Honduras está consolidando um marco regulatório que permite aos usuários residenciais e comerciais produzir eletricidade renovável para autoconsumo, incorporar sistemas de armazenamento e injetar o excedente na rede de distribuição. A regulamentação, atualizada em 2025, também estabelece como essa energia será valorizada e os requisitos que cada instalação deve atender antes de se conectar à rede.
Uma das principais mudanças é a inclusão explícita de baterias na Norma Técnica para Usuários Residenciais e Comerciais Autogeradores da Comissão Reguladora de Energia Elétrica (CREE). " Os usuários autogeradores podem usar Sistemas de Armazenamento de Energia para armazenar o excedente de energia produzido por seus equipamentos de geração ", afirma o documento.
A modificação foi aprovada por meio do Acordo CREE-07-2025 , emitido em 27 de janeiro e publicado em 10 de abril de 2025. O acordo regulamenta a conexão, a operação e o controle de equipamentos de energia renovável e Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) localizados nas instalações de consumidores que buscam suprir toda ou parte de sua demanda.
O âmbito de aplicação vai além do autoconsumo residencial tradicional. A regulamentação também inclui projetos comerciais de média tensão e instalações com potência superior a 1 MW , criando assim uma área de interesse para indústrias, empresas e outros grandes consumidores que consideram a geração distribuída combinada com o armazenamento de energia.
O CREE divide os autoprodutores em três categorias . O Tipo A inclui todos os usuários residenciais e comerciais conectados em baixa tensão; o Tipo B são os usuários comerciais em média tensão com geração igual ou inferior a 1 MW ; e o Tipo C corresponde aos usuários comerciais em média tensão cuja capacidade instalada excede esse limite.
Essa classificação determina os estudos elétricos, os requisitos documentais e os prazos que cada projeto deve cumprir antes de obter autorização para operar em paralelo com a rede.
Antes de solicitar uma ligação, as normas visam proporcionar maior visibilidade da capacidade disponível dos sistemas de distribuição. As empresas serão obrigadas a fornecer informações técnicas para que as partes interessadas possam avaliar previamente se existem restrições no local onde pretendem instalar as unidades de geração.
“As informações em questão serão públicas, gratuitas e deverão ser atualizadas a cada seis meses ”, estipula o regulamento. Entre os dados sugeridos estão circuitos de média tensão, capacidade e tensão nominal dos transformadores, demandas mínimas e máximas dos últimos 12 meses e geração distribuída já em operação ou com pedidos de acesso pendentes.
Este mecanismo incorpora as condições de infraestrutura como variável central para os investimentos. A disponibilidade do recurso renovável não determinará, por si só, a escala de uma instalação, uma vez que a capacidade do circuito e o impacto de novas injeções também influenciarão a potência de saída autorizada.
Após o envio da documentação, os distribuidores terão 10 dias úteis para responder aos usuários do tipo A e 15 dias úteis para os tipos B e C. A resposta poderá aprovar ou rejeitar a iniciativa, sendo que qualquer rejeição deverá ser tecnicamente justificada.
Caso a solicitação contenha inconsistências, o usuário terá 10 dias úteis para corrigi-las . O envio de nova documentação reiniciará o período de avaliação do distribuidor, enquanto a não correção das inconsistências invalidará o processo e exigirá o reinício do procedimento.
A autorização também não será por tempo indeterminado. Os projetos dos tipos A e B terão 90 dias corridos para concluir a conexão , enquanto que, para os projetos do tipo C, a validade poderá ser prorrogada por até seis meses, quando forem necessárias expansões ou ajustes na rede.
Em termos de documentação, o pedido deve detalhar a tecnologia, o número de unidades, a capacidade instalada, a produção estimada e a data de início prevista . Caso haja armazenamento envolvido, a potência em kW e a capacidade energética em kWh também devem ser especificadas.
Para os tipos B e C, aplicam-se requisitos técnicos adicionais. Os regulamentos exigem documentação do responsável pelo projeto e montagem, certificações profissionais, um diagrama unifilar e certificados aplicáveis aos principais componentes , incluindo as normas IEC para instalações fotovoltaicas.
Os projetos do tipo B estarão sujeitos a uma análise da capacidade nominal do circuito, da geração distribuída acumulada e da contribuição para as correntes de curto-circuito . A avaliação deve incluir tanto os equipamentos existentes quanto os equipamentos associados a licenças ainda válidas.
Neste ponto, as baterias voltam a ser um fator técnico. Para calcular o efeito em curtos-circuitos, as normas estabelecem diferentes fatores dependendo da tecnologia e atribuem um fator de contribuição de um para equipamentos com inversores e sistemas de armazenamento , em comparação com seis para equipamentos assíncronos e oito para equipamentos síncronos.
Para usuários do tipo C, o requisito se estende a estudos de fluxo de potência, curto-circuito e coordenação de proteção . Essas análises devem verificar, entre outros aspectos, se os condutores não estão sobrecarregados, se os perfis de tensão permanecem dentro dos limites operacionais e se os sistemas de proteção mantêm a seletividade e a velocidade.
Caso a instalação cause perdas adicionais, problemas de qualidade ou impactos incompatíveis com a infraestrutura, a distribuidora deverá identificar as obras corretivas e determinar a capacidade máxima que poderá ser conectada sem causar esse impacto .
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Dessa forma, a potência solicitada é determinada pelo comportamento elétrico do circuito. Quando forem necessários investimentos para tornar a conexão tecnicamente viável, o autoprodutor poderá decidir se implementa as ações corretivas correspondentes.
A segunda área de interesse para o mercado reside nas operações comerciais. Antes do início da geração, as distribuidoras devem instalar um medidor bidirecional capaz de distinguir entre a eletricidade retirada da rede e a eletricidade injetada pelo usuário.
O regulamento estabelece um prazo máximo de 15 dias para a instalação deste equipamento, que deve registar separadamente os valores de energia e potência injetados e retirados por cada autoprodutor.
Caso a distribuidora não possua o dispositivo, o usuário poderá providenciá-lo por conta própria, em conformidade com o Regulamento do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica. Além disso, os tipos B e C deverão instalar um medidor específico para equipamentos de geração e SAE (Sistemas de Economia de Energia).
Este sistema deve ser sincronizado com o medidor da concessionária de energia, registrar os mesmos parâmetros de tempo e pode ser integrado ao inversor ou ao sistema de controle e monitoramento . Os dados coletados devem ser enviados à distribuidora no formato por ela definido.
O terceiro elemento é econômico. Os excedentes de energia renovável serão creditados na conta por meio de uma tarifa aprovada pelo CREE e baseada nos custos de fornecimento evitados.
“ A compensação será aplicada como créditos na fatura de eletricidade ”, afirma o regulamento. Quando o valor do crédito exceder o valor cobrado pelo consumo do período, o saldo restante será creditado ao usuário e transferido para o próximo ciclo de faturamento .
Ao mesmo tempo, todos os autoprodutores devem manter uma tarifa dupla para a eletricidade que consomem da rede . O projeto, portanto, preserva os sinais econômicos associados tanto ao consumo de energia quanto ao uso da infraestrutura elétrica.
Os distribuidores também deverão criar um banco de dados detalhado sobre os autoprodutores , incluindo capacidade instalada, tecnologia, localização, capacidade de armazenamento, ponto de conexão, excedente mensal de energia, tarifa de compra e valor reconhecido. Essas informações deverão ser enviadas trimestralmente à CREE.
A estrutura também incorpora obrigações de segurança rigorosas. Os equipamentos devem impedir a injeção em caso de falhas, tensões fora da tolerância ou interrupções na rede , enquanto os sistemas de proteção devem ser coordenados com os dispositivos utilizados pelas empresas de distribuição.
A regulamentação também estipula consequências para ligações feitas fora do processo estabelecido. Os distribuidores podem desconectar equipamentos instalados sem seguir o procedimento estabelecido, sem aviso prévio , e devem informar a CREE (Comissão Reguladora de Energia) para os respectivos processos de sanção.
O projeto surge num momento de ampla transformação no mercado de eletricidade hondurenho . O país está discutindo mudanças estruturais na Companhia Nacional de Energia Elétrica (ENEE) e se preparando para uma licitação de 1.500 MW , cujo cronograma foi adiado para 2027, enquanto busca maior segurança regulatória e contratual.
Entretanto, o armazenamento de energia está começando a ganhar um lugar concreto no planejamento elétrico . Honduras possui o projeto de baterias Amarateca, de propriedade estatal, com capacidade de 75 MW/300 MWh , projetado para fornecer serviços de frequência, deslocar a produção para períodos de maior demanda e dar suporte ao sistema em caso de contingências.
A experiência da Amarateca demonstra a incorporação de armazenamento em larga escala, enquanto o padrão de autoprodução amplia a tecnologia por trás do medidor , aproximando-a dos consumidores comerciais e residenciais que desenvolvem sua própria geração.
Além disso, a licitação planejada de 1500 MW visa atender às necessidades estruturais de nova capacidade, enquanto a autogeração oferece uma forma descentralizada de adicionar recursos diretamente no ponto de consumo. Ambos os processos reforçam a importância das redes, da flexibilidade e do armazenamento para a próxima etapa do mercado hondurenho.
O regime concebido pelo CREE deixa, assim, um sinal concreto para desenvolvedores e instaladores: Honduras reconhece a geração renovável com baterias, permite a injeção de excedentes e estabelece um mecanismo para remunerá-los , condicionado a estudos que garantam que a infraestrutura de distribuição possa receber essa nova capacidade.
Para consumidores empresariais, especialmente aqueles com demanda suficiente para desenvolver sistemas fotovoltaicos de média tensão, o modelo permite combinar a redução das compras de eletricidade por meio do autoconsumo, armazenamento e injeção do excedente de energia . A rentabilidade final dependerá da tarifa aplicável, dos custos dos equipamentos e de quaisquer ajustes necessários para a conexão à rede.
Assim, a integração de baterias se incorpora a um procedimento que define acesso, medição, proteções, disponibilidade de informações da rede e o tratamento econômico do excedente de energia . A capacidade disponível em cada circuito será, em última análise, uma das variáveis determinantes para o crescimento da autogeração renovável em Honduras.