A geração distribuída no Brasil passou por uma grande transformação nos últimos anos. Com a criação da Lei nº 14.300/2022, o setor de energia solar teve um novo marco regulatório, substituindo normas anteriores e trazendo mais clareza, segurança jurídica e padronização para consumidores e empresas. A seguir, entenda as mudanças dessa legislação, quem é impactado e como ela afeta a compensação de energia e os custos no setor solar.
O que é a Lei 14.300?
A Lei 14.300/22, publicada em 07/01/2022, alterou a maneira como o mercado era regulamentado até então pela REN 482/2012. Com isso, essa norma instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e o Programa de Energia Renovável Social (PERS). Sua importância reside em proporcionar segurança jurídica ao setor solar e garantir o direito do consumidor de gerar a própria energia.
Quais são as principais mudanças trazidas pela Lei 14.300?
Dentre as mudanças ocasionadas com a nova lei, houve a redução do limite de potência de minigeração de 5 MW para 3 MW para fontes não despacháveis, como é o caso da fonte solar fotovoltaica, como definido pelo Art. 1° XIII. Além disso, foi estabelecida a garantia de fiel cumprimento para as centrais geradoras com potência instalada superior a 500kW, pelo Art. 4º e a aplicação de demanda TUSDg para unidades geradoras (Art. 18).
Para os consumidores com usinas de até 112,5 kW, com geração local, têm direito de optar pelo faturamento em baixa tensão (B optante), como é incluído no Art. 11. §1°. Outra possibilidade instaurada foi a de alocar créditos de energia através de uma nova ordem de prioridades como unidades consumidoras e não somente através dos percentuais fixos (Art.14). Essas mudanças são aplicadas para todos os usuários.
Ademais, a mudança que tem repercutido maior receio entre os consumidores foi a adição da cobrança de componentes tarifários, principalmente do Fio B, para os consumidores que possuem geração própria. Essa transição está em pleno andamento e, embora o setor tenha se adaptado, a correta apuração desses custos é um ponto de atenção crucial (ANEEL). No entanto, essa cobrança não se aplica de imediato a todos os sistemas geradores, visto que alguns deles possuem o que é conhecido como “direito adquirido”.
O que é o “direito adquirido” e quem é detentor deste?
O direito adquirido mantém as regras da compensação total da energia até 2045 para os consumidores já conectados, ou seja, compensa todos os componentes tarifários sem aumento de remuneração da concessionária com parcelas do Fio B, visto que esta remuneração é feita a partir do custo de disponibilidade e da demanda contratada. No entanto, em estados que possuem a cobrança de ICMS sobre a TUSD não é possível que a isenção seja em relação ao valor total da tarifa.
A esse respeito, são detentores desse direito, apenas as usinas que solicitaram acesso ou já existentes antes do dia 07/01/2023 (um ano após a promulgação da norma). Com isso, a Lei 14.300 dispõe ainda que o direito adquirido só estará garantido àquelas unidades consumidoras que, a partir da emissão do Orçamento de Conexão, conectarem a usina à rede e começarem a gerar e injetar energia nos prazos de 120 dias para microgeração; 12 meses para minigeração de fonte solar e 30 meses para minigeradores de outras fontes.
Em quais casos pode ocorrer a perda do direito adquirido?
O direito adquirido pode ser invalidado a partir do encerramento contratual da unidade consumidora. Contudo, em caso de troca de titularidade do imóvel (para o mesmo CPF ou CNPJ na mesma unidade consumidora) não se tem a perda desse direito, sendo transferido ao novo titular. Dessa forma, em caso de desinstalar ou transferir o sistema para outro local físico se perde o direito adquirido. Neste caso será necessário refazer o projeto, dando entrada novamente na Solicitação de Orçamento de Conexão para uma nova unidade consumidora.
Isso ocorre também em casos de identificação de irregularidades no sistema por parte do consumidor, ou seja, quando sistemas são instalados ou alterados de maneira clandestina, sem aprovação pela distribuidora.
Já para ampliação de sistema após o dia 07/01/2023, apenas a parcela adicionada ao sistema após a data deverá seguir as novas regras de pagamento.
A imagem acima, divulgada pela Greener, demonstra a linha do tempo em que acontecerão as alterações, desde a promulgação da Lei, até o fim do direito adquirido em 2045 quando serão aplicadas novas regras.
Qual o impacto da Nova Lei para cada consumidor?
De maneira resumida, a ANEEL separou em três os grupos impactados pela nova lei:
GD I: art. 26 da Lei n. 14.300/2022. Conexões existentes ou solicitadas até 7 de janeiro de 2023;
GD II: caput do art. 27 da Lei n. 14.300/2022. Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, que não se enquadram nas condições da GD III;
GD III: § 1º do art. 27 da Lei n. 14.300/2022. Conexões solicitadas a partir de 8 de janeiro de 2023, com potência instalada acima de 500 kW, em fonte não despachável na modalidade autoconsumo remoto ou na modalidade geração compartilhada, em que um único titular detenha 25% ou mais de participação do excedente de energia.
É válido lembrar que algumas mudanças promulgadas pela lei são válidas a todos os grupos, incluindo aqueles que possuem direito adquirido. Entretanto, para o recolhimento do Fio B, o grupo GDI é isento, visto que representa as unidades geradoras detentoras deste benefício.
O grupo GDII representa os consumidores que não possuem direito adquirido, mas sofrem cobranças mais brandas e progressivas em relação ao Fio B. O grupo GDIII sofre alterações mais severas desde o início.
O que é o Fio B e como é feita sua compensação após a Lei para os que não possuem o direito adquirido?
O Fio B é o valor cobrado dentro da composição tarifária para que a energia seja distribuída na rede. Correlato a isso, a cobrança do Fio B é uma maneira que as concessionárias encontraram de serem remuneradas pelo transporte e transmissão da energia que é injetada e levada até uma outra unidade consumidora. Até então, a unidade geradora pagava à concessionária a demanda ou custo de disponibilidade do transporte desta energia.
A figura acima demonstra como é feita, em média, a segregação da tarifa de energia, representando em porcentagem a parcela de cada componente. A partir de então, com a Lei 14.300 o consumidor que recebe injeção será tarifado com a parcela de cada componente de maneira correspondente ao grupo em que ele está alocado.
TARIFAÇÃO DO FIO B
A partir do aumento na taxação do Fio B, é correto dizer que a energia gerada por meio da usina fotovoltaica terá valor inferior em relação ao valor do kWh fornecido através da concessionária. No entanto, para menor impacto, a cobrança do fio B será feita gradualmente, conforme o cronograma previsto pelo marco legal.
Para o grupo GD II (autoconsumo local, geração compartilhada, desde que um único consumidor não receba 25% ou mais de créditos, autoconsumo remoto até 500 kW e fontes despacháveis):
- 2023: 15%
- 2024: 30%
- 2025: 45%
- 2026: 60%
- 2027: 75%
- 2028: 90%
- 2029 em diante: A ANEEL definirá as novas regras tarifárias.
Para o grupo GD III (autoconsumo remoto maior que 500 kW e geração compartilhada quando o consumidor tiver 25% ou mais dos créditos):
Aplicam-se 100% do Fio B + 40% do Fio A + TFSEE + P&D (100% dos encargos Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE)).
A ANEEL realizou consultas públicas (como a CP 024/2024) para atualizar e refinar a metodologia de cálculo exata desses encargos para o grupo GD III, mas a estrutura de cobrança mais robusta para esse grupo está mantida e em vigor.
Atualização da regra para cálculo do valor mínimo faturável de energia
Foram feitas alterações no cálculo do valor mínimo faturável, sendo posto no Art. 16 o incremento para o cálculo. Esse artigo discorre que em um sistema de una unidade geradora ou recebedora de energia, a compensação será até o valor mínimo faturável, ou seja, o máximo que será compensado naquela fatura é o consumo total subtraído pelo custo de disponibilidade.
Exemplos abaixo, que foram calculados usando a regra de transição de 2023:
Exemplo 01 (Cálculo original de 2023):
* Unidade consumidora com ligação bifásica: custo de disponibilidade equivalente a 50 kWh
* Consumo medido pela concessionária: 550 kWh
* Injeção de energia medida pela concessionária: 700 kWh
* Valor da tarifa: R$ 1,00
GDI
* Paga-se custo de disponibilidade: 50 kWh x R$ 1,00 = R$ 50,00
* Abate o consumo de 500 kWh e gera um saldo ou excedente de 200 kWh
GDII (em 2023)
* Em 2023, paga-se o valor de 15% do fio B
* Supondo que na concessionária do exemplo o fio B equivale a 30% do total da tarifa
* 15% x 30% = 4,5%
* 4,5% de R$ 1,00 equivale à cobrança de R$ 0,045 por kWh compensado, então o exemplo ficaria da seguinte forma:
* Saldo ou excedente = 700 – 550 = 150 kWh
* Fio B sobre consumo: 550 kWh x R$ 0,045 = R$ 24,75
* Como R$ 24,75 é em reais, menor que o custo de disponibilidade, nesse caso o valor mínimo faturável será o custo de disponibilidade no valor de R$ 50,00.
Exemplo 02 (Cálculo original de 2023):
* Unidade consumidora com ligação trifásica: custo de disponibilidade equivalente a 100 kWh
* Consumo medido pela concessionária: 3.500 kWh
* Injeção de energia medida pela concessionária: 4.000 kWh
* Valor da tarifa: R$ 1,00
GDI
* Paga-se custo de disponibilidade: 100 kWh x R$ 1,00 = R$ 100,00
* Abate o consumo de 3.400 kWh e gera um saldo ou excedente de 600 kWh
GDII (em 2023)
* em 2023, paga-se o valor de 15% do fio B
* Supondo que na concessionária do exemplo o fio B equivale a 30% do total da tarifa
* 15% x 30% = 4,5%
* 4,5% de R$ 1,00 equivale à cobrança de R$ 0,045 por kWh compensado, então o exemplo ficaria da seguinte forma
* Saldo ou excedente = 4.000-3.500 = 500 kWh
* Fio B sobre consumo: 3.500 kWh x R$ 0,045 = R$ 157,50
* Como R$ 157,50 é em reais, maior que o custo de disponibilidade, nesse caso o valor mínimo faturável será a parcela do fio B no valor de R$ 157,50.
Atualização dos Exemplos, mantendo os mesmos dados dos exemplos:
Aplicando a regra vigente (45% do Fio B):
* Cálculo da Taxa: 45% (regra 2025) x 30% (suposição do Fio B na tarifa) = 13,5%
* Valor por kWh: 13,5% de R$ 1,00 = R$ 0,135
Exemplo 01 (GDII Atualizado):
* Fio B sobre consumo: 550 kWh x R$ 0,135 = R$ 74,25
* Resultado: Como R$ 74,25 é maior que o custo de disponibilidade bifásico (R$ 50,00), o valor mínimo faturável seria R$ 74,25.
Exemplo 02 (GDII Atualizado):
* Fio B sobre consumo: 3.500 kWh x R$ 0,135 = R$ 472,50
* Resultado: Como R$ 472,50 é maior que o custo de disponibilidade trifásico (R$ 100,00), o valor mínimo faturável seria R$ 472,50.
OBS: Nos exemplos acima não foram consideradas outras cobranças da fatura como iluminação pública, multa por fatura atrasada, doações e etc.
Como a REN 1059 da ANEEL impacta nesse cenário?
A REN 1059 foi criada e publicada em 07/02/2023 para regulamentar tecnicamente a Lei 14.300, revogando a REN 482/2012 (que foi a primeira regulação para o mercado solar, criando o sistema de compensação) e também a REN 687/2015.
De acordo com essa nova determinação, haverá o pagamento da TUSDG, ou seja, será necessário contratar uma demanda de geração, pelo uso da rede para aqueles que a usam para injetar energia, inclusive para o grupo tarifário B.
Da mesma forma, será cobrado no mínimo o custo disponibilidade, sendo assim, se o valor do consumo mínimo em reais for menor que o custo disponibilidade, será cobrado apenas o mínimo deste. No entanto, se o montante do consumo mínimo for maior que o valor em reais do custo de disponibilidade, será recolhido somente a parcela referente ao Fio B. Com isso, não haverá o que chamamos de “cobrança em duplicidade”.
Além disso, a partir de então, consumidores classificados como B optante, não podem receber nem enviar créditos, podendo ser apenas autoconsumo local.
Desde sua publicação, a ANEEL tem emitido notas técnicas e realizado consultas (2024/2025) para esclarecer pontos de implementação da REN 1059, garantindo maior uniformidade na aplicação pelas distribuidoras, especialmente quanto aos processos de conexão e faturamento.
Quais são os benefícios da Lei 14.300 para o mercado?
Além de proporcionar segurança jurídica ao setor de geração distribuída e garantir o direito do consumidor de gerar sua própria energia, a nova lei trouxe consigo demais benefícios ao setor e seus consumidores.
Para exemplificar, podemos dizer que houve uma desburocratização no processo de conexão à rede elétrica, visto que a partir de então esse processo será mais simplificado. Relatórios do setor (Greener, 2024/2025) indicam que, embora os prazos de conexão ainda sejam um desafio em algumas regiões, a padronização tem agilizado o processo. Atrelado a isso, houve a diminuição no prazo para recebimento dos créditos, que agora ocorrem de 30 a 60 dias.
Outro benefício é que, com a Lei 14.300, há a possibilidade de adiar o prazo de conclusão de obra e, consequentemente, o início do pagamento da demanda contratada.
Mais um ponto vantajoso é a determinação de que as bandeiras tarifárias não afetarão a energia excedente que é injetada em outra unidade consumidora. Logo, o consumidor que tem geração de energia própria pagará bandeiras tarifárias apenas sobre o que for consumido da distribuidora.
Conclusão: Ainda vale a pena investir em energia solar?
É válido lembrar que a Lei 14.300 traz consigo a arrecadação de um serviço prestado já utilizado pelos consumidores. No entanto, em nada se compara com o custo da energia elétrica e seus aumentos sucessivos.
A energia solar fotovoltaica segue, mesmo com a nova regulamentação e a cobrança de 45% do Fio B (para GD II em 2025), sendo um investimento econômico de vida útil duradoura, de fonte de energia renovável e sustentável. Mesmo novos projetos podem gerar mais de 75% de economia para os geradores de energia solar (Diário do Nordeste, 2023).
Além disso, a demanda por energia limpa está crescendo. A expectativa de popularização se confirmou: o mercado de GD no Brasil continuou a bater recordes de instalação em 2024 e 2025 (ABSOLAR, 2025). Segundo o Portal Solar, o Brasil ganhou quase 300 mil consumidores de energia solar no 1º trimestre de 2025. Com isso, essas tecnologias se tornam ainda mais acessíveis economicamente e atrativa aos consumidores no longo prazo.
Como otimizar sua operação solar e garantir mais resultados diante a todas as regulações?
Entender a Lei 14.300 é o primeiro passo. O próximo é garantir que sua usina, ou a de seu cliente, esteja operando com máxima eficiência e que o faturamento esteja correto diante as novas regras.
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