Em 30/10/2025, Câmara e Senado aprovaram a MP 1.304/2025, posteriormente convertida na Lei 15.269/2025. O texto reorganiza regras do setor elétrico, cria teto orçamentário para a CDE a partir do orçamento de 2027 e introduz medidas que afetam diretamente a micro e minigeração distribuída (Lei 14.300/2022). Este documento apresenta um resumo dos principais pontos que afetam os projetos de geração distribuída e alguns comentários.

CDE-GD paga por todos os consumidores

A Lei 10.438/2002 foi ajustada para disciplinar o custeio de benefícios associados ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (Lei 14.300/2022), estabelecendo que a rubrica da Geração Distribuída hoje existente no orçamento da CDE passará a ser arrecada junto a todos os consumidores – cativos e livres.

Impacto Considerando um orçamento de R$ 6 bilhões para a CDE-GD em 2026, os consumidores do mercado cativo pagariam cerca de R$ 17/MWh para custear esse subsídio. Com a cobrança distribuída por todos os consumidores, cativos e livres, o encargo sobre cada consumidor cai para aproximadamente R$ 9/MWh. Na prática, isso implicaria uma redução de R$ 8/MWh nas despesas dos cativos e um acréscimo de R$ 9/MWh para os livres. Essa é uma indicação dos possíveis impactos tarifários sob um cenário de universalização do custeio.

No entanto, é importante destacar que a CDE-GD registra apenas parte dos subsídios da GD. Há também uma parcela intra-tarifária. Em 2025, o orçamento da CDE contemplou cerca de R$ 5,4 bilhões para a rubrica CDE-GD, enquanto o Subsidiômetro da ANEEL indicou um valor da ordem de R$ 14 bilhões como o total de subsídios concedidos para a geração distribuída. Ou seja, cerca de outros R$ 9 bilhões permanece embutido nas tarifas.

Ao universalizar a cobrança da CDE-GD, cresce a chance das porções hoje intra-tarifárias passarem a ser orçadas na CDE, o que aumentaria a transparência dos benefícios e intensificaria o escrutínio sobre seu crescimento. Esse movimento pode pressionar a revisão dos atuais benefícios da GD.

Teto orçamentário da CDE e Encargo de Complemento de Recursos (ECR)

A Lei 15.269/2025 estabelece teto anual para a CDE (a partir do orçamento de 2027) e cria o ECR, que atua reduzindo proporcionalmente os benefícios da rubrica que ultrapassar o limite, direcionando o ajuste aos beneficiários não sociais. Se uma despesa (ex.: CDE-GD) estourar o teto, a diferença não se socializa automaticamente por toda a base de consumidores: aciona-se o ECR na forma de redução de benefícios.

A Lei não define quem, exatamente, suportará essa diminuição: se apenas os beneficiários da rubrica específica que exceder o teto (ex.: CDE-GD) ou se todos os beneficiários dos recursos da CDE de forma mais ampla. Essa definição de alcance e base de incidência permanece dependente de regulamentação pela ANEEL/MME.

Impactos

Em caso de estouro da subconta ligada à GD, a redução proporcional do benefício poderá ocorrer dentro da própria rubrica, afetando a economia líquida dos arranjos de compensação. Isso exige atenção em custos adicionais a partir de 2027, cujos impactos precisam ser devidamente avaliados.

Se a CDE-GD ultrapassar o teto, o ECR pode diminuir o benefício econômico hoje materializado como energia compensada, comprimindo margem de projetos. Dependendo da regulamentação, parte do ajuste também pode se refletir no lado do consumo, elevando custos da unidade consumidora beneficiada. Projetos de GD remota com “desconto garantido” ficam expostos nas duas pontas (geração e consumo), o que pode resultar em renegociações contratuais para reequilíbrio do contrato, a depender do impacto dessa medida.

O teto transforma a CDE em orçamento rígido, com possível redução dos atuais benefícios dos usuários de GD. A depender da regulamentação, arranjos de autoconsumo local tendem a ser menos expostos a reduções de benefício, por ser mais difícil de quantificar sua contribuição para a CDE. estruturas de autoconsumo remoto, com elevada compensação ficam mais sensíveis.

Considerando um cenário de continuidade da expansão da GD em 2026, e admitindo—apenas como hipótese—que 100% do adicional de CDE-GD seja acomodado via ECR (redução de benefícios) e reflexos regulatórios tanto em consumidores quanto em usinas, é plausível trabalhar com sensibilidades da ordem de R$ 2/MWh no lado da UC e R$ 2/MWh no lado da usina.

Armazenamento (baterias/BESS) reconhecido e com incentivos

O Art. 8º-A (Lei 9.074/1995) determina que empreendimentos de geração que solicitarem acesso à transmissão ou à distribuição após a publicação da lei devem custear a reserva de capacidade (arts. 3º e 3º-A da Lei 10.848/2004) na proporção da energia gerada, enquanto não cumprirem os requisitos do §2º do art. 9º da Lei 9.648/1998 (lastro/garantias).

O Art. 3º-A (Lei 10.848/2004) define que os custos da reserva de capacidade (energia de reserva, administrativos, financeiros e tributos) serão rateados entre todos os usuários finais do SIN, incluindo ACL e autoprodutores, e podem envolver geradores, nos casos previstos; o §3º permite cobrança na proporção do consumo e, quando previsto, da geração.

O §6º do Art. 3º-A estabelece que, no caso de sistemas de armazenamento por baterias (BESS) contratados como reserva de capacidade, os custos serão rateados apenas entre os geradores. Dispositivos de ressarcimento amplo por curtailment foram vetados, mantendo o foco em modicidade tarifária e na capacidade/armazenamento como instrumentos de segurança.

Impactos

O Art. 8º-A é abrangente (acesso em transmissão e distribuição): novos projetos de GD podem ser chamados a financiar a reserva de capacidade enquanto não cumprirem lastro/garantias. A ANEEL definirá métricas e bases de incidência.

Se o poder concedente contratar BESS (baterias) como reserva de capacidade, o §6º do art. 3º-A aloca 100% do custo para os geradores, reforçando o incentivo a internalizar baterias (projetos híbridos geração+BESS) e reduzir a exposição a encargos sistêmicos.

Esse conjunto rompe a lógica de repasse concentrado em consumidores: geradores passam a financiar a segurança de suprimento (ERCAP) e, no caso de baterias, assumem integralmente o custo dos leilões de capacidade.

Fica claro que (i) novos geradores podem pagar ERCAP proporcional até cumprir lastro/segurança; (ii) em BESS, o encargo é exclusivo dos geradores; e (iii) a ANEEL deverá regulamentar a métrica e a cobrança, sinalizando maior responsabilidade do lado da geração—inclusive GD—e forte incentivo ao armazenamento próprio.

Como exercício de cenário: se o ERCAP referente a 1.000 MW de baterias estimados para um leilão em 2026 fosse integralmente custeado apenas por novas usinas intermitentes que entrassem em operação em 2026, a cobrança poderia gerar um encargo adicional da ordem de R$ 2/kW-mês a R$ 4/kW-mês para esses geradores, inclusive os de geração distribuída, a partir da entrada em operação das baterias.

A Lei 15.269/2025 redefine o cenário da geração distribuída (GD) no Brasil ao impor teto da CDE e permitir o acionamento do ECR por redução proporcional de benefícios, elevando a transparência tarifária e exigindo gestão ativa de riscos por consumidores e geradores. Para consumidores — especialmente em autoconsumo remoto com “desconto garantido” —, ganham relevância cláusulas de revisão contratual no caso de mudanças legais. Para geradores de GD, o ERCAP e o potencial rateio exclusivo em leilões de baterias (BESS) aumentam o prêmio por eficiência técnica: maior coincidência carga-geração, armazenamento para mitigar curtailment e engenharia de projetos híbridos. Em um ambiente mais competitivo sob novas regras, capturar valor dependerá mais de performance operacional e governança contratual.