações e ponto de conexão é comum e encontra previsão no art. 16 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, oportunidade em que cada unidade consumidora celebra, de forma independente, Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD e Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD.

Em igual sentido, o item 7.2 da Seção 3.1 do Módulo 3 do PRODIST possibilita o compartilhamento de instalações de interesse restrito entre centrais geradoras para fins de atendimento ao critério do menor custo global, ressaltando que cada central geradora também deve celebrar Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição - CCD e Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD independentes, apesar de se tratar de um único ponto de conexão com a distribuidora.

Lado outro, o compartilhamento de instalações e ponto de conexão entre agente de geração integrante do Ambiente de Contratação Livre - ACL e unidade consumidora (integrante do ACL ou do Ambiente de Contratação Regulada - ACR) não encontra previsão no regulamento setorial.

Por intermédio da Nota Técnica nº 72/2015-SRD/SRM/ANEEL, ao analisar a possibilidade de compartilhamento da infraestrutura de acesso entre consumidor livre e Centrais Geradoras Termelétricas - UTE, as Superintendências de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD e de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM concluíram não haver diferença técnica entre a figura do autoprodutor e a forma de conexão pleiteada, mas sim – e tão somente – contratual.

Isso porque o modelo analisado por meio da supracitada Nota Técnica apenas separa comercialmente e contratualmente a central geradora da unidade consumidora, mantendo a mesma configuração elétrica de autoprodutor ou produtor independente comum. Em outras palavras, tal compartilhamento equivale à divisão de autoprodutor em 2 (dois) agentes (gerador e consumidor), não sendo necessária, portanto, alteração da conexão elétrica já existente, mas apenas da separação contratual.

A partir dessa separação, as centrais geradoras passam a ter regime de produção de energia que independe da unidade consumidora. Em função disso, os 2 (dois) novos agentes (que antes estavam unidos na forma de autoprodutor) precisam celebrar contratos (CCD e CUSD) independentes, bem como ter modelagens diferentes na CCEE, apesar da conexão em único ponto de conexão.

Em complemento, a SRD e a SRM observaram que, em se tratando de centrais geradoras outorgadas pela ANEEL, é possível a autorização para o compartilhamento de instalação com unidade consumidora por intermédio de disposição nas resoluções autorizativas das centrais geradoras. Da mesma forma, relativamente às usinas objeto de registro, é necessária a emissão de ato da ANEEL autorizando o compartilhamento e estabelecendo as condições mínimas para tanto.

Evidenciada a possibilidade de compartilhamento de instalações e ponto de conexão entre agente gerador e unidade consumidora, torna-se imperioso destacar que o entendimento manifestado pela Agência Reguladora se pauta na premissa de que, em tais casos, a unidade consumidora e a central geradora se encontram física e eletricamente indissociáveis, não sendo razoável técnica e economicamente estabelecer pontos de conexão independentes.

No que tange à geração distribuída, a SRD pontuou que, quando se tratar de central geradora anterior, que não pode aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica - SCEE de que trata a Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, implantada em momento distinto da nova usina micro ou minigeradora que se pretende implantar, não se vislumbra descumprimento das disposições constantes do § 3º do art. 4º, que veda a divisão de central geradora em unidades de menor porte para se enquadrar nos limites de potência para micro ou minigeração distribuída.

A SRD reiterou, em linha com suas orientações anteriores, que, caso seja necessário o compartilhamento da infraestrutura de acesso à distribuidora entre um agente de geração existente (destinado ao ACL) e uma unidade consumidora com micro ou minigeração instalada, será necessária autorização ou emissão de ato por parte da ANEEL.

Desta feita, cabe ao interessado a apresentação de solicitação específica à Agência Reguladora detalhando o novo arranjo e descrevendo os impactos do pretendido compartilhamento de instalações e ponto de conexão entre central geradora existente e unidade micro ou minigeradora a ser instalada.

ENTREVISTA À SOLAR TV

Tributação na Geração Distribuída por Marcelo Tanos Naves

Fevereiro 2021

A entrevista do Dr. Marcelo Tanos Naves à Solar TV, acerca da conturbada incidência do ICMS sobre a energia proveniente de unidades micro e minigeradoras distribuídas, está disponível no canal da Solar TV no Youtube:

https://youtu.be/u_WuePvG4_Y

Marcelo Tanos Naves

Advogado e Sócio-Fundador da LTSC Sociedade de Advogados, com especialização em Direito Regulatório e Direito da Energia pelo Centro de Direito Internacional. Vice-Presidente da Comissão de Direito de Geração Distribuída OAB/MG

COMPLIANCE REGULATÓRIO

Breve análise quanto aos pilares para Regulação da Geração Distribuída por Eduardo Jannuzzi Martins Oliveira

O setor elétrico brasileiro é marcado por diversas alterações legislativas e regulamentares que, em diversas ocasiões, deram causa às instabilidades setoriais e abalaram o sentimento segurança jurídica dos geradores, transmissores, distribuidores e consumidores de energia elétrica no país.

Além disso, fatores como a propensão de aumento das tarifas de eletricidade, em razão o aumento da participação da geração termelétrica na matriz energética brasileira, bem como o aperfeiçoamento de tecnologias que tornam competitivas novas fontes e novos processos de geração de energia, levaram o cenário brasileiro a abrir portar para a geração distribuída, sobretudo em sistemas de co-geração.

A Geração Distribuída foi primeiramente descrita no Decreto Lei nº 5.163/2004, que regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica. Em momento posterior, diversas Resoluções passaram a regular aspectos da geração distribuída, até que a Resolução Normativa ANEEL 482/2012 estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, entre outras providências.

De acordo com o levantamento realizado pela ABSOLAR, com base nos dados da ANEEL, A geração distribuída no Brasil teve uma alta de 77,83% no primeiro semestre de 2020 em comparação com o mesmo período do ano de 2019. Sendo assim, tendo em vista o aumento expressivo de investimentos no setor, faz-se necessária maior cautela por parte dos órgãos reguladores e legisladores.

Em razão dos acontecimentos envolvendo diversas práticas de atos ilícitos, tais como corrupção, lavagem de dinheiro, peculato, entre outros, popularizou-se, no Brasil, o termo “compliance” como ferramenta de prevenção de irregularidades e adequação de empresas à legislação aplicável a elas.

Em caráter preliminar e de forma simplificada, Debbie Troklus define compliance como “system of individuals, processes, and policies and procedures developed to ensure compliance with all applicable laws, industry regulations, and private contracts governing the actions of the organization.”

Conforme se extrai desta breve definição, o compliance está inteiramente ligado à cultura organizacional da empresa/ente, sejam eles públicos ou privados, logo, a instituição de um programa deve ser permanente, perene e flexível de acordo com as necessidades que surgirem durante sua criação e manutenção.

De acordo com Marco Cruz, “os programas de compliance têm o objetivo de fazer com que as empresas foquem em aumentar o nível de qualidade – de processos, de produtos ou serviços, de comportamento – com recursos limitados”, ainda de acordo com o autor, a implementação do programa consistiria em colocar em prática uma cultura onde a corrupção não pode ser tolerada, onde a ética sobrepõe-se aos objetivos financeiros, e onde todos se comprometem a seguir as normas de compliance, sejam elas externas (leis, decretos, portarias, etc) ou internas.

Tendo em vista este breve esclarecimento sobre compliance, é possível inferir que se trata de uma ferramenta de extrema importância no que diz respeito à gestão, seja ela empresarial ou governamental.

Nesse sentido, e com vistas a nortear o setor público no que diz respeito à regulamentação inerente à Geração de Energia, O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, editou a Resolução nº 15, de 9 de dezembro de 2020, dispondo sobre diretrizes nacionais para Políticas Públicas voltadas à Microgeração e Minigeração Distribuída no País.

As diretrizes podem ser entendidas como bases para instituição ou alteração das normas setoriais voltadas para assegurar a integridade setorial. Nesse sentido, o CNPE determinou que na formulação e implementação de políticas públicas voltadas à Microgeração e Minigeração Distribuída no País deve ser observadas as seguintes diretrizes: I - acesso não discriminatório do consumidor às redes das distribuidoras para fins de conexão de Geração Distribuída; II - segurança jurídica e regulatória, com prazos para a manutenção dos incentivos dos atuais consumidores que possuem Geração Distribuída; III - alocação dos custos de uso da rede e dos encargos previstos na legislação do Setor Elétrico, considerando os benefícios da Micro e Mini Geração Distribuída - MMGD; IV - transparência e previsibilidade nos processos de elaboração, implementação e monitoramento da política pública, com definição de agenda e prazos de revisão das regras para a Geração Distribuída; e V - gradualidade na transição das regras, com estabelecimento de estágios intermediários para o aprimoramento das regras para Microgeração e Minigeração Distribuída - MMGD.

Em outras palavras, a resolução deixa evidente a preocupação governamental relacionada a segurança jurídica e tende a incentivar o investimentos no setor, estabelecendo que o acesso ao sistema de distribuição não pode ser negado de maneira arbitrária ou discriminatória; que a alocação de custos inerentes ao sistema de distribuição deve, necessariamente, considerar os benefícios da Geração Distribuída, bem como salienta que as alterações setoriais devem ocorrer respeitando um período de transição.

Por fim, vale ressaltar que qualquer alteração à Resolução Normativa Aneel 482/2012, deve ser transparente e contar com a participação da sociedade, por meio de audiências públicas, nos termos do art. 21 do Decreto nº 2.335/1997.

Impacto da Geração Distribuída na Distribuição

Por Clarice H. Dutra Coutinho Assunção - Fev/2021

No Brasil, de acordo com o Instituto Nacional de Eficiência Energética, geração distribuída “é uma expressão usada para designar a geração elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es) independente da potência, tecnologia e fonte de energia.

O aspecto da especificação da potência é considerado por alguns autores e pela legislação brasileira, restringindo o conceito de geração distribuída, a potência considerada ou permitida para as fontes produtoras, com limites máximos pensados por doutrinadores que vão de alguns watts até 5MW.

Outro aspecto é o impacto ambiental, que para alguns autores a geração distribuída diz somente com fontes de natureza renovável, empregando-se tal parâmetro na própria conceituação do instituto.

A norma brasileira enfatiza o consumidor de forma demasiada, desenvolvendo-se normas jurídicas que se limitam a orientar e parametrizar o comportamento dos prosumers: quem pode aderir ao sistema de GD, as obrigações e seus direitos. Assim, consegue-se visualizar que o modelo regulatório é constituído, fundamentado na relação do individuo/consumidor para o sistema.

As outras normas, por outro lado com direcionamento exclusivo ao distribuidor, fornecedores das tecnologias, são meramente acessórias e instrumentais, direcionando apenas a criação de obrigações aos operadores que permitam viabilizar o desempenho do núcleo do modelo regulatório.

Em geral, o sistema elétrico carece da consideração do regulador na extensão da sua sustentabilidade ambiental ao optar pelas fontes renováveis.

Diante disso, evidencia-se que as propostas de revisão da ANEEL, foram impostas às distribuidoras para satisfazer o consumidor. Assim, não se espanta a resistência das distribuidoras frente ao segmento.

A referida contraposição se perpetua em razão do sistema regulatório permanecer sem fornecer incentivos para que esses distribuidores apoiem o projeto da geração distribuída.

A questão se conecta também com um problema essencial e mais amplo, relacionado com o sistema elétrico como um todo, que é o da concentração no distribuidor das atividades econômicas de distribuição e comercialização de energia.

Ao diminuir a demanda pelo consumo de energia, a geração distribuída confronta o interesse comercial da distribuidora, que é por si ofertado aos consumidores cativos.

Na atual situação, a geração distribuída faz o distribuidor perder dinheiro, até porque este, além de ver a sua remuneração reduzida proporcionalmente à redução da demanda por energia do sistema, tem ainda de investir em infraestrutura adequada para o suporte técnico e de pessoal das operações e à resiliência da rede de transporte.

Ultimamente as distribuidoras participam do sistema de forma bastante passiva, limitando-se, em geral, a repassar a energia recebida do transmissor ao consumidor final, o que lhes demanda pouquíssimo em termos de gerenciamento e acaba por lhes retirar a visibilidade e o controle do sistema como um todo.

Com a expansão da capacidade instalada fotovoltaica por exemplo, há a necessidade de novos investimentos na rede de distribuição. Como apresentado em Denholm et al., a difusão deste tipo de geração pode levar a problemas na manutenção da voltagem na rede de distribuição. A eletricidade deve chegar ao consumidor final dentro de uma faixa permitida e flutuações de tensão acima dos níveis permitidos podem danificar equipamentos eletrônicos.

Conforme já exposto, o expressivo incentivo aos consumidores da geração distribuída tende a causar impactos expressivos no setor elétrico, sendo importante a análise, mesmo que sistêmica, acerca dos impactos da geração distribuída.

A integração dos recursos energéticos distribuídos representa um grande desafio, não apenas do ponto de vista tecnológico, mas também econômico e político-regulatório. Figueiredo (2016) destaca que deve ser feito uma identificação dos benefícios destes recursos frente à geração centralizada, de modo que os custos de integração de sistemas de micro e minigeração à rede de distribuição não devem ser ignorados. O autor aponta que a intermitência da geração descentralizada, a necessidade de reforço e adequação de redes, a questão da capacidade de resposta da geração despachada, a qualidade do produto e a infraestrutura de medição são variáveis que precisam ser consideradas numa lógica de custo-benefício.

Usualmente, os privilégios ambientais são de tamanha motivação para se se incentivar a micro e a minigeração. De fato, seu caráter renovável e a menor necessidade de investimentos na expansão de geração e rede de transmissão, além de trazerem benefícios em termos de redução da emissão de gases poluentes (tanto gases do efeito estufa, como poluentes locais) e os danos inerentes à infraestrutura de transmissão.

Com a majoração do volume de geração distribuída, a resposta seria a de majorar proporcionalmente a extensão e a capacidade da rede, de forma justa e se atentando para o menor custo global, levando à incursão nos inúmeros custos discriminados anteriormente e à formatação de uma rede com grande capacidade para os picos de geração e demanda, mas ociosa em todos os demais períodos.

Ademais, a permissão para o distribuidor, nos casos de excedente da produção, a interrupção do fluxo de energia da capacidade da rede, excluindo, ainda que momentaneamente, alguns atores do sistema.

Em contrapartida, o ato de simplesmente aumentar a capacidade da rede ou impedir novos ingressos são opções altamente ineficientes e desalinhadas com os objetivos do setor.

Em razão disso, uma solução compatível e ideal com o novo setor é a imposição ao distribuidor um gerenciamento ativo da rede com sua programabilidade, permitindo a efetiva absorção das fontes de GD sem que isso imponha custos altos e desnecessários, tampouco a exclusão de novos geradores.

De todo modo, é preciso examinar com mais profundidade os efeitos sobre o setor elétrico. Por um lado, existem benefícios derivados de uma menor necessidade de investimentos em geração e na rede de transmissão, bem como na redução das perdas do sistema.

Há, portanto, uma diversa gama de desafios regulatórios a serem superados, sendo certo que antes do tratamento adequado das questões aqui colocadas o segmento não poderá prosperar e entregar todos os importantes benefícios prometidos pela geração distribuída.

O Condomínio Voluntário na Geração Distribuída

Mauro Maia Lellis - Fev/2021

Dentre as alterações previstas na revisão da Resolução Normativa ANEEL n° 482/2012, que trata da Geração Distribuída, destaca-se a inclusão da figura do Condomínio Civil Voluntário, que, juntamente com o consórcio e a cooperativa são formas jurídicas que podem regular as associações dos consumidores com vistas ao compartilhamento dos créditos de energia no sistema de compensação.

A possibilidade de associação dos consumidores para compartilhar a geração, bem como o empreendimento com múltiplas unidades consumidoras e de autoconsumo remoto, foi prevista na Resolução Normativa ANEEL nº 687/2015, que alterou a redação da REN 482/2012.

A geração compartilhada, a seu turno, é caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, constituída na forma de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada.

Com o intuito de facilitar essa reunião de consumidores, que reclamam por uma alternativa mais prática à constituição de consórcios e cooperativas, foi incluída, na minuta de resolução, a previsão de associação de consumidores por meio de Condomínio Voluntário, conforme consta da Consulta Pública ANEEL nº 025/2019.

Tal associação por meio do Condomínio Civil Voluntário, poderá ser formalizada por contrato de condomínio, no qual serão detalhadas as responsabilidades e obrigações dos condôminos, naquilo que não conflitar com a respectiva Convenção do Condomínio.

O condomínio voluntário é previsto nos arts. 1.314 e 1.326 do Código Civil, que estabelecem a possibilidade de cada condômino usar da coisa conforme sua destinação exercer todos os direitos compatíveis com a indivisão, sendo vedada a alteração da destinação da coisa comum, sendo que os frutos desta coisa comum deverão ser partilhados na proporção dos quinhões dos condôminos caso não haja contrário estipulação ou disposição de última vontade.

Sobre o assunto, cabe destacar que a Procuradoria Federal junto à ANEEL, por meio da Nota n. 00025/2016/PFANEEL/PGF/AGU15, manifestou entendimento de que não há óbice jurídico à adesão ao sistema de compensação por Condomínios Voluntários tratados nos supracitados artigos 1.314 e 1.326 do Código Civil.

Importante destacar que estão em tramitação Projetos de Lei com o intuito de se estabelecer o marco legal da Geração Distribuída que deverá prever, no que se refere à geração compartilhada, a associação de consumidores por meio do Condomínio Voluntário.

Nesse sentido, como se depreende do PL nº 2215/2020 e do PL nº 5.829/2019, em seus respectivos Artigos 16- C, a adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) é facultada a todos os consumidores participantes do ACR, que poderão solicitar seu enquadramento nos termos da regulamentação da ANEEL, na modalidade Geração compartilhada.

Os citados Projetos de Lei ainda conceituam essa modalidade de geração como sendo a reunião de consumidores por meio de consórcio, cooperativa ou associação voluntária entre pessoa física, pessoa jurídica, pessoa física e jurídica que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais toda ou parte da energia elétrica excedente será compensada.

Assim, a previsão legal da possibilidade da associação entre consumidores por Condomínio Voluntário simplificará a operacionalização de estruturas que reúnam os múltiplos participantes na geração distribuída compartilhada, tendo em vista a sua baixa complexidade de administração e até mesmo pela desnecessidade de aprovação de contrato na Junta Comercial.

2021

A Lei nº 23762 de 06/01/2021

Com a publicação da Lei Estadual nº 23.762 em 06/01/2021, Minas Gerais se consolida ainda mais como o principal polo de investimentos em geração distribuída no país.

Por intermédio da citada lei, denota-se que a energia proveniente de unidades consumidoras com até 5 MW, independentemente da fonte e da modalidade de geração eleitas, contarão com a isenção do ICMS!

Cabe esclarecer que, em atendimento à Lei Complementar nº 24/1975, para que a isenção passe a valer se faz necessária a ratificação da norma via convênio no âmbito do Conselho Nacional de Política Fazendária - Confaz, seguida da correspondente alteração do RICMS/MG.

Marcelo Tanos Naves

2018

A gestão das Perdas Não-Técnicas

O Comitê de Distribuição – CODI, classificou as perdas elétricas não-técnicas como a demanda ou energia consumida, porém não faturada. São perdas que englobam as perdas comerciais, como furto de energia e perdas por erros administrativos, como erros de cadastro e erros de medição.

O PRODIST define que as perdas não-técnicas são aquelas apuradas pela diferença entre as Perdas na distribuição e as Perdas Técnicas, considerando todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica.

No tocante às perdas comerciais, furto e à fraude de energia, estudo realizado pelo Instituto Acende Brasil demonstrou que 5% da energia injetada na rede, o que correspondem a 15 milhões de MWh, não foram faturados no ano de 2015.

O furto de energia é caracterizado pelo desvio direto de energia da rede elétrica, já na fraude o consumidor é registrado, mas adultera o sistema de medição, de forma que consome uma quantidade e paga por outra menor. Fato é que o consumidor regular arca com os prejuízos causados pela fraude ou furto de energia na sua tarifa.

A Light, por exemplo, estima que dos seus 4,2 milhões de clientes, cerca de 1,75 milhão, ou seja, 41,7% cometem furto de energia o que representa um aumento de 17 % da tarifa de energia (Valor Econômico, 30/06/2016).

Ocorre que constantemente decisões sobre o tema extinguem a punibilidade do infrator, por exemplo, a decisão proferida pela 9ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro:

“o medidor fraudado decorre da iniciativa do consumidor, que, talvez, sufocado pelo preço da energia elétrica, pensa, como tábua de salvação, em recorrer a esse meio incorreto, para poder continuar a utilizar-se dessa fonte, que, hoje, é necessária a própria vida. (…) Na hipótese de fraude comprovada, pode o consumidor ser compelido a pagar a diferença, apurada em perícia técnica competente, durante o período provável de ilicitude (…)”.

Sobre o tema, o Superior Tribunal de Justiça retomou o julgamento que envolve a legalidade do corte e recuperação de energia elétrica pelas distribuidoras, oportunidade em que poderá chancelar a punibilidade para o fraudador.

Para a mitigação e consequente redução das perdas não-técnicas, algumas medidas podem ser tomadas envolvendo aspectos morais, tecnológicos e sociais. Com relação à moral, a realização de campanhas de conscientização deve ser frequentemente executada, informando à população dos crimes cometidos em caso de furto ou fraude.

No aspecto tecnológico, a alteração do local de medição, o uso de medidores com difícil acesso, o uso de cabos antifurto, redes compactas, blindagens de transformadores e a modernização dos medidores eletrônicos e/ou blindados dificultam qualquer tipo de fraude e furto.

Por fim, o aspecto social deve ser realizado por meio de ações de eficientização energética, normalmente exercidas por meio de projetos como Energia Cidadã lançado pela CEMIG e as tarifas sociais de energia elétrica (TSEE).
Destaca-se que a redução das perdas não-técnicas reduzirá os custos associados às perdas, aumentará a segurança nas redes de distribuição, melhorará a qualidade da energia e, ainda, reduzirá o impacto visual e ambiental nas cidades.

Ante ao exposto, ressalta-se a necessidade de medidas para combater os furtos uma vez que causam prejuízos técnicos e econômicos para o sistema elétrico e para o consumidor honesto.

Gustavo Santiago Pires.

O REGIME DE COTAS E A DESCOTIZAÇÃO DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DA ELETROBRAS REVISÃO DO ORÇAMENTO ANUAL DA CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO – CDE / 2018

2018

O Regime de cotas e a descotização das usinas hidrelétricas da Eletrobras

Em 2012, a então Presidente Dilma Roussef editou a Medida Provisória nº. 579/2012. Na referida MP foram adotadas diversas medidas que impactaram e impactam até o presente momento o setor elétrico. Todavia, por ora trataremos, brevemente, do Regime de Cotas das usinas hidrelétricas da Eletrobras.

Em razão da MP supramencionada, algumas usinas hidrelétricas, como no caso da Eletrobras, anuíram pela renovação antecipada das suas concessões por mais 30 anos e para, e para, tanto tiveram que reduzir aceitar valores menores. Naquele momento o Governo Federal, visando uma redução de tarifa para o consumidor final, levou em consideração que as usinas já estavam praticamente amortizadas.

No que se refere à redução do preço e sua prefixação, salienta-se que foi significativo considerando que a remuneração atual cobre apenas os custos de operação e manutenção.

Cumpre esclarecer que as empresas que não aderiram à renovação antecipada, tiveram suas concessões encerradas em 2015, que posteriormente foram licitadas.

Sendo assim, o regime de cotas é o método pelo qual a energia está sendo vendida a um preço fixo e abaixo do mercado.

Dito isso, a partir de agora nos deparamos com o processo inverso, a descotização das usinas, que no presente caso, se trata das hidrelétricas da empresa Eletrobas.

Portanto, a proposta do Governo Federal é permitir que a Eletrobas venda a energia nos valores de mercado, bem como que a empresa pague um bônus à União em troca da “descotização” dessas usinas, que as tornará mais lucrativas. O valor seria pago com uma emissão de ações da companhia que ainda reduziria a participação do governo na Élétrica a uma fatia minoritária.

A respeito da descotização, a Aneel afirmou em nota emitida no site que “estabelecer um novo regime comercial, em que o preço será estabelecido livremente, tem um efeito perverso sobre o custo da energia suportado por esses consumidores… a eventual descontratação da energia proveniente das cotas causará impacto significativo às tarifas”.

Sendo assim, a Agência Reguladora prevê um aumento significativo nas tarifas, considerando a livre negociação das empresas com a descotização das usinas hidrelétricas.

Enfim, nota-se que a privatização – assunto que será tratado em momento oportuno– das usinas da Eletrobras está sendo vinculada a sua descotização o que não deveria ser atrelado, já que o próprio Governo Federal apresentou proposta condicional para tal ato, comprovando assim, a independência entre os institutos.

Clarice H. Dutra Coutinho

Agência Reguladora aprova Abertura de Audiência Pública para Revisão Tarifária Periódica da Cemig Distribuição S.A.A gestão das Perdas Não-Técnicas

Informações do Setor Elétrico

Recente decisão judicial sobre a inversão de fluxo

INVERSÃO DE FLUXO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: O NOVO TERROR DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

STF DECIDE RETOMAR INCLUSÃO DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO / TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E ENCARGOS SETORIAIS NA BASE DE CÁLCULO DO ICMS

ANEEL PRORROGA NOVA CLASSIFICAÇÃO DE COMERCIALIZADORAS PARA 2024

PRAZO E VIGÊNCIA

I

INVERSÃO DE FLUXO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: O NOVO TERROR DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

STF DECIDE RETOMAR INCLUSÃO DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO / TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E ENCARGOS SETORIAIS NA BASE DE CÁLCULO DO ICMS

ANEEL PRORROGA NOVA CLASSIFICAÇÃODE COMERCIALIZADORAS PARA 2024

PRAZO E VIGÊNCIA

PROGRAMA DE ENERGIA RENOVÁVEL SOCIAL – PERS

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

PROCEDIMENTOS A SEREM ADOTADOS PELAS DISTRIBUIDORAS EM CASOS DE RECEBIMENTO IRREGULAR DE BENEFÍCIO ASSOCIADO AO SISTEMA DE COMPENSAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – SCEE

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

SISTEMA DE COMPENSAÇÃO E REGRAS DE

FATUAMENTO PARA GD I, II E III

SUSPENSÃO DE PRAZO PARA EMISSÃO DE PARECER DE ACESSO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

TRANSFERÊNCIA DE EXCEDENTES DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE PERMISSIONÁRIOS E CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

DESTINAÇÃO DE EXCEDENTES E CRÉDITOS

DE ENERGIA ELÉTRICA

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

TRANSFERÊNCIA DE EXCEDENTES DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE PERMISSIONÁRIOS E CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

CRÉDITOS E

CUSTO DE DISPONIBILIDADE

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

CÁLCULO DA PARTICIPAÇÃO FINANCEIRA DO

MICRO E MINIGERADOR DISTRIBUÍDO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

PRAZO PARA CORREÇÃO DE VÍCIO SANÁVEL E/OU COMPLEMENTO DE DOCUMENTAÇÃO REFERENTE À SOLICITAÇÃO DE ACESSO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

OPÇÃO DE FATURAMENTO

PELO GRUPO B

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

SISTEMAS DE MEDIÇÃO

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

UMA SÉRIE DE INFORMATIVOS ACERCA DA REN 1059/23 ANEEL

INFORMATIVOS DO SETOR

uMA sÉRIE de informativos acerca da REN 1059/23 ANEEL

Informativo 1: Formas de Associação para Geração Compartilhada

MEMORANDO Nº 39.2023– ANEEL

Notícia do setor - 06.02.23

Solicitação de Apreciação / Procuradoria Federal

VENDA DE EXCEDENTES NA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

E SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA

Por MARCELO TANOS

Conforme se infere da Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, vale destacar que a SRM promoveu alterações no texto original da minuta de Resolução Normativa, bem como relevantes esclarecimentos sobre o tema em debate, o que será topicamente abordado a seguir.

A. Venda de Excedentes decorrentes do Regime de Microgeração e Minigeração Distribuída – MMGD & Participação no Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE

No entanto, por meio do parágrafo §11 do art. 90 da aludida minuta, vislumbrava-se possibilidade de exceção para uma compensação exclusiva das cargas de consumo local no instante da geração:

§ 11 O consumidor detentor de MMGD que optar pela venda do excedente, de que trata o inciso III, não poderá utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), exceto a compensação exclusiva de suas cargas no instante da geração. (grifos nossos)

§11 O consumidor detentor de MMGD que optar pela venda do excedente, de que trata o inciso III, não poderá utilizar o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). (grifos nossos)

B. Divulgação de Chamadas Públicas

C. Opção de Compra de Energia de MMG como Contrato de Geração Distribuída – CGD

Por meio da Nota Técnica nº 162/2022-SRM/ANEEL, a SRM esclarece que, nos termos do art. 24 da Lei nº 14.300/2022, a distribuidora não será obrigada a realizar a chamada de credenciamento se não tiver interesse de contratar energia de chamada pública:

Portanto, a distribuidora, apenas quando entender conveniente tal contratação, realizará uma chamada pública para a aquisição da energia, que deverá ser precedida de chamadas para credenciamento dos interessados em comercializar o excedente de energia.

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