Sérgio Leverdi: A conta de luz agora tem hora — e a energia solar terá de mudar

A proposta da ANEEL para cobrar energia conforme o momento do consumo promete corrigir distorções. Mas também pode redistribuir custos entre famílias, mexer no retorno dos painéis solares e repercutir na inflação.

Por Sérgio Leverdi  —  CEO do LAWINFRA

A eletricidade produzida ao meio-dia não tem, necessariamente, o mesmo valor econômico da energia consumida depois do pôr do sol. Essa diferença, pouco visível na conta de luz, tornou-se um dos principais problemas da regulação elétrica brasileira. Com milhões de telhados solares conectados à rede, o país já não pode discutir geração distribuída sem discutir quem paga pela infraestrutura, em que horas ela é usada e como se distribuem seus custos.

Foi nesse contexto que, em 9 de novembro, a área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) apresentou a “Tarifa Hora Certa”, desdobramento da Consulta Pública nº 46/2025. O objetivo é substituir o preço uniforme da tarifa convencional por valores diferentes conforme o período do dia, ampliando a atual Tarifa Branca. A nova regra ainda depende de deliberação da Diretoria Colegiada: não se trata de uma cobrança já aprovada nem de um reajuste imediato para todas as famílias.

A mudança tem alcance menor do que parec e, mas vai além dos grandes consumidores

A proposta prevê enquadramento automático, em etapas, de unidades residenciais, rurais e comerciais de baixa tensão com consumo médio a partir de 1.800 kWh mensais em abril de 2028, de 1.000 kWh em abril de 2029 e de 500 kWh em abril de 2031. Ao fim da transição, a ANEEL estima aproximadamente 5,7 milhões de unidades abrangidas. Como o consumo residencial médio brasileiro gira em torno de 160 kWh por mês, a maioria das casas não será transferida compulsoriamente e a Tarifa Social e o Desconto Social ficam excluídos da proposta.

A regra, porém, é mais sensível para quem tem geração própria. Para a micro e minigeração distribuída (MMGD), a ANEEL propõe aferir não apenas o consumo retirado da rede, mas também a energia nela injetada, tomando a média de 12 meses. Assim, até uma residência com conta líquida reduzida pode ser alcançada pelo critério de injeção, e novos pedidos de conexão ao sistema de compensação apresentados a partir de 90 dias após a publicação de uma eventual norma entrariam obrigatoriamente na tarifa horária, sem a opção de saída (inclusive abaixo de 500 kWh). Esse detalhe pode alterar decisões de investimento antes mesmo de 2028.

A cobrança não seria uma cotação instantânea que muda minuto a minuto. A proposta trabalha, inicialmente, com três postos: ponta, geralmente três horas no começo da noite; intermediário, nas horas vizinhas; e fora de ponta, nos demais períodos. Nos sábados, domingos e feriados nacionais, prevaleceria o valor de fora de ponta. Valores e horários serão definidos por distribuidora, mas a ANEEL ainda pretende revisar o desenho de cada área, inclusive a possibilidade de um período “solar” com preço menor durante a maior oferta fotovoltaica.

Quem ganha e quem perde dentro de casa?

Na prática, duas famílias que gastam a mesma quantidade de quilowatts-hora poderão receber contas diferentes. Quem puder programar ar-condicionado, aquecimento de água, eletrodomésticos ou recarga de veículo para horários mais baratos tende a economizar. Quem concentra o consumo na ponta, poderá pagar mais justamente no momento em que chega do trabalho, prepara o jantar e usa os equipamentos domésticos. Há, portanto, uma desigualdade de capacidade de adaptação: não basta conhecer o preço, é preciso ter liberdade de mudar a rotina ou recursos para automatizar o consumo.

Um exemplo ilustra a ordem de grandeza sem prever a conta de nenhum consumidor. Em valores de referência divulgados para a Cemig pela Agência Brasil, o kWh aparece próximo de R$ 0,75 fora de ponta e de R$ 1,73 na ponta, ante cerca de R$ 0,90 na tarifa convencional. Deslocar hipoteticamente 100 kWh da ponta para fora de ponta significaria diferença aritmética de R$ 98 entre esses dois postos. É apenas exercício didático: a fatura efetiva dependerá da distribuidora, da modalidade aplicável, da compensação da MMGD, dos tributos e do perfil completo de consumo, inclusive do posto intermediário.

A proposta prevê aviso prévio e pelo menos três ciclos de faturas comparativas, sem cobrança adicional nesses ciclos, para o consumidor avaliar sua exposição. Quem já está conectado poderá optar temporariamente por uma tarifa plana, que a própria ANEEL admite ser mais cara do que a convencional e terá prazo limitado a dois anos por etapa, encerrando-se até 2033. A proteção mais importante, porém, será a transparência das simulações individualizadas, não apenas uma campanha publicitária.

O verdadeiro impasse da geração distribuída é a conta da rede

A energia solar nos telhados gerou benefícios inequívocos: diversificou a oferta, aproximou produção e consumo, criou empregos e reduziu despesas de quem investiu. Mas a rede que recebe o excedente durante o dia continua sendo necessária à noite. Seus custos fixos não desaparecem quando o consumidor compensa parte da energia da fatura. Se a remuneração desse serviço diminuir, parcela dos custos pode ser redistribuída aos demais consumidores, inclusive aos que não conseguem instalar painéis solares.

O debate ganhou força em 10 de novembro, quando a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) apresentou estudo contratado às consultorias PSR e Daimon que estima em cerca de

R$ 20 bilhões anuais o ônus associado aos subsídios e efeitos da MMGD. O trabalho aponta ainda custos com sobrecontratação, pressão sobre as redes e cortes de geração de outras usinas. A cifra merece atenção, mas exige uma ressalva essencial: é uma estimativa de entidade com interesse direto no debate regulatório, não uma apuração oficial e incontroversa da ANEEL; seus componentes e possíveis sobreposições devem ser examinados publicamente. Tampouco se pode somá-la automaticamente à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Essa conta coletiva já pesa. Em 27 de outubro, a ANEEL aprovou orçamento de R$ 52,66 bilhões para a CDE de 2026, dos quais R$ 47,8 bilhões em quotas CDE-Uso pagas por consumidores nas tarifas; essa última parcela cresceu 15,4% em relação a 2025. O orçamento da CDE cobre várias políticas, e não apenas a GD. Mais importante do que culpar uma única tecnologia é identificar, com método auditável, quem causa custos, quem produz benefícios e quem está financiando a diferença.

A Lei nº 14.300/2022 é o limite jurídico dessa reforma. Para os empreendimentos abrangidos pelo regime anterior, o art. 26 preserva condições específicas de compensação até 2045. Para os demais, o art. 27 estabelece a incidência progressiva de parte do custo de distribuição sobre a energia compensada: 60% dessa componente em 2026, 75% em 2027 e 90% em 2028, antes do regime definitivo previsto para 2029. A lei também determina apuração e alocação de excedentes por posto tarifário. Logo, é incorreto anunciar, desde já, que todos os créditos solares perderão valor em determinada proporção. A compatibilização entre a nova tarifa e os direitos legais de compensação precisará ser demonstrada na norma final e na metodologia de faturamento.

O risco inflacionário existe, mas não é uma consequência automática

A resposta econômica pede duas distinções. Primeiro: encarecer a energia para determinados consumidores pode pressionar o orçamento familiar e o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), porque eletricidade residencial integra a cesta de consumo. Segundo: uma mudança que também reduza contas de outros usuários, diminua necessidades de expansão e contenha custos sistêmicos poderá produzir ganhos compensatórios. Sem as tarifas finais, as curvas de carga por distribuidora e a reação dos usuários, não existe base séria para atribuir à Tarifa Hora Certa um impacto nacional de tantos pontos percentuais na inflação.

A experiência recente demonstra a sensibilidade do índice ao preço da luz. Em setembro de 2026, segundo dados oficiais reproduzidos pela Secretaria de Política Econômica, a energia elétrica residencial subiu 7,42% no IPCA-15 e contribuiu com 0,29 ponto percentual para a variação mensal do indicador. Em outubro, o subitem recuou 0,89% no IPCA-15 após a mudança da bandeira tarifária. Esses movimentos não foram causados pela proposta de tarifa horária: mostram, isso sim, como choques na eletricidade chegam diretamente à inflação medida.

Há também o canal indireto. Pequenos negócios, padarias, frigoríficos, supermercados, irrigantes e prestadores de serviço podem transferir parte da conta de energia ao preço de alimentos e serviços, conforme concorrência e margem de lucro. Se deslocarem máquinas ou refrigeração para horários baratos, poderão fazer o oposto. Por isso, o resultado agregado é distributivo e dinâmico: alguns preços podem subir no curto prazo, enquanto a eficiência do sistema pode aliviar a tarifa no médio prazo. A própria ANEEL projetou efeito médio de elevação tarifária de 9,4% em 2026, fruto de vários fatores; não seria tecnicamente defensável atribuí-lo à futura Tarifa Hora Certa.

O mercado solar não acaba; muda de lógica

O investidor que dimensionava seus painéis quase exclusivamente pelo total de kWh produzidos precisará avaliar quando a energia é consumida, quanto é autoconsumido instantaneamente, quanto é injetado e como os créditos circulam entre postos tarifários. Ganham importância baterias, gestão

inteligente de cargas, medição adequada e projetos com consumo diurno. Modelos de geração remota e energia solar por assinatura exigirão cuidado especial com a nova estrutura de remuneração, a alocação de créditos e o risco de mudanças a partir de 2029.

A própria Empresa de Pesquisa Energética (EPE), no estudo do Plano Decenal de Expansão 2036, publicado em 4 de novembro, ainda projeta expansão vigorosa da MMGD: entre 80,6 GW e 98,8 GW de capacidade instalada em 2036, conforme o cenário, e investimentos entre R$ 67,8 bilhões e R$ 112,8 bilhões de 2027 a 2036. As projeções têm base em novembro de 2025 e não incorporam integralmente o efeito de alterações recentes, como o Encargo Complementar de Recursos previsto a partir de 2027. Servem como indicação de potencial, não como garantia de rentabilidade.

O melhor caminho regulatório, portanto, não é opor o brasileiro que instalou placas ao brasileiro que não pôde instalá-las. É adotar uma tarifação inteligível, preservar situações protegidas por lei, medir custos e benefícios sem duplicidade e oferecer instrumentos reais para que o consumidor mude o horário de consumo. Se a tarifa horária for apenas uma nova maneira de cobrar mais, terá falhado. Se traduzir o custo real da eletricidade, incentivar o uso eficiente da rede e reduzir subsídios cruzados opacos, poderá ser um passo importante na maturidade da transição energética brasileira. O objetivo deve ser simples: tornar a energia mais barata para o país, e não apenas deslocar a despesa de uma conta para outra.

Siga o Times Brasil - Licenciado Exclusivo CNBC no