A partir de enero de este año, quienes hayan aprobado su sistema de energía solar después del 7 de enero de 2023 verán una reducción en su factura de electricidad. Esto se debe a que, desde 2023, estos consumidores han dejado de compensar una parte cada vez menor de la energía generada por sus sistemas fotovoltaicos.
La Ley 14.300/2022, que creó el Marco Legal de la Generación Distribuida, estableció un cronograma de transición tarifaria que reduce, año a año, la compensación del componente tarifario Fio B.
El porcentaje que se les empezó a cobrar a los consumidores fue del 15% en 2023, subió al 30% en 2024, llegó al 45% en 2025 y, a partir de enero de este año, será del 60%. (Ver tabla a continuación).
En la práctica, esto significa que solo el 40% del Cable B seguirá descontándose de la factura de electricidad de quienes tengan un sistema de energía solar y cuyo sistema fotovoltaico fue aprobado después del 7 de enero de 2023, lo que resulta en un mayor costo para quienes generan su propia energía.
El impacto financiero en las facturas de estos usuarios varía según la distribuidora, ya que el costo de Fio B (un tipo específico de conexión eléctrica) varía según la región. Es importante destacar que los consumidores cuyos sistemas fotovoltaicos fueron aprobados antes del 7 de enero de 2023 no se ven afectados por la norma de transición de Fio B.
Pero ¿qué es el cable B?
Fio B es una parte de la tarifa energética que se utiliza para financiar el funcionamiento de la red eléctrica. Forma parte de la TUSD (Tarifa por Uso del Sistema de Distribución), que se cobra a todos los consumidores que utilizan la red, independientemente de si tienen o no energía solar.
En la práctica, la Fio B es el monto que compensa a las distribuidoras de energía, como CPFL, Enel, Cemig y Copel, por los servicios que prestan. Este concepto no aparece por separado en la factura de electricidad bajo el nombre "Fio B", pero sí está incluido en el valor total en TUSD.
Los ingresos recaudados por Fio B se destinan al mantenimiento de la infraestructura de la red eléctrica, incluidos postes, cables, transformadores y subestaciones.
Estos recursos también compensan a los equipos de mantenimiento y servicio, la operación de los centros de control, así como las inversiones en la modernización y expansión de la red. Parte del importe también se destina a remunerar las inversiones realizadas por las propias distribuidoras.
¿Cómo será la nueva compensación para la Fio B?
Para ilustrar, consideremos un sistema de generación distribuida (GD) instalado en el área de concesión de CPFL Paulista, cuyo presupuesto de conexión fue emitido después del 7 de enero de 2023. Supongamos que el sistema fotovoltaico inyecta 1.000 kWh a la red.
Con los cambios previstos para 2026, el 60% del valor de la Fio B (equivalente a R$ 0,1239 por kWh) dejará de compensarse. Por lo tanto, al compensar estos 1.000 kWh inyectados, el consumidor dejará de recibir un crédito de R$ 123,90 debido al 60% de la Fio B no compensable.
Incertidumbre sobre las reglas después del período de transición.
Si bien la Ley 14.300 establece la eliminación gradual de la no compensación para Fio B hasta 2028, el escenario a partir de 2029 aún es incierto. La regulación definitiva de la valoración de la energía generada por sistemas de generación distribuida, es decir, cómo se remunerará esta energía a largo plazo, aún no ha sido finalizada por [la autoridad/organización competente]. ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica).
Se esperaba que la metodología se definiera para julio de 2024, 18 meses después de la publicación de la ley, según el plazo legal. Sin embargo, este plazo no se cumplió debido a las demoras del CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) en la publicación de las directrices que guiarían la regulación.
El retraso tiene impactos directos en consumidores, inversores y empresas del sector solar, que desconocen cómo se calculará la retribución de la energía inyectada a la red a partir de 2029, cuando el sistema de compensación dejará de aplicarse a quienes se incorporaron al sistema de generación distribuida a partir de 2023.
La incertidumbre afecta directamente la fijación de precios de los proyectos, dificultando los análisis de viabilidad económica y desalentando nuevas inversiones en generación distribuida. Como respuesta tardía, la ANEEL A principios de diciembre de 2025 se abrió el Proceso de Consulta Pública Nº 23/2025, una etapa inicial sin garantía de resultado en el corto plazo.
El proceso pretende recopilar experiencias y propuestas internacionales sobre cómo valorar los costos y beneficios de la generación distribuida (GD), pero se espera que la consulta pública se extienda hasta marzo de 2026, sin un cronograma oficial para la finalización de la regulación.
Mientras tanto, los consumidores siguen a la espera de definiciones estructurales para el futuro de la generación distribuida en Brasil, mientras que los retrasos en la implementación de la propia ley plantean interrogantes sobre la gobernanza regulatoria y el compromiso de las instituciones con la seguridad jurídica.
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Respuestas de 8
Dear,
Siempre me he opuesto radicalmente a la generación de excedentes de energía, aunque reconozco que es muy difícil lograr una simultaneidad del 100% entre generación y consumo. Con la llegada de la tecnología Grid Zero y, sobre todo, con la caída de la inversión en almacenamiento en baterías, dicha inyección se vuelve inviable. Al final, quienes pierden a medio y largo plazo son las concesionarias y distribuidoras. Ingeniero, profesor, máster en ciencias de la ingeniería eléctrica, diseñador en generación solar, estaciones de recarga de vehículos eléctricos, eficiencia energética y áreas relacionadas con la formación académica en ingeniería eléctrica.
Creo que las compañías eléctricas presionaron para que se impusiera este impuesto, y como siempre en Brasil, los brasileños pagaremos la factura. Más impuestos y un servicio pésimo.
De hecho, el cargo TUSD existe desde hace mucho tiempo, incluso antes de la llegada de la energía solar. Peor aún, creo, es el COSIP; este cargo es increíblemente inaceptable, no tiene reglas, se cobra según el consumo, sin mencionar las banderas tarifarias que deberían excluirse para quienes invierten en energía solar, y los cargos ocultos del sector... el cargo por cable B vino a encubrir las demás tarifas, la gente se pierde... es muy complicado...
Y con la inversión en redes se debería prohibir el flujo inverso hasta los 75 kWp, para que los pequeños productores no vuelvan a verse perjudicados…
En cierto modo, incluso estoy de acuerdo con no compensar parte del cable B, siempre que se invierta en la RED INTELIGENTE, etc., etc.
y con inversión en redes, que se prohíba el flujo inverso hasta 75 kWp
Al final, la mayoría usará un sistema híbrido, conectado a la red y a baterías, haciendo una señal obscena a las compañías eléctricas. Al final, lamentarán no tener esta energía extra en sus sistemas.
Sigue creando costes y dificultades para la generación.
Los que producen basura no pagan nada, sólo la absorben.
no inyectar,
Nosotros, las empresas generadoras de energía solar y eólica, ayudamos al sistema; hemos invertido mucho en eso.
No genere más tarifas.