Geração distribuída após a Lei 15.269/2025: o que muda em 2026
A reforma do setor elétrico não substituiu a Lei 14.300, mas alterou pontos de custeio e mudou o ambiente regulatório em torno da MMGD. O desafio agora é separar impacto direto de efeito estratégico indireto.
A Lei 15.269/2025 não é uma nova lei da geração distribuída. O regime da microgeração e minigeração distribuída continua tendo como eixo a Lei 14.300/2022 e a regulamentação da ANEEL. A mudança relevante está no entorno: custeio pela CDE, armazenamento, abertura do mercado livre e autoprodução passam a influenciar a forma como projetos serão avaliados a partir de 2026.
Essa distinção é essencial. Parte do mercado passou a tratar a Lei 15.269/2025 como se ela tivesse substituído o marco legal da MMGD ou criado uma nova regra geral de compensação. Não foi isso que aconteceu.
A nova lei alterou pontos específicos da Lei 14.300 e modernizou diversos temas do setor elétrico. Para quem instala, opera, contrata ou investe em geração distribuída, a pergunta correta não é apenas “o que mudou na lei?”, mas sim: o que mudou diretamente para a MMGD e o que apenas influencia decisões estratégicas ao redor dela?
Ponto central: a Lei 15.269/2025 preserva o núcleo do SCEE e do cronograma do Fio B, mas altera a lógica de custeio de componentes tarifárias pela CDE e reposiciona a geração distribuída dentro de um setor mais aberto, com armazenamento regulado, mercado livre em expansão e autoprodução mais restrita.
1. Impactos diretos na geração distribuída
O primeiro impacto direto está na alteração do art. 25 da Lei 14.300/2022. A nova redação prevê que a Conta de Desenvolvimento Energético custeará temporariamente as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia e não remuneradas pelo consumidor-gerador, incidentes sobre a energia elétrica compensada pelas unidades consumidoras participantes do SCEE, conforme a regra do art. 27 da Lei 14.300.
Em termos práticos, a Lei 15.269/2025 não criou um novo Fio B para o consumidor-gerador nem substituiu o cronograma de transição já existente. O que ela fez foi reorganizar a forma de custeio temporário de determinadas componentes dentro da CDE, em um contexto mais amplo de limitação, complementação e revisão de benefícios custeados por encargos setoriais.
Também foi revogado o parágrafo único do art. 22 da Lei 14.300, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2026. Além disso, a tentativa de alteração do art. 11 da Lei 14.300 foi vetada, de modo que esse ponto não se incorporou ao texto final da reforma.
O que muda diretamente:
- alteração do art. 25 da Lei 14.300, com nova disciplina de custeio pela CDE;
- revogação do parágrafo único do art. 22 da Lei 14.300, com efeitos a partir de 2026;
- preservação do núcleo do SCEE e do cronograma do art. 27 da Lei 14.300;
- necessidade de acompanhar a regulamentação sobre CDE, teto de benefícios e Encargo de Complemento de Recursos.
A consequência prática é clara: para projetos de geração distribuída, a Lei 15.269/2025 importa menos por criar uma nova regra de compensação e mais por alterar a engrenagem de custeio que sustenta parte dos efeitos econômicos do regime de transição.
2. O que não mudou na MMGD
A Lei 15.269/2025 não revogou a Lei 14.300, não extinguiu o Sistema de Compensação de Energia Elétrica e não alterou o cronograma central de transição do Fio B previsto no art. 27.
A microgeração e a minigeração distribuída continuam sendo reguladas principalmente pela Lei 14.300/2022 e pela Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, com suas alterações posteriores. A definição do enquadramento de cada projeto segue dependendo da data da solicitação de acesso, da potência instalada, da modalidade escolhida e da configuração da unidade ou estrutura de compensação.
Também permanece relevante a distinção entre os projetos que preservaram o tratamento anterior, os que ingressaram na regra geral de transição e os que se enquadram nas hipóteses mais onerosas do art. 27 da Lei 14.300.
Cuidados de redação e interpretação: não é tecnicamente seguro dizer que “tudo mudou” para a geração distribuída. Também não é correto afirmar que “nada mudou”. O mais preciso é afirmar que a Lei 15.269/2025 não substituiu o regime da MMGD, mas alterou pontos específicos de custeio e o ambiente regulatório em que os projetos serão estruturados.
3. Por que o enquadramento continua decisivo
Para o consumidor, o integrador ou o investidor, o ponto mais importante continua sendo o enquadramento do projeto. A data de solicitação de acesso, o porte da usina, a modalidade de compensação e a concentração do excedente podem alterar substancialmente o resultado econômico.
Projetos que já estavam em operação ou que protocolaram solicitação de acesso dentro do prazo legal de transição podem manter o tratamento anterior até 31 de dezembro de 2045, desde que observadas as condições legais e regulatórias aplicáveis. Projetos posteriores entram no cronograma progressivo da Lei 14.300, com impactos sobre as componentes compensadas.
Em estruturas maiores, especialmente em autoconsumo remoto ou geração compartilhada com potência superior a 500 kW e concentração relevante do excedente, a análise precisa verificar se há enquadramento nas hipóteses mais gravosas do §1º do art. 27 da Lei 14.300.
Data do projeto
A solicitação de acesso e os prazos regulatórios continuam determinantes para identificar o regime aplicável.
Modalidade
Autoconsumo local, autoconsumo remoto, geração compartilhada e múltiplas unidades podem ter efeitos diferentes.
Potência
O porte do projeto influencia a aplicação das regras de transição e dos encargos incidentes.
Concentração do excedente
Em projetos maiores, a distribuição dos créditos pode aproximar o projeto de regime mais oneroso.
Por isso, a análise da Lei 15.269 não substitui a leitura da Lei 14.300. Ela a complementa. O diagnóstico regulatório de um projeto de GD em 2026 precisa começar pelo enquadramento no regime da MMGD e só depois avançar para os efeitos indiretos da reforma.
4. Armazenamento: o efeito indireto mais próximo da GD
O armazenamento de energia é o tema da Lei 15.269 que mais se aproxima da geração distribuída. A lei reconhece o armazenamento como atividade regulada do setor elétrico e atribui à ANEEL competência para disciplinar acesso, conexão, remuneração e formas de operação desses sistemas.
Isso não significa que todo sistema de MMGD passará a precisar de bateria. Sistemas solares sem armazenamento continuam podendo operar dentro do regime da Lei 14.300.
A mudança está na criação de uma base legal específica para projetos com armazenamento e na previsão de incentivo fiscal com horizonte temporal limitado. Para sistemas solares habilitados ao benefício, inclusive micro e minigeração distribuída, a lei exige previsão de armazenamento químico de energia, conforme regulamento.
Em termos práticos, a bateria deixa de ser apenas uma decisão técnica de engenharia e passa a integrar a estrutura jurídica, fiscal e regulatória do projeto. O detalhe operacional, contudo, ainda dependerá de regulamentação da ANEEL.
5. Mercado livre e autoprodução: impactos estratégicos, não alteração do SCEE
A Lei 15.269 também estabeleceu a abertura progressiva do Ambiente de Contratação Livre para consumidores atendidos em tensão inferior a 2,3 kV. O cronograma prevê até 24 meses para consumidores industriais e comerciais e até 36 meses para os demais consumidores, condicionado ao cumprimento dos requisitos previstos na própria lei.
Esse movimento não elimina a geração distribuída. Ele amplia o leque de alternativas para consumidores de menor porte, que passarão a comparar geração própria, geração compartilhada, contratação no mercado livre e soluções híbridas.
A autoprodução por equiparação também ficou mais restrita. A nova lei elevou requisitos de demanda e participação societária para novos enquadramentos, preservando algumas situações transitórias. Para projetos de maior porte, isso pode levar à reavaliação entre MMGD, autoprodução, mercado livre ou estruturas combinadas.
Leitura prática: mercado livre e autoprodução não alteram diretamente o SCEE, mas mudam a comparação econômica e regulatória. Para alguns consumidores, a geração distribuída será apenas uma das alternativas possíveis dentro de uma estratégia energética mais ampla.
6. O que ainda depende da ANEEL
A Lei 15.269 estabeleceu diretrizes, mas vários efeitos práticos ainda dependem de regulamentação infralegal. Esse é um ponto importante para decisões de investimento em 2026.
- CDE e ECR: aplicação do teto, complementação de recursos e eventual redução proporcional de benefícios.
- Armazenamento: requisitos de conexão, operação, remuneração e integração com a rede.
- Mercado livre em baixa tensão: Suprimento de Última Instância, produto padrão, preço de referência, segregação tarifária e comunicação ao consumidor.
- Autoprodução por equiparação: aferição dos requisitos de demanda, participação societária e mecanismos contra estruturas meramente formais.
A recomendação prática é não decidir apenas com base na lei publicada. Projetos que dependem de armazenamento, abertura do mercado livre, autoprodução ou efeitos econômicos da CDE devem acompanhar os atos da ANEEL, as consultas públicas e a forma como os agentes do setor irão operacionalizar a reforma.
Conclusão
A Lei 15.269/2025 não desmontou a Lei 14.300 nem substituiu o regime da micro e minigeração distribuída. O SCEE, a transição do Fio B e a estrutura central da compensação continuam tendo como base o marco legal de 2022.
O que mudou foi o ambiente em torno da geração distribuída. A partir de 2026, projetos de GD passam a conviver com novo arranjo de custeio pela CDE, armazenamento em base regulada, incentivos fiscais para baterias, abertura progressiva do mercado livre em baixa tensão e requisitos mais rigorosos para autoprodução por equiparação.
Isso exige uma análise mais cuidadosa. O projeto não deve ser avaliado apenas por potência instalada, geração estimada e payback. É preciso identificar o regime jurídico aplicável, os efeitos da transição, os riscos regulatórios e as alternativas disponíveis para o consumidor ou investidor.
A regra central para 2026 é simples: antes de escolher a solução energética, é preciso entender qual regime jurídico sustenta essa solução.
