Tarifa Hora Certa: a nova realidade que pode transformar a economia dos projetos solares no Brasil

O setor elétrico brasileiro está diante de uma transformação regulatória que poderá alterar significativamente a forma como os investimentos em geração distribuída são planejados, contratados, remunerados e economicamente avaliados.

A expansão acelerada da geração solar fotovoltaica, a crescente participação dos consumidores no SCEE (Sistema de Compensação de Energia Elétrica) e os desafios operacionais enfrentados pelo SIN (Sistema Interligado Nacional) estão impulsionando uma revisão importante da estrutura tarifária brasileira.

Nesse contexto, merece especial atenção a proposta apresentada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) na Nota Técnica Conjunta nº 14/2026-STR-STD/ANEEL, vinculada ao processo nº 48500.034060/2025-88, que trata da Modernização das Tarifas de Distribuição – Ciclo 1 (Tarifas Horárias).

A proposta introduz uma mudança estrutural: a Tarifa Hora Certa deixa de ser tratada exclusivamente como uma alternativa voluntária para determinados consumidores e passa a constituir o padrão de enquadramento de parcelas do mercado de baixa tensão.

Mais do que uma alteração na forma de faturamento, estamos diante de uma mudança com repercussões jurídicas, econômicas e contratuais para todo o ecossistema de geração distribuída.

E há um ponto especialmente relevante para o mercado solar: segundo a proposta da ANEEL, os novos participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica deverão ser enquadrados obrigatoriamente na modalidade tarifária horária, sem possibilidade de opção de saída.

Essa diretriz exige atenção imediata de investidores, integradores, comercializadoras, consórcios, cooperativas, desenvolvedores de usinas e consumidores que pretendam ingressar no mercado de geração distribuída.

O que é a Tarifa Hora Certa e por que a ANEEL pretende implementá-la?

A Tarifa Hora Certa corresponde à modalidade tarifária horária, anteriormente conhecida como Tarifa Branca, cuja principal característica é diferenciar o preço da energia conforme o horário de utilização.

Na estrutura convencional, o consumidor paga uma tarifa que não diferencia o horário do consumo. Na modalidade horária, por outro lado, os valores variam conforme os postos tarifários, refletindo as diferenças de custos de atendimento do sistema elétrico ao longo do dia.

A justificativa apresentada pela ANEEL está relacionada à transformação da matriz elétrica brasileira. O crescimento da geração solar trouxe uma realidade operacional diferente: durante determinados períodos do dia, especialmente nas horas de maior geração fotovoltaica, existe elevada disponibilidade de energia.

Entretanto, no início da noite, quando a geração solar diminui e o consumo permanece elevado, o sistema enfrenta condições distintas de atendimento. Essa diferença exige uma sinalização econômica mais adequada.

Por isso, a Agência pretende estimular o deslocamento do consumo para horários de menor custo, reduzir a concentração da demanda nos períodos de ponta e melhorar o aproveitamento da energia renovável disponível.

A proposta também busca reduzir distorções tarifárias e aprimorar a alocação dos custos entre os diferentes perfis de consumidores. Portanto, a discussão não se limita à criação de uma nova tarifa. Trata-se de uma reformulação da lógica econômica que orienta o consumo e a utilização da infraestrutura elétrica.

A obrigatoriedade para novos projetos de geração distribuída: o ponto de maior atenção

Um dos aspectos juridicamente mais relevantes da Nota Técnica nº 14/2026 está no tratamento conferido aos novos participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica. A ANEEL propõe três regimes de enquadramento, considerando o perfil do consumidor e as condições de ingresso no sistema.

Para os consumidores de baixa tensão com maior consumo, a proposta prevê enquadramento automático na modalidade horária, com possibilidade temporária de migração para uma tarifa plana. E para consumidores de menor consumo, permanece, em regra, o modelo de adesão voluntária.

Entretanto, há uma regra específica para os novos participantes do SCEE. Os novos aderentes ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica, incluindo unidades consumidoras com micro e minigeração distribuída e unidades beneficiárias de créditos, deverão ingressar diretamente na modalidade horária, sem possibilidade de saída.

A proposta estabelece, ainda, que esse enquadramento alcançará os novos aderentes cuja geração seja conectada a partir de 90 dias da publicação da norma, bem como as unidades beneficiárias dos créditos dessas centrais.

Isso significa que os novos projetos de GD precisarão considerar a estrutura tarifária horária desde a concepção do empreendimento. E não será suficiente avaliar exclusivamente a potência instalada, a energia injetada, o consumo compensado ou o percentual de créditos alocados.

Será necessário compreender como a diferença entre os postos tarifários poderá interferir na apuração econômica da energia injetada e consumida. É uma mudança que pode impactar diretamente os estudos de viabilidade, os modelos de compensação, a precificação dos contratos e as projeções de retorno dos investimentos.

O impacto sobre a Lei nº 14.300/2022 e a segurança jurídica dos investimentos

Naturalmente, uma mudança dessa dimensão suscita questionamentos sobre a compatibilidade da proposta com o Marco Legal da Geração Distribuída, instituído pela Lei nº 14.300/2022.

A questão central é compreender até que ponto a ANEEL pode modificar a estrutura tarifária aplicável às unidades consumidoras participantes do SCEE, inclusive aquelas que realizaram investimentos considerando a regulamentação anteriormente existente.

A Nota Técnica apresenta o entendimento do Parecer nº 00166/2026/PFANEEL/PGF/AGU, segundo o qual a Agência possui competência para aplicar a tarifa horária às unidades participantes do SCEE, inclusive durante os períodos de transição previstos nos artigos 26 e 27 da Lei nº 14.300/2022, desde que preservados os percentuais de benefício incidentes sobre as componentes não associadas ao custo da energia.

O parecer também sustenta que a Lei nº 14.300/2022 não assegura a permanência imutável em determinada modalidade tarifária. Esse entendimento merece atenção especial, uma vez que a proteção regulatória conferida aos investimentos em geração distribuída não significa, necessariamente, congelamento de toda a estrutura tarifária aplicável às unidades consumidoras.

Por outro lado, a competência regulatória da ANEEL deve ser exercida em conformidade com a legislação, com a segurança jurídica, com a proteção da confiança legítima e com a preservação dos direitos de transição legalmente assegurados.

É justamente nessa fronteira entre competência regulatória e proteção dos investimentos que se encontra uma das questões jurídicas mais importantes dessa transformação. A análise não pode ser superficial. Cada projeto exige avaliação de sua data de conexão, enquadramento legal, modalidade de participação no SCEE, estrutura contratual e regime de compensação aplicável.

Como ficará a compensação dos créditos de energia?

Outro ponto de grande relevância está na apuração dos créditos de energia por posto tarifário. A proposta não cria um sistema independente de compensação para a geração distribuída.

Ela prevê a aplicação, também às unidades horárias do Grupo B, da mecânica de apuração por posto já disciplinada na legislação e na regulamentação setorial. Em síntese, os créditos serão alocados prioritariamente no mesmo posto tarifário em que ocorreu a geração.

Quando houver utilização em posto diferente, deverá ser considerada a conversão econômica correspondente, observando-se a relação entre os valores da componente TE Energia dos respectivos postos.

Esse mecanismo merece atenção porque a quantidade física de energia injetada não será necessariamente equivalente, em termos econômicos, à energia consumida em outro posto tarifário.

A consequência é importante: os modelos financeiros que consideram apenas o saldo quantitativo de quilowatts-hora poderão deixar de representar adequadamente a realidade econômica do empreendimento.

Para investidores e operadores de usinas, torna-se indispensável revisar os critérios utilizados nas simulações de créditos, rateios, alocações e projeções de receitas.

E os sistemas de GD que já estão conectados?

A proposta também merece atenção quanto aos empreendimentos existentes. A ANEEL não propõe simplesmente excluir as unidades já conectadas do processo de modernização tarifária.

Para essas unidades, prevê-se o enquadramento no regime geral, considerando o consumo bruto importado da rede, acompanhado de faturamento informativo e possibilidade de opção pela modalidade tarifária plana temporária, observados os percentuais de transição previstos nos artigos 26 e 27 da Lei nº 14.300/2022.

Portanto, é fundamental distinguir duas situações:

1. Novos participantes do SCEE: enquadramento na modalidade horária sem possibilidade de saída, conforme os critérios e marcos temporais propostos.
2. Unidades já conectadas: submissão ao regime geral de transição, com faturamento informativo e possibilidade de opção pela tarifa plana temporária, respeitadas as proteções legais aplicáveis.

Essa distinção é essencial para evitar interpretações equivocadas e, principalmente, para orientar corretamente os consumidores e investidores. Não se pode tratar todos os empreendimentos de geração distribuída como se estivessem sujeitos às mesmas condições regulatórias.

O impacto nos contratos de geração distribuída: uma revisão que não pode ser adiada

Se a estrutura tarifária muda, os contratos que sustentam economicamente os projetos também precisam ser examinados. Esse é um dos aspectos que considero mais relevantes sob a perspectiva do Direito Regulatório de Energia.

Contratos de locação de usinas, arrendamento, consórcios, cooperativas, associações, compartilhamento de créditos, prestação de serviços, gestão de ativos e instrumentos de compensação podem ter sido estruturados considerando premissas econômicas que precisarão ser reavaliadas.

Algumas questões passam a exigir respostas jurídicas e técnicas:

• Os contratos contemplam expressamente alterações regulatórias que modifiquem a estrutura tarifária?
• Existe previsão de revisão dos critérios de rateio e alocação de créditos?
• A metodologia de remuneração permanece economicamente adequada diante da conversão dos créditos entre postos tarifários?
• Quem suportará eventuais diferenças econômicas decorrentes da nova estrutura?
• Existem cláusulas de reequilíbrio econômico-financeiro ou mecanismos de revisão contratual?
• Os estudos de viabilidade consideraram a possibilidade de enquadramento obrigatório na modalidade horária?
• Os contratos celebrados com consumidores e investidores distribuem adequadamente os riscos regulatórios?

Essas perguntas não são meramente acadêmicas. Elas podem determinar a sustentabilidade econômica de empreendimentos, a preservação de margens operacionais e a prevenção de conflitos entre investidores, geradores, consumidores e operadores.

A revisão preventiva dos contratos deixa de ser apenas uma boa prática e passa a representar uma importante ferramenta de gestão de riscos.

O cronograma regulatório e a necessidade de preparação antecipada

A proposta da ANEEL prevê implantação gradual da tarifação horária para consumidores de baixa tensão, condicionada à instalação de medição adequada. O cronograma recomendado na Nota Técnica estabelece:

• 2028: consumidores com consumo igual ou superior a 1.800 kWh/mês.
• 2029: consumidores com consumo igual ou superior a 1.000 kWh/mês.
• 2031: consumidores com consumo igual ou superior a 500 kWh/mês.

A Nota Técnica recomenda o início do faturamento em abril de 2028, observadas as etapas de implantação. E também prevê um período de faturamento informativo, de no mínimo três ciclos de faturamento, antes da produção de efeitos financeiros para os consumidores submetidos ao processo de enquadramento com possibilidade de saída.

É importante observar que esse cronograma se refere ao enquadramento progressivo do público de baixa tensão. O tratamento específico dos novos participantes do SCEE possui regra própria, sem possibilidade de saída, conforme o marco temporal proposto.

A antecipação do planejamento é indispensável. Os investidores que aguardarem a efetiva produção de todos os efeitos da regulamentação poderão encontrar dificuldades para renegociar contratos, revisar modelos financeiros ou adaptar sistemas de gestão.

Uma tendência internacional de modernização tarifária

A transformação proposta pela ANEEL também está inserida em um movimento internacional de modernização das tarifas de distribuição. Experiências regulatórias nos Estados Unidos, no Canadá e na Europa demonstram a crescente utilização de tarifas com diferenciação horária, especialmente diante da expansão das fontes renováveis, da eletrificação dos transportes e da necessidade de maior flexibilidade da demanda.

A própria Nota Técnica cita experiências da Califórnia e de Ontário, além de referências do CEER (Council of European Energy Regulators), da ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) e da FERC (Federal Energy Regulatory Commission). A lógica é relativamente clara: não basta ampliar a geração renovável.

É necessário desenvolver mecanismos econômicos e regulatórios capazes de integrar essa energia ao sistema de maneira eficiente. Entretanto, a importação de modelos internacionais exige atenção às particularidades jurídicas, contratuais e econômicas brasileiras.

O desenho regulatório precisa considerar o Marco Legal da GD, as características do SCEE, a realidade das distribuidoras e a proteção dos investimentos realizados no país. A modernização tarifária precisa caminhar ao lado da segurança jurídica.

O que empresas, investidores e operadores de GD devem fazer agora?

Diante desse cenário, recomendo que os agentes do setor iniciem uma avaliação integrada de seus empreendimentos, com atuação conjunta das áreas jurídica, regulatória, técnica, tributária e financeira.

Algumas medidas são prioritárias:

1. Diagnóstico regulatório dos empreendimentos: Identificar o enquadramento de cada unidade consumidora, a data de conexão, a condição de participação no SCEE e os direitos de transição aplicáveis.
2. Simulação econômica da Tarifa Hora Certa: Avaliar os efeitos da diferenciação por postos tarifários, da conversão dos créditos e do perfil de consumo e injeção de energia.
3. Auditoria contratual: Revisar contratos de geração compartilhada, consórcios, cooperativas, locação, arrendamento, prestação de serviços e alocação de créditos.
4. Avaliação de riscos jurídicos e regulatórios: Identificar possíveis desequilíbrios contratuais, exposição econômica, obrigações não previstas e oportunidades de adequação.
5. Revisão dos modelos de investimento: Atualizar estudos de viabilidade, projeções de receitas, payback, rentabilidade e critérios de precificação dos projetos.
6. Planejamento estratégico para novos empreendimentos: Incorporar a nova realidade tarifária desde a estruturação dos projetos, evitando que investimentos sejam realizados com base em premissas econômicas que não correspondam ao ambiente regulatório futuro.

Conclusão: a geração distribuída entra em uma nova fase regulatória

A Tarifa Hora Certa representa muito mais do que uma mudança na forma de cobrança da energia elétrica. Ela sinaliza uma transformação na relação entre geração, consumo, compensação de créditos e estrutura econômica dos empreendimentos.

Para o setor de geração distribuída, o principal alerta está no tratamento proposto para os novos participantes do SCEE, que deverão ingressar na modalidade horária sem possibilidade de saída. Esse novo contexto exige uma mudança de postura dos agentes econômicos.

A análise jurídica não pode ocorrer somente depois de um problema contratual, de uma divergência de faturamento ou de uma perda financeira. O Direito Regulatório de Energia precisa atuar preventivamente, antecipando cenários, identificando riscos, avaliando a legalidade das medidas e protegendo a sustentabilidade dos investimentos.

É nesse momento que a assessoria jurídica especializada assume papel estratégico. A pergunta que o mercado precisa fazer não é apenas quanto uma usina consegue gerar, mas quanto essa energia efetivamente representará em valor econômico diante da nova estrutura tarifária.

A geração distribuída continuará sendo um componente importante da transição energética brasileira. Entretanto, sua sustentabilidade dependerá cada vez mais da capacidade dos agentes de compreender e antecipar as mudanças regulatórias.

No novo cenário do setor elétrico, não basta investir em energia solar. É necessário investir em inteligência regulatória, segurança jurídica e planejamento econômico. Porque, em um mercado cada vez mais regulado e complexo, antecipar a mudança pode ser tão importante quanto realizar o próprio investimento.

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