Para o setor de energia solar, ela passou a interferir na engenharia econômica dos projetos, no desenho dos contratos, na forma de faturar a energia, na gestão dos créditos e no capital de giro necessário para operar ativos de longa duração.
O ponto central é que a mudança não se resume à substituição de PIS, Cofins, ICMS e ISS por CBS e IBS. A reforma altera a arquitetura da operação: define quem recolhe o imposto, em que momento, sobre qual parcela da operação, com que possibilidade de crédito e mediante quais documentos fiscais. Em um setor no qual a decisão de investimento é tomada para vinte anos ou mais, uma diferença aparentemente pequena na base tributável pode alterar o preço, a margem, o retorno sobre o capital e a capacidade de honrar o serviço da dívida.
A mesma lógica vale para o armazenamento. A bateria não deve ser tratada como um acessório indiferenciado do sistema fotovoltaico. Dependendo do modelo de negócio, ela pode ser um ativo autônomo, um sistema colocalizado a uma central geradora, um equipamento alugado, uma plataforma de prestação de serviços de flexibilidade ou uma infraestrutura contratada para entregar disponibilidade e potência. Cada desenho produz fluxos físicos, regulatórios, comerciais e fiscais diferentes.
A reforma chega pela nota fiscal — e já exige preparação
O cronograma oficial estabelece uma transição progressiva. Em 2026, CBS e IBS estão em fase de teste e adaptação: o destaque nos documentos fiscais é declaratório e a dispensa do recolhimento depende do cumprimento das obrigações acessórias previstas na regulamentação. Em 2027 e 2028, começa a nova etapa da CBS, com IBS em alíquota reduzida, ao mesmo tempo em que PIS e Cofins deixam de existir. Entre 2029 e 2032, ICMS e ISS são substituídos gradualmente pelo IBS; em 2033, o novo modelo passa a vigorar integralmente.
Para as empresas de energia, isso significa que 2026 não é um intervalo sem consequência. É o ano em que devem ser testados os cadastros, os leiautes, o faturamento, as regras de apropriação de créditos, a integração entre medição e documento fiscal e a capacidade de conciliar contratos de energia com a escrituração tributária. O cronograma do CGIBS e da Receita Federal estabeleceu 3 de agosto de 2026 como início da obrigatoriedade da Nota Fiscal de Energia Elétrica Eletrônica, a NF3e, para o fornecimento de energia elétrica ao consumidor.
A empresa que deixar a adequação para 2027 corre o risco de descobrir o problema no pior momento: quando a operação já estiver sujeita à nova rotina, os contratos estiverem assinados e o preço não puder mais ser alterado unilateralmente. A preparação correta, portanto, combina revisão tributária, saneamento de dados, testes de sistemas e reavaliação contratual.
A regra que organiza o setor elétrico
A Lei Complementar nº 214/2025 trata as energias com valor econômico como bens materiais e estabelece que IBS e CBS incidem, como regra, sobre operações onerosas com bens e serviços. Nas operações com energia elétrica ou direitos a ela relacionados, o art. 28 concentra o recolhimento conforme o ambiente de contratação e a natureza do fornecimento: a distribuidora aparece como responsável em operações no ambiente regulado e em determinadas cobranças pelo uso da distribuição; no ambiente livre, a responsabilidade recai, em regra, sobre o alienante quando há fornecimento para consumo; nas operações multilaterais, a lei distribui a responsabilidade entre comercializador varejista ou estabelecimento consumidor; e a transmissora responde pelos serviços de transmissão e conexão a consumidor diretamente conectado à rede básica.
Esse desenho é importante porque evita uma leitura simplista segundo a qual todo gerador solar passará a destacar e recolher os novos tributos da mesma maneira. O local do fornecimento, o perfil do adquirente, a existência de consumo, a participação no regime regular e a forma de liquidação da operação determinam o tratamento aplicável.
Há também uma regra específica para a energia compensada no Sistema de Compensação de Energia Elétrica. A legislação exclui da base de cálculo do IBS e da CBS a energia fornecida pela distribuidora correspondente à energia injetada na rede pela mesma unidade consumidora, acrescida dos créditos originados na própria unidade, em meses anteriores ou em outra unidade do mesmo titular. Essa exclusão, contudo, é limitada a consumidores participantes do SCEE e à compensação produzida por microgeração de até 75 kW e minigeração acima de 75 kW até 1 MW.
A regra não alcança tudo o que aparece na fatura. Custo de disponibilidade, energia reativa, demanda de potência, encargos de conexão ou de uso do sistema de distribuição, componentes tarifários não associados ao custo da energia e demais valores cobrados pela distribuidora permanecem fora da exclusão. Em termos de preço, isso significa que a empresa não deve comunicar ao cliente uma “isenção total” da conta ou do projeto. O que existe é uma exclusão delimitada, aplicada à parcela e às condições expressamente previstas.
Geração distribuída: a diferença entre gerar para si e compartilhar créditos
O primeiro cuidado é não colocar sob o mesmo rótulo situações econômicas diferentes. A Lei nº 14.300/2022 distingue autoconsumo local, autoconsumo remoto, empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras e geração compartilhada. No autoconsumo local, a geração e a compensação estão associadas à mesma unidade consumidora. No autoconsumo remoto, unidades do mesmo titular podem utilizar a energia produzida em outro local, desde que atendidas pela mesma distribuidora. Na geração compartilhada, consumidores se reúnem por meio de consórcio, cooperativa, condomínio ou associação civil para participar do SCEE.
No autoconsumo local, a modelagem deve separar a energia gerada e compensada dos serviços de rede e dos valores mínimos que continuam devidos. O sistema fotovoltaico pode reduzir a necessidade de compra de energia, mas não elimina automaticamente a demanda contratada, o custo de disponibilidade ou outras parcelas da fatura. A análise correta é feita por posto tarifário, perfil de carga, energia injetada, energia consumida e regra de alocação de créditos.
No autoconsumo remoto, a empresa deve validar a titularidade, a área da mesma distribuidora, a potência instalada, a modalidade do SCEE e o caminho documental dos créditos. O erro mais comum é tratar o crédito de energia como se fosse uma mercadoria livremente transferível, ignorando as regras de alocação e os limites do sistema de compensação. A tarifa e o tributo devem ser modelados sobre o fluxo efetivamente faturado, e não sobre uma promessa genérica de economia.
A maior zona de atenção está na geração compartilhada. O regulamento da CBS, no art. 15, §2º, II, e o regulamento do IBS, no art. 15, §2º, II, registram que a exclusão da base não se aplica às unidades consumidoras participantes de geração compartilhada por consórcio, cooperativa, condomínio ou associação civil, nem aos empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras.
Isso não autoriza, por si só, a conclusão de que toda geração compartilhada será automaticamente tributada sobre o valor integral da energia consumida. A exclusão específica da base não se aplicar é uma coisa; definir a incidência em um determinado arranjo, especialmente quando se discute geração para consumo próprio, é outra. Análises jurídicas setoriais já apontaram que certas estruturas podem suscitar tese de não incidência por ausência de fornecimento oneroso entre pessoas distintas, mas essa é uma interpretação controvertida e não deve ser incorporada ao preço como se fosse um benefício garantido.
A conduta prudente é trabalhar com dois cenários: um cenário jurídico favorável, no qual se reconhece o autofornecimento dentro dos limites da participação dos consumidores, e um cenário conservador, no qual a empresa considera a possibilidade de incidência sobre as receitas ou parcelas não expressamente excluídas. Enquanto a regulamentação e a interpretação administrativa não eliminarem essa incerteza, contratos de geração compartilhada devem prever mecanismo de reequilíbrio tributário, sem transformar a cláusula em promessa de resultado fiscal.
Armazenamento: o processo correto começa antes da bateria chegar
Em 2026, o armazenamento avançou simultaneamente em duas frentes. A Lei nº 15.269/2025 estabeleceu diretrizes para a regulamentação da atividade e criou incentivo para sistemas de armazenamento em baterias. Na sequência, a ANEEL regulamentou procedimentos para sistemas autônomos por meio da REN nº 1.161/2026 e para sistemas colocalizados a centrais geradoras por meio da REN nº 1.162/2026.
Fonte: Portal Solar