Mudanças na legislação busca equilibrar as contas do setor e impacta todos os consumidores.
- gestao090
- 19 de set.
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A Medida provisória 1.300 de 21 de maio de 2025, intitulada como MP da Reforma do Setor Elétrico, trouxe a necessidade da discussão para outros temas. Com o avanço das fontes de energia, consumidor mais ativo, a legislação está mudando para acompanhar todos esses cenários.
A partir de 2024, proprietários de instalações solares no Brasil enfrentarão novas tarifas com a Lei 14300, conhecida como “taxação do sol”.
Apesar do nome de Taxação do Sol, a Lei em questão não é bem configurada como uma taxa, mas sim como um ajuste, pertinente, sobre a utilização do fio onde circula anergia. Basicamente, a Lei introduz uma cobrança sobre componentes específicos da tarifa de energia elétrica, como o fio B.
Para melhor entendimento, o que se trata o Fio B? O que é o Fio B e como calcular a Taxação do Sol?
O “fio B” refere-se a um componente da tarifa de energia elétrica relacionado ao uso da rede da concessionária. Essencialmente, ele funciona como um “pedágio” que os produtores de energia solar devem pagar para compensar a energia que injetam na rede.
A cobrança do fio B será feita de forma escalonada até 2029, quando novas regras serão estabelecidas pela ANEEL. Para calcular essa taxação em 2024, é necessário entender primeiro a diferença entre a energia consumida da rede e a energia injetada pela instalação solar. A partir daí, calcula-se a energia compensada e aplica-se a percentagem do fio B, que em média nacional é de 28%. A cobrança específica em 2024 será de 30% sobre este valor.
Exemplo prático:
Suponha que um pequeno comércio injetou 2100 kWh e consumiu 2000 kWh da rede em abril de 2024. A energia compensada é de 2000 kWh. Se o valor do kWh é R$ 1 e o fio B representa 28% dessa tarifa, o valor do fio B é de R$ 0,28 por kWh. Em 2024, será cobrado 30% sobre esse valor do fio B, o que resulta em R$ 0,084 por kWh.
Portanto, cada kWh injetado não valerá mais R$ 1, mas R$ 0,916. Se a energia compensada foi de 2000 kWh, então o saldo em reais com a concessionária será de R$ 1832.O comerciante deverá, portanto, R$ 168 para a concessionária, valor esse considerado como o “pedágio” pelo uso da rede.
Com isso, há de precificar melhor o uso do fio, já que os consumidores que não possuem a energia solar fotovoltaica, pagam pelo uso integral da rede.
Fonte: Canal Solar
1. Baterias avançam na discussão do Setor Elétrico como alternativa
Com o avanço das energias renováveis na matriz elétrica, bem como a melhora nas tecnologias das baterias, a solução passou a ser discutida pela ANELL em um movimento de acompanhamento das tendências mundiais.
O processo de regulamentação dos SAEs (Sistemas de Armazenamento de Energia Elétrica) no Brasil foi adiado por alguns pontos de divergência.
O principal ponto está no modelo de tarifação para SAEs autônomos – aqueles que não estão vinculados a uma usina geradora. Pela proposta da área técnica, acompanhada pelo relator Daniel Danna e apoiada por outros dois diretores, esses sistemas pagariam tarifas pelo uso da rede tanto na entrada (carga) quanto na saída (injeção de energia).
Para a ANEEL, trata-se de dois serviços distintos. Já agentes do setor afirmam que a medida representa uma dupla cobrança, capaz de encarecer artificialmente a operação e afastar investimentos.
Mercados mais avançados no armazenamento, como Estados Unidos, Reino Unido, Alemanha e Austrália, adotam modelos que reduzem custos de acesso e incentivam a inserção de baterias no sistema.
Nesses países:
A tarifação costuma ocorrer uma única vez ou com valor reduzido para o fluxo de recarga, reconhecendo que o armazenamento não é consumo final, mas serviço sistêmico;
Há incentivos tarifários e fiscais para viabilizar projetos, apoiando a modernização da rede e a integração de renováveis;
Serviços como estabilidade de frequência ou absorção de excedentes renováveis recebem tarifas diferenciadas ou isenções.
Segundo o conselheiro do INEL (Instituto Nacional de Energia Limpa), José Marangon, manter a bitarifação no Brasil vai na contramão dessa lógica. “Replicar tarifas aplicadas a consumidores e geradores convencionais desconsidera o papel estratégico do SAE. Podemos comprometer a integração de renováveis e a segurança energética”, afirma.
O diretor Fernando Mosna reforçou que o SAE não deve ser enquadrado nem como gerador nem como consumidor, mas como um agente com características próprias, que demanda um tratamento regulatório específico.
A regulamentação do SAE vem sendo debatida desde 2023, em um modelo dividido em três ciclos. O advogado Matheus Soares, especialista do setor na Martorelli Advogados, explica que o primeiro ciclo trata de temas urgentes, como enquadramento jurídico, acesso à rede e remoção de barreiras iniciais.
Os ciclos seguintes abordarão pontos mais complexos, como procedimentos de rede, classificação como ativos de transmissão ou distribuição, regras de operação e empilhamento de receitas.
Para ele, o consenso até agora é o enquadramento do SAE como PIE (Produtor Independente de Energia,) figura já consolidada no setor. O grande impasse continua sendo a bitarifação. “O ideal é adotar um regime tarifário diferenciado, que reconheça os benefícios sistêmicos do armazenamento”, afirma.
O setor aguarda a conclusão do primeiro ciclo para viabilizar o primeiro leilão de capacidade com baterias no Brasil, possivelmente entre abril e junho de 2026. Há interesse de investidores de perfis variados, desde grandes geradores a empresas focadas no consumidor final.
Fonte: Cana Solar
2. Atualizações de Preços de Mercado
Atento ao andamento do ano e com a aproximação do período de chuvas, os principais indicadores de Mercado de Energia são atualizados para informação e decisões dos clientes.
2.1 Reservatórios e Curva de Preços
Níveis reservatórios 2025
Evolução de Preços de Energia Incentivada 50%
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