¿Cómo calcular el Cable B en la factura de energía según la Ley 14.300?

Actualizado el 8 de octubre de 2025

Si quiere saber cómo calcular el "Fio B" (Cargo Financiero B) en su factura de energía, esta guía es para usted. La Ley 14.300, que regula la GD (generación distribuida) en Brasil, establece un cargo progresivo por la energía inyectada a la red. En este artículo, aprenderá:

• ¿Qué es el cable B?

• ¿Cómo afecta esta fijación de precios al consumidor?

• Ejemplos prácticos para calcular el impacto real en tu factura de la luz.

El 7 de enero de 2022, el El presidente Jair Bolsonaro sancionó el Proyecto de Ley 5829/2020, dando lugar a la Ley 14.300, que regula la generación distribuida en el país. Por un lado, las entidades celebraron la aprobación del proyecto; por otro, los integradores se lamentaron.

El hecho es que muchos simplemente no entienden cómo calcular el impacto de Fio B en las facturas de energía, lo cual es fundamental para comprender efectivamente los conceptos y cómo se realizan estos cálculos, para que realmente puedan posicionarse e instruir a sus clientes.

La Ley 14.300 no sólo se ocupa del Fio B, sino que también aborda condiciones para futuras tarifas y otras materias, abarcando no sólo la energía solar fotovoltaica, sino también incorporando otras formas de generación de energía interconectadas al SIN (Sistema Interconectado Nacional).

Sin embargo, comprender efectivamente qué es Fio B y sus conceptos es un gran paso adelante para los dueños de negocios. industria de la energía solar que quiera comprometerse con el futuro del segmento.

Para entender de qué se trata el tan comentado precio del Cable B, es necesario entender inicialmente qué es el Cable B. Cabe resaltar que la deducción del Cable B solo impacta la cantidad de energía exportada a la red eléctrica del concesionario, no impacta. la energía generada y consumida instantáneamente en la unidad consumidora.

Por lo tanto, es indudable que es necesario comprender concepto de simultaneidad, lo que determina el monto que no se compensará y, en consecuencia, la viabilidad de un proyecto conectado a la red de la distribuidora.

¿Qué es el cable B?

Para entender qué es el Cable B, debemos entender todo lo que compone la factura energética de un cliente final. A los efectos de evaluar este artículo, dirigimos nuestra atención únicamente a las facturas de energía de los clientes que se encuentran dentro del Grupo B.

Una factura de energía se compone de la famosa TE (Tarifa de Energía), referida al consumo de energía del sistema de distribución, y también de la TUSD (Tarifa de Uso del Sistema de Distribución). Finalmente, el indicador arancelario adicional, el aporte al Alumbrado Público, el Subsidio Tarifario (para predios rurales) y otros.

Fio B se inserta dentro de la esfera de los TUSD, que está repleta de componentes tarifarios. Sin embargo, dentro de este artículo menciono los MUSD Fio A, que son los costos vinculados al mantenimiento y operación de las líneas de transmisión, y también destaco los MUSD Fio B, que son los costos vinculados al uso de la infraestructura de la red de distribución del concesionario local hasta las residencias. , comercios, industrias y propiedades rurales.

Para entender qué es Fio B, mencionaré aquí el artículo 27 de la Ley 14.300, que trata sobre el escalonamiento de las tarifas de Fio B. El extracto dice:

"Arte. 27. La facturación de energía de las unidades participantes del SECS no amparada por el art. 26 de esta Ley deberá considerar el gravamen sobre toda la energía eléctrica activa compensada por los siguientes porcentajes de los componentes tarifarios relacionados con la remuneración de los activos del servicio de distribución, la cuota de reintegración regulatoria (depreciación) de los activos de distribución y el costo de operación y mantenimiento del servicio de distribución:

I – 15% (quince por ciento) a partir de 2023;

II – 30% (treinta por ciento) a partir de 2024;

III – 45% (cuarenta y cinco por ciento) a partir de 2025;

IV – 60% (sesenta por ciento) a partir de 2026;

V – 75% (setenta y cinco por ciento) a partir de 2027;

VI – 90% (noventa por ciento) a partir de 2028;

VII – la norma prevista en el art. 17 de esta Ley a partir de 2029.”

En este apartado de la Ley se explica el escalonamiento del cobro del Fio B, recordando siempre que el artículo 17 referido en el VII año de la transición, trata de la delegación de facultades al ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) para determinar las reglas tarifarias que regularán la clase a partir del año 2029, resultantes del denominado “encuentro de Cuentas”para valorar los costos y beneficios de GD.

Por lo tanto, cualquier persona que haya iniciado su proceso de aprobación a partir del 7 de enero de 2023 ya está sujeta a las nuevas normas sobre la no compensación de Fio B. En otras palabras, si su cliente conectó el proyecto a la red de distribución en 2023, comenzará a pagar Fio B en su factura de energía de forma escalonada a lo largo de los años, como se muestra en el siguiente ejemplo:

• Solicitud de acceso presentada el 7/1/2023: pague el 15% de Fio B en 2023, el 30% de Fio B en 2024 y así sucesivamente hasta el séptimo año de transición, donde pagará el 90% de Fio B más el porcentaje que ANEEL determinar si después de valorar o no los beneficios de GD;
• La solicitud de acceso presentada el 1/7/2024 paga el 30% de Fio B en 2024, el 45% de Fio B en 2025 y así sucesivamente hasta el séptimo año de transición, donde pagará el 90% de Fio B más el porcentaje que ANEEL determinar si luego de valorar el GD se beneficia o no.

¿Cómo se calcula el Cable B con la Ley 14.300?

¿El cable B representa el 28% de mi factura de energía? La respuesta es no, el cable B no representa el 28% de mi factura de energía.

Fio B es un valor absoluto, calculado anualmente por el concesionario y validado por ANEEL. El porcentaje del 28% fue adoptado como valor promedio para algunos análisis de entidades del sector, sin embargo es fundamental que todos entiendan cómo valorarlo en unidades monetarias absolutas en R$.

Después de todo, existen grandes variaciones de un concesionario a otro, ya que el valor de TUSD Fio B depende de un análisis de la densidad de población de cada red de concesiones (calculada por el concesionario). Cuanto más optimizada sea la relación UC (Unidades de Consumo) x Área de Concesión, más barato debería ser el valor de TUSD Fio B.

Por ejemplo: CPFL Paulista tiene un gran volumen de unidades de consumo dentro de su área de concesión, lo que significa que el costo total de MUSD Fio B se diluye en muchas unidades, reduciendo así el costo final de uso de la infraestructura del sistema de distribución entre todos los consumidores de esta región.

Pará Ecuatorial tiene una relación muy completa de Unidades de Consumo x Área de Concesión, lo que significa que hay un número menor de unidades de consumo (en comparación con CPFL Paulista) para un área de concesión distribuida en un área territorial muy grande. Esto impacta los costos finales de uso de la estructura, siendo este mismo costo dividido entre pocas unidades de consumo, aumentando así el valor final de los MUSD Fio B.

Simulaciones prácticas

A efectos comparativos disponemos de (datos al 10 de enero de 2022).

Cálculo del cable B en CPFL Paulista

• B1 Tarifa residencial convencional: R$ 0,82
• Alambre Tusd B: R$ 0,1480
• Porcentaje de MUSD Fio B sobre la Tarifa: 18%

Cálculo del Cable B en Pará Ecuatorial

• B1 Tarifa residencial convencional: R$ 0,76
• Alambre Tusd B: R$ 0,3768
• Porcentaje de MUSD Fio B sobre la Tarifa: 50%

Según los datos anteriores, en la comparación entre el estado de São Paulo en el área de concesión CPFL Paulista y el estado de Pará en el área de concesión de Pará Ecuatorial, es posible notar que TUSD Fio B impacta de manera muy diferente en los diferentes estados y áreas de concesión del país, y corresponde a cada uno evaluar individualmente este impacto según el área de concesión de sus clientes.

Para encontrar el valor de MUSD Fio B es necesario consultar los resultados de los procesos de distribución tarifaria del ANEEL y descargar la estructura tarifaria de la distribuidora en el área de concesión sujeta a consulta. Usando una hoja de cálculo de Excel en la pestaña Solicitud de TA, será posible encontrar el Fio B de TUSD.

Entendiendo el concepto de simultaneidad

Cuando cualquier empresa es llamada a cotizar un sistema fotovoltaico, se tienen en cuenta diversos datos para determinar el dimensionamiento y la propuesta al cliente final. Sin embargo, el método más utilizado, de forma sencilla y objetiva, es el dimensionamiento del sistema en función de los datos históricos de consumo del cliente potencial.

Cuando se diseña un sistema fotovoltaico, la empresa que cotiza el sistema rara vez tiene en cuenta el factor de simultaneidad. Pero este escenario cambia mucho y es necesario entender y analizar la simultaneidad en un escenario de vacancia post-Ley.

¿Qué es la simultaineidad o consumo simultáneo?

Creemos un escenario hipotético creando los personajes José, María y familia.

Imaginemos que el señor José es un hombre de familia, está casado con la señora María y tienen 2 hijos. Todos los días de la semana, el señor José, la señora María y su familia se levantan a las 6 am, toman su café y a las 7 am todos salen de casa. El señor José y la señora María van a trabajar, donde se quedan hasta las 18:17 p. m. y sus hijos van a la escuela de tiempo completo donde se quedan hasta las 30:XNUMX p. m.

Durante el día, mientras no hay nadie en casa, el consumo energético de la vivienda es muy bajo, limitándose a la televisión, el refrigerador de agua y el frigorífico conectados a los enchufes. A partir de las 17 horas, cuando los niños llegan del colegio, el consumo empieza a aumentar.

Comenzaron los baños en duchas eléctricas y se inició un uso más constante de otros equipos. Los aparatos de aire acondicionado del salón y de las habitaciones infantiles están encendidos, manteniéndose este patrón de consumo hasta las 6 de la mañana. El siguiente gráfico expresa el consumo de energía de la familia del Sr. José y la Sra. María durante 24 horas en un día laborable normal.

Después de varios aumentos en la factura energética de la familia, deciden adquirir un sistema de energía solar fotovoltaica. El sistema de energía solar diseñado para cubrir su consumo fue un sistema de 4,5 kWp con dos micro inversores de 1,5 kW, totalizando una potencia nominal de 3 kW.

En un día despejado de primavera, el sistema de energía solar del Señor João comienza a funcionar a las 06 de la mañana y alcanza su máxima potencia a las 9:45 de la mañana. Permanece en este estado de funcionamiento hasta las 14 horas y finaliza su ciclo de funcionamiento a las 18 horas. La generación de energía por el sistema adquirido por el Sr. José se muestra en el siguiente gráfico:

Para entender qué es el consumo simultáneo o simultaneidad, debemos analizar la representación gráfica del consumo diario X generación de la siguiente manera:

El gráfico anterior tiene tres regiones importantes que es necesario destacar, que son:

1. Región de consumo activo fuera del momento de generación;
2. Región de energía inyectada;
3. Región de concurrencia.

El siguiente gráfico sirve para ilustrar y facilitar la comprensión de lo que representa cada área.

En la zona sombreada por el bolígrafo rojo tenemos el consumo activo de la red. En el escenario evaluado, la familia tiene un gran consumo durante el periodo en el que se encuentran en casa. Este consumo representa el periodo en el que la familia está utilizando continuamente la red de la distribuidora eléctrica.

En la zona sombreada por el bolígrafo verde tenemos la energía Inyectada. En la lógica convencional de un sistema residencial, lo que ocurre es la generación de energía sobrante durante el día para acumular créditos que serán descontados del consumo durante los periodos de poca generación solar (inicio del día y de la noche). De esta forma, esta zona representa la energía que “sobra” durante el día y se inyecta a la red de distribución eléctrica, que será consumida instantáneamente por alguien del barrio.

En la zona sombreada por el bolígrafo azul tenemos el consumo simultáneo (Simultaneidad). Esta área representa la energía que se consume simultáneamente durante el período de generación, es decir, la unidad genera energía y la consume simultáneamente. Esta energía no pasa por el medidor de energía, por lo tanto, al Cable B no se le cobrará esta porción.

El área sombreada en azul es el principal punto de necesidad de comprensión para cuantificar los impactos de Fio B en las facturas de energía de los consumidores, ya que el consumo simultáneo no está sujeto a cobro hasta el momento, ya que no requiere el uso de la red local de distribución de energía. y tampoco proporciona energía en la red local.

En entendimiento de los defensores de la Ley 14.300, el uso de la infraestructura de la concesionaria local en períodos en los que no hay inyección de energía (área sombreada en bolígrafo rojo) debe cobrarse en la modalidad de pago Fio B para ese período de consumo.

Un punto muy conflictivo de la Ley 14.300 es que la energía inyectada a la red (área sombreada en verde) también alivia al sistema de distribución y el consumidor no se beneficia al brindar este alivio, solo tendrá la obligación de pagar el Cable B, no siendo una vía de doble sentido entre el consumidor y el distribuidor de energía.

Por tanto, el cálculo de los porcentajes de Fio B se determinará en función de la inyección de energía activa a la red eléctrica de la distribuidora local de energía.

Conectarse con otros conocimientos

Ley 14.300: ¿Qué es y cómo calcular el factor de simultaneidad?

Calcular el cable B en la práctica

Finalmente llegamos al punto central de este artículo, que es descubrir cómo calcular eficazmente el impacto del Cable B en las facturas de energía de un cliente residencial B1. También estamos considerando que los MUSD Fio B y la tarifa de suministro no cambiarán con el paso de los años para facilitar el entendimiento. Para fines de cálculo, no aislamos la deducción del ICMS en la compensación de miles de dólares, para que el escenario sea lo más cercano al real.

También para fines de cálculo, simularemos los impactos en una factura de energía en el estado de São Paulo (CPFL Paulista) y el mismo impacto en una factura de energía en el estado de Pará (Pará Ecuatorial).

• Datos de simulación: Residencia trifásica convencional B1;
• Perfil de consumo familiar: Para este estudio, adoptaremos el mismo consumo que el de la familia del señor José y la señora María, mencionados anteriormente;
• Consumo medio mensual: 1000 kWh;
• Consumo medio simultáneo: 200 kWh;
• Consumo medio de la red de distribución: 800 kWh;
• Hilo B Estándar: corresponde al Hilo B recogido el día 10 de enero del ANEEL;
• Cobro proporcional: corresponde al valor en reales del Fio B multiplicado por el porcentaje de cobro correspondiente al año de referencia;
• Consumo de la red de distribución: corresponde a la tarifa mínima trifásica de 100 kWh multiplicada por la tarifa de energía con impuestos;
• Cuenta Lei 14.300: corresponde al consumo medio simulado de la red de la distribuidora (800 kWh) multiplicado por el valor proporcional del hilo B a pagar.

En la simulación no se consideró el año 2029, debido a que la tarifa adicional (o no) que determinará el ANEEL hasta junio de 2023, fecha en que se cumplen los 18 meses para valorar los beneficios y costos de GD.

Aún existen muchas dudas sobre el coste de disponibilidad. El ejemplo anterior no se cuantifica para los nuevos ingresantes después de la expiración del período de vacancia establecido por la ley. Por lo tanto, mencionaré el artículo 16 de la Ley 14.300 de forma comentada para ejemplificar por qué ya no existe el costo de disponibilidad:

"Arte. 16. Para efectos de compensación, la energía inyectada, energía excedente o crédito de energía deberá utilizarse hasta el límite en que el valor en moneda relacionado con la facturación de la unidad consumidora sea mayor o igual al valor mínimo facturable de energía establecido en normativa vigente”.

Este apartado de la ley elimina el costo de disponibilidad duplicado, que siempre ha sido cuestionado, e implementa dicha eliminación de manera inmediata para todos los a que se refiere el artículo 26.

Se trata de consumidores que ya cuentan con proyectos de energía solar o que van a presentar opinión de acceso hasta el límite de vacancia, por lo que se elimina inmediatamente la duplicación del costo de disponibilidad que antes se cobraba en unidades monetarias y también en créditos. Ahora sólo se te cobrará en unidades monetarias.

Sin embargo, también debemos entender otro apartado que es un párrafo dentro del art.

“§ 1 Para las unidades consumidoras participantes en la SCEE no cubiertas por el caput del art. 26 de esta Ley, se deberá aplicar el valor mínimo facturable de energía si el consumo medido en la unidad consumidora, sin considerar la compensación de la SCEE, es inferior al consumo mínimo facturable establecido en la normativa vigente.”

Este párrafo del artículo 16 es fundamental para entender cómo son las cuentas nuevas. Para entenderlo, lo desglosaré:

“§ 1 Para las unidades consumidoras participantes en la SCEE no cubiertas por el caput del art. 26 de esta Ley”

Este apartado se refiere a todos aquellos que no sean beneficiarios del derecho adquirido de las normas vigentes, es decir, aquellos que solicitaron su opinión de acceso con posterioridad a la vacante:

“Debe aplicarse el valor mínimo facturable de energía si el consumo medido en la unidad consumidora, sin tener en cuenta la compensación de la SCEE, es inferior al consumo mínimo facturable establecido en la normativa vigente.”

De manera simplificada, este texto dice que, al definir si habrá tarifa mínima o no, se observará el consumo activo registrado. Daré un ejemplo práctico.

Ejemplos de residencia trifásica, cuyo valor mínimo facturable se calcula en base a 100 kWh.

• La residencia consumió 80 kWh de la red.

Independientemente de la cantidad inyectada, se deberá facturar la cantidad correspondiente a 100 kWh. Esto se debe a que 80 kWh es inferior a la cantidad mínima facturable.

• La residencia consumió 200 kWh de la red e inyectó 200 kWh a la red.

Como el monto consumido es mayor al monto mínimo facturable, no habrá cobro de tarifa mínima, por lo que se debe pagar 200 kWh multiplicado por el Fio B, multiplicado por el porcentaje proporcional al año de solicitud de acceso al proyecto.

Por lo tanto, este apartado de la ley es fundamental para que todos lo entiendan, ya que elimina el cobro del costo de disponibilidad siempre que la unidad consumidora haya consumido de la red al menos el consumo mínimo facturable de la clase de clasificación, siendo 30 kWh para monopatín. Instalaciones monofásicas, 50 kWh para instalaciones bifásicas y 100 kWh para instalaciones trifásicas.

Como se puede observar en el análisis anterior, en el caso de CPFL Paulista, donde hay mayor densidad poblacional, la Ley 14.300 comienza a perjudicar la recuperación de la inversión del consumidor solo después del quinto año. Cabe destacar que este cálculo solo considera la línea B; dependiendo de la decisión de liquidar las cuentas, el resultado podría ser mucho peor incluso en zonas con menor densidad poblacional.

En el caso del estado de Pará, la reversión de cuentas ya ocurre en el segundo año de transición de la ley, perjudicando la recuperación de los consumidores y significando que en el sexto año de transición el monto pagado por Fio B sea 3,57 veces mayor que el monto que se pagaría por la tarifa mínima.

En el contexto de la recuperación de la inversión, se habló mucho de aumentar en sólo un año el retorno de la inversión de los consumidores. En este contexto, también realizaremos un análisis financiero de la inversión, considerando el escenario actual y el escenario futuro. Para la valoración y análisis técnico se tuvieron en cuenta los siguientes datos:

• Datos de simulación: Proyecto para 1000 kWh hora;
• Inversión: R$ 45.000,00;
• Período de análisis: 25 años;
• Tarifa energética CPFL: 0,82 céntimos;
• Tarifa energética del Pará Ecuatorial: 0,76 centavos;
• Porcentaje de reducción de generación: 20% en 25 años;
• Costo de mantenimiento estimado: 1,5% del valor de la inversión por año;
• Reemplazo de microinversores: Valor por la compra de 4 microinversores nuevos para este sistema;
• Retorno Financiero Bruto: Cantidad ahorrada en 300 meses o 25 años;
• Descuento por pérdida de generación a 25 años: Valor monetario proporcional a la reducción de generación del 20% en 25 años;
• Retorno Financiero Neto: Monto total ahorrado en 300 meses restando todos los costos en el mismo periodo;
• Observación relevante: Para efectos de comparación y comprensión, no se consideraron la inflación anual ni los ajustes monetarios a la tarifa, considerando que, con pequeñas variaciones, las correcciones monetarias a la tarifa ocurren en la misma proporción que la inflación. Tampoco se consideraron las variaciones en los costes de adquisición de este mismo sistema fotovoltaico a lo largo de los años.

En una simulación realizada en CPFL Paulista, el proyecto actual (con la normativa vigente) tiene un periodo de recuperación de 61 meses. Quienes instalaron un sistema fotovoltaico a principios de 2023 tienen un periodo de recuperación de 58 meses. Quienes instalaron sus proyectos a partir de 2024 tienen un periodo de recuperación similar al actual, con un incremento anual de aproximadamente un mes.

En casos como el de la CPFL Paulista, donde el Fio B es relativamente barato en proporción a la tarifa energética total, los impactos de la nueva Ley no son tan drásticos.

El gran problema es que quienes adquirieron sus sistemas a partir del 2025 pueden tener una variación drástica en su payback dependiendo de la decisión del ANEEL en relación con la igualación de facturas, que solo puede mantener el precio de TUSD Fio B, o también puede implementar la alternativa 5, donde el consumidor no compensará todos los componentes tarifarios de una factura de energía.

Simulación Ecuatorial de Pará

En un escenario de simulación en Pará Ecuatorial, la situación podría considerarse desastrosa y catastrófica. Los consumidores que adquirieron un sistema fotovoltaico en 2023 tienen un periodo de recuperación de nueve meses, considerando únicamente la tarifa Fio B.

Conclusiones

El Proyecto de Ley 5829/2019 fue aprobado y se convirtió en la Ley 14.300/2022. El tema continúa generando controversia y debate entre los representantes de la industria. Es crucial que los integradores comprendan cómo el proyecto de ley impacta su situación para determinar su postura.

Existen varias inconsistencias en el discurso político y en la representación del sector de la energía solar fotovoltaica. Una inconsistencia importante está relacionada con la democratización de las energías limpias, donde varias declaraciones mencionan que la ley facilita la adquisición de sistemas fotovoltaicos desde la perspectiva del consumidor y también incentiva a los integradores.

Sin embargo, lo que realmente observamos es que las regiones Norte y Nordeste se ven gravemente perjudicadas por la tarifación de la Fio B. Estados como Pará, Maranhão y Piauí fueron los primeros en sufrir los impactos del nuevo sistema tarifario. Por lo tanto, el argumento de que la Fio B beneficia a los más pobres y democratiza el sector se desmorona cuando analizamos que el estado de Pará, por ejemplo, ocupa el puesto 23 en el índice de pobreza, con un impactante 19,2 %.

Mientras tanto, el estado de Maranhão, uno de los principales beneficiarios de la Ley 14.300, ocupa el último lugar en el ranking de pobreza del país, con una tasa del 26,3 %. Por lo tanto, los más pobres son los más afectados. Esto es un ejemplo de incongruencia.

Este es un momento de estudio, capacitación y unidad entre quienes verdaderamente defienden el mercado de la energía solar. Estudiar para extraer sus propias conclusiones sobre la legislación y el panorama nacional, capacitarse para brindar servicios de asesoría a los clientes que requieren soluciones más técnicas. Y, finalmente, la unidad entre quienes verdaderamente representan el mercado de la energía solar. Esta unidad será crucial para limitar el impacto negativo del proyecto en las facturas de energía.

Como conclusión final, mi recomendación es que centremos plenamente nuestra atención en los criterios y estudios de valoración que ANEEL hará con respecto a los beneficios y costos de la generación distribuida.

El resultado de este estudio podría incluso hundir por completo el mercado de la energía solar. Si no nos comprometemos a exigir representación en el análisis, si no nos involucramos en las consultas públicas, podemos esperar lo peor.

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