O início: quando a luz virou corrente elétrica
Era 1839. O físico francês Alexandre-Edmond Becquerel tinha 19 anos quando, durante experimentos eletroquímicos em seu laboratório em Paris, observou algo até então inexplicável: ao iluminar um eletrodo de platina imerso em solução condutora com luz solar, uma corrente elétrica era gerada espontaneamente. Ele havia descoberto o efeito fotovoltaico, o princípio que, quase dois séculos depois, moveria economias inteiras.
A descoberta de Becquerel, no entanto, permaneceu por décadas como curiosidade científica sem aplicação prática. O fenômeno era real, mas ninguém ainda sabia exatamente por quê, nem como aproveitá-lo em escala.
Da descoberta ao silício: o caminho até 1954
Os avanços seguintes vieram em etapas. Em 1873, o engenheiro inglês Willoughby Smith identificou propriedades fotocondutivas no selênio. Três anos depois, em 1876, William Grylls Adams e Richard Evans Day demonstraram que esse elemento gerava eletricidade quando exposto à luz. Em 1883, o inventor Charles Fritts conseguiu produzir a primeira célula fotovoltaica funcional, feita de selênio, com eficiência de apenas 1% a 2%.
O salto teórico definitivo veio com Albert Einstein. Em 1905, ele publicou o artigo que explicou o efeito fotoelétrico, descrevendo como fótons de luz liberam elétrons de materiais semicondutores ao atingi-los. O trabalho lhe rendeu o Prêmio Nobel de Física de 1921 e forneceu a base teórica que tornaria a tecnologia solar viável décadas mais tarde.
Mas foi em 25 de abril de 1954 que a história deu seu salto mais importante. Na Bell Labs, empresa americana de pesquisa e desenvolvimento, três cientistas, Daryl Chapin, Calvin Fuller e Gerald Pearson, apresentaram ao mundo a primeira célula solar de silício com eficiência de aproximadamente 6%. A eficiência pode parecer baixa, mas representava um avanço radical: era comparável, na época, ao motor de gasolina típico. E o silício, ao contrário do selênio, era abundante, processável e passível de dopagem, a introdução controlada de impurezas para alterar suas propriedades elétricas.
Da corrida espacial ao telhado: como a solar saiu dos laboratórios
A tecnologia encontrou seu primeiro mercado em um lugar improvável: o espaço. Em 1958, a NASA incorporou um pequeno painel fotovoltaico de 1 watt ao satélite Vanguard I como sistema de backup. A bateria convencional falhou. O painel solar manteve o satélite em funcionamento por oito anos. O resultado foi irretorquível: todo veículo espacial desenvolvido desde então passou a adotar a tecnologia.
A corrida espacial criou um ciclo virtuoso de pesquisa e redução de custos. Na década de 1970, a crise do petróleo empurrou governos e indústrias a buscar alternativas energéticas. Em 1973, a Universidade de Delaware construiu nos Estados Unidos uma das primeiras residências com sistema fotovoltaico conectado à rede.
Nas décadas seguintes, o preço das células solares caiu de forma contínua, impulsionado por avanços na fabricação, na eficiência de conversão e na escala de produção, especialmente após a entrada da China no mercado global, nos anos 2000, como maior fabricante mundial de painéis. Entre 2013 e 2023, o preço dos módulos fotovoltaicos caiu mais de 80%.
Como funciona um sistema fotovoltaico: a física simplificada
Entender o princípio básico é essencial para avaliar projetos e riscos. O efeito fotovoltaico ocorre quando fótons de luz solar atingem a superfície de uma célula semicondutora, normalmente de silício, e liberam elétrons, criando uma diferença de potencial elétrico. Esse movimento de elétrons gera corrente contínua (CC).
Como a rede elétrica e a maioria dos equipamentos operam em corrente alternada (CA), um equipamento chamado inversor converte a CC em CA. Em sistemas conectados à rede, o excedente de energia produzido pode ser injetado na distribuidora e compensado na conta de luz, modelo que ficou conhecido como net metering ou sistema de compensação de energia.
Um sistema fotovoltaico residencial ou comercial típico é composto por:
- Módulos fotovoltaicos: conjuntos de células solares que captam a radiação
- Inversor: responsável pela conversão de CC para CA
- Estrutura de fixação: suporte nos telhados, solo ou fachadas
- Sistema de monitoramento: controle de geração em tempo real
- Medidor bidirecional: instalado pela distribuidora para medir tanto o consumo quanto a injeção de energia na rede
Sistemas de maior porte, especialmente em usinas centralizadas (acima de 5 MW), adicionam transformadores, sistemas de proteção elétrica e conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio de subestações.
A chegada ao Brasil e os primeiros passos regulatórios
O Brasil chegou ao mercado solar mais tarde do que países como Alemanha, Japão e Estados Unidos. Antes de 2012, o uso de energia fotovoltaica no país era esporádico, limitado a projetos de eletrificação rural em regiões remotas, sistemas isolados e algumas iniciativas acadêmicas. A ausência de regras claras para conexão à rede elétrica era o principal obstáculo.
Dois fatores externos aceleraram a mudança: a queda global dos custos dos equipamentos e o aumento contínuo das tarifas de energia no Brasil, pressionadas por crises hídricas e pela estrutura de subsídios cruzados do setor elétrico. Ficou evidente que o modelo de geração centralizada exclusiva não era mais suficiente, nem financeiramente sustentável para o consumidor.
A RN 482/2012: o divisor de águas
Em abril de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa nº 482, estabelecendo as primeiras regras para a micro e minigeração distribuída no Brasil. Pela resolução, consumidores que instalassem sistemas de geração por fontes renováveis, incluindo solar fotovoltaica, poderiam conectar os sistemas à rede da distribuidora e compensar a energia gerada na conta de luz.
Foi o ponto de partida de uma revolução silenciosa. Até então, não havia base legal que permitisse ao consumidor injetar energia na rede sem risco de penalidades. A RN 482 criou essa possibilidade e abriu o mercado residencial, comercial e industrial para a solar fotovoltaica.
Em 2015, a Resolução 687 da ANEEL ampliou o escopo da norma, criando novas modalidades, como a geração compartilhada e o autoconsumo remoto, e elevando os limites de potência das categorias de micro e minigeração. Naquele mesmo ano, o Convênio ICMS 16/2015 isentou de ICMS a energia injetada na rede por prosumidores, e a Lei 13.169/2015 eliminou a cobrança de PIS e Cofins sobre sistemas de energia solar, reduzindo o custo de instalação.
Os incentivos fiscais que aceleraram o mercado
A combinação de regulação clara e incentivos tributários foi determinante para a explosão do setor na segunda metade da década de 2010. O acesso a linhas de financiamento específicas, com destaque para os programas do BNDES e de bancos regionais, tornou viável que pequenas e médias empresas, produtores rurais e consumidores residenciais instalassem sistemas fotovoltaicos.
O resultado foi um crescimento exponencial da capacidade instalada. Em 2018, o Brasil atingiu 1 GW de capacidade solar. Em 2024, esse número havia superado 50 GW, uma multiplicação por 50 em seis anos.
Esse crescimento não foi apenas tecnológico: foi também financeiro. Segundo dados da ABSOLAR, os novos investimentos gerados pelo setor solar acumularam mais de R$ 232,6 bilhões até 2024, abrangendo grandes usinas e sistemas distribuídos.
O Marco Legal da Geração Distribuída — Lei 14.300/2022
Com o crescimento expressivo do setor, o arcabouço da RN 482/2012 tornou-se insuficiente para regular um mercado que já movia bilhões de reais. Em 7 de janeiro de 2022, entrou em vigor a Lei 14.300/2022, conhecida como Marco Legal da Geração Distribuída, a mais importante regulação do setor até aquele momento.
A lei consolidou regras, definiu categorias de geração distribuída (GD I, GD II e GD III) e estabeleceu uma transição tarifária escalonada: sistemas conectados a partir de 7 de janeiro de 2023 passariam a contribuir progressivamente com os custos de uso da rede de distribuição, especificamente a componente TUSD Fio B. Essa transição foi dividida em etapas anuais:
- 2023: isenção total para sistemas da categoria GD II
- 2024: 15% de contribuição sobre o Fio B
- 2025: 45% de contribuição sobre o Fio B (para sistemas homologados a partir de jan/2023)
- A progressão continua até 2029, quando todos os novos sistemas pagarão integralmente pelo uso da rede
A lógica da mudança foi reduzir o que especialistas chamavam de “subsídio cruzado”: consumidores sem painéis solares arcavam com custos de manutenção da rede que beneficiavam também os prosumidores. A regulamentação foi feita pela ANEEL em fevereiro de 2023, e a Resolução 1.059 do mesmo ano atualizou aspectos técnicos, exigindo que as distribuidoras apresentem separadamente nas faturas o consumo da rede e os créditos compensados.
Um ponto relevante para investidores: sistemas com Orçamento de Conexão emitido até 6 de janeiro de 2023 foram enquadrados na categoria GD I e mantêm o regime de isenção total da componente Fio B por 25 anos a partir da data de conexão. Esse diferencial de tratamento criou uma janela de oportunidade que o mercado aproveitou, e que parcialmente explica o recorde de instalações registrado em 2022 e 2023.
A maior reforma do setor elétrico em 20 anos: Lei 15.269/2025
Em novembro de 2025, o governo federal sancionou a Lei 15.269/2025, resultado da conversão da Medida Provisória 1.304/2025. A norma é considerada a mais ampla reforma do setor elétrico brasileiro desde as Leis 10.847 e 10.848, de 2004.
Os principais impactos para o setor solar são:
1. Abertura gradual do Mercado Livre de Energia: A lei prevê que, entre 2026 e 2028, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) será aberto para consumidores com demanda a partir de 100 kW, o que inclui milhares de pequenas e médias empresas até então cativos do mercado regulado. Para o setor solar, a abertura representa tanto oportunidade (mais clientes para contratos de longo prazo com geração distribuída) quanto risco de desintermediação das distribuidoras.
2. Regulamentação do armazenamento de energia: A lei criou as bases legais para regular sistemas de armazenamento por baterias (BESS — Battery Energy Storage Systems), abrindo caminho para que a complementaridade entre solar e armazenamento seja viabilizada no mercado regulado. Esse ponto é estratégico: o armazenamento é o principal mecanismo para contornar a intermitência solar.
3. Curtailment e o veto que gerou polêmica: O curtailment, corte compulsório de geração em períodos de excesso de oferta, havia se tornado um problema financeiro grave para usinas solares centralizadas. Um dispositivo aprovado no Congresso previa ressarcimento retroativo dos cortes desde setembro de 2023, com efeitos estimados de até R$ 6 bilhões no setor. O governo vetou esse trecho, argumentando que repassar o custo às tarifas dos consumidores seria indevido e que a sobreoferta não deve ser incentivada. Apenas os cortes por indisponibilidade externa e por requisitos de confiabilidade elétrica passaram a ter ressarcimento previsto em lei. O debate jurídico sobre o tema deve se arrastar pela ANEEL e pelos tribunais ao longo de 2026.
A Lei 14.300/2022, vale registrar, não foi alterada pela Lei 15.269/2025, as regras da GD permanecem intactas.
O Brasil solar em números: 63 GW e o desafio da maturidade
O Brasil encerrou 2025 com aproximadamente 63,7 GW de capacidade solar operacional, consolidando a fonte como a segunda maior da matriz elétrica nacional, com 24,5% de participação, atrás apenas das hidrelétricas. Desse total, 43,7 GW são provenientes da geração distribuída (telhados, fachadas e pequenos terrenos) e 20 GW de usinas de grande porte.
O setor gerou mais de 1,5 milhão de empregos diretos e indiretos em 2024, segundo a ABSOLAR, e acumulou mais de R$ 250 bilhões em investimentos totais desde 2012.
Mas 2025 trouxe sinais de desaceleração. Foram adicionados 10,6 GW, ante 15 GW em 2024, uma retração de 29%. Os investimentos caíram de R$ 54,9 bilhões (2024) para R$ 32,9 bilhões, redução de 40%. E a ABSOLAR projeta nova queda de 7% nas adições em 2026, o que marcaria o segundo ano consecutivo de desaceleração após o recorde histórico de 2024.
Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul e Bahia lideram em capacidade instalada. O Nordeste, com seus elevados índices de irradiação solar, entre os maiores do mundo, continua sendo o destino prioritário de grandes projetos.
Gargalos e riscos para quem investe
A energia solar brasileira chegou à adolescência. Não falta demanda potencial, recurso natural ou arcabouço legal básico. O que falta é resolver gargalos estruturais que já estão afastando investidores e reduzindo a rentabilidade de projetos:
Curtailment nas usinas centralizadas
Com a sobreoferta de energia renovável em determinados horários do dia, especialmente entre 10h e 15h, o Operador Nacional do Sistema (ONS) tem cortado a geração de usinas solares e eólicas. Os investidores em solar centralizada perderam cerca de R$ 2 bilhões em receita por curtailment não ressarcido em 2025. O veto ao ressarcimento retroativo na Lei 15.269/2025 deixou esse passivo sem solução imediata e cria incerteza sobre projetos futuros.
Dificuldade de conexão na geração distribuída
Distribuidoras de diversas regiões têm negado ou atrasado a conexão de novos sistemas de GD, alegando saturação das redes de baixa e média tensão. Para integradores e financiadores, isso representa inadimplência contratual e risco de retorno sobre projetos já contratados.
Insegurança regulatória
A transição tarifária da Lei 14.300/2022 ainda não está completamente incorporada às decisões de investimento de longo prazo. Cada revisão de alíquota (como a mudança de 30% para 45% do Fio B em 2025 para sistemas GD II) impacta diretamente o prazo de retorno (payback) dos projetos.
Custo de capital elevado
Com a taxa Selic em patamar elevado, o custo de financiamento para projetos solares, especialmente de médio e grande porte, comprime margens e aumenta o tempo de retorno. O payback médio para sistemas residenciais e comerciais gira entre 3 e 5 anos, mas pode aumentar dependendo do perfil de financiamento.
Risco de judicialização
A Lei 15.269/2025 abriu múltiplas frentes de interpretação jurídica sobre curtailment, autoprodução e acesso a descontos tarifários. Especialistas alertam que o setor pode enfrentar uma nova onda de litígios ao longo de 2026.
Conclusão
A energia solar fotovoltaica levou quase dois séculos para percorrer a distância entre o laboratório de Becquerel e os telhados de mais de 3 milhões de brasileiros. Essa trajetória não foi linear, foi feita de marcos científicos, choques econômicos (como a crise do petróleo de 1973), avanços tecnológicos, reduções de custo sem precedentes e, no Brasil, de uma construção regulatória que começou em 2012 e segue sendo refinada.
Com 63,7 GW instalados e 24,5% de participação na matriz elétrica, o Brasil consolidou uma posição de destaque no cenário global. Mas a maturidade do setor traz consigo desafios que a infância do mercado não precisava enfrentar: curtailment, saturação de redes de distribuição, transição tarifária e insegurança jurídica são os temas que definirão o ritmo de crescimento nos próximos anos.
Para investidores, o cenário exige leitura mais sofisticada. A era das margens garantidas por incentivos plenos e ausência de custos de rede ficou para trás com a Lei 14.300/2022 e a Lei 15.269/2025. O que permanece é um dos melhores recursos solares do planeta, uma demanda energética crescente e um arcabouço regulatório que, apesar das turbulências, avança na direção certa.
O sol continua saindo. A pergunta é: quem estará bem posicionado para capturá-lo.
Comment