A cobrança do Fio B sobre a energia solar injetada na rede elétrica entra em uma nova fase em 2026, quando o percentual aplicado aos sistemas de geração distribuída instalados após janeiro de 2023 alcança 60%. Prevista na Lei nº 14.300/2022, a medida faz parte do processo de transição do modelo de compensação da micro e minigeração distribuída no Brasil e tem impacto direto no retorno financeiro dos projetos, especialmente aqueles com elevada injeção de excedentes na rede.
O Fio B é um componente da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e remunera os custos de operação, manutenção e expansão da infraestrutura das distribuidoras, como redes, cabos e transformadores. Antes do Marco Legal da GD, a energia injetada na rede era compensada integralmente, sem cobrança relacionada ao uso dessa infraestrutura. Com a nova regra, o fio B passa a ser gradualmente pago sem direito a compensação, seguindo um cronograma que vai de 15% em 2023 até 90% em 2028. Já os consumidores que instalaram sistemas antes de 7 de janeiro de 2023 mantêm isenção do Fio B até 2045.
Em entrevista à pv magazine Brasil, a vice-presidente de Geração Distribuída da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) e presidente da Bright Strategies, Barbara Rubim, alertou que o aumento do Fio B afeta diretamente a atratividade econômica dos sistemas mais dependentes da rede. “O impacto é maior para projetos com alta injeção de energia, porque o crédito recebido diminui ano a ano”, afirmou. Para ela, no entanto, esse movimento vem acompanhado de uma transformação estrutural no mercado.
Barbara destaca que a redução expressiva nos custos das baterias e dos sistemas de armazenamento tem funcionado como um contraponto à elevação do Fio B.
“O barateamento das baterias estimula o consumidor a buscar soluções híbridas, que aumentam o autoconsumo e reduzem a dependência da rede”, explicou. O mercado de sistemas híbridos tende a crescer de forma mais estável nos próximos anos, deixando para trás os saltos de 50% a 80% ao ano registrados entre 2022 e 2023, mas avançando com força em nichos específicos, como projetos com armazenamento e sistemas mais colocalizados”.
Essa mudança de perfil exige adaptação de toda a cadeia, incluindo integradores, fabricantes, empresas de financiamento e provedores de tecnologia. A tendência, segundo ela, é a oferta de soluções cada vez mais personalizadas, alinhadas ao perfil de consumo do cliente e às novas sinalizações regulatórias do setor elétrico.
Imagem: Divulgação
Outro ponto central do debate é o futuro da compensação de energia a partir de 2029. A Lei 14.300 determina que, a partir desse ano, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deverá definir um novo modelo de compensação com base em estudos de custos e benefícios da geração distribuída. Para Rubim, é certo que algum nível de compensação será mantido. “No mínimo, a energia gerada deve ser compensada pelo componente energia da tarifa”, afirmou.
Ela pondera, contudo, que essa valoração pode variar conforme o horário detar injeção na rede, especialmente para novos consumidores. Esse tema está diretamente relacionado à consulta pública da Aneel sobre a Tarifa Branca, que deve ganhar relevância ao longo de 2026. “O sinal horário tende a ser cada vez mais importante, porque a utilidade da energia para o sistema varia ao longo do dia”, explicou.
Em relação à energia consumida instantaneamente, aquela que não passa pela rede, Barbara destacou que não há como a agência reguladora tributar esse consumo. “Essa energia é equivalente a uma ação de eficiência energética. É como trocar uma geladeira antiga por uma mais eficiente”, comparou. Por isso, soluções que estimulam a simultaneidade entre geração e consumo, como baterias e sistemas de gestão de carga, ganham espaço no mercado.
Discussão sobre custos e benefícios da GD
Sobre o debate em torno do Fio B a partir de 2029, Rubim fez um esclarecimento importante: a Aneel não irá redefinir a metodologia de cálculo do Fio B, já estabelecida no Procedimento de Regulação Tarifária (Proret). O foco da agência será a definição do cálculo de custos e benefícios da geração distribuída para o sistema elétrico como um todo. “O que está em discussão é se a geração distribuída traz mais custos ou mais benefícios para a operação do sistema”, afirmou.
Nesse processo, a Aneel tem utilizado subsídios técnicos coletados junto aos agentes do setor, além de estudos internacionais, com destaque para análises realizadas nos Estados Unidos, especialmente na Califórnia, um mercado considerado comparável ao brasileiro em termos de penetração de fontes renováveis. A resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), publicada em abril de 2024, também orienta esse debate ao indicar a necessidade de diferenciação entre geração local e remota e a criação de sinais locacionais.
Segundo Barbara, isso significa que sistemas instalados próximos a centros de carga ou em locais estratégicos para a rede podem receber uma compensação mais favorável do que aqueles em pontos menos úteis do sistema elétrico. Ela também avalia que a Aneel não deve adotar diferenciação por classe de consumidor, como residencial, comercial ou industrial, mas sim por perfis de consumo. “Um consumidor residencial pode ter um perfil muito mais interessante para a rede do que um industrial, dependendo da simultaneidade e da localização”, argumentou.
A leitura da executiva é que regras baseadas em características de uso e contribuição ao sistema tendem a ser mais justas e eficientes. Nesse cenário, a geração distribuída segue como peça-chave da transição energética brasileira, mas passa a exigir maior sofisticação técnica, regulatória e econômica. Para o setor, o desafio dos próximos anos será equilibrar previsibilidade regulatória, sustentabilidade do sistema elétrico e a continuidade do crescimento da energia solar no país.
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