Injeção de energia irregular sem anuência da distribuidora ameaça a estabilidade do SIN e impulsiona a revisão de regras de compensação na Aneel
A injeção irregular de excedentes elétricos na rede de distribuição paranaense tomou proporções que acendem o alerta de engenharia e regulação no setor elétrico nacional. Mapeamentos operacionais realizados pela Copel demonstraram que o volume de micro e minigeração distribuída (MMGD) injetado à revelia na rede da concessionária alcançou 25,4 MWh ao longo de 2025. O montante equivale ao consumo diário de um município de pequeno porte com até 7 mil habitantes.
Essa carga invisível provém de unidades consumidoras que expandiram seus arranjos fotovoltaicos e a potência nominal de inversores sem submeter o projeto de ampliação à anuência e ao parecer de acesso da distribuidora. A prática infringe tanto a legislação federal de fomento às fontes renováveis quanto os procedimentos de rede estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Ao detalhar a estratégia da concessionária para mitigar as consequências técnicas decorrentes do fluxo reverso não planejado nas subestações, o superintendente Comercial da Copel Distribuição, Breno Castro, pontua: “A Copel trabalha permanentemente para coibir o uso indevido do benefício da GD e prevenir sobretensão e danos à rede por energia excedente.”
No primeiro semestre de 2026, as ações de fiscalização e varredura de dados de medição da companhia conseguiram barrar a entrada de 12 MWh não declarados. O avanço dessas intervenções ocorre de forma paralela às discussões institucionais da Consulta Pública 009/2026, aberta em abril pela agência reguladora para aprimorar o tratamento de excedentes e conferir maior flexibilidade operativa à Rede de Distribuição perante o avanço da geração intermitente.
Crescimento exponencial e a liderança do Paraná em MMGD
O controle do fluxo de energia tornou-se complexo devido à magnitude do parque gerador descentralizado no estado. Atualmente, o Paraná contabiliza cerca de 300 mil conexões de micro e minigeração, predominantemente solares, que totalizam 4,5 GW de capacidade instalada de geração de energia. O volume de energia injetado a partir desses sistemas experimentou uma expansão de 1.200% em cinco anos, saltando do patamar de 333,4 MW em 2020 para os atuais 4,5 GW.
A penetração da tecnologia no mercado consumidor paranaense é destacada por Breno Castro: “Em número de beneficiários da geração distribuída, o Paraná é líder no Brasil.”
Entre o encerramento de 2020 e junho de 2026, a base de consumidores paranaenses que usufruem do modelo de compensação saltou de 55 mil para 677 mil contas de energia, patamar que já representa 13% de todo o portfólio de clientes atendidos pela Copel.
Fraude regulatória foca na blindagem de isenções do Fio B
A motivação por trás das ampliações clandestinas de potência envolve uma estratégia de evasão tarifária regulatória. O Marco Legal da GD (Lei Federal 14.300/2022) estipulou que os sistemas protocolados até janeiro de 2023 se enquadram na categoria GD I, garantindo direito adquirido à compensação integral de créditos sem a incidência da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD Fio B) até 2045. Por outro lado, novas conexões (GD II) sofrem a cobrança escalonada pelo uso da infraestrutura de rede.
Proprietários de sistemas sob as regras da GD I têm expandido a capacidade de geração de suas plantas à revelia da Copel para usufruir da isenção tarifária antiga sobre a nova potência instalada. A manobra quebra a isonomia setorial, uma vez que os custos operacionais da rede evadidos são transferidos para os consumidores cativos tradicionais por meio dos subsídios cruzados alocados na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
O chefe da divisão comercial da distribuidora reitera a gravidade e as sanções punitivas atreladas à desconformidade técnica: “Além de representar um risco, a implantação à revelia é fraude e prejudica a todos os clientes. Pela geração e a injeção de energia não declaradas o cliente perde o benefício da GD I, conforme previsto na resolução normativa 1.000/2021 da Aneel.”
Após a comprovação da irregularidade pelas equipes de fiscalização em campo e auditorias de curvas de carga, a distribuidora inicia o rito de refaturamento. Toda a energia injetada no período irregular é desconsiderada para fins de compensação de créditos, sendo gerada uma fatura compensatória baseada nas tarifas cheias. Como penalidade máxima, a unidade perde o direito adquirido ao regime de GD I.
Riscos operativos: Da sobretensão rural à cegueira do ONS
A conexão de inversores acima do limite técnico estabelecido no projeto original altera o perfil de tensão dos circuitos e compromete os sistemas de proteção da rede. A desconformidade técnica gera um risco direto de curtos-circuitos, avarias em transformadores da concessionária e queima de eletrodomésticos de consumidores adjacentes.
As perturbações sistêmicas provocadas por esse excedente oculto são dimensionadas por Breno Castro: “Aos clientes, o excedente de energia para além da capacidade da rede projetada causa oscilações e quedas de energia o que traz grandes prejuízos, principalmente em áreas rurais.”
Além dos gargalos locais na baixa e média tensão, a proliferação da geração não declarada afeta a previsibilidade do despacho do Sistema Interligado Nacional (SIN). O avanço da geração à revelia impede que o operador nacional trace o perfil real de carga das subestações e planeje a rampa de atendimento à demanda de pico nos momentos de perda natural da geração solar.
Ao detalhar as ramificações sistêmicas da perda de rastreabilidade do fluxo de potência, Castro conclui: “Ao ONS, Operador Nacional do Sistema, a energia não declarada não dá a visibilidade da carga real representando um risco técnico à segurança energética quando da necessidade do despacho de energia para atender à demanda de pico na ausência de produção solar.”
