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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

Com imenso pesar, o EnergyChannel comunica o falecimento de Raul Beck , engenheiro e pesquisador do CPqD , referência nacional em tecnologias para mobilidade elétrica, redes inteligentes e sistemas de armazenamento de energia (BESS). Raul também foi voluntário ativo e incansável da Comissão de Veículos Elétricos e Híbridos da SAE BRASIL , onde contribuiu com generosidade, conhecimento e paixão por um futuro mais limpo e sustentável. Nota de Pesar – Raul Beck Sua trajetória foi marcada por uma dedicação exemplar à pesquisa e ao desenvolvimento tecnológico, sempre com um olhar humano e comprometido com o avanço do setor elétrico nacional. Como profissional, Raul foi um visionário e um construtor de pontes  entre conhecimento técnico e soluções aplicadas. Como pessoa, um amigo gentil, acessível e profundamente respeitado por todos que com ele conviveram. Nota de Pesar – Raul Beck Em nome de toda a equipe do EnergyChannel, manifestamos nossa solidariedade à família, amigos e colegas de trabalho neste momento de profunda dor. Sua ausência será sentida, mas seu legado permanecerá vivo nas mentes que inspirou, nos projetos que ajudou a construir e na história da energia no Brasil. Obrigado, Raul. Sua luz continuará iluminando caminhos. Equipe EnergyChannel - 22 de maio de 2025 Nota de Pesar – Raul Beck

São Paulo, 22 de maio de 2025 – FCR Law - Fleury, Coimbra & Rhomberg Advogados anuncia a criação de sua nova área de Energia, com a chegada de Yuri Schmitke como sócio e Claudio Girardi como consultor estratégico. FCR Law lança área de Energia com reforço estratégico no setor elétrico, resíduos e biocombustíveis  Com a incorporação do escritório Girardi & Schmitke Advogados, referência há 17 anos no setor energético, a FCR Law fortalece sua atuação em regulação de energia elétrica, contencioso estratégico, biocombustíveis e energia limpa, atendendo empresas e organismos internacionais. Yuri Schmitke assume como sócio de FCR Law, trazendo sua expertise nacional e internacional como presidente da ABREN e vice-presidente do WtERT. Claudio Girardi, ex-Procurador-Geral da ANEEL e consultor do MME, irá trabalhar como consultor para contribuir com sua reconhecida experiência institucional. Este é um passo decisivo para ampliar a atuação jurídica em setores altamente regulados e estratégicos para a transição energética e a economia de baixo carbono. Sobre FCR Law FCR Law é um escritório de advocacia dinâmico que assessora empresas nacionais e estrangeiras, empreendedores e investidores em diversas áreas do direito brasileiro. Proporciona serviços com alto nível de qualidade e para estabelecer relações de longo prazo com clientes e parceiros. O escritório atende uma vasta gama de clientes, desde startups em estágio inicial até empresas multinacionais e instituições financeiras. É reconhecido com consistência por diretórios internacionais e nacionais, como Chambers & Partners, Legal 500, ITR World Tax e Análise Advocacia. FCR Law lança área de Energia com reforço estratégico no setor elétrico, resíduos e biocombustíveis

Rumo ao Futuro Sustentável: A Revolução da Transição Energética nos Negócios Empresas buscam soluções inovadoras para impulsionar a transição energética e promover a sustentabilidade No cenário global em constante evolução, a transição energética emerge como uma força motriz para a transformação dos setores empresariais, impulsionando uma mudança significativa em direção a práticas mais sustentáveis. Empresas visionárias estão liderando o caminho ao adotar estratégias inovadoras para reduzir sua pegada de carbono e abraçar fontes de energia renovável. A transição energética  refere-se ao processo de mudança do sistema energético global, com foco na substituição das fontes de energia não renováveis (como o petróleo, carvão e gás natural) por fontes renováveis  e limpas  (como solar, eólica, hidrelétrica, biomassa e geotérmica). Esse processo envolve não apenas a mudança na matriz de geração de energia, mas também a modernização de infraestruturas, políticas públicas, práticas industriais e comportamentos sociais, com o objetivo de reduzir os impactos ambientais , melhorar a eficiência energética  e promover a sustentabilidade . Com a crescente conscientização sobre os impactos negativos das emissões de carbono e o aquecimento global, as empresas agora reconhecem a urgência de se comprometerem com práticas mais sustentáveis. A transição energética tornou-se uma resposta crítica para enfrentar o desafio global da mudança climática, e algumas organizações estão integrando essa abordagem em suas estratégias de negócios. A busca por soluções inovadoras tem sido uma constante nesse processo. Empresas líderes estão investindo em pesquisa e desenvolvimento para impulsionar tecnologias que permitam uma transição suave para fontes de energia mais limpas. Desde a implementação de sistemas de energia solar e eólica até o desenvolvimento de tecnologias de armazenamento de energia avançadas, a inovação está no centro dessas iniciativas. Apesar dos benefícios evidentes, a transição energética não está isenta de desafios. Questões como custos iniciais, integração de tecnologias e a dependência contínua de fontes tradicionais de energia apresentam obstáculos significativos. No entanto, muitas empresas estão convertendo esses desafios em oportunidades, enxergando a transição energética como uma vantagem competitiva e uma forma de fortalecer suas credenciais de responsabilidade corporativa. À medida que a transição energética continua a ganhar impulso, espera-se que mais empresas se unam a esse movimento transformador. Governos e reguladores também desempenham um papel crucial ao criar políticas de apoio e incentivos para facilitar a transição. A integração de fontes de energia renovável, investimentos em tecnologias inovadoras e a colaboração entre setores são fundamentais para moldar um futuro sustentável. Principais Elementos da Transição Energética: Substituição de Fontes de Energia Fósseis : A principal característica da transição energética é a substituição de combustíveis fósseis  (como carvão e petróleo) por fontes de energia mais limpas e sustentáveis, como energia solar , energia eólica , energia hidrelétrica , biocombustíveis  e energia nuclear . Eficiência Energética : A transição também envolve a melhoria na eficiência no uso da energia , com a adoção de tecnologias que minimizem o desperdício e maximizem a produção e o consumo de energia de forma mais inteligente. Descarbonização : A transição energética é um esforço crucial para a descarbonização  da economia global, com o objetivo de reduzir as emissões de dióxido de carbono (CO₂)  e outros gases de efeito estufa, que são os principais causadores das mudanças climáticas . Inovação Tecnológica : Novas tecnologias desempenham um papel essencial na transição energética, como o armazenamento de energia  (por exemplo, baterias de grande capacidade), smart grids (redes elétricas inteligentes) , energia solar fotovoltaica , hidrogênio verde  e captura e armazenamento de carbono . Mudança de Infraestrutura e Políticas Públicas : A transição exige uma mudança na infraestrutura energética  existente, incluindo o desenvolvimento de novas redes elétricas , a construção de novas plantas de geração  e o estabelecimento de políticas públicas e regulamentações  que incentivem o uso de fontes renováveis e a redução da dependência de combustíveis fósseis. Justiça Social e Econômica : A transição energética também deve ser inclusiva, garantindo que a mudança no sistema energético beneficie todas as camadas da sociedade, especialmente as populações mais vulneráveis. Isso envolve garantir acesso à energia limpa  e promover oportunidades de emprego  em setores de energia renovável. Neste contexto um novo paradigma nos negócios está sendo moldado, onde a inovação e a sustentabilidade se entrelaçam para criar um futuro mais verde e resiliente. À medida que as empresas abraçam essa jornada, não apenas reduzem sua pegada ambiental, mas também desempenham um papel fundamental na construção de um mundo mais sustentável para as gerações futuras. E agora, a pergunta que não quer calar: a sua empresa está pronta para liderar essa transformação ou vai assistir à revolução passar pela janela?  A transição energética não é uma tendência — é uma urgência. E aqueles que abraçarem essa mudança com visão, coragem e inovação não só estarão à frente do seu tempo, como ajudarão a moldar o futuro do planeta. A hora de agir é agora.  Quem ficará na história como protagonista da transformação sustentável?

São Paulo, 5 de maio de 2025  — A GoodWe, líder global em soluções fotovoltaicas, em parceria com a integradora Garantia Solar, anuncia a primeira instalação no Brasil do Galaxy Series, seu inovador painel fotovoltaico BIPV (Building Integrated Photovoltaics). O projeto foi implementado no edifício do NIC.br ,  referência nacional em infraestrutura de internet. Foto de ilustração: EC - GoodWe e Garantia Solar inauguram primeira instalação do Galaxy Series no Brasil no edifício NIC.br Com uma capacidade instalada de 20,1 kWp, o projeto consolida o compromisso da GoodWe em fornecer soluções BIPV inovadoras que combinam eficiência energética e design arquitetônico. O Galaxy Series destaca-se por seu design ultraleve (5,6 kg/m²), instalação sem perfuração e alta resistência a impactos, sendo ideal para edificações com baixa capacidade de carga e impermeabilização sensível. Cada módulo pode ser instalado em apenas 3 minutos, reduzindo significativamente o tempo e custo de instalação. Rafael Carvalho, Gerente de BIPV da GoodWe, comentou: "Esta instalação no NIC.br marca um passo importante na integração de energia solar à arquitetura urbana brasileira. O Galaxy Series oferece uma solução estética e eficiente para edificações modernas." GoodWe e Garantia Solar inauguram primeira instalação do Galaxy Series no Brasil no edifício NIC.br Segundo Ricardo Scarpi, proprietário da Garantia Solar, a escolha pelo Galaxy Series foi estratégica: "Quando visitamos a laje onde seria instalada a usina, percebemos que a solução tradicional em laje com triângulos de lastro não condizia com a estética e padrão de qualidade do NIC.br . A proposta do Galaxy Series, com sua leveza e design inovador, garantiu uma impermeabilização completa e se integrou perfeitamente ao projeto." GoodWe e Garantia Solar inauguram primeira instalação do Galaxy Series no Brasil no edifício NIC.br Garantia Solar, reconhecida por sua expertise em projetos BIPV, foi responsável pela execução da obra, garantindo a integração perfeita entre tecnologia e arquitetura. Para mais informações, visite: https://br.goodwe.com/pvbm-solution GoodWe e Garantia Solar inauguram primeira instalação do Galaxy Series no Brasil no edifício NIC.br

Tóquio – EnergyChannel.  Em mais um passo estratégico para fortalecer sua matriz elétrica e acelerar o processo de descarbonização, o Japão aprovou 1,4 gigawatts (GW)  em projetos de armazenamento de energia por baterias (BESS) na segunda rodada do Leilão de Descarbonização de Longo Prazo (LTDA) , promovido pelo governo federal. Japão avança na transição energética e aprova 1,4 GW em projetos de armazenamento com baterias O resultado confirma a aposta do país asiático na tecnologia como peça fundamental para garantir estabilidade no fornecimento e maior flexibilidade diante da crescente participação de fontes renováveis, como solar e eólica, em sua matriz energética. Armazenamento domina leilão, mas concorrência permanece acirrada O BESS (Battery Energy Storage System) foi a tecnologia com maior volume de propostas submetidas nesta rodada do leilão — no entanto, apenas cerca de 20% da capacidade ofertada  pelas empresas foi efetivamente contratada, refletindo um cenário de alta competitividade e critérios rigorosos de seleção por parte das autoridades japonesas. A alocação parcial também demonstra o amadurecimento do mercado de armazenamento no Japão, que começa a estabelecer parâmetros técnicos e econômicos mais robustos para projetos de longo prazo. Estabilidade e flexibilidade para uma matriz cada vez mais limpa Com o avanço das energias renováveis intermitentes, o armazenamento se consolida como um pilar essencial para a confiabilidade do sistema elétrico . Os sistemas BESS desempenham um papel estratégico na regulação de frequência, resposta rápida à demanda e no armazenamento de excedentes gerados em horários de baixa carga — funcionalidades indispensáveis em um cenário de transição energética acelerada. "O leilão japonês reforça uma tendência global: o armazenamento não é mais uma promessa futura, mas uma solução presente e necessária", avalia o analista de transição energética Takeshi Watanabe , ouvido pelo EnergyChannel . Contexto e próximos passos O LTDA é parte de uma política mais ampla do Japão para atingir a neutralidade de carbono até 2050. A expectativa do governo é de que, com leilões periódicos e incentivos regulatórios, a capacidade instalada de armazenamento salte exponencialmente nos próximos anos, viabilizando maior penetração de renováveis e reduzindo a dependência de fontes fósseis. Para o setor privado, o desafio está em alinhar inovação tecnológica, competitividade de preços e cumprimento das exigências ambientais e operacionais impostas pelo governo japonês — um modelo que pode inspirar outros países a seguirem o mesmo caminho. EnergyChannel  – A fonte essencial para entender a nova era da energia. Japão avança na transição energética e aprova 1,4 GW em projetos de armazenamento com baterias

Consumidores de Minas Gerais, Amazonas, São Paulo e Sergipe serão impactados por novas tarifas que entram em vigor ainda este mês Por EnergyChannel | 22 de maio de 2025 A Diretoria Colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, durante reunião ordinária realizada na última terça-feira (20), o reajuste tarifário anual de quatro distribuidoras de energia elétrica que atendem consumidores em diferentes regiões do país. As novas tarifas afetarão consumidores da Cemig Distribuição (MG), Amazonas Energia (AM), CPFL Santa Cruz (SP) e Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - Sulgipe (SE). ANEEL aprova reajuste tarifário para quatro distribuidoras de energia Cemig: maior impacto para consumidores mineiros Entre os processos analisados, o reajuste da Cemig Distribuição S/A foi o que apresentou maior impacto tarifário. A partir do próximo dia 28 de maio, os consumidores atendidos pela concessionária mineira sentirão um efeito médio de 7,78% em suas contas de energia. Os clientes conectados em alta tensão, como indústrias e grandes comércios, terão um aumento mais expressivo, de 9,45%, enquanto os consumidores de baixa tensão, incluindo residências, pequenos comércios e serviços, enfrentarão reajuste de 7,03%. A decisão foi aprovada por unanimidade pela Diretoria da ANEEL, sob relatoria da diretora Agnes Aragão, e impactará milhões de consumidores em Minas Gerais, estado com uma das maiores bases de clientes do setor elétrico nacional. Amazonas Energia: redução para consumidores residenciais Já os consumidores atendidos pela Amazonas Energia terão um cenário mais favorável. O reajuste aprovado, também por unanimidade e com relatoria da diretora Agnes Aragão, resultará em efeito médio de apenas 1,35% nas tarifas. A particularidade deste processo é que, enquanto os consumidores de alta tensão terão aumento de 0,77%, os clientes de baixa tensão experimentarão uma redução de 2,20% em suas tarifas. Esta redução para consumidores residenciais e pequenos comércios representa um alívio para a população amazonense, especialmente considerando os desafios socioeconômicos da região. As novas tarifas entrarão em vigor já na próxima segunda-feira (26). CPFL Santa Cruz: divergência na diretoria O processo da CPFL Santa Cruz, que atende municípios do interior paulista, foi marcado por divergências entre os diretores da ANEEL. Aprovado por maioria, o reajuste estabeleceu um efeito médio de 2,62% para os consumidores, sendo 2,61% para alta tensão e 2,62% para baixa tensão. As novas tarifas já entram em vigor nesta quinta-feira (22). Um ponto relevante deste processo foi o reconhecimento de um passivo regulatório de R$ 100 milhões, que será revertido no próximo ciclo tarifário da concessionária, potencialmente aliviando futuros aumentos. A relatora do processo, diretora Agnes Aragão, defendia um cenário mais favorável aos consumidores, com efeito médio de -3,44%, posição que foi acompanhada pela diretora Ludimila Silva. No entanto, prevaleceu o voto-vista do diretor Fernando Mosna, que contou com o apoio do diretor Ricardo Tili e do diretor-geral da Agência, Sandoval Feitosa. Sulgipe: impacto moderado para consumidores sergipanos Completando o quarteto de processos analisados, a Companhia Sul Sergipana de Eletricidade (Sulgipe) teve seu reajuste tarifário aprovado com efeito médio de 1,35%. A distribuidora, que atende cerca de 172 mil unidades consumidoras em 14 municípios sergipanos, aplicará um aumento de 0,38% para consumidores de alta tensão e 1,61% para os de baixa tensão. Para os consumidores residenciais (classe B1), o impacto será de 1,42%. As novas tarifas da Sulgipe entram em vigor a partir desta quinta-feira (22). Fatores que influenciaram os reajustes Os percentuais aprovados pela ANEEL refletem a variação dos custos que as distribuidoras enfrentam para prestar o serviço de fornecimento de energia elétrica. Entre os principais componentes que influenciaram os reajustes estão os custos com transmissão e aquisição de energia, além dos encargos setoriais que financiam políticas públicas do setor elétrico. É importante destacar que os processos tarifários seguem metodologias específicas estabelecidas nos contratos de concessão. No caso da Sulgipe, por exemplo, trata-se de uma Revisão Tarifária Periódica (RTP), processo mais complexo que ocorre a cada ciclo tarifário e define o custo eficiente da distribuição, metas de qualidade e de perdas de energia, além dos componentes do Fator X para o ciclo. Já os demais processos aprovados são Reajustes Tarifários Anuais (RTA), procedimentos mais simples que ocorrem nos anos em que não há revisão tarifária. Nestes casos, a parcela de custos gerenciáveis da distribuidora (Parcela B) é atualizada pelo índice de inflação estabelecido no contrato (IGP-M ou IPCA), subtraído do Fator X. A ANEEL reforça que todas as decisões tarifárias buscam equilibrar a modicidade tarifária para os consumidores com a sustentabilidade econômico-financeira das concessionárias, garantindo a continuidade e qualidade dos serviços de distribuição de energia elétrica. Com informações da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)