São Paulo, 23 de Janeiro de 2026 – Nas últimas semanas, uma informação amplamente disseminada nas redes sociais – e também em alguns veículos de comunicação – gerou apreensão no mercado de energia: a de que o Governo Federal teria elevado a alíquota do imposto de importação de painéis solares de 25% para 35%.

Apesar da ampla repercussão, o MDIC (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços) esclareceu ao Canal Solar nesta semana que a narrativa não corresponde à realidade e que a informação se trata apenas de um boato.

“A tarifa para importação de células fotovoltaicas montadas em módulos ou em painéis é de 25% desde novembro de 2024; e não há qualquer elevação prevista no momento nem pleitos do setor produtivo para tanto”, informou o MDIC.

Mas, afinal, de onde surgiu esse equívoco?
A interpretação equivocada pode estar associada a uma confusão entre políticas tributárias aplicadas a produtos distintos, especialmente à comparação entre o setor fotovoltaico e o de veículos elétricos, já que muitas postagens equivocadas misturam os dois temas, conforme mostra a imagem abaixo.

No caso dos veículos elétricos, o Governo Federal estabeleceu, de fato, um cronograma de recomposição gradual do imposto de importação para os veículos elétricos. As alíquotas que começaram em 10% em janeiro de 2024, estão previstas para subir de forma progressiva até alcançar 35% em julho de 2026. Para os módulos solares, no entanto, o cenário é diferente.

No segmento fotovoltaico, a alíquota do imposto de importação foi fixada em 25% em novembro de 2024 e permanece nesse patamar. Até o momento, não houve aumento para 35%, nem qualquer anúncio oficial indicando que essa elevação esteja em discussão.

Postagens nas redes sociais associam, de forma equivocada, a energia solar ao imposto de 35%.
O cenário tributário atual
Daniel Pansarella, Public Affairs & Business Developer Director LAC da Trina Solar, explica que atualmente existem duas alíquotas distintas para a importação de módulos solares no Brasil. A primeira é a alíquota padrão de 25%, aplicável de forma geral aos projetos de geração solar. A segunda é uma alíquota reduzida de 9,6%, disponível para empreendimentos que se enquadram em um sistema de cotas definido pelo governo federal.

“Essa redução de alíquota não é automática. Ela é resultado de um mecanismo cuidadosamente desenhado pela SECEX (Secretaria de Comércio Exterior) para equilibrar dois objetivos aparentemente conflitantes: proteger a indústria nacional de painéis solares e, ao mesmo tempo, garantir a viabilidade econômica dos grandes projetos de geração de energia solar que já estavam em desenvolvimento”, destaca ele.

Sistema de cotas: uma solução de transição
O mecanismo de cotas foi formalizado em julho de 2025, por meio da Portaria SECEX nº 411, após negociações entre o setor privado, o governo federal e entidades representativas, como a ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica).

Pansarella explica que o sistema permite que projetos de GC (geração centralizada) com potência superior a 5 MW importem módulos solares com alíquota reduzida de 9,6%, desde que respeitados limites específicos.

A primeira cota, válida de 15 de julho de 2025 a 15 de julho de 2026, estabelece um limite global de US$ 717,4 milhões (FOB), com teto de US$ 8 milhões por empreendimento.

“A razão para essa restrição a projetos maiores é estratégica. O governo buscou proteger os investimentos em usinas de grande porte que já estavam em fase avançada de desenvolvimento quando a alíquota padrão foi elevada para 25%. Projetos menores, especialmente aqueles de geração distribuída, continuam sujeitos à alíquota de 25%, o que incentiva a produção nacional de módulos para esses segmentos”, disse ele.

Pansarella destaca, contudo, que o modelo não é permanente. Um segundo período de cotas está previsto para vigorar entre 15 de julho de 2026 e 15 de julho de 2027, com valores que ainda serão definidos.

A estrutura reflete a intenção do governo de criar uma fase de transição, permitindo que a indústria nacional amplie sua capacidade produtiva enquanto os projetos se ajustam às novas regras.

De acordo com a consultoria Carpevie, o sistema de cotas foi essencial para evitar a inviabilização financeira de projetos contratados antes da mudança tributária, preservando a continuidade dos investimentos em usinas solares de grande porte.

Por que a desinformação preocupa o setor?

Pansarella alerta que a circulação de informações imprecisas sobre política tributária pode gerar impactos relevantes. “Investidores podem tomar decisões equivocadas baseadas em dados falsos. Consumidores podem adiar investimentos em energia solar por medo de custos futuros que não se concretizarão. Desenvolvedoras podem alterar seus planejamentos estratégicos desnecessariamente”, afirmou.

Segundo ele, o setor solar é um dos mais promissores da economia brasileira. “Ele representa oportunidades de crescimento, geração de empregos e contribuição para a transição energética do país. Decisões baseadas em informações precisas são essenciais para o seu desenvolvimento sustentável”, comentou.

Orientações ao mercado
Para agentes do setor, como investidores, desenvolvedores, integradores e consumidores, Pansarella recomenda atenção redobrada às fontes de informação. “Primeiro, buscar informações em fontes oficiais, como o DOU (Diário Oficial da União), comunicados da SECEX e da ANEEL”, disse Pansarella .

“Segundo, consultar especialistas do setor antes de tomar decisões comerciais importantes. Terceiro, evitar compartilhar notícias sem verificar sua fonte e sua precisão”, disse ele, ao reforçar que a desinformação é um desafio crescente, mas pode ser combatida com checagem rigorosa e comunicação responsável.

“No caso do imposto de importação de módulos solares, a realidade é clara: a alíquota padrão é 25%, com a possibilidade de redução para 9,6% através do sistema de cotas. Não há aumento para 35%, e a menção do Ministro Haddad a esse patamar referia-se apenas ao teto legal permitido pela legislação”, destacou.

“Que essa informação chegue a todos aqueles que foram atingidos pela desinformação e que contribua para decisões mais bem informadas no setor de energia solar brasileiro”, concluiu Pansarella.

Fonte: Canal Solar

São Paulo, 23 de Janeiro de 2026 – A energia solar ampliou sua participação na matriz elétrica brasileira ao longo do último ano, saltando de 20,9% para 24,5% entre janeiro de 2025 e janeiro de 2026. Com esse avanço, a fonte consolidou-se ainda mais como a segunda maior do país, atrás apenas da hídrica, segundo dados da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica).

O crescimento da solar ocorre em um contexto de redução da participação das hidrelétricas, que recuou de 45,4% para 42,4% no comparativo anual. Embora a fonte hídrica siga na liderança, a queda reforça uma tendência estrutural de diversificação da matriz elétrica brasileira, impulsionada pela expansão das fontes renováveis complementares.

No período, a capacidade instalada solar avançou de 53,9 GW para 63,7 GW, crescimento sustentado principalmente pela expansão da geração distribuída (GD), pela entrada em operação de grandes usinas centralizadas e pelo avanço da autoprodução de energia por empresas.

Diversificação da matriz se intensifica
Além da energia solar, outras fontes também apresentaram movimentações relevantes na matriz. A energia eólica manteve participação praticamente estável, passando de 13,5% para 13,4%, enquanto a biomassa registrou leve crescimento, de 6,9% para 7,1%.

Já o gás natural apresentou pequena retração, de 7,5% para 7,3%, enquanto o petróleo e outros combustíveis fósseis aumentaram de 3,0% para 3,5%, reflexo de acionamentos pontuais de usinas térmicas para garantir a segurança do SIN (Sistema Interligado Nacional).

A participação do carvão mineral também recuou discretamente, de 1,5% para 1,4%, e a energia nuclear permaneceu estável em 0,8%. A importação de energia elétrica, por sua vez, teve leve alta, passando de 3,1% para 3,4%, especialmente em períodos de maior demanda e restrições hidrológicas regionais.

Atualmente, o Brasil conta com cerca de 260 GW de capacidade instalada, somando todas as fontes de geração de energia elétrica. “A energia solar continuará avançando para se tornar a fonte número 1 da matriz elétrica brasileira. A velocidade desse avanço dependerá do ambiente e das políticas públicas implementadas pelo Governo Federal, pela Agência Reguladora e demais órgãos do setor elétrico”, afirmou Rodrigo Sauaia, CEO da ABSOLAR.

Evolução da participação das fontes na matriz elétrica (jan/2025 x jan/2026)
Hídrica: 45,4% → 42,4%
Solar: 20,9% → 24,5%
Eólica: 13,5% → 13,4%
Gás natural: 7,5% → 7,3%
Biomassa: 6,9% → 7,1%
Petróleo e outros fósseis: 3,0% → 3,5%
Carvão mineral: 1,5% → 1,4%
Nuclear: 0,8% → 0,8%
Importação: 3,1% → 3,4%
 

Fonte: Canal Solar

São Paulo, 23 de Janeiro de 2026 – A geração distribuída (GD) deve apresentar crescimento mais acelerado nos estados das regiões Nordeste, Centro-Oeste e Norte do Brasil nos próximos anos, disse à BNamericas Carlos Evangelista, presidente da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD).

A expectativa é que essas regiões ampliem sua participação no mercado, impulsionadas pela alta irradiação solar e pela busca crescente por alternativas próprias e pela redução dos custos com energia.

Atualmente, o estado de São Paulo está isolado na liderança, com 6,2GW de capacidade instalada e 656.869 unidades, seguido por Minas Gerais, com 5,6GW e 407.700 unidades, e Paraná, com 4GW e 305.239 unidades.

“Embora São Paulo, Minas Gerais e Paraná devam permanecer entre os líderes em termos absolutos,o ritmo de crescimento percentual deve ganhar mais velocidade em estados hoje com menor nível de penetração da GD, o que pode levar a mudanças graduais na composição do ranking nos próximos anos”, avalia Evangelista. 

Fonte: Aneel

Segundo o presidente da ABGD, a liderança de São Paulo, Minas Gerais e Paraná resulta de uma combinação de fatores estruturais, econômicos e regulatórios. São estados que concentram grandes mercados consumidores, com elevada densidade de residências, comércios, indústrias e propriedades rurais, o que amplia o potencial de adoção da GD.

Esses estados também possuem cadeias produtivas mais maduras, com forte presença de integradores, fornecedores, instituições financeiras e mão de obra qualificada, o que reduz custos, acelera projetos e amplia a escala de implantação.

Evangelista destacou que, no início, houve uma liderança de Minas Gerais impulsionada pela isenção de ICMS na energia injetada – estratégia que foi adotada posteriormente por outros estados, uma vez que não há fato gerador de ICMS no caso de produção da própria energia.

Dados do setor

De acordo com dados da Aneel, a GD ultrapassou recentemente 44GW de capacidade instalada no Brasil. São 3,9 milhões de unidades distribuídas em 5.565 municípios de todas as regiões do país.

A fonte solar fotovoltaica responde por aproximadamente 99% da potência instalada da geração distribuída no Brasil. O restante inclui outras fontes, como biogás a partir de resíduos agroindustriais, potencial hidráulico por meio de pequenas centrais e sistemas de microgeração hídrica, além de biogás oriundo de resíduos urbanos.

Riscos

Segundo projeções da ABGD, o setor deve registrar crescimento estimado de 15% na potência instalada em 2026, chegando a 50GW.

Para Evangelista, o principal risco regulatório para 2026 está relacionado a tentativas de alteração antecipada ou retroativa das regras de transição previstas na Lei nº 14.300/2022. “Qualquer movimento que fragilize esse marco legal compromete a segurança jurídica e afeta diretamente a confiança de investidores e consumidores”, afirmou o executivo.

O marco dividiu os consumidores em grupos: GD1, com direito adquirido e sem cobrança do Fio B até 2045; GD2, com protocolos até julho de 2023 e cobrança gradual do Fio B até 2030; e GD3, com protocolos após julho de 2023 e transição mais rápida até 2028. O objetivo é cobrar o uso da rede (Fio B) de forma escalonada, mantendo a vantagem da energia solar.

O Fio B se refere à parcela da tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) que remunera as distribuidoras pelo uso da infraestrutura da rede.

Outro ponto de atenção citado por Evangelista é o debate sobre a valoração da energia injetada na rede e a possível criação de encargos adicionais sem base técnica consolidada.

“Há também preocupação com narrativas que buscam atribuir à GD custos sistêmicos, como os associados ao curtailment, apesar de a geração distribuída não estar conectada à rede de transmissão nem ser a causa desses problemas estruturais”, acrescentou.

Em novembro do ano passado, a Aneel aprovou um plano emergencial que autoriza o corte de geração conectada à rede de distribuição, afetando as usinas Tipo III, que não são despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Fonte: BNamericas