Payback de energia solar sob o Fio B: ainda vale para a empresa?

Por que a conta do solar mudou

Durante anos, a energia solar em empresas seguiu uma lógica simples: instalar a usina, gerar de dia, injetar o excedente na rede e abater esse crédito da conta à noite ou nos dias nublados. Sob a compensação anterior, cada quilowatt-hora injetado abatia praticamente toda a tarifa, incluindo os componentes de uso da rede. O payback — o tempo para o investimento se pagar em economia — era calculado sobre essa compensação quase integral.

Essa lógica mudou com a cobrança progressiva do Fio B. Ao injetar energia na rede, a empresa passa a não ser mais compensada por toda a tarifa: uma fração correspondente ao Fio B deixa de ser abatida. O crédito por kWh injetado cai, e, como consequência direta, o payback se alonga. Não significa que o solar deixou de valer a pena — significa que a conta precisa ser refeita, e que o projeto que dependia de injetar muito excedente para fechar é o mais afetado.

Este artigo trata do recorte de payback sob o Fio B. Para a explicação geral do marco legal, a base traz "Lei 14.300 e o futuro da geração distribuída"; para os fundamentos e o dimensionamento, há "Energia solar fotovoltaica: o essencial para gestores". Aqui o foco é o cálculo do retorno e as alternativas quando ele não fecha.

O que é o Fio B e onde ele está na conta

A conta de energia de um consumidor cativo tem, essencialmente, dois grandes blocos: a TE (Tarifa de Energia), que remunera a energia em si, e a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição), que remunera o transporte dessa energia pela rede. O Fio B é um componente da TUSD — a parcela que paga a infraestrutura física de distribuição. Como ele está embutido, o consumidor não o enxerga separado. Mas, na geração distribuída, é justamente sobre essa parcela que incide a nova cobrança.

De compensação quase integral a compensação parcial

A mudança conceitual é essa: antes, injetar energia equivalia a "guardar" um crédito que valia quase a tarifa cheia. Agora, injetar energia gera um crédito do qual se desconta uma fração do Fio B. Quanto maior o percentual do Fio B cobrado, menor o valor do crédito por kWh injetado. É por isso que a estratégia de dimensionamento se desloca de "gerar muito para injetar e acumular crédito" para "gerar para consumir na hora".

A regra de transição da Lei 14.300/2022

A Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, instituiu o Marco Legal da Microgeração e Minigeração Distribuída e estabeleceu um cronograma de cobrança progressiva do Fio B. O cronograma se aplica a quem homologou o sistema após 7 de janeiro de 2023. A forma correta de entender esse cronograma é como uma escala crescente, e não como um valor fixo de um ano específico.

O ponto a fixar é que esses percentuais crescem ano a ano ao longo da transição. Ao modelar um payback, o facilities manager não deve usar um único percentual, e sim projetar a economia ao longo dos anos considerando que a fração do Fio B cobrada aumenta a cada degrau da escala.

Quem homologou antes de 2023 tem regra diferente

Um aspecto decisivo: quem homologou o sistema antes de 7 de janeiro de 2023 não é impactado pela regra de transição. Segundo a Lei 14.300/2022, esses sistemas mantêm as condições anteriores de compensação como direito adquirido até 2045. Por isso, ao avaliar um prédio, a primeira pergunta é quando o sistema foi (ou seria) homologado: um projeto pré-2023 e um projeto pós-2023 têm economias muito diferentes, e comparar os dois com a mesma simulação leva a erro.

Cuidado com "o Fio B está em X% neste ano"

Chamadas de mercado costumam anunciar o percentual do Fio B vigente em determinado ano — por exemplo, a passagem de 45% para 60% em determinada virada de ano, noticiada pelo Canal Solar. Isso serve como motivação para revisar a conta, mas não deve entrar num cálculo de payback como um número estrutural fixo. O que importa metodologicamente é a escala crescente e o ano de homologação do sistema, não o percentual de um ano isolado.

Exemplo numérico: o crédito que se perde a cada degrau

Para tornar o efeito concreto, vale um exemplo ilustrativo. Os valores abaixo são baseados em um caso divulgado pelo Canal Solar para um sistema na área de concessão da CPFL Paulista, onde o Fio B de referência é de aproximadamente R$ 0,1239/kWh. Ao injetar 1.000 kWh na rede com 60% do Fio B não compensado, o consumidor deixa de receber cerca de R$ 123,90 em crédito. O valor do Fio B varia por distribuidora, então este exemplo serve para ilustrar a mecânica, não como número aplicável a qualquer região.

Nota metodológica: o valor de ≈ R$ 123,90 citado pela fonte corresponde ao Fio B integral (100%) sobre 1.000 kWh naquela distribuidora; os degraus acima aplicam cada percentual da escala sobre essa referência, para ilustrar como o crédito perdido cresce conforme a transição avança. À medida que o percentual sobe, mais crédito por kWh injetado se perde, e é esse desconto acumulado ao longo dos anos que alonga o tempo de retorno em relação a uma simulação feita sem o Fio B.

Dimensionamento: por que não superdimensionar

A consequência direta da nova compensação é uma inversão na lógica de dimensionamento. Sob a compensação quase integral, fazia sentido instalar uma usina generosa e "estocar" o excedente como crédito. Sob o Fio B, cada kWh injetado vale menos, então o retorno melhora quando o sistema é dimensionado para o autoconsumo — consumir a energia no mesmo momento em que ela é gerada — em vez de para exportar sobra.

O fator de simultaneidade entre geração e consumo

A variável-chave passa a ser o fator de simultaneidade: quanto da energia gerada é consumida na própria hora da geração. Um prédio com alto consumo diurno — ar-condicionado, iluminação, equipamentos rodando durante o dia — aproveita a geração solar sem precisar injetá-la. Quanto maior a simultaneidade, menor a dependência da compensação e menor o impacto do Fio B. Por isso o perfil de consumo do prédio importa tanto quanto o tamanho da usina.

Quando o armazenamento entra na conta

Para elevar o autoconsumo, o armazenamento em baterias pode fazer sentido: a energia gerada de dia e não consumida na hora é guardada para uso posterior, em vez de injetada com compensação reduzida. É uma decisão que depende do custo do sistema de baterias frente ao crédito que se deixaria de perder — uma conta que se torna mais atraente à medida que o percentual do Fio B cresce, mas que precisa ser feita caso a caso.

Alternativas quando o payback próprio não fecha

Quando a usina no telhado não fecha a conta — por falta de área, por baixa simultaneidade de consumo ou por um projeto que dependia de injetar muito excedente —, existem arranjos de geração distribuída e de compra de energia que podem superar a usina própria.

1. Autoconsumo remoto: a usina fica em outro local (um terreno, um telhado maior) e os créditos gerados abatem as contas de unidades da mesma titularidade. Faz sentido quando a empresa não tem área adequada no próprio prédio, mas tem consumo relevante para justificar a geração em outro ponto.
2. Geração compartilhada: um consórcio ou cooperativa de consumidores divide uma usina comum e rateia os créditos. Faz sentido para quem quer participar da geração distribuída sem investir sozinho em uma usina inteira, diluindo o custo de entrada.
3. Mercado livre de energia (ACL): a empresa migra do mercado cativo para comprar energia diretamente de uma comercializadora, com ou sem contrato de longo prazo (PPA). Faz sentido quando o consumo é alto o suficiente para viabilizar a migração e quando a prioridade é reduzir o custo da energia comprada, e não gerar a própria.

Quando ainda compensa e quando não

De forma direta, o solar próprio tende a compensar quando há alto consumo diurno coincidente com a geração, boa área ou telhado disponível, tarifa de energia elevada e dimensionamento voltado ao autoconsumo. E tende a não compensar quando o projeto dependia de injetar muito excedente para fechar, ou quando a tarifa e o perfil de consumo não sustentam o payback alongado pela cobrança do Fio B.

Erros comuns na reavaliação do payback

Alguns erros se repetem quando empresas reavaliam seus projetos:

• Superdimensionar o sistema contando com a compensação cheia que não existe mais;
• Usar uma simulação de payback antiga, feita sem o degrau do Fio B;
• Ignorar que sistemas homologados antes de 2023 têm regra de transição diferente;
• Não comparar a usina própria com o mercado livre e com a geração compartilhada;
• Dimensionar para injetar excedente em vez de para o autoconsumo.