São Paulo, 03 de Outubro de 2025- A Medida Provisória 1.304, apresentada pelo governo federal, recoloca em pauta os dilemas do setor elétrico brasileiro: como equilibrar tarifas, subsídios e investimentos sem comprometer a previsibilidade regulatória. O texto cria o Encargo de Complemento de Recursos (ECR), mecanismo acionado caso o teto de gastos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) seja ultrapassado.

Embora a MP não revogue a Lei 14.300, que instituiu o Marco Legal da Geração Distribuída (GD), especialistas e entidades alertam que ela pode introduzir riscos relevantes para o segmento. Ao mesmo tempo, a medida pode se tornar oportunidade para discutir temas estratégicos, como a abertura total do Mercado Livre e o marco legal do armazenamento de energia.

Para entender os possíveis impactos da MP 1.304, a pv magazine Brasil conversou com a vice-presidente de Geração Distribuída da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) e presidente da Bright Strategies, Barbara Rubim, o advogado especialista em direito tributário e energias renováveis, Thiago Bao, e o presidente do Movimento Solar Livre (MSL), Hewerton Martins, que apontaram riscos, contradições e oportunidades que o texto pode trazer para a GD e para o setor elétrico como um todo.

O encargo que divide opiniões

O coração da MP 1.304 é o ECR. Se o teto da CDE estourar, o encargo será acionado em 50% a partir de 2027 e em 100% em 2028, e rateado entre os agentes considerados beneficiários de subsídios.

Para Bárbara Rubim, a lógica do mecanismo transfere para o consumidor uma responsabilidade que deveria ser do governo. “É como se no Bolsa Família, caso o orçamento fosse estourado, as próprias famílias recebessem um boleto para devolver parte do benefício. É exatamente isso que a regra do ECR propõe no setor elétrico”, afirma.

Já Bao chama atenção para os efeitos funcionais. “Na prática, o ECR é uma nova despesa a ser rateada. Para projetos em operação, pode reduzir margens. Para os novos, aumenta o risco regulatório e pressiona a atratividade do investimento”, explica.

Segundo Martins, o problema está no desequilíbrio entre grandes e pequenos beneficiários. “O pequeno consumidor com energia solar já tem regra de pagamento até 2029. Mas os grandes consumidores do mercado livre seguem com subsídios vitalícios. Se o ECR for mal desenhado, o pequeno, que já paga, pode acabar pagando ainda mais”, reforça.

O que muda para GD I, II e III

Apesar das preocupações, os efeitos da MP não atingem todos os modelos de geração distribuída de forma igual. Projetos de microgeração (GD I), até 75 kW, não são custeados pela CDE e, portanto, não seriam impactados.

O risco recai sobre os sistemas enquadrados como GD II e GD III, que estão no período de transição regulatória previsto pela Lei 14.300. Caso o teto da CDE seja ultrapassado, esses consumidores e geradores poderiam ser chamados a arcar com o ECR.

“Se a avaliação do orçamento da CDE for séria e criteriosa, o impacto pode ser baixo”, pondera Bárbara Rubim. “Mas se houver subdimensionamento proposital, isso vira uma forma de transferir uma conta extra para o setor”, acrescenta.

Bao alerta que até contratos já registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) podem perder sua segurança jurídica. “A MP abre brechas para revisão regulatória. Mesmo contratos formalizados, considerados ativos seguros, podem ter seu equilíbrio econômico-financeiro questionado”, diz o advogado.

O risco da instabilidade regulatória

O setor de GD se consolidou no Brasil apoiado em previsibilidade. Qualquer sinal contrário afeta diretamente o fluxo de capital, aponta presidente do MSL. “Sem segurança regulatória, o investidor pensa duas vezes antes de colocar dinheiro no setor. Isso pode frear o crescimento da solar distribuída no Brasil”, diz Martins.

Essa percepção é reforçada por Thiago Bao que afirma que “a GD cresceu porque havia clareza de regras. Se o Marco Legal continua em disputa e sujeito a emendas que mudam tarifas e compensações, o capital migra para outros modelos ou até outros países.”

Abertura de mercado e armazenamento

A MP 1.304 também é vista como possível veículo para incluir dispositivos da reforma elétrica, como a abertura do mercado livre de energia para todos os consumidores. Embora esse ponto ainda não esteja confirmado, lideranças do Congresso já sinalizaram que ele pode voltar ao debate no relatório do senador Eduardo Braga.

Outro tema que ganha força é a criação de um Marco Legal para o armazenamento de energia. No dia 1º de outubro, um café da manhã no Senado Federal reuniu Absolar, Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) e Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), para defender a urgência da regulamentação.

As entidades apresentaram um texto de consenso propondo três modelos de aplicação de baterias: acopladas à geração, conectadas ao sistema de transmissão ou diretamente ao consumidor na GD, este último considerado o mais viável no curto prazo.

“A MP 1.304 pode ser uma excelente oportunidade para alavancar o desenvolvimento do armazenamento de energia, que é parte da solução para os desafios de segurança de suprimento do país”, avalia a vice-presidente de GD da Absolar.

O que está em jogo

A MP 1.304 vai muito além de um dispositivo fiscal para conter gastos da CDE. Ela abre espaço para repensar subsídios, redistribuir encargos e, possivelmente, avançar na abertura do Mercado Livre e no marco do armazenamento.

Enquanto especialistas divergem sobre o impacto imediato na GD, o consenso é que a instabilidade regulatória é hoje o maior risco. Até a apresentação do relatório do senador Eduardo Braga, o setor permanecerá em estado de alerta, entre a promessa de previsibilidade e o temor de que novas regras freiem o crescimento da energia solar distribuída no Brasil.

Por Alessandra Neris para PV Magazine

São Paulo, 25 de Setembro de 2025 – O segmento de MMGD (Micro e Minigeração Distribuída) recebeu com otimismo as recentes declarações do diretor-geral da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), Sandoval Feitosa, sinalizando que os planos emergenciais para lidar com o curtailment no SIN (Sistema Interligado Nacional) não devem atingir as pequenas gerações.

Carlos Evangelista, presidente executivo da ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída) considerou positivo o reconhecimento de que a MMGD não deve ser objeto de medidas de impacto.

A vice-presidente da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), Bárbara Rubim, da mesma forma, também reforçou a posição, entendendo que existem outras medidas a serem tomadas para garantir a segurança do sistema.

Em recente entrevista, o diretor-geral da ANEEL disse que é muito difícil e talvez desnecessário estender as medidas de corte a um nível de individualização que inclua os mais de 3,7 milhões de sistemas de MMGD instalados no país.

A prioridade da Agência, segundo ele, é preservar a segurança jurídica e a confiança dos mais de 20 milhões de brasileiros que investiram R$170 bilhões para gerar a própria energia.

Feitosa explicou, em entrevista à Agência Infra, que a tendência de solução para o curtailment será focar na modulação de usinas maiores, conectadas à rede de distribuição, que não são diretamente operadas pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).

Ele afirmou que a ANEEL deve tratar primeiro os grandes blocos que são eles que, de fato, interessam nesse ambiente de manter o sistema íntegro. Esse universo de usinas, segundo fontes do setor, representa cerca de 20 GW.

O plano emergencial, acordado em reunião entre ANEEL, ONS e distribuidoras, mira especificamente o controle de usinas do Tipo III, que incluem pequenas usinas solares de maior porte, térmicas a biomassa, PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) e CGHs (Centrais Geradoras Hidrelétricas).

O Operador sinalizará à distribuidora o volume de geração a ser cortado em um ponto específico da rede, e a concessionária fará a interlocução com as usinas para o desligamento.

Segundo Sandoval, embora não haja um prazo final, o plano deve ser concluído o mais rápido possível. Ele destacou que o momento atual é crítico devido à alta incidência de recursos eólicos e solares, e que o problema não pode permanecer sem solução até o próximo período de safra dos ventos, que ocorre entre junho e setembro.

Ele garantiu que a prioridade principal é manter o sistema interligado funcionando e que as alterações normativas serão feitas com amplo debate com os agentes e discussão pública.

Bárbara Rubim, vice-presidente da ABSOLAR, reforçou ao Canal Solar o apoio ao posicionamento de Feitosa, lembrando que não existe previsão legal para cortes na MMGD, nem nas normas ou contratos assinados pelos acessantes.

“Existem outras medidas que podem ser tomadas pela agência e sobretudo pelo governo, para trazer mais segurança e mais confiabilidade ao sistema que não envolvam o corte aos mais de 3 milhões de brasileiros que escolheram fazer investimentos para gerar a própria energia e que, sobretudo, fizeram esses investimentos na confiança do uso da rede e da possibilidade de compensação de qualquer excedente depositado sem nenhum tipo de desconto ou corte”, argumenta a executiva.

Ela enfatizou ainda que qualquer medida que penalize a geração própria seria uma afronta enorme à segurança jurídica do país e à decisão do Congresso Nacional ao aprovar a Lei 14.300, em 2022.

Carlos Evangelista, presidente executivo da ABGD, também ressaltou a necessidade de preservar o patrimônio da GD e a confiança do consumidor. Ele argumentou que a solução para os desafios dos cortes não passa por penalizar a geração distribuída, mas sim por “modernizar a rede, planejar a inserção de grandes blocos de geração centralizada, e estimular o armazenamento com baterias”.

“O caráter emergencial anunciado pela agência não pode, em hipótese alguma, fragilizar contratos, comprometer receitas já projetadas do consumidor ou criar instabilidade nos segmentos que contribuíram de uma forma decisiva. para a expansão da matriz elétrica brasileira”, assinalou.

Evangelista concluiu que as medidas emergenciais precisam respeitar os princípios da “transparência, previsibilidade regulatória e isonomia entre os agentes”.

Para o presidente do Movimento Solar Livre Nacional, Hewerton Martins, a sinalização da ANEEL de não incluir a micro e minigeração distribuída nos cortes foi recebida de forma positiva. Segundo ele, a medida é coerente, “já que não existe qualquer previsão legal que autorize esse tipo de intervenção”.

Martins acrescenta, entretanto, que a coalizão das 21 Frentes Estaduais de Geração Distribuída, alinhadas ao Movimento Solar Livre Nacional, permanece vigilante tanto em relação às movimentações da agência quanto ao debate da MP 1.304.

“Estamos preparados para nos mobilizar caso o direito do consumidor — assegurado pela Lei 14.300, aprovada pelo Congresso Nacional — seja desrespeitado. Não podemos permitir que pequenos produtores rurais, comércios e toda a cadeia de empregos das pequenas empresas instaladoras do setor solar sejam prejudicados. Esse segmento tem sido, hoje, o único alento para milhões de brasileiros que enfrentam uma das contas de luz mais caras do mundo”, destacou o presidente.

Heber Galarce, presidente do INEL, destacou que “o posicionamento da ANEEL sobre o curtailment precisa caminhar em total consonância com a Lei 14.300, que é a base do Marco Legal da Geração Distribuída”.

“Garantir que seus princípios sejam respeitados é fundamental para manter a segurança jurídica, a previsibilidade dos investimentos e a expansão da energia limpa no Brasil. O INEL continuará atuando para que a legislação seja aplicada integralmente e para que os consumidores-geradores tenham seus direitos preservados”, completou.