FMGD NEWS — 11 de novembro de 2026

Calendário proposto

Segundo a ANEEL, o enquadramento automático começa pelas maiores unidades: em abril de 2028, as que consomem em média 1.800 kWh por mês ou mais; em abril de 2029, as de 1.000 kWh ou mais; em abril de 2031, as de 500 kWh ou mais. Antes da primeira cobrança, a distribuidora avisa o consumidor e emite ao menos três faturas informativas, sem efeito na conta, comparando a nova tarifa com a atual. Ficam de fora a baixa renda e o desconto social, a iluminação pública e o pré-pagamento. Quem não quiser a nova tarifa pode pedir uma tarifa plana temporária, com preço único a qualquer hora e mais alta que a convencional, por dois anos a partir de cada fase e no máximo até 2033. Segundo o Canal Solar (9 de novembro), as simulações da ANEEL estimam essa tarifa plana entre 3% e 5% acima da convencional.

Geração distribuída

Segundo a ANEEL, a regra também vale para a micro e minigeração distribuída. Unidades já existentes entram no enquadramento automático quando "consomem ou injetam na rede, em média, a partir de 500 kWh/mês", com opção de saída. Quem aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica com pedido de conexão feito 90 dias ou mais depois da publicação da nova regra "serão incluídas na Tarifa Hora Certa sem opção de saída, independentemente do consumo". A mesma regra vale para novos eletropostos comerciais.

Horários e próximos passos

Segundo a ANEEL, a ponta continua com três horas seguidas, e uma segunda etapa vai rever o desenho tarifário de cada distribuidora, inclusive os horários de ponta e a diferença de preços, podendo considerar um período mais barato nas horas de maior geração solar. A notícia oficial não dá data para a votação na diretoria; segundo o Canal Solar, a agência espera concluir o processo e votar até dezembro de 2026.

Leitura jurídica

Em artigo de opinião publicado pelo Canal Solar (10 de novembro), a advogada Marina Meyer Falcão, presidente da Comissão de Energia da OAB/MG, diz que, pela Nota Técnica Conjunta nº 14/2026, os créditos passariam em regra a ser alocados no mesmo posto horário em que a energia foi gerada, e recomenda rever contratos de locação, consórcio, cooperativa e compartilhamento de créditos. É a avaliação da autora; a nota técnica não foi lida na apuração.

Por que importa para quem gera

Para quem vai instalar um sistema, a conta de viabilidade passa a depender do horário de consumo e de geração, e não só do saldo de kWh do mês. Para quem já gera e consome ou injeta mais de 500 kWh por mês, a mudança chega em fases, com faturas informativas antes. É proposta, não regra: ainda passa pela diretoria da ANEEL. Esta é a leitura da FMGD.

Muito alta — muda a forma de cobrar a energia de cerca de 5,7 milhões de unidades e alcança a micro e minigeração distribuída existente e a nova

• Fonte: ANEEL — Tarifa Hora Certa: proposta prevê enquadramento automático de consumidores que usam mais de 500 kWh/mês
• Fonte: Canal Solar — ANEEL propõe incluir sistemas solares na Tarifa Hora Certa
• Fonte: Canal Solar — Artigo de opinião: Tarifa Hora Certa e a nova realidade dos projetos de energia solar

O que a simulação mostra

Segundo a reportagem, com os dados de 2025 a diferença de corte entre usinas diminui: hoje os cortes de usinas solares variaram de 5,6% a 48% da geração possível na Bahia e de 4% a 36% no Rio Grande do Norte. No período definitivo, o corte das solares aumenta no total, e o custo do corte por razão energética das solares do Nordeste pode ficar de R$ 131 milhões a R$ 611 milhões acima do de 2025. O efeito seria de cerca de 4 pontos percentuais a mais no corte total em 2028 e de 1,8 ponto em 2035. "Há uma transferência de cortes e de ônus financeiro das hidrelétricas para as solares", disse Rodrigo Longo, da Aurora, segundo a pv magazine Brasil.

Pontos em aberto

Segundo a reportagem, o tamanho do aumento depende da interpretação das regras, como saber se entram no rateio só as hidrelétricas a fio d'água ou também as de reservatório sem espaço para armazenar, e se o rateio considera só o período de vertimento. São projeções de uma consultoria, não dado oficial.

Por que importa para quem gera

A regra trata da geração centralizada, mas o mesmo excesso de energia solar ao meio-dia está por trás das discussões sobre cortes e comando remoto na rede de distribuição. Quanto mais a solar centralizada for cortada, mais pressão haverá para deslocar consumo e armazenar energia, o que dialoga com a Tarifa Hora Certa e com as baterias. Esta é a leitura da FMGD.

Limite da verificação

O texto da Resolução Normativa nº 1.170 não foi aberto na apuração; os dados vêm da reportagem da pv magazine Brasil sobre a simulação da Aurora Research.

Alta — o rateio dos cortes define quanto cada usina perde; afeta a geração centralizada e é parte do debate sobre cortes na rede

• Fonte: pv magazine Brasil — Menor variação entre usinas e maior valor absoluto: como as novas regras de curtailment podem afetar a operação

Os achados

Segundo o Canal Solar, mais de 90% das migrações recentes ao mercado livre foram de consumidores menores, nos últimos dois anos; seguem em aberto as regras para o consumidor que ficar sem comercializador e a instalação de medidores inteligentes; a proteção do consumidor está incompleta, com 61% das medidas contra a assimetria de informação implementadas, segundo índice da auditoria. O tribunal também apontou o risco de as distribuidoras ficarem com contratos de compra acima da necessidade depois da saída de consumidores, o que pode passar custo ao consumidor cativo, e disse que os estudos econômicos que orientam a abertura são de 2022 e não refletem a Lei 15.269/2025.

Por que importa para quem gera

A abertura do mercado livre para a baixa tensão e a geração distribuída disputam o mesmo consumidor e afetam a mesma conta: a sobra de contratos das distribuidoras e o rateio dos custos de segurança do sistema caem sobre quem fica no mercado cativo, onde está a maior parte de quem gera a própria energia. Esta é a leitura da FMGD.

Limite da verificação

O acórdão desta etapa do monitoramento não foi localizado nem aberto na apuração, e a reportagem não informa o número da nova decisão; os achados vêm do Canal Solar.

Alta — a abertura do mercado livre muda quem paga os contratos das distribuidoras e convive com a geração distribuída na baixa tensão

• Fonte: Canal Solar — TCU aponta falhas de coordenação e riscos na abertura do mercado livre de energia

Desafios e números

Segundo o MME, os desafios são ampliar os projetos-piloto, gerar evidências técnicas e econômicas em diferentes biomas, criar normas e taxonomias próprias, mecanismos de financiamento e capacitar produtores e assistência técnica rural. Segundo a pv magazine Brasil (10 de novembro), o estudo "Sistemas Agrivoltaicos no Brasil", versão 2.0, identifica mais de 13 projetos-piloto no país e cita linhas como Pronaf Bioeconomia, FNE Sol, FNO Rural Verde e BNDES Finame Baixo Carbono.

O que disse o MME

"Os sistemas agrivoltaicos mostram que é possível conciliar a produção de alimentos com a geração de energia limpa", disse Karina Araújo, diretora do Departamento de Transição Energética do MME, segundo o ministério.

Por que importa para quem gera

Minas tem forte produção rural e muita geração distribuída no campo. Norma e linha de crédito próprias para agrivoltaicos podem tirar a solar rural da escolha entre plantar e gerar. A reunião não anunciou medida nem prazo. Esta é a leitura da FMGD.

Alta — abre caminho de política pública e financiamento para a solar no campo, tema próximo do produtor rural mineiro

• Fonte: MME — MME reúne parceiros internacionais para discutir integração entre energia solar e agricultura
• Fonte: pv magazine Brasil — MME discute sistemas agrivoltaicos com representantes do Chile e da cooperação com a Alemanha

Módulos

Não houve relatório novo da OPIS sobre módulos noticiado na janela. A última referência verificada é a do relatório de 20 de outubro de 2026, noticiado pela pv magazine Brasil em 23/10: o Chinese Module Marker, para módulos TOPCon, ficou em US$ 0,107/W FOB China. Segundo a OPIS, em texto publicado pela pv magazine Brasil em 6 de novembro, os wafers do tipo N ficaram estáveis (US$ 0,146 por unidade no formato M10 e US$ 0,153 no 210R).

Por que importa para quem gera

O dólar acumula alta e chegou perto de R$ 5,60, enquanto o preço do módulo em dólar segue parado. Para quem compra equipamento importado, o câmbio volta a ser o principal fator de custo. O preço final de um sistema depende também de estoque, frete, tributos e negociação. Esta é a leitura da FMGD.

Alta — câmbio e preço de módulos definem o custo dos sistemas

• Fonte: Banco Central do Brasil — PTAX, cotação de fechamento
• Fonte: pv magazine Brasil — Preços de módulos solares na China ficam estáveis apesar de proposta de preço mínimo
• Fonte: pv magazine Brasil — Preços de wafers na China permanecem estáveis, sustentados pelo polissilício, apesar de fundamentos fracos do mercado