Geração à revelia: o que a ANEEL apurou e o risco real para o integrador

Durante anos, ampliar um sistema fotovoltaico sem pedir novo parecer de acesso foi uma irregularidade tolerada por inércia. Em 2026 isso acabou. A ANEEL cobrou providências de 50 distribuidoras, fixou prazo de auditoria e chamou a prática de caso de polícia. As distribuidoras responderam com satélite, drone e mais de 22 mil inspeções. Em 59% delas, acharam irregularidade.

Se você é integrador, provavelmente já ouviu a frase: “coloca mais uns painéis aí que ninguém vê”. Talvez tenha ouvido do cliente. Talvez de um colega. Talvez tenha atendido a um pedido desses achando que era inofensivo, porque o inversor era o mesmo e a potência injetada não mudava.

A partir deste ano, essa conta chegou. E ela não chega só para o cliente.

O que é geração à revelia

Geração à revelia é qualquer situação em que uma central geradora conectada à rede opera com características diferentes das que constam no projeto aprovado pela distribuidora, sem que a alteração tenha sido comunicada e autorizada formalmente.

O termo não é jargão de mercado. É a expressão que a ANEEL passou a usar nos seus documentos oficiais, e isso importa: quando o regulador nomeia uma prática, ele está preparando o tratamento dela.

Os casos mais comuns:

• Acréscimo de módulos fotovoltaicos além do que foi aprovado, com ou sem troca de inversor
• Substituição do inversor por modelo de maior potência sem atualização cadastral
• Inclusão de novas strings no sistema existente
• Alteração do diagrama elétrico original sem comunicação formal
• Inclusão de baterias conectadas à rede sem registro

O que a ANEEL cobrou das distribuidoras em 2026

A mudança não começou com uma resolução nova. Começou com cobrança.

Em fevereiro de 2026, a diretoria da ANEEL acionou a Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica para levantar, junto às distribuidoras, quais medidas estavam sendo implementadas contra alterações irregulares em centrais de micro e minigeração distribuída. O recado interno era direto: as normas vigentes já permitem que as concessionárias atuem. A pergunta era por que não estavam atuando.

A cobrança se materializou no Ofício Circular nº 12/2026-SFT, que exigiu de 50 distribuidoras informações sobre identificação e tratamento da geração à revelia.

Em 22 de abril de 2026, a diretoria aprovou por unanimidade a abertura da Consulta Pública nº 009/2026 e, como medida complementar de caráter emergencial, fixou prazo de 60 dias para que as distribuidoras auditassem casos potenciais de aumento de potência sem autorização, com prioridade para a minigeração e para os casos de maior discrepância entre o cadastrado e o real.

Na mesma reunião, o diretor-geral Sandoval Feitosa classificou as alterações técnicas não autorizadas como casos de polícia, a serem duramente penalizados, e afirmou que a agência trabalharia a regulação para buscar responsabilização civil dos agentes envolvidos.

O que motivou tudo isso foi um relatório do Operador Nacional do Sistema Elétrico apontando alterações no perfil de carga associadas a geração distribuída não registrada. A estimativa do ONS: entre 11,8 GW e 14,6 GW de potência não contabilizada. Para dimensionar, isso se aproxima da capacidade instalada de Itaipu.

Não é uma agência incomodada com meia dúzia de casos. É uma agência que perdeu a conta de uma Itaipu.

Os números da Nota Técnica 107/2026

Em junho de 2026, a ANEEL publicou a Nota Técnica nº 107/2026-SFT, consolidando as respostas das distribuidoras ao ofício circular. É o retrato mais completo que existe hoje da fiscalização em curso.

Os dados consolidados vêm dos grupos Cemig-D, CPFL, Energisa e Neoenergia. A CPFL reportou taxa de irregularidade próxima de 81% nos seus processos de fiscalização.

Vale ler o número de novo, devagar: de cada dez sistemas inspecionados, seis estavam irregulares. Na CPFL, oito.

Esses percentuais não significam que 59% de todos os sistemas do Brasil estejam irregulares. As distribuidoras não sorteiam telhados: elas selecionam previamente os casos suspeitos por modelo analítico e só então inspecionam. O que o número revela é outra coisa, igualmente séria: quando a distribuidora resolve olhar para um sistema, ela acerta o alvo em quase seis de cada dez tentativas. A triagem funciona.

A potência irregular efetivamente identificada até agora foi de aproximadamente 88 MW, cerca de 0,31% do total de MMGD registrado. É pouco, e a própria ANEEL diz o motivo: esses números refletem apenas a etapa inicial. Nem todas as distribuidoras dos grandes grupos iniciaram programas estruturados. A fiscalização está começando, não terminando.

Como as distribuidoras estão descobrindo

A Nota Técnica documenta o aparato em uso. Não é fiscal batendo palma no portão.

Modelos analíticos sobre os dados do medidor

A distribuidora compara a geração observada no medidor com a geração esperada para a potência cadastrada. Desvio sistemático para cima sinaliza capacidade instalada maior do que a registrada. Esse é o filtro que seleciona quem vai receber visita. Ele roda sozinho, sobre dados que a distribuidora já tem, e não custa nada.

Imagens de satélite

Contagem de módulos no telhado, comparando a configuração atual com o layout do projeto aprovado. É o método que mais tem produzido autuação, porque compara duas imagens de datas diferentes e mostra a diferença. Um telhado não tem como não ser fotografado.

Drones

Para áreas de difícil acesso ou instalações de maior porte, onde a resolução de satélite não basta.

Inspeção presencial com TOI

Confirmada a suspeita, vem a inspeção com emissão de Termo de Ocorrência e Inspeção e prazo de adequação.

Na Bahia, quem fiscaliza é a campeã nacional

Há um detalhe que fecha qualquer defesa baseada em desconhecimento: a própria Neoenergia publica a lista de consequências no site institucional da distribuidora na Bahia, na página de geração distribuída. Está escrito, em texto aberto, que alterar as características do sistema de geração sem autorização prévia pode trazer:

• Desconexão do sistema da rede elétrica
• Perda do enquadramento como GD I da unidade geradora e dos créditos de energia
• Refaturamento da unidade geradora e das beneficiárias, desconsiderando as compensações de energia realizadas
• Risco à segurança da rede e dos equipamentos
• Risco à segurança de terceiros

Repare no terceiro item, porque ele é o mais caro e o menos comentado: o refaturamento não atinge só a unidade geradora. Atinge as beneficiárias. Se o cliente tem autoconsumo remoto e distribui créditos para a casa da mãe, a loja e o sítio, todas as unidades entram no recálculo. Um sistema irregular contamina o rateio inteiro.

O mito do mesmo inversor

Este é o argumento mais repetido do setor, e é o que mais tem custado benefício GD I:

“Só acrescentei módulos. O inversor é o mesmo. A potência injetada na rede não aumentou. Tecnicamente, para a rede, nada mudou.”

Do ponto de vista da física, o raciocínio se sustenta. O inversor limita a saída em corrente alternada independentemente de quantos módulos existam no lado de corrente contínua. Se ele já operava em sobredimensionamento, acrescentar módulos aumenta o fator CC/CA e o tempo de clipping, mas não eleva o pico injetado.

O problema é que a distribuidora não avalia apenas o que é injetado. Ela avalia a configuração física da central em relação ao projeto aprovado. Se o número de módulos no telhado difere do registro, há divergência cadastral. E divergência cadastral não autorizada é geração à revelia, ponto.

Há caso documentado exatamente nessa configuração. Um cliente acrescentou módulos mantendo o mesmo inversor; a potência injetada permaneceu dentro dos limites do equipamento. A Energisa conduziu inspeção comparando imagens de satélite entre a data do projeto aprovado e o estado atual, identificou o acréscimo de módulos e emitiu laudo classificando a situação como alteração das características originais sem autorização. O cliente perdeu a classificação GD I.

A Nota Técnica 107/2026 reconhece que o overpaneling é uma zona cinzenta e que há discussão sobre como caracterizar a irregularidade quando a potência injetada não aumentou. Isso é verdade e precisa ser dito com honestidade.

Mas tirar disso a conclusão de que há segurança é ler errado. Ambiguidade regulatória não é proteção. É litígio. A distribuidora autua, a energia é excluída do sistema de compensação, o cliente é refaturado, e o ônus de contestar recai sobre o proprietário. Ele terá que provar sua tese, com advogado e laudo, contra uma concessionária, enquanto a conta já chegou. Ganhar essa discussão dois anos depois não é o mesmo que não tê-la.

O que o integrador perde nisso

É tentador tratar o assunto como problema do cliente. Não é.

O telefone que toca é o seu. O cliente autuado não vai ligar para a ANEEL nem para a distribuidora. Vai ligar para quem instalou. E a pergunta vai ser por que você não avisou.

Responsabilização civil está na mesa. O diretor-geral da ANEEL afirmou publicamente que a agência trabalharia a regulação buscando responsabilização civil dos agentes. Quem executou a ampliação sabendo que ela exigia novo parecer é agente.

O prejuízo do cliente tem tamanho. Perder o GD I significa deixar de ter as condições do modelo antigo de compensação, sem as tarifas de uso da rede introduzidas pela Lei 14.300/2022, por um prazo que ia até 2045. Trocar isso pela economia de um processo de homologação é uma das piores trocas possíveis em energia solar. E quem propôs a troca, na cabeça do cliente, foi o integrador.

A carteira herdada é um passivo. Quem compra base de clientes, assume O&M de terceiros ou faz manutenção em sistema que não instalou pode estar sentado sobre irregularidades que nem sabe que existem. A inspeção não pergunta quem instalou.

A janela: regularizar antes ou ser encontrado depois

Este é o cerne prático do assunto. A irregularidade é a mesma nos dois cenários. O desfecho, não.

Aspecto	Quem regulariza por iniciativa própria	Quem é encontrado na inspeção
Cronograma	Você controla. Planeja com o cliente, orça, executa.	TOI com prazo de adequação definido pela distribuidora, sem negociação.
Faturamento passado	Histórico de geração sem questionamento retroativo.	Energia injetada à revelia pode ser desconsiderada do SCEE, com refaturamento da diferença. As distribuidoras podem revisar até 36 ciclos, o equivalente a 3 anos de faturas.
Benefício GD I	Preservável se a alteração for formalizada corretamente.	Perda em grande parte dos casos. Foram 7.781 remoções só na Neoenergia.
Fornecimento	Sistema operando normalmente durante o processo.	Suspensão da geração em caso de não adequação no prazo.
Seguro	Cobertura válida. Seguradora exige projeto e responsabilidade técnica atualizados.	Sinistro em sistema divergente do projeto é recusa provável.
Relação com o cliente	Você chegou antes com a solução.	Você é quem instalou.

Há um detalhe na proposta em consulta pública que merece atenção: ela prevê dar mais discricionariedade à distribuidora para suspender a unidade de geração sem desligar o consumo da unidade consumidora. Traduzindo o efeito prático: hoje, desligar um cliente é medida pesada, com custo político e risco jurídico para a concessionária, o que na prática funciona como freio. Se ela puder desligar só a geração, mantendo a casa com luz, o freio some. A medida fica barata de aplicar. E o que é barato de aplicar, aplica-se em escala.

Os cinco passos da regularização

Os três pontos onde o processo trava

• O parecer original desapareceu. Cliente antigo, integrador que fechou as portas, e-mail perdido. Sem o documento base, não há como dimensionar o desvio. Recuperar o histórico junto à distribuidora é a primeira etapa real e costuma ser a mais demorada.
• O sistema com direito adquirido. Ampliar um GD I exige análise caso a caso antes de qualquer protocolo. Protocolar errado pode ser o que efetivamente derruba o benefício. Este é o cenário em que não se improvisa.
• O rito varia por distribuidora. A regra federal é uma. A exigência documental, o canal de protocolo e a interpretação de cada analista, não. Quem só conhece o processo de uma concessionária descobre isso da forma cara.

O que ainda vai mudar

A Consulta Pública 009/2026 recebeu contribuições entre 23 de abril e 6 de junho de 2026. O resultado ainda não foi consolidado em resolução até a publicação deste artigo. As medidas em discussão incluem a exclusão do sistema de compensação, a cobrança retroativa e a suspensão da geração em casos graves.

É importante entender a natureza dos documentos citados aqui, para não superdimensionar o susto:

Essa distinção não diminui o risco. Aumenta. Uma regra nova viria com prazo de adaptação e vacância. A regra antiga sendo finalmente aplicada não vem com nada disso. Ela vale desde sempre, e alcança o que já foi feito.

Há também um ponto de mérito que o setor levanta com razão: parte da confusão nasceu da própria demora do regulador e das distribuidoras em coibir a prática. Muito integrador ampliou sistema de boa-fé, seguindo o que era prática corrente e tolerada, sem qualquer intenção de burlar. Isso explica o passado. Não protege o presente. E é exatamente por isso que quem tem caso aberto na carteira deveria resolvê-lo agora, enquanto a regularização voluntária ainda é uma escolha.

Somos uma empresa de engenharia dedicada exclusivamente ao integrador. Não vendemos sistema, não disputamos o seu cliente e não aparecemos para ele. Cuidamos da parte que trava o seu caixa enquanto você vende e instala.

Para quem trabalha com volume, o programa de fidelidade reconhece a parceria: a cada 10 homologações aprovadas em 6 meses, a 11ª sai apenas pelo custo da TRT.

Artigo publicado em julho de 2026, com base na Nota Técnica nº 107/2026-SFT/ANEEL, no Ofício Circular nº 12/2026-SFT/ANEEL, na Consulta Pública nº 009/2026, na Resolução Normativa nº 1.000/2021 e na Lei nº 14.300/2022. A Consulta Pública 009/2026 encerrou o prazo de contribuições em 6 de junho de 2026 e seu resultado ainda não havia sido consolidado em resolução na data desta publicação. O caso de perda de GD I por acréscimo de módulos sem troca de inversor foi reportado publicamente por Burtet Engenharia em atendimento na área de concessão da Energisa. Os procedimentos de regularização variam conforme a distribuidora. Este conteúdo tem caráter informativo e não substitui a análise técnica do caso concreto.