Tarifação do Fio B na Lei nº 14.300: o que é e como funciona

A publicação da Lei nº 14.300/2022, conhecida como o Marco Legal da Geração Distribuída, trouxe mudanças estruturais para o setor elétrico brasileiro. A regulamentação estabeleceu diretrizes claras para a produção própria de energia, conferindo segurança jurídica aos consumidores e investidores.

Entre as alterações implementadas, o ponto que gerou mais dúvidas no meio corporativo foi a introdução da tarifação do Fio B. Muitas vezes chamada erroneamente de "taxação do sol" pelo senso comum, essa cobrança refere-se, na verdade, à remuneração pelo uso da infraestrutura das concessionárias locais.

Entender a composição dessa tarifa e as regras de transição é um procedimento necessário para os gestores que planejam investir em usinas solares ou otimizar as despesas operacionais das suas empresas.

Para compreender a mudança, precisamos analisar como a tarifa de energia é dividida. A conta de luz não cobra apenas a eletricidade consumida, mas também os custos para levá-la até o seu negócio. Esse transporte é remunerado pela Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).

Dentro da TUSD, existem diferentes componentes. O chamado "Fio A" cobre os custos das grandes linhas de transmissão, que levam a energia das usinas até as cidades. Já o "Fio B" representa o custo da infraestrutura local de distribuição.

O Fio B remunera a concessionária da sua região pelo uso dos postes, transformadores e cabos que conectam a rede pública ao medidor da sua organização. É a manutenção dessa rede específica que entra em pauta com o Marco Legal.

Antes da legislação, o sistema de compensação de energia elétrica operava em uma proporção de um para um. Quando os painéis solares de uma empresa geravam mais eletricidade do que o consumido no momento, esse excedente era injetado na rede da distribuidora. Em troca, o consumidor recebia um crédito integral, sem pagar pelo uso dos cabos da concessionária para realizar essa injeção.

Com a Lei nº 14.300, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) determinou que os produtores de energia devem contribuir financeiramente para a manutenção da rede que utilizam.

A alteração determina que a empresa passe a pagar a componente Fio B da TUSD sobre a energia que é injetada na rede e, posteriormente, compensada. A eletricidade gerada e consumida simultaneamente no local (autoconsumo imediato) não sofre essa cobrança, pois não chega a trafegar pela infraestrutura da distribuidora.

Para evitar desequilíbrios financeiros no mercado e proteger os investimentos já realizados, o Marco Legal estabeleceu um cronograma gradual. As regras variam conforme a data de solicitação do parecer de acesso da usina junto à distribuidora.

A legislação divide os consumidores nos seguintes cenários:

• Sistemas com direito adquirido. Projetos protocolados até 6 de janeiro de 2023 mantêm a isenção da cobrança do Fio B até o final do ano de 2045.

• Projetos na regra de transição. Sistemas solicitados a partir de 7 de janeiro de 2023 entram em um cronograma progressivo de pagamento da tarifa.

• Início do escalonamento. A cobrança começou com 15% do valor do Fio B no ano de 2023.

• Avanço anual. O percentual cobrado aumenta 15% a cada ano, passando para 30% em 2024, 45% em 2025, 60% em 2026 e 75% em 2027.

• Cobrança integral na transição. Em 2028, as unidades inseridas nessa regra passarão a pagar 90% da componente tarifária.

• Novas regras a partir de 2029. A ANEEL definirá um novo cálculo tarifário que será aplicado após o período de transição.

A aplicação do Fio B altera a modelagem financeira dos projetos solares, aumentando o prazo de retorno sobre o investimento (ROI) em alguns meses ou anos, dependendo da região e da concessionária local. No entanto, a viabilidade da geração própria permanece sólida.

A produção de energia solar continua entregando uma redução de despesas operacionais considerável quando comparada às tarifas vigentes no mercado cativo. A inflação energética e os reajustes frequentes impostos pelas distribuidoras mantêm a atratividade das fontes renováveis.

A mudança na legislação apenas exige que o dimensionamento do projeto seja executado com rigor técnico, otimizando o autoconsumo simultâneo para minimizar o volume de eletricidade injetado na rede.

Projetar o impacto da tarifação do Fio B e dimensionar a estrutura correta para a sua planta exige análise de dados. A Soluções EDP atua com consultoria e viabilização de projetos em geração distribuída e migração de ambientes de contratação, avaliando o perfil de carga de cada organização.

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