A ANEEL aperta o cerco: CP 009/2026 mira ampliações irregulares
Em 22 de abril de 2026, a ANEEL abriu a Consulta Pública CP 009/2026, com prazo para contribuições até 6 de junho. O alvo são as ampliações irregulares de potência em usinas de geração distribuída — prática que, segundo estimativas do ONS, pode representar até 14 GW de capacidade não declarada, o equivalente a uma usina de Itaipu inteira operando fora do radar regulatório.
O diretor-geral Sandoval Feitosa foi direto: classificou as ampliações irregulares como "casos de polícia", com possibilidade de responsabilização civil e criminal. A proposta permite que distribuidoras realizem auditorias compulsórias em 60 dias e neguem novas conexões quando houver inviabilidade técnica comprovada na rede. Também prevê cobrança pelo uso adicional da rede causado por essas ampliações.
Por que isso importa: o problema não é teórico. Uma usina que declara 500 kW mas opera com 800 kW injeta fluxo não contratado na rede, gerando sobretensões, sobrecarga em transformadores e fluxos reversos que o planejamento da distribuidora não previu. Para quem opera GD compartilhada dentro da regra, o risco é duplo: a rede fica menos confiável, e a regulação mais dura afeta todos os novos projetos.
Agenda Regulatória 2026-2027: o que vem por aí
A Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2026-2027, aprovada em dezembro de 2025, tem 91 temas estratégicos, com 32 normatizações previstas para 2026. Três temas afetam diretamente a GD:
Modernização tarifária com tarifas horárias para baixa tensão. A proposta de introduzir sinal horário na tarifa do grupo B (consumidores residenciais e pequenos comerciais) muda a equação econômica da GD. Se a energia injetada ao meio-dia vale menos que a consumida à noite, o modelo de compensação atual perde eficiência. A discussão está em estágio inicial, mas o impacto potencial é grande.
Critérios operativos para curtailment de GD. A ANEEL discute incluir a geração distribuída no mecanismo de corte de geração, hoje restrito a grandes usinas centralizadas. O motivo é o excesso de geração solar no horário do meio-dia, que já pressiona a operação do sistema em algumas regiões. Para usinas de GD compartilhada, a possibilidade de ter a geração cortada em momentos de pico solar representa perda de receita que precisa ser precificada nos contratos.
Observabilidade e controle de recursos distribuídos. A ANEEL quer que distribuidoras tenham visibilidade em tempo real da geração injetada na rede por GD. Hoje, grande parte dessa geração é "invisível" para o operador. A exigência de telemetria e sistemas de supervisão deve avançar, especialmente para usinas acima de 500 kW.
O que ficou para 2027: a valoração dos custos e benefícios da MMGD
A metodologia de valoração dos custos e benefícios da micro e minigeração distribuída, tema central da Lei 14.300/2022, foi postergada para 2027. O motivo é a complexidade técnica e as divergências entre agentes — distribuidoras, geradores, consumidores e associações como a Absolar têm visões opostas sobre como calcular os impactos da GD no sistema.
Esse estudo é o que vai embasar as regras definitivas de compensação após 2028, quando termina o cronograma de escalonamento do Fio B para a GD II. Enquanto não sai, o mercado opera com a regra de transição: em 2026, o Fio B já está em 60% para sistemas novos, subindo para 75% em 2027 e 90% em 2028. Depois disso, o que vier dependerá desse estudo.
Créditos expirados: reversão à modicidade tarifária
Outra proposta em discussão na ANEEL, via Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado (SFF), é o tratamento contábil padronizado para créditos de GD expirados — aqueles que completam 60 meses sem uso. A proposta prevê a reversão desses créditos à modicidade tarifária, ou seja, o valor volta ao sistema para beneficiar todos os consumidores.
Na prática, o volume de créditos expirados ainda é pequeno — o SCEE tem pouco mais de uma década de operação —, mas a padronização evita que cada distribuidora trate o tema de forma diferente, o que já gera insegurança jurídica para geradores com múltiplas usinas.
A REN 1.114/2025 e o impacto no cálculo tarifário
Desde 2025, a Resolução Normativa nº 1.114/2025 já considera a energia injetada pela MMGD no cálculo da energia requerida pelas distribuidoras nos processos tarifários. Isso significa que a GD já está incorporada nos modelos de planejamento das distribuidoras — e, portanto, nos reajustes tarifários.
O impacto prático apareceu na revisão tarifária da Copel em abril de 2026, com proposta inicial de aumento médio de 19,20%. Entre os fatores que pressionaram a tarifa estão os encargos setoriais, incluindo a CDE Uso, que passou a incorporar os custos da CDE GD após a Lei 15.269/2025 (reforma do setor elétrico). Na prática, os subsídios da GD estão sendo rateados por todos os consumidores — cativos e livres —, o que muda a dinâmica de custos para quem opera GD compartilhada.
Leitura da OpenGD
A CP 009/2026 é necessária e tardia. Ampliações irregulares prejudicam quem opera dentro da regra, sobrecarregam a rede e alimentam o discurso de que a GD é um problema para o sistema. A auditoria compulsória em 60 dias é um instrumento razoável, desde que aplicada com critério técnico e não como ferramenta para distribuidoras travarem conexões legítimas.
O ponto de atenção é o curtailment de GD. Se aprovado sem contrapartidas claras — como compensação pelo corte ou prioridade na injeção para usinas com telemetria —, o mecanismo pode inviabilizar economicamente projetos de GD compartilhada que dependem de previsibilidade de geração. A discussão precisa incluir quem paga a conta quando a ANEEL mandar desligar os inversores ao meio-dia.
A postergação da valoração dos custos e benefícios da MMGD para 2027 é um sinal de que o tema é espinhoso demais para o calendário eleitoral de 2026. O mercado vai operar mais um ano com regras de transição — e com o Fio B em 60%, a economia da GD continua real, mas exige cálculo preciso e transparência na proposta comercial.