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Por Felipe Figueiró — Especialista em Energia Após anos de debates e pequenos avanços, o setor elétrico brasileiro pode estar prestes a dar um dos seus passos mais transformadores ao nível de volume de cargas. Com a nova Medida Provisória 1.300 de 2025 , publicada pelo governo federal, consumidores de baixa tensão, sendo eles pequenos comércios, indústrias e até residências, começam a enxergar algo inédito que é o direito de escolher de quem comprar sua energia. Antes de celebrar totalmente temos que ter em mente que medidas provisórias têm força de lei imediata, mas não são definitivas. Elas precisam ser aprovadas pelo Congresso Nacional em até 120 dias. Ou seja, há incertezas jurídicas, mas o mercado não está esperando para agir. Consumidores de baixa tensão terão novas oportunidades no mercado de energia. O que muda com a MP: Agosto de 2026: comércios e indústrias conectados em baixa tensão (< 2,3 kV) poderão migrar para o mercado livre. Dezembro de 2027: consumidores residenciais também poderão escolher seus fornecedores. Esse é o maior número de cargas do país. Criação do Supridor de Última Instância (SUI) : um mecanismo para garantir fornecimento mesmo se uma comercializadora quebrar. E por que o foco imediato está no comércio e na indústria de menor porte? Segundo estudo da Abraceel , o Brasil tem cerca de 7 milhões de unidades consumidoras nos segmentos comercial e industrial conectadas em baixa tensão, todas ainda presas a tarifas reguladas e sem direito de escolha do seu fornecedor de energia. Em muitos desses negócios, a conta de luz pode representar de 10% a 25% do custo mensal e quase nenhum deles sabe que isso pode mudar. Esse é o típico cenário onde há dor, mas também enorme potencial de ganho. Lógico que muitas empresas optam pelo sistema de GD remota, mas é preciso entender com a abertura de mercado se esse ainda será o modelo mais vantajoso para o negócio. Visto que teremos mais possibilidades e um número maior de competitividade no mercado de energia para a baixa tensão. A tarifa como produto onde a energia deixa de ser só custo Ter essa MP de mudanças do setor elétrico gera um espaço para que a ANEEL regulamente novas modalidades tarifárias, algo que não é tão explorado abertamente no Brasil.   Temos as sandboxes tarifárias , mas não são todos os consumidores que enxergam as mudanças. Principalmente a baixa tensão que teve somente a Tarifa Branca  e que não chegou a ter boa recepção pelos consumidores.   Então entender e termos novas tarifas, trarão ações mais alinhadas dentro de cada cliente. Na prática, isso transforma a tarifa de energia em uma ferramenta cada vez mais estratégica, em um grupo que não entende seus movimentos, ainda: Tarifa horária (Time-of-Use):  preços mais baixos fora dos horários de pico, incentivando o consumo em períodos de menor demanda. Tarifa pré-paga:  ideal para pequenos negócios com fluxo de caixa limitado ou para consumidores de baixa renda que precisam controlar melhor seus gastos com energia. Tarifas multipartes:  combinam um valor fixo com bônus por desempenho ou constância no consumo, criando estímulos de eficiência. Tarifas locacionais:  ajustam os valores conforme a região e a infraestrutura elétrica local, trazendo maior realismo e equilíbrio ao sistema. Com a abertura total e o avanço de modelos tarifários cada vez mais flexíveis, será essencial que os agentes do mercado dominem dados e conheçam profundamente o perfil de consumo dos clientes. A personalização deixará de ser diferencial e se tornará requisito, como já ocorre em setores como telecom, mobilidade e fintechs. Quais são as oportunidades e desafios? Teremos maior digitalização da comercialização, visto que planilhas e contratos manuais está com os dias contados. As plataformas deverão ser 100% digitais, com onboarding cada vez mais fluido e atendimento por chatbot ou consultores que usem tecnologia, só assim para liderar. O cliente quer clareza, visto que ele precisa saber quanto vai pagar, quanto pode economizar e quem é essa empresa que atende ele? O risco e a inadimplência podem estar "sob controle", já que o SUI é um avanço, mas não elimina os riscos. Comercializadoras podem oferecer seguros embutidos, contratos com garantias mínimas ou fornecimento híbrido para conseguir de fato mitigar esse problema frente a uma inadimplência muito grande. É lógico que dados serão um diferencial, pois não basta somente vender energia. É preciso entender o consumo, antecipar comportamentos e precificar com inteligência. O dado será ativo central de qualquer operação. Os clientes necessitam de uma informação clara e que ajudem a entender por que o custo aumentou ou o que seus contratos de energia falam. E um ponto muito maior nisso tudo é que teremos cada vez mais, consumidores que entenderão da sua fatura de energia e poderão ir além do custo, tendo em vista energias limpas, redução de consumo, eficiência energética, entre outros pontos. Mesmo sem garantia de aprovação definitiva, essa MP já cria visões no setor. Ela não somente amplia o acesso ao mercado livre, ela inaugura uma lógica que basicamente é o molde da energia como um produto inteligente e flexível, e não mais como uma fatura imposta para esse público. O comércio e a pequena indústria serão os primeiros a sentir a mudança, logo mais o consumidor residencial. E aí, sim, entramos de vez na era da escolha plenamente livre. Estamos diante de uma das maiores transformações da energia no Brasil desde a criação do mercado livre. O cliente, em maior número, finalmente poderá escolher. E cabe a nós entregarmos não apenas energia, mas autonomia, clareza e confiança. MP da energia é o início da revolução na baixa tensão

Por Daniel Lima – ECOnomista Era uma vez um planeta vibrante chamado Renovália, onde duas forças se preparavam para a grande revolução da energia: os audaciosos Investidores Renováveis e os enigmáticos Arquitetos da Infraestrutura. O Grande Paradoxo da Transição Energética: A Jornada dos Guardiões da Luz Os Investidores estavam empolgados! Haviam descoberto fontes mágicas de energia chamadas Solárium e Ventium, capazes de iluminar cidades sem exaurir os recursos do planeta. Os parques solares e as fazendas eólicas cresciam como florestas encantadas. No entanto, quando tentavam levar essa energia para os cidadãos, algo terrível acontecia: a rede elétrica, velha e cansada, não conseguia distribuir tamanha força. Muitos feixes de luz se perdiam no caminho, sem nunca chegar aos lares das pessoas. Foi então que os Arquitetos da Infraestrutura, anciões que cuidavam das grandes rotas da eletricidade, foram chamados. "Precisamos fortalecer os caminhos da energia!", clamavam os Investidores. Mas os Arquitetos eram lentos, esperando que os governantes de Renovália liberassem os investimentos públicos necessários para reconstruir e modernizar a rede. Afinal, enquanto os recursos privados impulsionavam a geração de energia renovável, tornando real a transição energética, cabia ao setor público garantir que a infraestrutura elétrica acompanhasse esse avanço. A tensão cresceu. De que adiantava a energia renovável se os caminhos estavam fechados? Até que um sábio engenheiro propôs a solução: redes inteligentes, capazes de adaptar o fluxo de energia; super-baterias, que armazenavam o excesso para os momentos de necessidade; interconexões velozes, que permitiam que cada canto do reino recebesse sua parte justa da luz. Mas isso exigiria uma aliança entre os dois grupos e, mais importante, uma maior participação do setor público para financiar e coordenar essa modernização. Porém, os cidadãos de Renovália começaram a questionar o impacto dessa revolução em suas próprias vidas. Com uma rede elétrica modernizada, as tarifas poderiam se tornar mais baratas, pois a energia renovável, quando bem distribuída, reduziria os custos de produção. Além disso, os habitantes perceberam que poderiam gerar sua própria energia, instalando painéis solares em suas casas e tornando-se protagonistas da nova era energética. A transição energética de Renovália não era apenas um sonho dos Investidores ou uma preocupação dos Arquitetos, era o futuro de todos. Era preciso agir, ou a transição poderia fracassar. Agora, a pergunta que ecoa pelas montanhas elétricas: será que no nosso mundo real conseguiremos vencer esse paradoxo e garantir uma energia acessível para todos? O Grande Paradoxo da Transição Energética: A Jornada dos Guardiões da Luz

Investigação conjunta entre Espanha e Portugal aprofunda análise sobre falha em cascata que desconectou a Península Ibérica da rede europeia, enquanto especialistas debatem o papel das renováveis e da energia nuclear na estabilidade do sistema. Apagão Ibérico: Falha Desencadeia Colapso Energético e Acende Debate sobre Matriz Elétrica Por EnergyChannel Europa | 24 de maio de 2025 O recente apagão que mergulhou a Península Ibérica na escuridão, afetando milhões de cidadãos em Espanha, Portugal e repercutindo até na França, teve sua origem identificada. Autoridades espanholas confirmaram que uma falha inicial na subestação de Granada foi o estopim para uma sequência de eventos em cascata que culminou em um dos maiores colapsos energéticos da história recente da Europa. A revelação, feita pela Secretária de Estado de Energia da Espanha, Sara Aagesen, direciona as investigações, mas abre um complexo debate sobre a resiliência das redes elétricas em um cenário de crescente integração de fontes renováveis. O incidente, ocorrido em 28 de abril, começou com uma abrupta perda de geração em Granada, seguida, em questão de segundos, por falhas similares em Badajoz e Sevilha. Essa tríade de eventos simultâneos resultou em uma perda vertiginosa de 2,2 gigawatts (GW) de potência da rede espanhola. Como explicou Eduardo Prieto, diretor de operações da Red Eléctrica de España (REE), a operadora do sistema espanhol, essa perda massiva de geração excedeu a "perturbação de referência" utilizada nos planejamentos de segurança da União Europeia. O resultado foi a desconexão automática do sistema elétrico da Península Ibérica do restante da rede europeia, através das interligações nos Pireneus, para proteger o sistema continental, levando ao colapso generalizado em Espanha e Portugal. "Estamos analisando milhões de dados", afirmou Sara Aagesen perante parlamentares, enfatizando a complexidade da investigação em curso. "Continuamos a progredir na identificação de onde ocorreram essas perdas de geração e já sabemos que elas começaram em Granada, Badajoz e Sevilha." Embora a causa raiz da falha inicial em Granada ainda não esteja determinada, as investigações já descartaram hipóteses como um ataque cibernético à REE, um desequilíbrio entre oferta e demanda de energia ou capacidade insuficiente da rede. Aagesen mencionou que a possibilidade de excesso de voltagem está sendo avaliada como um fator contribuinte, e que relatos sobre volatilidade na rede nos dias anteriores ao evento também estão sob escrutínio. Para coordenar os esforços investigativos e aprimorar a resiliência futura, foi estabelecido um grupo de monitoramento conjunto entre Espanha e Portugal. O objetivo é analisar detalhadamente a sequência de falhas e desenvolver mecanismos para prevenir ou mitigar eventos em cascata semelhantes. O primeiro-ministro espanhol, Pedro Sánchez, assegurou que "todas as medidas necessárias serão tomadas para garantir que isso não se repita", destacando a gravidade do ocorrido. O impacto do apagão foi imediato e severo. Cidades ficaram sem semáforos, causando caos no trânsito. Sistemas de metrô e trens foram paralisados, deixando milhares de passageiros retidos – só na Espanha, 35 mil pessoas em mais de 100 trens precisaram de auxílio. Redes de telefonia e internet caíram. Caixas eletrônicos ficaram inoperantes, e comércios enfrentaram dificuldades. Hospitais tiveram que recorrer a geradores de emergência, e centenas de pessoas ficaram presas em elevadores – só na região de Madri, foram 286 resgates. A restauração completa do sistema levou horas, exigindo um esforço intenso das operadoras REE e REN (Redes Energéticas Nacionais, de Portugal), que mobilizaram recursos e utilizaram interconexões com França e Marrocos, além da geração de usinas a gás e hidrelétricas. O colapso energético reacendeu um debate fervoroso sobre a composição da matriz elétrica espanhola e a transição energética. Críticos rapidamente apontaram para a crescente participação das energias renováveis, especialmente solar e eólica, como um fator de vulnerabilidade, argumentando que a intermitência dessas fontes e a menor inércia rotacional associada aos seus conversores eletrônicos poderiam comprometer a estabilidade da rede em momentos de perturbação. A discussão sobre o futuro das usinas nucleares na Espanha, cujo descomissionamento gradual está previsto até 2035, também ganhou força. "as usinas nucleares, longe de serem uma solução, foram um problema" No entanto, especialistas e o próprio governo espanhol contestaram essa visão simplista. Pedro Sánchez defendeu veementemente a política de fomento às renováveis, afirmando que elas reduziram os custos de energia e aumentaram a autonomia estratégica do país. Ele rebateu as críticas sobre a energia nuclear, declarando que, durante a crise, "as usinas nucleares, longe de serem uma solução, foram um problema". Sánchez explicou que cinco reatores foram desligados no momento do colapso por decisão das operadoras e que foi necessário desviar energia para manter seus núcleos estáveis. A recuperação, segundo ele, foi viabilizada por outras fontes, não pela nuclear. A questão da inércia da rede, contudo, permanece central. Sistemas elétricos tradicionais contam com a inércia física de grandes geradores síncronos (como turbinas hidráulicas e a vapor de usinas térmicas e nucleares) para resistir a flutuações abruptas de frequência. Fontes renováveis conectadas via conversores eletrônicos não fornecem essa inércia intrinsecamente, embora tecnologias de "inércia sintética" estejam em desenvolvimento e implementação. Especialistas apontam que a gestão de redes com alta penetração de renováveis exige abordagens mais sofisticadas, incluindo o uso estratégico de armazenamento de energia, conversores formadores de rede (grid-forming inverters) e um planejamento robusto das interconexões. formadores de rede (grid-forming inverters) e um planejamento robusto das interconexões O apagão ibérico serve como um estudo de caso crucial para operadores de rede e formuladores de políticas em todo o mundo, especialmente em regiões que avançam rapidamente na descarbonização de suas matrizes elétricas. A análise detalhada das causas e da resposta ao evento fornecerá lições valiosas sobre como garantir a segurança e a confiabilidade do fornecimento de energia na era das renováveis. A investigação conjunta e os relatórios técnicos subsequentes são aguardados com grande expectativa pelo setor energético global. Apagão Ibérico: Falha Desencadeia Colapso Energético e Acende Debate sobre Matriz Elétrica

Por EnergyChannel Newsroom , 23 de maio de 2025 Em um momento decisivo para a transição energética e o combate à crise climática, a Associação Brasileira de Energia de Resíduos (ABREN) reforça seu protagonismo com propostas concretas e inovadoras para impulsionar a geração de energia a partir de resíduos. Em entrevista ao EnergyChannel TV, o presidente da entidade, Yuri Schmitke, destacou o crescimento do setor e as ações da associação para destravar investimentos, ampliar a geração distribuída e reduzir as emissões de metano no país. Brasil acelera na corrida do biogás e do metano com propostas ousadas da ABREN Recuperação energética: o Brasil acorda para um potencial bilionário A ABREN, que recentemente ampliou seu escopo de atuação para toda a cadeia de energia de resíduos, passou a liderar discussões em áreas antes pouco exploradas no Brasil, como a recuperação energética de resíduos urbanos não recicláveis e a biodigestão anaeróbica de resíduos orgânicos — tanto urbanos quanto agropecuários. “Hoje, apenas 3,4% do potencial nacional de biogás é aproveitado. No caso do biometano, esse número é ainda menor: 1,4%. Estamos diante de um mercado bilionário, ainda em fase embrionária”, afirmou Schmitke. A estimativa é que até 92% do potencial teórico de biogás brasileiro venha da agropecuária, o que faz da integração entre o setor energético e o agronegócio uma prioridade estratégica. A ABREN já é associada à Associação Brasileira do Agronegócio (ABAG) e à Associação Brasileira de Proteína Animal (ABPA), atuando para levar soluções energéticas sustentáveis ao campo. Proposta de um “balcão único” quer eliminar gargalos regulatórios Um dos principais entraves para a expansão do setor, segundo a ABREN, é a desconexão entre as concessões municipais de gestão de resíduos e os leilões federais de energia. Para resolver isso, a associação propôs a criação de um “balcão único de contratação”, mecanismo que unificaria a estruturação da concessão e a comercialização da energia gerada. “Hoje, o investidor assume riscos desnecessários. Ele precisa vencer a licitação municipal e, depois, torcer para conseguir vender a energia. Isso precisa mudar”, defende Schmitke. O modelo proposto permitiria uma licitação integrada, com garantia de compra por parte da União, reduzindo simultaneamente os custos da energia e da taxa de lixo para a população. Energia limpa, confiável — e com impacto climático imediato Além da estabilidade energética, o uso de biogás e biometano é uma poderosa ferramenta de mitigação climática. O metano, segundo Schmitke, é até 86 vezes mais potente que o CO₂ no aquecimento global. E como tem vida curta na atmosfera, sua redução proporciona efeitos quase imediatos. “Se quisermos conter o aquecimento até 2050, precisamos cortar as emissões de metano agora”, alerta. O modelo de cogeração com gasômetros proposto pela ABREN permite que o biogás funcione como uma bateria natural, despachando energia nas horas sem sol — um reforço crucial à geração solar e eólica, que sofrem com a intermitência. Projetos de lei e o Programa Metano Zero Na frente legislativa, a ABREN acompanha com atenção dois projetos de lei: o PL 924/2022 e o PL 102/2023, ambos voltados à recuperação energética. Entretanto, Schmitke admite que a tramitação tem sido lenta, o que levou a entidade a propor um novo caminho: o Programa Nacional Metano Zero . Esse programa prevê um certificado de origem para o biogás e o biometano, chamado “Metano Zero”, com o objetivo de viabilizar economicamente a produção por meio de créditos de descarbonização. A proposta busca atender aos compromissos assumidos pelo Brasil no Acordo de Paris e no Compromisso Global do Metano — como a meta de reduzir em 30% as emissões de metano até 2030. CDR: combustível estratégico para a indústria do cimento Outra frente promissora é o uso do Combustível Derivado de Resíduos (CDR), especialmente no setor cimenteiro. Hoje, cerca de 30% do combustível usado para a produção de clínquer no Brasil é CDR — número que pode chegar a 80%, como já ocorre em países europeus. “É uma solução que reduz custos, emissões e a dependência de combustíveis fósseis como o petcoke. Mas precisamos de mais investimentos nas fábricas e nas unidades de produção do CDR, além de uma regulação mais robusta”, pontua Schmitke. Desafios da infraestrutura e a urgência da regulação Apesar do otimismo com o potencial das fontes renováveis despacháveis, como o biogás, a infraestrutura de escoamento ainda é um gargalo. O país carece de um Distribution System Operator  (DSO), operador do sistema de distribuição, que coordene as fontes distribuídas de forma eficiente. “Hoje temos o ONS para a transmissão, mas falta quem cuide da distribuição local. É esse operador que vai permitir integrar soluções como baterias, gasômetros e usinas híbridas com inteligência”, explica. O que fazer agora? Para o presidente da ABREN, o Brasil precisa, de forma urgente, precificar os atributos ambientais e de confiabilidade das fontes de energia. Isso significa reconhecer o valor de tecnologias que contribuem para a estabilidade do sistema e a descarbonização. “Se o setor elétrico continuar tratando todas as fontes de forma igual, vamos desestimular as soluções que o país mais precisa neste momento”, finaliza. A agenda da ABREN reflete um novo paradigma: energia limpa, eficiente e integrada ao combate às mudanças climáticas. Uma aposta ambiciosa — e indispensável — para o futuro energético do Brasil. EnergyChannel: o seu portal de informação sobre energia, inovação e sustentabilidade. Quer receber conteúdos como este? Inscreva-se no nosso canal e siga nossas redes sociais. Brasil acelera na corrida do biogás e do metano com propostas ousadas da ABREN

Gigante chinesa fornecerá sistemas de baterias para a fase Elena do mega projeto Oasis de Atacama, consolidando a maior negociação do tipo na América Latina e impulsionando a transição energética chilena. BYD e Grenergy selam acordo histórico de 3,5 GWh para armazenamento de energia no Chile Por EnergyChannel | 23 de maio de 2025 Em um movimento que redefine a escala de projetos de armazenamento de energia na América Latina, a BYD Energy Storage, braço de armazenamento da gigante chinesa BYD, firmou um contrato colossal com a construtora espanhola Grenergy. O acordo prevê o fornecimento de 3,5 GWh em sistemas de armazenamento de energia por baterias (BESS) para a sexta fase, denominada Elena, do ambicioso projeto Oasis de Atacama, localizado no norte do Chile. Este pacto não apenas representa a maior colaboração entre as duas potências energéticas até o momento, mas também estabelece um novo marco para o setor na região, sendo considerado o maior contrato de fornecimento de baterias da América Latina e o segundo maior em escala global, segundo comunicado da Grenergy. A negociação fortalece a aliança estratégica entre as empresas dentro de um dos projetos de armazenamento mais significativos do mundo. O fornecimento massivo da BYD envolverá a entrega de 6.240 unidades de seu sistema conteinerizado MC Cube-T. Esses sistemas, equivalentes a 624 contêineres, serão a espinha dorsal do armazenamento da planta Elena, que combinará 446 MW de capacidade solar fotovoltaica com os 3,5 GWh de baterias. A tecnologia embarcada inclui as renomadas Blade Batteries da BYD, que utilizam a química de fosfato de ferro-lítio (LFP), conhecida por sua alta segurança, durabilidade e eficiência operacional – características cruciais para um empreendimento da magnitude e complexidade técnica do Oasis de Atacama. Com esta nova aquisição, o volume total de armazenamento contratado pela Grenergy junto à BYD para o Oasis de Atacama alcança impressionantes 6,5 GWh, somando-se aos 3 GWh já assegurados em fases anteriores. O projeto completo Oasis de Atacama almeja atingir 11 GWh de capacidade de armazenamento, acoplados a 2 GW de geração solar, consolidando seu status como um hub energético de relevância mundial. Para colocar em perspectiva, apenas a capacidade de 3,5 GWh da fase Elena supera toda a capacidade operacional de armazenamento de baterias de muitos mercados europeus consolidados. David Ruiz de Andrés, CEO da Grenergy, destacou a importância estratégica do acordo: “Este acordo reafirma nosso compromisso e liderança em armazenamento de energia, uma tecnologia chave para garantir uma rede confiável e acesso à energia limpa 24/7. É nossa maior aquisição de baterias até hoje e, combinada com compras recentes para o Oasis de Atacama, o projeto agora supera a capacidade instalada de países referência em armazenamento, como Reino Unido, Alemanha e Itália”. Yin Xiaoqiang, Gerente Geral da BYD Energy Storage, complementou a visão: “Esta parceria histórica com a Grenergy não é apenas sobre escala – é sobre redefinir o que é possível para a resiliência energética global. Nossos 3,5 GWh de BESS ancorarão o portfólio de armazenamento mais ambicioso do mundo. Juntos, estamos provando que soluções de gigawatt-hora podem entregar impactos de terawatt-hora”. O Deserto do Atacama, com sua irradiação solar de classe mundial e vastas extensões de terra, tornou-se um epicentro para o desenvolvimento de energias renováveis. No entanto, desafios como o congestionamento da rede elétrica tornam o armazenamento de energia cada vez mais crítico para a viabilidade econômica de projetos de grande escala, como o Oasis de Atacama. A Grenergy tem adotado uma estratégia multifornecedor, distribuindo riscos e recorrendo a diferentes fabricantes, como a CATL, que forneceu 1,25 GWh para a quarta fase do projeto. A Grenergy, com mais de 12 anos de atuação no Chile, já assegurou contratos de compra de energia (PPAs) de longo prazo com players globais, incluindo a estatal Codelco, garantindo os fluxos de receita e a viabilidade financeira das diversas fases do Oasis de Atacama. A empresa planeja detalhar seus planos de investimento e novos projetos focados em armazenamento em seu Capital Markets Day, agendado para 28 de maio em Londres. Este mega acordo entre BYD e Grenergy não apenas impulsiona o projeto Oasis de Atacama, mas também sinaliza a crescente importância do armazenamento de energia para a integração de fontes renováveis e a estabilidade das redes elétricas na América Latina, com o Chile liderando essa transformação. Com informações de Grenergy e Energy Storage News. BYD e Grenergy selam acordo histórico de 3,5 GWh para armazenamento de energia no Chile

Sol, tarifa social e mercado livre: a crônica de Hewerton Martins sobre a MP nº 1.300, que redesenha o setor elétrico brasileiro   Por Hewerton Martins, presidente do Movimento Solar Livre Brasília, 22 de maio de 2025   A Medida Provisória nº 1.300 , assinada pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva em 21 de maio de 2025, inaugura a segunda fase de modernização do setor elétrico brasileiro. Sol, tarifa social e mercado livre: a crônica de Hewerton Martins Enquanto aguarda análise do Congresso, a MP: abre, de forma escalonada, o mercado livre para consumidores de baixa tensão; redefine o conceito de autoprodutor; cria fontes de custeio para a Tarifa Social sem inflar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Estruturada em três eixos – Justiça Tarifária, Liberdade de Escolha e Equilíbrio Setorial  – a proposta tem efeitos imediatos sobre a geração distribuída (GD), o mercado livre e a sustentabilidade da própria CDE. Eixo Principais dispositivos Breve efeito prático Justiça tarifária • Tarifa Social gratuita até 80 kWh/mês para famílias de baixa renda. • Gratuidade da CDE para consumo mensal de até 120 kWh, para faixa de renda até ½ salário-mínimo per capita.  Amplia o universo de consumidores subsidiados e eleva a pressão sobre a CDE. Liberdade de escolha •Abertura total do mercado livre: - Industriais e comerciais em ago/2026;  - demais consumidores em dez/2027 - Criação do “Supridor de Última Instância - SUI”. Pulveriza a competição varejista e exige nova infraestrutura de medição e faturamento. Equilíbrio setorial • Mercado Livre, nova definição de autoprodutor  obrigatoriedades, (demanda ≥ 30 MW e participação ≥ 30 % no capital).• Contagem regressiva para o fim dos descontos de TUST/TUSD.• Encargos da GD e Tarifa Social passam a ser rateados também pelos consumidores livres. Fecha brechas de autoprodução figurativa e distribui subsídios por uma base maior de pagadores. Desafios e Oportunidades Mercado livre para residências  — A abertura cria espaço para contratos “PPA virtual” para consumidores de baixa tensão que desejem energia 100 % renovável, preservando o atributo local e a previsibilidade da tarifa. Marketplace de comercializadores — Distribuidoras podem se transformar em 'empresas-plataforma', oferecendo curadoria de fornecedores, enquanto a concorrência reduz o custo da energia." Programas de “solar social”  — Ao zerar a tarifa dos mais vulneráveis, o governo deve provocar e estimular parcerias entre prefeituras, fundos ESG e cooperativas solares para instalar pequenos sistemas fotovoltaicos comunitários, estas iniciativas podem reduzir a pressão na CDE. Valorização da GD como hedge  — Com o fim dos descontos de fio para novos autoprodutores do ML, a GD passa a ter mais competitividade frente às grandes usinas centralizadas. Fabricantes de inversores e baterias passam a atuar nos serviços de rede  garantindo mais estabilidade e menos interrupções, além de viabilizar a monetização de frequência-resposta, compensação reativa e armazenamento local. Operadores de redes privadas (DSO)  Integradores podem operar baterias de vizinhança e gerenciar qualidade de tensão como “energia-as-a-service”. Dividir os custos da CDE com o mercado livre amplia o potencial de escala e reduz a percepção de impacto da GD sobre os consumidores. Supridor de Última Instância (SUI),  a abertura do mercado livre cria um vácuo perigoso: se um consumidor de baixa tensão migrar e a comercializadora escolhida falir ou rescindir o contrato, ele pode ficar literalmente “no escuro” até que a distribuidora ou outro agente assuma o fornecimento. A definição urgente de critérios de acionamento, prazos de cobertura e mecanismo de custeio do SUI é, portanto, essencial para que a liberdade de escolha não se converta em insegurança energética. A visão de Hewerton Martins “A MP trouxe luz e sombra ao mesmo tempo” , resume Hewerton Martins. “Ganhamos escala potencial: dividir o bolo da CDE com o mercado livre desarma, por ora, o discurso de que a GD pesa no bolso popular.  Sol, tarifa social e mercado livre: a crônica de Hewerton Martins Para o presidente do Movimento Solar Livre, o setor deve reagir em duas frentes: Eficiência regulatória  — participar ativamente das consultas públicas da Aneel, a fim de assegurar que a metodologia de rateio dos encargos não onere injustamente quem já investiu sob a Lei 14.300. Articulação social  — Estimular a criação de emenda para MP com  projetos de micro-GD ao novo programa da Tarifa Social, mostrando que a energia solar é, simultaneamente, vetor de inclusão social, desenvolvimento da indústria nacional, geração de empregos em mais de 5000 municípios onde a micro-gd está presente, redução da CDE e alívio fiscal para o próprio governo. *“O sol continua nascendo de graça”, conclui Martins. “Cabe a nós garantir que cada raio chegue a quem mais precisa, sem sacrificar a competitividade do mercado. Essa MP não é o fim; é apenas o primeiro capítulo de uma temporada regulatória que exigirá vigilância, técnica e diálogo permanente.” Próximos passos Etapas para a Conversão da MP em Lei Vigência Imediata : A MP tem força de lei desde sua publicação no Diário Oficial da União. Envio ao Congresso Nacional : O texto é encaminhado ao Congresso Nacional, que tem um prazo inicial de 60 dias para analisá-lo. Esse prazo pode ser prorrogado uma única vez por igual período, totalizando até 120 dias.   Formação de Comissão Mista : Uma comissão composta por deputados e senadores é criada para emitir um parecer sobre a MP. Análise e Votação : Câmara dos Deputados : Após o parecer da comissão, a MP é votada no plenário da Câmara. Senado Federal : Se aprovada na Câmara, segue para votação no Senado. Conversão em Lei : Se aprovada sem alterações, a MP é promulgada pelo Presidente da República. Se houver alterações, retorna à Câmara para nova análise. Perda de Eficácia : Se não for aprovada dentro do prazo total (até 120 dias), a MP perde sua validade.   Congresso Nacional Etapas de Regulamentação Pós-Aprovação Após a conversão da MP em lei, é necessário regulamentar seus dispositivos para garantir sua aplicação prática. As etapas incluem: Elaboração de Decretos e Portarias : O Poder Executivo, por meio de ministérios e agências reguladoras, elabora normas complementares detalhando a aplicação da lei. Consulta Pública : Em muitos casos, são realizadas consultas públicas para colher contribuições da sociedade e dos setores envolvidos. Publicação das Normas : As regulamentações são publicadas no Diário Oficial da União e entram em vigor conforme estabelecido. Fiscalização e Implementação : Órgãos competentes monitoram e fiscalizam o cumprimento das novas regras, aplicando sanções em caso de descumprimento. Em síntese, a MP nº 1.300 acena com um setor elétrico mais plural, digital e competitivo, mas seu sucesso dependerá da agilidade com que Congresso, Aneel e sociedade transformem o texto em regras claras e aplicáveis. Como defensor incondicional da geração distribuída, conclamo deputados e senadores a apresentarem uma emenda que coloque as pequenas usinas de Micro e Mini Geração Distribuída solar no centro da transição energética brasileira , elevando a GD solar a política de Estado — eixo decisivo para reduzir a CDE, erradicar a pobreza energética e irrigar de empregos os mais de 5 000 municípios já tocados pela energia limpa. Quando a luz que nos cobre diariamente torna-se pilar da reforma, cada quilowatt-hora gerado no telhado deixa de ser apenas eletricidade: converte-se em oportunidade de desenvolvimento local e em trilha para uma transformação verdadeiramente justa, sustentável e democrática. Sol, tarifa social e mercado livre: a crônica de Hewerton Martins

No dia 20 de maio, a Huasun Energy — líder global em tecnologia solar heterojunção (HJT) — conduziu uma mesa-redonda exclusiva durante o BloombergNEF Summit 2025 , em Munique, destacando o papel crescente de seus módulos HJT da série Kunlun em aplicações fotovoltaicas verticais ao redor do mundo. Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025 O encontro reuniu especialistas como Christian Comes , Diretor de Desenvolvimento de Negócios da Huasun na Europa, e Peter Bendix , Diretor de Desenvolvimento de Negócios da Next2Sun — reconhecida pioneira em soluções de energia solar vertical e parceira exclusiva da Huasun na Europa para o avanço da tecnologia HJT nesse segmento específico. Juntos, eles analisaram como os sistemas verticais de energia solar estão revolucionando a geração elétrica em áreas como agricultura, edificações e infraestrutura de transporte. Peter Bendix destacou a evolução do mercado elétrico alemão, ressaltando o crescente interesse por sistemas verticais graças ao seu pico de geração duplo  — que coincide com os horários de maior demanda, pela manhã e ao entardecer. Com o fim gradual dos subsídios para preços negativos, a solução oferece benefícios tanto econômicos quanto para o equilíbrio da rede. Ele também enfatizou a expansão da parceria entre Next2Sun e Huasun na entrega de soluções verticais escaláveis e de baixa manutenção. Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025 Na sequência, Christian Comes apresentou um panorama técnico das inovações aplicadas nos módulos HJT da Huasun, como vidro com revestimento antirreflexo (AR), filmes bifaciais para conversão de luz, vedação com butil e melhorias estruturais  em moldura e caixa de junção. Esses avanços permitem instalação tanto na vertical (retrato) quanto na horizontal (paisagem), ampliando a flexibilidade e a eficiência no uso do solo em projetos solares verticais. Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025 Com base em dados de um estudo de caso realizado na Baviera, região de Munique, Christian revelou que os sistemas fotovoltaicos verticais equipados com os módulos HJT Kunlun alcançaram uma taxa interna de retorno (TIR) de 15,1% , superando significativamente os sistemas baseados em tecnologia TOPCon. Em um mercado de precificação elétrica baseada em oferta e demanda, esse desempenho reforça o HJT como uma opção de investimento seguro e altamente rentável . Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025 A mesa-redonda atraiu a atenção de especialistas e líderes do setor de energia, consolidando o avanço da tecnologia HJT e seu enorme potencial nas aplicações de energia solar vertical. Para a Huasun, o evento representou não apenas uma vitrine de inovação, mas também um novo passo no fortalecimento de parcerias estratégicas e na aceleração da adoção global de soluções avançadas em HJT. Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025 Huasun e Next2Sun Destacam Inovação e Potencial de Investimento em PV Vertical com Tecnologia HJT no BNEF Summit Munich 2025

Por Redação EnergyChannel | 23 de maio de 2025 Mesmo com sinais de desaceleração no curto prazo, o Brasil segue firme no caminho da expansão solar. Segundo nova análise da BloombergNEF (BNEF), o país poderá atingir a marca de 200 gigawatts (GW) de capacidade fotovoltaica instalada até 2035 , consolidando-se como um dos principais mercados solares do mundo. Brasil Ruma aos 200 GW Solares Até 2035 Apesar de Freada em 2025, Aponta BNEF A projeção vem do relatório sobre transição energética no Brasil divulgado nesta semana, que traça cenários para as próximas décadas. O estudo estima que 16 GW de energia solar sejam adicionados à matriz nacional em 2025 , número inferior aos 19 GW registrados em 2024, marcando uma leve retração anual . Sinal de alerta ou ajuste natural? Apesar do recuo pontual, analistas apontam que o ritmo atual ainda é robusto — e que a queda está mais relacionada a ajustes regulatórios e à reorganização do setor do que a uma perda estrutural de fôlego. “O mercado brasileiro viveu um boom nos últimos anos. Agora, entra em uma fase de maturação, com expansão mais racional e sustentável”, avalia a equipe da BNEF. R$ 6 trilhões para zerar emissões até 2050 O relatório também mergulha na complexa equação de descarbonizar o setor energético nacional. Para atingir emissões líquidas zero até 2050 , o Brasil precisará investir aproximadamente R$ 6 trilhões  em energia limpa, redes elétricas, armazenamento e eletrificação de setores difíceis de descarbonizar. O número impressiona, mas representa apenas 8% a mais  do que o volume de investimentos já previsto no cenário-base de crescimento energético do país. “A mensagem é clara: alcançar uma matriz 100% limpa é financeiramente viável — e o custo adicional é marginal diante dos benefícios ambientais, sociais e econômicos”, destaca o documento. Diversificação: desafio ainda em aberto Enquanto o setor solar continua em expansão, o relatório também alerta para riscos de concentração tecnológica e dependência de matérias-primas estratégicas  — como os minerais críticos utilizados em painéis e baterias, cujos mercados estão cada vez mais dominados por poucos países. Esse alerta ecoa a análise global recém-publicada pela Agência Internacional de Energia (AIE), que apontou um aumento na concentração da cadeia de suprimentos de minerais essenciais e o crescimento de barreiras comerciais. Brasil em posição estratégica Com vasto potencial de geração solar e eólica, recursos minerais abundantes e uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, o Brasil está estrategicamente posicionado para se tornar um protagonista da nova economia energética global  — desde que faça os investimentos certos em diversificação, industrialização e infraestrutura. Brasil Ruma aos 200 GW Solares Até 2035 Apesar de Freada em 2025, Aponta BNEF EnergyChannel  – Onde a transição energética ganha perspectiva. Brasil Ruma aos 200 GW Solares Até 2035 Apesar de Freada em 2025, Aponta BNEF

Por Redação EnergyChannel | 23 de maio de 2025 O futuro da segurança energética pode estar em risco — não por falta de tecnologias ou vontade política, mas pela crescente concentração no fornecimento dos minerais que sustentam a transição energética global. Essa é a principal conclusão da edição 2025 do Global Critical Minerals Outlook , relatório recém-lançado pela Agência Internacional de Energia (AIE), que lança um alerta: estamos avançando em direção a uma nova dependência geoeconômica. Dependência Perigosa: Concentração de Minerais Críticos Ameaça Segurança Energética Global, Aponta AIE Embora o cenário atual aparente estabilidade — com preços abaixo dos picos históricos de 2021 e 2022 — a análise da AIE revela que a cadeia de suprimentos de minerais essenciais, como cobre, lítio, níquel e terras raras, está cada vez mais vulnerável a choques externos. O motivo? A oferta global está se concentrando em poucos países, e as barreiras comerciais estão crescendo. Minérios estratégicos nas mãos de poucos Segundo o relatório, os três principais produtores globais de minerais críticos concentram hoje 86% da oferta global, um aumento em relação aos 82% registrados em 2020. O refino — etapa crucial para transformar matéria-prima em componentes prontos para uso — é ainda mais concentrado, com a China dominando quase todas as cadeias. Para o níquel, por exemplo, a Indonésia é praticamente a única responsável pela expansão recente da produção. Já para minerais como grafite, cobalto e elementos de terras raras, a China mantém o controle absoluto das rotas de processamento. “Em plena corrida por descarbonização, o mundo está trocando a dependência dos combustíveis fósseis por uma nova concentração: a dos minerais essenciais”, resume Fatih Birol, diretor executivo da AIE. Riscos geopolíticos e desaceleração de investimentos A análise detalha que 55% dos minerais estratégicos já estão sujeitos a algum tipo de restrição de exportação. E as barreiras não se limitam mais às matérias-primas: agora incluem também tecnologias de processamento, o que pode comprometer a produção de baterias e equipamentos de energia limpa. A demanda por lítio, por exemplo, cresceu 30% só em 2024 — três vezes mais que a média da década passada. No entanto, o ritmo de novos investimentos não acompanha: os gastos em 2024 subiram apenas 5%, desacelerando em relação aos 14% do ano anterior. A atividade de exploração também estagnou. O caso mais preocupante é o do cobre. Com papel central na expansão das redes elétricas, ele enfrenta um déficit de 30% na oferta projetada até 2035, se os projetos atuais forem mantidos. Alta volatilidade e novas tecnologias em risco Além da escassez, a volatilidade dos preços é uma preocupação crescente. Entre os 20 minerais estratégicos analisados, 15 apresentaram flutuações de preços maiores do que o petróleo. E a China aparece como principal refinadora de 19 desses materiais — com participação média de 70% no mercado. As tecnologias emergentes, como baterias de íons de sódio e LFP (lítio-ferro-fosfato), também não estão imunes. Apesar de serem alternativas promissoras às baterias convencionais, essas tecnologias dependem fortemente de materiais como o sulfato de manganês e o ácido fosfórico — ambos com cadeias de suprimento centralizadas na China. O que está em jogo? A AIE alerta que, mesmo em um mercado aparentemente bem abastecido, um único evento — seja climático, técnico ou geopolítico — pode desencadear efeitos em cadeia, elevando preços e desestabilizando setores inteiros da economia verde. Desde 2021, a agência vem ampliando sua atuação no tema, com análises anuais, mapeamento de riscos e até simulações de resposta emergencial, em linha com seu novo Programa de Segurança de Minerais Críticos. Conclusão: Diversificação não é mais uma escolha, é uma urgência A mensagem do relatório é clara: garantir uma transição energética segura e sustentável exige mais do que investimentos em renováveis — exige ações concretas para descentralizar a produção e o processamento de minerais críticos. Com a demanda global em ascensão e os riscos geopolíticos em alta, o tempo para agir é agora. EnergyChannel  – Monitorando os caminhos da energia para um mundo mais seguro e sustentável.

A Huasun Energy apresentou recentemente sua série de módulos solares verticais com tecnologia de heterojunção (HJT), chamada Kunlun, na 17ª edição da BATA AGRO — a maior feira da Bulgária dedicada à agricultura e à tecnologia agrícola. Estreando no país, os módulos chamaram a atenção por exemplificarem a sinergia entre a agricultura e a energia solar. Huasun Apresenta Módulos Solares Verticais HJT na Maior Feira Agrícola da Bulgária No dia de abertura, Georgi Tahov, Ministro da Agricultura e Alimentação da Bulgária, visitou o estande da Huasun e expressou forte apreço pelo potencial da série Kunlun em gerar benefícios econômicos e sociais. Ele interagiu com representantes da Huasun para conhecer as vantagens da tecnologia HJT e o valor de investimento nos sistemas verticais Agri-PV. Huasun Apresenta Módulos Solares Verticais HJT na Maior Feira Agrícola da Bulgária O ministro Tahov ressaltou a importância global de integrar energia limpa à agricultura, observando que os sistemas verticais Agri-PV podem aumentar a eficiência no uso da terra, impulsionar o desenvolvimento rural e apoiar a transição energética. Ele afirmou o compromisso do governo búlgaro em promover essas iniciativas por meio de políticas públicas sólidas. Huasun Apresenta Módulos Solares Verticais HJT na Maior Feira Agrícola da Bulgária Na prática, a Huasun já firmou uma parceria estratégica com a líder alemã em energia fotovoltaica vertical, Next2Sun, com diversos projetos Agri-PV com tecnologia HJT em escala de megawatts já concluídos na Alemanha e em outros países europeus. Esses projetos adotam espaçamento amplo entre fileiras para permitir o cultivo de culturas e a circulação de maquinário agrícola, garantindo a plena produtividade agrícola. No centro desses sistemas estão os módulos HJT da série Kunlun da Huasun, que se destacam pela bifacialidade próxima de 100%, permitindo alta geração de energia solar ao mesmo tempo que mantêm a função agrícola da terra — oferecendo um modelo de uso eficiente do solo e desenvolvimento sustentável. Huasun Apresenta Módulos Solares Verticais HJT na Maior Feira Agrícola da Bulgária A série Kunlun fez uma estreia marcante na BATA AGRO, despertando grande interesse de agricultores, especialistas e líderes do setor em soluções verticais Agri-PV. Reconhecidos pelos participantes como uma das "Principais Inovações Fotovoltaicas de 2025", os módulos destacam o compromisso da Huasun com a expansão global em meio à crescente demanda por energia solar em diversos setores na Europa. Huasun Apresenta Módulos Solares Verticais HJT na Maior Feira Agrícola da Bulgária

Por Arthur Oliveira Após um dia inteiro dedicado a uma análise aprofundada da Medida Provisória nº 1.300 (publicada em 21 de maio de 2025 no Diário Oficial da União), complementada por uma breve pesquisa jurídica e de dados do IBGE, estou pronto para compartilhar minha perspectiva. A MP 1.300/2025, que altera leis fundamentais como a Lei nº 9.074/1995, Lei nº 9.427/1996, Lei nº 10.438/2002, Lei nº 10.848/2004, Lei nº 12.111/2009, Lei nº 12.212/2010, Lei nº 13.203/2015 e Lei nº 14.300/2022, é uma iniciativa populista para modernizar o setor elétrico brasileiro. Com foco na abertura do mercado livre, eficiência na alocação de custos e equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias, ela aborda temas cruciais como autoprodução, energia incentivada, geração distribuída, Supridor de Última Instância, rateio de custos, separação tarifária, risco hidrológico, novas modalidades tarifárias e o rateio da receita da Eletronuclear. Apesar de seu potencial Destruidor, a MP traz desafios que exigem debate. O IMPACTO DA MP 1.300/2025 NA SUSTENTABILIDADE ECONÔMICA E NA COMPETITIVIDADE DO SETOR ELÉTRICO Neste artigo, apresento uma análise detalhada, com base no texto original, destacando os dispositivos legais, os impactos econômicos, regulatórios e jurídicos, e os desafios para consumidores, distribuidoras e geradores, oferecendo minha visão crítica sobre o futuro do setor elétrico no Brasil. AUTOPRODUÇÃO RESTRITIVA A Medida Provisória nº 1.300/2025, por meio do Artigo 16-A da Lei nº 9.074/1995, estabelece um marco robusto para a autoprodução de energia, definida como a geração para consumo próprio, como em indústrias com usinas solares ou eólicas. Com o objetivo de coibir fraudes e assegurar transparência nos benefícios tarifários, a equiparação a autoprodutor exige demanda mínima agregada de 30.000 kW, participação societária com direito a voto proporcional ou controle comum com a geradora e limite de 30% no capital social para ações sem voto com direitos econômicos elevados. Consumidores equiparados antes de 21 de maio de 2025 estão isentos desses limites até o término da outorga, desde que possuam contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, detenham 100% das ações da geradora ou comprovem enquadramento até 21 de julho de 2025, por meio de contratos com firma reconhecida ou certificação digital, conforme o Artigo 16-A, parágrafo 5º. Empreendimentos não operacionais antes de 15 de junho de 2007 devem transferir ações em 24 meses, segundo o Artigo 16-A, parágrafo 6º. Novos arranjos, a partir de 21 de julho de 2025, aplicam-se apenas a projetos com operação comercial após 21 de maio de 2025, conforme o Artigo 16-A, parágrafo 7º. Essa regulamentação impõe barreiras significativas. Para consumidores, especialmente pequenas e médias empresas, o limite de 30.000 kW é uma restrição severa, desincentivando investimentos em fontes renováveis . O prazo de 60 dias para regularização pode gerar gargalos operacionais, como atrasos na formalização de contratos, resultando na perda de incentivos. No setor, a fiscalização intensificada pela Agência Nacional de Energia Elétrica e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica é necessária, mas pode sobrecarregar essas instituições, atrasando a aprovação de novos projetos. A limitação de novos arranjos a empreendimentos pós-21 de maio de 2025 pode frear inovações, retardando a transição para uma economia de baixo carbono. Há também o risco de judicialização, com base em possíveis violações à segurança jurídica, conforme o Artigo 5º, inciso XXXVI, da Constituição Federal de 1988. ENERGIA INCENTIVADA: UM FIM ABRUPTO PARA OS DESCONTOS A Medida Provisória nº 1.300/2025 altera o Artigo 26 da Lei nº 9.427/1996, limitando os descontos nas Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição para energia incentivada, proveniente de fontes como eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, a contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica até 31 de dezembro de 2025, com vedação a prorrogações, transferências ou novos contratos após essa data, conforme os parágrafos 1º-P e 1º-Q. Consumidores conectados em baixa tensão, abaixo de 2,3 kV, são excluídos dos descontos, segundo o parágrafo 13, e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica apurará desvios anualmente, com encargos à Conta de Desenvolvimento Energético, conforme o parágrafo 1º-R. A Agência Nacional de Energia Elétrica intensificará a investigação de fraudes, com sanções previstas no parágrafo 1º-S. A MP interage com a Lei nº 14.120/2021, que limitou descontos para outorgas pós-2 de março de 2022, e com a Medida Provisória nº 1.212/2024, que prorrogou por 36 meses o prazo de operação de usinas outorgadas até essa data. O fim dos descontos eleva os custos no Ambiente de Contratação Livre em 10% a 20%, considerando que as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição representam 30% a 40% do custo total da energia. Para consumidores especiais, com demanda entre 500 kW e 1,5 MW, isso reduz a competitividade do mercado livre. A pressão para contratações até 31 de dezembro de 2025 pode inflacionar preços no curto prazo, enquanto a vedação a prorrogações limita a flexibilidade contratual. A exclusão de consumidores de baixa tensão desincentiva a migração de pequenos varejistas e indústrias para o mercado livre. Setores intensivos, como siderurgia e química, enfrentarão aumento de custos operacionais e podem impactar 9,7 milhões de trabalhadores, segundo o IBGE de 2023. No varejo, grandes redes e pequenos varejistas, que empregam 7,5 milhões de trabalhadores, podem repassar custos ou cortar vagas. A energia elétrica, que representa 3% a 4% do IPCA, pode gerar pressão inflacionária de 0,3% a 0,5%. A incongruência com a Medida Provisória nº 1.212/2024, que incentivava fontes renováveis, aumenta o risco de judicialização, com base em violações de direitos adquiridos, conforme o Artigo 5º, inciso XXXVI, da Constituição Federal, e da confiança legítima, segundo o Artigo 2º da Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro. Em síntese, a MP 1.300/2025 eleva custos no Ambiente de Contratação Livre (ACL), reduz a atratividade da energia incentivada e pressiona indústrias e o varejo, com reflexos diretos na inflação e na competitividade. Embora tenha como objetivo declarado a transparência e a redução de custos na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), a medida acaba criando incertezas regulatórias e riscos de judicialização, especialmente por violar direitos adquiridos e não estabelecer uma transição clara. A situação se agrava com a interação contraditória com a MP 1.212/2024, que, em vez de complementar a política setorial, acentua a imprevisibilidade e desestimula investimentos de longo prazo no setor elétrico, revelando um planejamento fragmentado. Além disso, como a MP 1.300/2025 trata de uma reforma estrutural sem apresentar justificativa concreta de urgência, configura-se base sólida para impugnação com fundamento no artigo 62 da Constituição Federal, considerando que o Supremo Tribunal Federal (STF) já consolidou jurisprudência no sentido de que medidas provisórias sem urgência e relevância são inconstitucionais (ADIs 4.029 e 6.105), o que pode levar à sua suspensão ou anulação pelo Poder Judiciário. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA: BENEFÍCIOS TEMPORÁRIOS COM CUSTOS DURADOUROS A Medida Provisória nº 1.300/2025 altera o Artigo 25 da Lei nº 14.300/2022, estabelecendo o custeio temporário da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição pela Conta de Desenvolvimento Energético, com rateio proporcional entre consumidores do Ambiente de Contratação Regulada e do Ambiente de Contratação Livre, conforme o Artigo 8º. Esse custeio beneficia unidades de geração distribuída instaladas antes de 6 de janeiro de 2023, segundo o Artigo 27, mas será substituído pelo pagamento direto da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, conforme o Artigo 17. Para consumidores cativos, o rateio eleva tarifas em até 2%, segundo estimativas da Agência Nacional de Energia Elétrica de 2023, gerando percepção de subsídio cruzado, já que residências de baixa renda e pequenos comércios financiam benefícios de consumidores-geradores. O rateio não considera a capacidade contributiva, afetando desproporcionalmente grupos vulneráveis. Para consumidores livres, como indústrias de alumínio e cimento, os encargos da Conta de Desenvolvimento Energético aumentam custos operacionais, reduzindo a competitividade do mercado livre. A incerteza sobre o prazo do custeio compromete a viabilidade de longo prazo da geração distribuída, pois o pagamento futuro da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição elevará o tempo de retorno dos investimentos.  ABERTURA DO MERCADO LIVRE: OPORTUNIDADES COM RISCOS A Medida Provisória nº 1.300/2025 representa um marco significativo na liberalização do mercado de energia no Brasil, permitindo que consumidores escolham seus fornecedores de energia elétrica. Esta abertura gradual, estabelecida pelo Artigo 1º da MP, abrange consumidores de baixa tensão (abaixo de 2,3 kV), com cronograma definido no Artigo 3º e diretrizes de regulamentação no Artigo 5º. A complexidade deste processo exige uma campanha informativa abrangente de, pelo menos, 12 meses,  liderada pela ANEEL e CCEE, para educar os consumidores sobre encargos como a TUSD e CDE, aspectos contratuais e processos de migração. As consultas públicas da ANEEL, como a CP nº 28/2023 e a CP nº 7/2025, avançam na regulamentação técnica, mas carecem de foco na educação do consumidor. A liberalização acelerada pela MP apresenta riscos, incluindo falta de preparação dos consumidores, desafios operacionais para distribuidoras e sobrecarga na CCEE.  Um ponto crítico refere-se às concessionárias e suas comercializadoras do mesmo grupo econômico, que podem obter benefícios legítimos como receitas via TUSD e oportunidades de mercado, mas também apresentam riscos de práticas anticompetitivas, como conflitos de interesse, acesso privilegiado a dados e dumping.   A iniciativa Open Energy (CP nº 7/2025) busca mitigar alguns destes riscos, mas regulamentações adicionais são necessárias, incluindo separação contábil e funcional, proibição de práticas desleais e transparência contratual.  O cronograma de liberalização prevê acesso para consumidores comerciais e industriais em agosto de 2026 e para todos os consumidores, incluindo residenciais, em dezembro de 2027. Contudo, a MP 1.300/2025 representa um grave erro de política energética, privilegiando velocidade sobre qualidade na transição para o mercado livre. Seus dispositivos legais criam distorções de mercado, prejudicam consumidores menos informados e ameaçam a sustentabilidade financeira do setor. Urge corrigir seus equívocos através de medidas legislativas e regulatórias que restaurem o equilíbrio entre liberalização e proteção aos interesses nacionais. O Brasil precisa de uma transição energética justa e bem planejada - não de mudanças abruptas que beneficiam poucos em detrimento da maioria. SUPRIDOR DE ÚLTIMA INSTÂNCIA: SEGURANÇA COM INJUSTIÇAS O Supridor de Última Instância, regulamentado pelos Artigos 15 e 15-A da Lei nº 9.074/1995, garante fornecimento no Ambiente de Contratação Livre em situações excepcionais. A Medida Provisória nº 1.300/2025 determina que o Ministério de Minas e Energia regulamente, até 1º de fevereiro de 2026, aspectos como responsável pelo suprimento, consumidores elegíveis, hipóteses de obrigatoriedade, prazo máximo, uso de energia de reserva, dispensa de lastro e metodologia de custos, conforme o Artigo 15, parágrafo 13. O rateio dos custos exclusivamente entre consumidores do Ambiente de Contratação Livre, via encargo tarifário, penaliza adimplentes, desestimulando a migração para o mercado livre. Uma solução seria um Fundo de Contingência do Supridor de Última Instância, financiado por penalidades a agentes causadores e contribuições de comercializadoras, promovendo equidade e incentivando a migração. RATEIO DE CUSTOS E ENCARGOS TARIFÁRIOS: EQUIDADE EM XEQUE Conta de Desenvolvimento Energético A Medida Provisória nº 1.300/2025, ao alterar o Artigo 3º da Lei nº 10.438/2002, redefine o rateio da Conta de Desenvolvimento Energético em três fases: até 2029, vinculado ao nível de tensão, favorecendo consumidores de alta tensão; entre 2030 e 2037, com transição gradual sem critérios claros; e a partir de 2038, por MWh consumido, conforme os parágrafos 3º-F, 3º-E e 3º-D. A isenção para famílias de baixa renda, até 120 kWh/mês, mantém o caráter social, mas transfere ônus aos demais consumidores. A ausência de critérios objetivos na transição e a equiparação de autoprodutores podem ser questionadas por confiscatoriedade, conforme o Artigo 150, inciso IV, da Constituição Federal, e por violação à segurança jurídica, segundo o Artigo 5º, inciso XXXV. Sobrecontratação O Artigo 15-B da Lei nº 9.074/1995 mantém o rateio dos custos de sobrecontratação entre consumidores do Ambiente de Contratação Regulada e do Ambiente de Contratação Livre. Como a energia excedente é revendida via leilões, Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits, mercado de curto prazo ou vendas bilaterais, o rateio penaliza duplamente consumidores do mercado livre, transferindo riscos da má gestão das distribuidoras. Recomenda-se restringir o rateio ao Ambiente de Contratação Regulada e aprimorar a comercialização de excedentes. Tarifa Social A gratuidade de energia até 80 kWh/mês representa um clássico exemplo de populismo energético: uma medida que soa bem nos discursos políticos, mas que na prática oferece um benefício inacessível para a maioria dos supostos beneficiários – UMA NOVA MP 579. Ao estabelecer um limite tão restritivo, a MP 1300/2025 cria uma falsa impressão de generosidade enquanto transfere custos para outros consumidores e compromete a sustentabilidade financeira do setor elétrico brasileiro. O limite de 80 kWh/mês é notoriamente insuficiente para atender as necessidades básicas de uma família brasileira média. Enquanto o consumo médio residencial no Brasil está em torno de 152,2 kWh/mês, podendo chegar a 191 kWh/mês segundo dados mais recentes, a MP propõe um limite que representa apenas 52% da média nacional. Esta discrepância evidencia o caráter populista da medida, que promete benefícios impossíveis de serem plenamente aproveitados sem sacrifícios significativos no conforto e qualidade de vida. Para atingir o limite de 80 kWh/mês, uma família precisaria: - Reduzir drasticamente o uso do chuveiro elétrico (15-20 minutos diários para toda a família) - Eliminar completamente aparelhos essenciais como ar-condicionado, mesmo em regiões de clima extremo - Restringir severamente o uso de televisão e computador, limitando acesso à informação e entretenimento - Utilizar apenas geladeiras básicas, comprometendo a conservação adequada de alimentos A medida ignora completamente as disparidades regionais no consumo energético brasileiro. Enquanto em regiões mais quentes o consumo médio pode se aproximar de 80-96 kWh/mês, nas regiões Sul e Sudeste, especialmente em períodos de inverno, o consumo pode ultrapassar 270 kWh/mês. Esta diferença brutal torna a medida discriminatória, beneficiando desproporcionalmente algumas regiões enquanto oferece um benefício praticamente inacessível para outras. O custo desta medida populista será integralmente absorvido pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), um fundo setorial já sobrecarregado que, em 2024, representou cerca de 10% do custo total das tarifas no Ambiente de Contratação Regulada. O aumento deste encargo será inevitavelmente repassado aos demais consumidores, incluindo a classe média e pequenas empresas, criando um subsídio cruzado que penaliza justamente aqueles que não se qualificam para o benefício mas também enfrentam dificuldades econômicas. SEPARAÇÃO TARIFÁRIA E CONTÁBIL: UM PASSO PARA A TRANSPARÊNCIA A Medida Provisória nº 1.300/2025, alterando o Artigo 4º, parágrafo 14, da Lei nº 9.074/1995, exige a separação tarifária e contábil ou contratual até 1º de julho de 2026, promovendo transparência na formação de preços e facilitando a fiscalização pela Agência Nacional de Energia Elétrica. Apesar dos desafios de reestruturação, a medida oferece oportunidades de gestão eficiente e redução de riscos regulatórios. RISCO HIDROLÓGICO: UM RETROCESSO REGULATÓRIO A Medida Provisória nº 1.300/2025 promove alterações significativas na regulação do risco hidrológico no setor elétrico brasileiro, com base no marco legal estabelecido pela Lei nº 9.427/1996 (Lei do Setor Elétrico) e Lei nº 10.848/2004 (Lei do Mercado de Energia). A modificação mais impactante ocorre no Art. 7º, que revoga a possibilidade de repactuação contratual do risco hidrológico prevista na Lei nº 13.203/2015, eliminando assim um importante instrumento de gestão de riscos utilizado desde a crise hídrica de 2012-2015. Do ponto de vista técnico, a MP institui no Art. 2º-E um novo mecanismo de liquidação de passivos através de leilões centralizados administrados pela CCEE, conforme disposto no Artigo 4º da Lei nº 10.848/2004. No entanto, a medida apresenta lacunas regulatórias significativas ao não especificar os critérios técnicos para valoração dos créditos, metodologia de precificação, parâmetros de participação obrigatória dos agentes e mecanismos de alocação de custos. Esta omissão contraria os princípios de transparência e previsibilidade estabelecidos no Artigo 3º da Lei nº 9.427/1996. Economicamente, a transferência compulsória dos custos do risco hidrológico para as distribuidoras, conforme previsto no Artigo 15-B da Lei nº 9.074/1995 (como modificado pela MP), poderá gerar impactos tarifários significativos através do mecanismo de repasse estabelecido no Artigo 26 da Lei nº 9.427/1996. Do ponto de vista constitucional, a medida apresenta questionamentos quanto à violação do princípio da segurança jurídica (Artigo 5º, XXXVI da CF/88), possível ofensa ao princípio da livre iniciativa (Artigo 170 da CF/88) e potencial descumprimento do devido processo legal regulatório (Artigo 5º, LIV da CF/88), em função da ausência de estudos técnicos prévios de impacto regulatório. Os efeitos sistêmicos da medida incluem o aumento do custo médio ponderado de capital para projetos hidrelétricos, redução da liquidez no Mercado de Curto Prazo, pressão sobre os indicadores financeiros das distribuidoras e potencial migração para fontes termelétricas, com reflexos nos compromissos ambientais assumidos no âmbito do Acordo de Paris. A ausência de um regime de transição adequado, conforme exigido pelo Artigo 26, §5º da Lei nº 9.427/1996, tende a ampliar a instabilidade regulatória e judicialização de conflitos no setor elétrico, com possíveis impactos na atratividade de investimentos e na segurança energética nacional. MODALIDADES TARIFÁRIAS: INOVAÇÃO COM INCERTEZAS A Medida Provisória nº 1.300/2025, alterando o Artigo 3º da Lei nº 9.427/1996, introduz tarifas horárias, pré-pagas e multipartes, delegando à Agência Nacional de Energia Elétrica a regulamentação. A ausência de cronogramas e metodologias exige acompanhamento para evitar atrasos na implementação. ELETRONUCLEAR: RATEIO COM QUESTIONAMENTOS A Medida Provisória nº 1.300, publicada em 21 de maio de 2025, altera significativamente o setor elétrico ao introduzir o Art. 11-A, que determina o rateio da receita de Angra 1 e 2 entre os consumidores do Sistema Interligado Nacional (SIN), modificando a Lei nº 12.111/2009. Isso gera dúvidas técnicas e jurídicas sobre os mecanismos de cobrança, sua legalidade e impactos econômicos, especialmente para autoprodutores. Embora o artigo não detalhe o instrumento de cobrança — se via TUSD ou ESS —, a tendência é que seja operacionalizado por encargos setoriais como ESS ou CDE. Autoprodutores conectados à distribuição podem ter o valor embutido na TUSD; já consumidores conectados à transmissão provavelmente serão cobrados via ESS. Juridicamente, a cobrança se sustenta no próprio Art. 11-A da MP 1.300/2025, com força de lei imediata conforme o art. 62 da Constituição Federal. Isso é compatível com a lógica do SIN, onde toda energia gerada é compartilhada entre os consumidores, independentemente da origem. Há, no entanto, questionamentos sobre a equidade da cobrança, já que Angra 1 e 2 atendem cerca de 40% da carga do RJ, gerando benefícios locais como empregos e tributos. Ainda assim, sua energia estabiliza o SIN, beneficiando o país inteiro com geração firme e contínua, típica da fonte nuclear. A chance de judicialização é alta, especialmente por autoprodutores ou associações, com base na falta de clareza do dispositivo, possível violação do princípio da isonomia, da modicidade tarifária (art. 175 da CF/88) e riscos na regulamentação pela ANEEL. Há precedentes, como ações contra a cobrança da CDE por consumidores livres e autoprodutores. CONCLUSÃO Na minha opinião, a Medida Provisória nº 1.300/2025 é um marco desastroso para o setor elétrico brasileiro, carregando riscos que demandam atenção urgente. A abertura do mercado livre, a disciplina da autoprodução e os poucos ajustes na geração distribuída não são passos promissores para um setor mais competitivo e sustentável. Não devemos esquecer que o aumento de custos no Ambiente de Contratação Livre, a pressão inflacionária de 0,3% a 0,5% no IPCA e a insegurança jurídica, decorrente de prazos apertados como os 60 dias do Artigo 16-A da Lei nº 9.074/1995 e da falta de clareza em dispositivos como o rateio da Conta de Desenvolvimento Energético e o risco hidrológico, são preocupantes. A possibilidade de judicialização, com base em violações à Constituição Federal, como os Artigos 5º e 150, é uma realidade iminente. Para consumidores, recomendo analisar com cuidado a migração ao mercado livre, considerando encargos como a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição. Autoprodutores devem priorizar a regularização até 21 de julho de 2025. O setor precisa pressionar o Congresso por alterações dessa MP e regulamentações claras da Agência Nacional de Energia Elétrica, além de soluções como o Fundo de Contingência do Supridor de Última Instância para que não prejudiquem toda a cadeia do setor elétrico com rateios injustos. A modernização é essencial, mas exige diálogo para evitar que o consumidor final pague o preço de incertezas regulatórias – esse será o resultado dessa MP DESASTROSA. O IMPACTO DA MP 1.300/2025 NA SUSTENTABILIDADE ECONÔMICA E NA COMPETITIVIDADE DO SETOR ELÉTRICO

Sacramento – EnergyChannel US.  Em um passo decisivo para o futuro da mobilidade de cargas nos Estados Unidos, a Califórnia inaugurou o Centro de Pesquisa em Transporte Avançado (ATRC) , uma nova instalação voltada ao desenvolvimento de soluções para o carregamento de caminhões elétricos pesados (HDVs) . A iniciativa é parte da estratégia do estado para liderar a transição energética no setor de transportes — um dos mais desafiadores em termos de descarbonização. Califórnia inaugura centro de testes para acelerar eletrificação de caminhões pesados O ATRC nasce com a missão de resolver gargalos técnicos e operacionais que ainda limitam a viabilidade dos veículos elétricos de alta capacidade em rotas comerciais de longa distância. A instalação está integrada ao programa eTRUC (Electric Truck Research and Utilization Center) , conduzido por EPRI  (Electric Power Research Institute) e CALSTART , com financiamento da Comissão de Energia da Califórnia (CEC) . O desafio dos caminhões pesados na era elétrica Apesar do avanço de veículos elétricos de passeio e frotas urbanas leves, a eletrificação do transporte rodoviário de cargas continua sendo uma fronteira tecnológica. Isso porque, ao contrário dos carros, os caminhões pesados exigem altíssima densidade energética , autonomia prolongada e recarga ultrarrápida — requisitos que ainda desafiam as capacidades atuais das baterias e da infraestrutura de carregamento. Nos Estados Unidos, a ausência de pontos de recarga apropriados nos principais corredores logísticos  agrava o cenário, tornando a massificação dos caminhões elétricos uma meta ainda distante. Além disso, baterias de grande porte impactam diretamente na distribuição de peso dos veículos, o que interfere na eficiência operacional e nos limites legais de carga útil. Califórnia inaugura centro de testes para acelerar eletrificação de caminhões pesados Um campo de provas para soluções reais O novo centro californiano servirá como uma plataforma de testes e inovação aplicada , reunindo montadoras, desenvolvedores de tecnologia, operadores logísticos e gestores públicos em torno de um objetivo comum: tornar os caminhões elétricos viáveis, competitivos e sustentáveis em larga escala. O ATRC irá simular cenários reais de operação, testar diferentes padrões de carregamento, estudar a integração com a rede elétrica e propor novos modelos de negócios para viabilizar a infraestrutura de recarga de alto desempenho em pontos estratégicos de transporte. Política estadual avança, apesar de retrocessos federais Enquanto o governo federal sob a administração Trump sinaliza recuos em políticas de incentivo à mobilidade elétrica, 24 estados norte-americanos e Washington, D.C.  seguem comprometidos com metas legais de redução de emissões , mantendo suas agendas climáticas ativas. A Califórnia, como tem sido desde a década de 1970, continua puxando a fila da inovação regulatória e tecnológica no setor automotivo. A criação do ATRC reforça a vocação do estado como laboratório global para a eletromobilidade pesada . EnergyChannel  – Cobertura especializada sobre energia, mobilidade limpa e tecnologias para um futuro descarbonizado. Califórnia inaugura centro de testes para acelerar eletrificação de caminhões pesados