Resultados da busca

A Sumitomo Electric Industries, Ltd. (doravante, "Sumitomo Electric") recebeu um pedido de baterias de fluxo redox (doravante, "baterias RF") da Kashiwazaki IR Energy Co., Ltd.* 1 (doravante, "Kashiwazaki IR Energy"), como parte da iniciativa contínua da cidade para promover e utilizar energia renovável. A construção começou oficialmente em 10 de julho, após uma cerimônia de lançamento da pedra fundamental em estilo xintoísta, realizada em homenagem à segurança da construção. Sumitomo Electric recebe terceiro pedido consecutivo de baterias de fluxo redox de longa duração em Kashiwazaki - Acelerando a iniciativa de descarbonização da cidade A cerimônia contou com a presença de diversas partes interessadas e incluiu um ritual tradicional xintoísta para orar pela segurança da construção e de todos os trabalhadores envolvidos. A Sumitomo Electric continua comprometida em priorizar a segurança acima de tudo e garantir operações tranquilas. A cidade de Kashiwazaki se desenvolveu como uma cidade para as indústrias de petróleo e nuclear, contribuindo significativamente para as políticas energéticas do Japão. Olhando para o futuro, a cidade está trabalhando para se transformar em uma cidade descarbonizada, promovendo e utilizando energia renovável. A Sumitomo Electric está apoiando a construção de uma comunidade sustentável por meio da capacidade de armazenamento e fornecimento de energia de nossas baterias de RF. Este terceiro pedido da Kashiwazaki IR Energy elevará a capacidade total para 24.000 kWh, incluindo dois sistemas já construídos. Esses sistemas de baterias contribuirão para a geração e o consumo local de energia, bem como para a promoção do uso de energia renovável e o aprimoramento da segurança energética. Isso faz parte da infraestrutura crucial para atingir o objetivo da cidade de Kashiwazaki de se tornar uma cidade descarbonizada, por meio da utilização eficaz de energia renovável e do fornecimento estável de eletricidade. Especificamente, durante períodos de fornecimento excessivo de energia proveniente da geração de energia solar, como durante o dia, as baterias de RF serão carregadas e, durante os períodos de pico de demanda por eletricidade, serão descarregadas, maximizando a utilização de energia renovável na cidade de Kashiwazaki e contribuindo para um fornecimento estável de energia na região. Além disso, ao utilizar uma bateria de grande capacidade de 1.000 kW por 8 horas, em combinação com a comercialização de energia no mercado atacadista de eletricidade, as baterias de RF também contribuirão para a redução de custos. A Sumitomo Electric continuará a se concentrar na promoção de nossas baterias de RF seguras, retardantes de chamas, recicláveis, reutilizáveis e ecologicamente corretas, facilitando assim a geração e o consumo local de energia e contribuindo para a construção de uma sociedade sustentável. Sumitomo Electric recebe terceiro pedido consecutivo de baterias de fluxo redox de longa duração em Kashiwazaki - Acelerando a iniciativa de descarbonização da cidade Sobre a Kashiwazaki IR Energy Co., Ltd.  Com sede na cidade de Kashiwazaki, província de Niigata, e liderada pelo presidente Masahiro Sakurai (também prefeito de Kashiwazaki), a Kashiwazaki IR Energy Co., Ltd. é uma fornecedora municipal de eletricidade financiada pela cidade de Kashiwazaki e oito empresas privadas. A empresa presta serviços relacionados ao fornecimento e utilização de energia. Sumitomo Electric recebe terceiro pedido consecutivo de baterias de fluxo redox de longa duração em Kashiwazaki - Acelerando a iniciativa de descarbonização da cidade

EnergyChannel | São Paulo, julho de 2025 O setor elétrico brasileiro acaba de registrar mais um capítulo importante no ciclo de renovação de concessões. O Ministério de Minas e Energia (MME) confirmou a assinatura do contrato que garante à EDP Espírito Santo  a continuidade da operação de distribuição de energia no estado até o ano de 2055 . EDP Espírito Santo Garante Nova Etapa de Operação: Governo Federal Renova Concessão até 2055 A medida dá estabilidade ao fornecimento de energia para mais de 1,6 milhão de clientes capixabas , assegurando investimentos e modernizações previstos no novo ciclo contratual. A assinatura ocorreu após o cumprimento das regras previstas no marco regulatório e na Lei nº 12.783/2013, que disciplina as prorrogações das concessões do setor elétrico. O que muda com a renovação? A renovação da concessão traz contrapartidas importantes para a modernização da rede elétrica capixaba. Entre os compromissos assumidos pela EDP Espírito Santo estão: Investimento superior a R$ 5 bilhões  ao longo dos próximos 30 anos Modernização e digitalização do sistema de distribuição Expansão da infraestrutura para atender ao crescimento da demanda Reforço nos programas de eficiência energética e combate às perdas O contrato assinado estabelece ainda metas claras de qualidade no fornecimento e índices de continuidade do serviço, garantindo maior segurança e estabilidade para consumidores residenciais, comerciais e industriais. Compromisso com a transição energética Além de assegurar a continuidade do serviço, a EDP promete fortalecer as ações voltadas para a transição energética e a descarbonização. Isso inclui a ampliação de soluções em energia limpa, programas de geração distribuída e integração de tecnologias inteligentes na operação da rede. “Essa renovação é estratégica para o Espírito Santo e para o Brasil, pois coloca em prática um modelo de distribuição mais moderno, digital e alinhado com as metas de eficiência e sustentabilidade”, afirma Ricardo Honório, diretor executivo do EnergyChannel. Impacto para os consumidores Com a renovação da concessão, o consumidor final deverá perceber melhorias progressivas na qualidade do serviço, com menos interrupções, mais agilidade no atendimento e maior transparência na comunicação da distribuidora. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) será a responsável por acompanhar e fiscalizar o cumprimento das cláusulas contratuais, garantindo que os compromissos assumidos pela EDP sejam efetivamente implementados. Desafios no radar Apesar da renovação, especialistas do setor apontam desafios importantes para a próxima década: Crescimento da demanda por energia devido à expansão do mercado livre e da eletrificação Necessidade de atualização contínua das redes com integração de fontes renováveis Manutenção da segurança cibernética no sistema elétrico digitalizado EDP Espírito Santo Garante Nova Etapa de Operação: Governo Federal Renova Concessão até 2055

EnergyChannel | São Paulo, 15 de julho de 2025 O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou nesta semana uma nova atualização do seu boletim de carga, trazendo uma projeção que chama a atenção do setor: o consumo de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) deve apresentar uma leve retração nos próximos meses. Consumo de Energia no Brasil Dá Trégua: ONS Prevê Queda de Carga no Sistema Interligado Nacional Segundo o levantamento, a expectativa para julho e agosto é de uma redução de cerca de 0,6% na carga total do sistema , em comparação ao mesmo período do ano passado. A previsão indica que o consumo deve atingir 75.408 MW médios , número abaixo do registrado em 2024. O que está por trás dessa queda? O movimento reflete uma combinação de fatores macroeconômicos e climáticos. De um lado, o arrefecimento da atividade industrial em alguns polos consumidores diminui a demanda de grandes cargas. De outro, temperaturas mais amenas em algumas regiões também contribuem para a redução no uso de equipamentos como ar-condicionado e refrigeração, principais vilões do consumo no inverno brasileiro em anos de calor atípico. O cenário contrasta com o ritmo acelerado de consumo registrado no mesmo período do ano passado, quando o país enfrentava altas temperaturas e uma recuperação econômica mais aquecida. Distribuição por região O ONS detalhou a projeção regional da carga no SIN: Sudeste/Centro-Oeste : Queda de 1,5%  no consumo Sul : Crescimento de 1,9% , puxado por uma leve retomada industrial e temperaturas abaixo da média Nordeste : Estabilidade, com leve crescimento de 0,1% Norte : Aumento de 1,5% , impulsionado pela expansão do mercado livre e novas cargas no segmento de mineração e agronegócio Impactos no planejamento energético A redução no consumo representa um alívio momentâneo para o setor elétrico, principalmente no planejamento da operação dos reservatórios e do despacho das termelétricas. Segundo o ONS, a diminuição da carga contribui para preservar os níveis de armazenamento das hidrelétricas, o que melhora as condições de segurança energética para o segundo semestre. Além disso, a menor pressão sobre o sistema elétrico pode favorecer a integração de fontes renováveis, como a solar e a eólica, ampliando a participação da geração distribuída e centralizada de energia limpa no país. Transição energética em pauta Mesmo diante desse cenário de recuo no consumo, especialistas apontam que o Brasil continua em rota de crescimento estrutural de demanda nos próximos anos, impulsionado pela eletrificação da economia e pela transição energética. "A queda da carga neste momento é pontual, reflexo de um ajuste de mercado e das condições climáticas. Mas o país continua caminhando para uma matriz cada vez mais diversificada e digitalizada, com crescimento do mercado livre e da geração solar distribuída" , avalia Ricardo Honório, diretor do EnergyChannel. O EnergyChannel seguirá acompanhando os próximos boletins e desdobramentos do setor. Consumo de Energia no Brasil Dá Trégua: ONS Prevê Queda de Carga no Sistema Interligado Nacional

Desempenho térmico, conectividade e praticidade são os pilares do novo modelo 4:1 desenvolvido para o segmento residencial; O microinversor conta com tecnologia WiFi e uma antena blindada, resultando em alcance estendido do ponto de acesso e estabilidade de sinal até 2,5 vezes maior que soluções similares; Com mais de 10GW fornecidos no Brasil, a Sungrow consolida sua liderança no mercado local com uma nova categoria de inversor em seu portfólio.   Sungrow lança microinversor S2000S-SA no Brasil com sincronização automática via iSolarCloud e tecnologia WiFi e uma antena blindada   Brasil, 14 de julho de 2025 – A Sungrow do Brasil, fabricante com mais de 740GW em equipamentos fornecidos pelo mundo, anuncia o lançamento do microinversor S2000S-SA, desenvolvido especialmente para o mercado brasileiro. Com design 4:1,  o novo modelo foi construído com base em dois desafios recorrentes apontados por integradores: queda de desempenho em altas temperaturas e falhas de conectividade em campo. Sungrow lança microinversor S2000S-SA no Brasil com sincronização automática via iSolarCloud e tecnologia WiFi e uma antena blindada   Maior geração de energia, mesmo em condições adversas   O S2000S-SA conta com quatro MPPTs independentes, permitindo que cada módulo opere de forma individual. Isso reduz perdas em instalações com sombreamento parcial, sujeira localizada ou diferentes inclinações. Além disso, o microinversor foi pensado para ambientes de alta temperatura e possui um dissipador em liga de alumínio com área de troca térmica duas vezes maior que a média do mercado, mantendo a potência nominal mesmo a 45 °C — condição comum em telhados sob sol pleno. Isso evita perdas por derating térmico justamente nos períodos de maior irradiação.   Mais segurança elétrica para residências e instaladores   A arquitetura elétrica do S2000S-SA, com um módulo por MPPT, permite operação em baixa tensão c.c. O sistema trabalha com tensões abaixo de 60 V, não sustenta arcos elétricos em série e cumpre naturalmente os requisitos de desligamento rápido (RSD).  O microinversor também possui grau de proteção IP67 e anticorrosão C5, o que garante que possa ser instalado em ambientes de alta salinidade, como regiões litorâneas. Sungrow lança microinversor S2000S-SA no Brasil com sincronização automática via iSolarCloud e tecnologia WiFi e uma antena blindada   Praticidade na instalação e conectividade confiável   O modelo adota um único tipo de conector CA, eliminando dúvidas na montagem e simplificando a expansão do sistema. Para qualquer configuração de microinversores no circuito, utiliza-se sempre o mesmo conector, que já inclui end-cap. Cada microinversor é entregue com seu conector na mesma embalagem.   No que diz respeito à comunicação, o microinversor conta com tecnologia WiFi e uma antena blindada,  resultando em alcance estendido do ponto de acesso e estabilidade de sinal até 2,5 vezes maior que soluções similares.   O comissionamento é feito diretamente pelo app *iSolarCloud , com configuração simplificada e replicação automática entre os microinversores, o que diminui significativamente o tempo necessário para a instalação de múltiplos dispositivos. Com a chegada do S2000S-SA, o monitoramento a nível de módulo passa a estar disponível na plataforma, que também permite ajustes remotos, visualização de curvas elétricas e dashboards completos — facilitando operação, manutenção e suporte. Sungrow lança microinversor S2000S-SA no Brasil com sincronização automática via iSolarCloud e tecnologia WiFi e uma antena blindada   Compromisso com o mercado brasileiro   Com mais de 10GW fornecidos no Brasil —, a Sungrow consolida sua liderança no mercado local com uma nova categoria de inversor em seu portfólio, alinhado às demandas reais do mercado e às condições locais de instalação.   * O iSolarCloud é utilizado para gerir instalações solares. O iSolarCloud é oferecido pela Sungrow Power Supply Co. É muito útil para os engenheiros de O&M e usuários finais. O seu objectivo é facilitar a operação e manutenção de instalações fotovoltaicas. Sungrow lança microinversor S2000S-SA no Brasil com sincronização automatica via iSolarCloud e tecnologia WiFi e uma antena blindada

Setor de BIPV ganha força e projeta transformar o mercado de construção sustentável nos próximos anos Energia Solar Integrada a Edifícios Deve Movimentar Mais de US$ 40 Bilhões até 2029 EnergyChannel – Julho de 2025  — O mercado global de energia solar integrada a edifícios (BIPV, na sigla em inglês) está prestes a entrar em uma nova era de crescimento acelerado. Segundo relatório divulgado pela consultoria internacional BCC Research , o setor deve atingir a impressionante marca de US$ 40,6 bilhões em movimentações financeiras até 2029 , impulsionado pela combinação entre inovação tecnológica, demanda por eficiência energética e políticas globais de descarbonização. Energia Solar Integrada a Edifícios Deve Movimentar Mais de US$ 40 Bilhões até 2029 O Que É BIPV? O conceito de Building Integrated Photovoltaics (BIPV)  vai muito além da simples instalação de painéis solares sobre telhados. Trata-se da integração dos próprios módulos fotovoltaicos como elementos estruturais ou estéticos de fachadas, coberturas, janelas ou outros componentes arquitetônicos. A tecnologia permite transformar prédios e construções em verdadeiras usinas de geração de energia limpa, sem comprometer o design. Crescimento Acelerado e Projeção de Mercado De acordo com a BCC Research, o mercado de BIPV deverá crescer a uma taxa anual composta (CAGR) de 19,2% entre 2024 e 2029 . O valor atual estimado em US$ 17,7 bilhões deve mais que dobrar nos próximos quatro anos, refletindo a rápida adoção da tecnologia em projetos comerciais, residenciais e industriais. Esse crescimento está diretamente relacionado a três fatores principais: Normas mais rigorosas de eficiência energética na construção civil Aumento das metas globais de redução de carbono e sustentabilidade urbana Evolução tecnológica dos módulos solares esteticamente integráveis Energia Solar Integrada a Edifícios Deve Movimentar Mais de US$ 40 Bilhões até 2029 Quem São os Líderes do Setor? O relatório destaca uma série de empresas líderes no desenvolvimento e aplicação da tecnologia BIPV. Entre os players globais de destaque estão GoodWe , AGC Glass Europe , Onyx Solar , Tesla , Belectric , Heliatek , SunPower  e outras companhias que atuam na interseção entre o setor solar e o mercado de construção. Além disso, fabricantes de módulos solares especializados em soluções personalizadas começam a se posicionar nesse segmento, como a GoodWe , oferecendo produtos capazes de atender tanto às demandas técnicas quanto aos requisitos de arquitetura e design. Energia Solar Integrada a Edifícios Deve Movimentar Mais de US$ 40 Bilhões até 2029 Por Que o BIPV é Tendência? A integração do fotovoltaico nas edificações representa uma resposta concreta aos desafios das cidades modernas. Em vez de consumir grandes áreas de solo ou exigir estruturas adicionais, o BIPV utiliza a própria infraestrutura urbana como superfície geradora de energia. “A tecnologia BIPV não é apenas uma solução energética, mas uma ferramenta estratégica para a arquitetura sustentável do futuro” , afirma Ricardo Honório, editor-chefe do EnergyChannel . Segundo ele, o modelo vem ganhando espaço sobretudo em regiões da Europa e Ásia, onde legislações verdes exigem padrões elevados de construção ecológica. Oportunidade no Brasil e América Latina Apesar de ainda incipiente em alguns países da América Latina, o BIPV já começa a despertar o interesse de construtoras e incorporadoras brasileiras. Com o avanço da regulamentação de edifícios de energia quase zero (NZEB) e a busca por empreendimentos mais sustentáveis, a tecnologia deve ganhar tração também no mercado nacional. Empresas do setor solar, do vidro e da construção civil precisam estar atentas às oportunidades que esse movimento representa. A previsão é que, nos próximos anos, o BIPV deixe de ser uma inovação de nicho e se torne parte fundamental dos projetos arquitetônicos de alto padrão e das cidades inteligentes. Energia Solar Integrada a Edifícios Deve Movimentar Mais de US$ 40 Bilhões até 2029

Por EnergyChannel – Julho de 2025 A JA Solar, uma das gigantes globais da indústria fotovoltaica, acaba de reforçar sua posição de destaque no cenário mundial de energia solar. Pela sexta vez consecutiva, a companhia recebeu o prêmio “Overall Highest Achiever”  no PV Module Index Report 2025 , elaborado pelo renomado laboratório independente norte-americano Renewable Energy Test Center (RETC) . JA Solar consolida liderança global ao conquistar pelo sexto ano consecutivo o prêmio de excelência da RETC O reconhecimento, considerado um dos mais criteriosos e respeitados do mercado, confirma a excelência do módulo DeepBlue 4.0 Pro , principal produto da empresa no segmento n-type, que superou concorrentes em quesitos fundamentais como qualidade, desempenho e confiabilidade. Testes além do padrão e foco na confiabilidade O relatório anual da RETC vai muito além das certificações tradicionais da IEC. Os módulos avaliados passam por uma série de testes intensivos que simulam as condições mais adversas possíveis, incluindo exposição a calor úmido prolongado, degradação induzida por potencial (PID), degradação por radiação ultravioleta (UVID) e desempenho sob eficiência energética extrema. Em 2025, apenas 13% dos produtos testados  atingiram os requisitos necessários para receber o selo de "Highest Achiever", e o DeepBlue 4.0 Pro da JA Solar liderou em 12 categorias , consolidando-se como um dos módulos mais robustos e eficientes do mercado mundial. JA Solar consolida liderança global ao conquistar pelo sexto ano consecutivo o prêmio de excelência da RETC Dupla chancela internacional O prêmio da RETC não veio sozinho. Pouco antes, a JA Solar também foi reconhecida como “Top Performer”  no PV Module Reliability Scorecard 2025  da PVEL, outro laboratório de testes independente de referência internacional. Esse duplo reconhecimento ressalta a confiabilidade da tecnologia da JA Solar e seu compromisso com a entrega de valor real para clientes e investidores. “Acreditamos que inovação e qualidade são fundamentais para construir um mercado solar mais sólido e sustentável. Esses prêmios mostram que estamos no caminho certo”, comentou Aiqing Yang , presidente executivo da JA Solar. Energia solar com foco no futuro A série DeepBlue 4.0 Pro  já está presente em projetos de geração centralizada e distribuída em diversos países. Com tecnologia n-type de última geração, os módulos oferecem alto rendimento energético, operação estável e longa vida útil características essenciais para quem busca retorno consistente e metas ambientais claras. Em seu 20º aniversário , a JA Solar reforça o compromisso com a inovação fotovoltaica e com a transição global para uma matriz mais limpa e resiliente. 🌐 Mais notícias sobre tecnologia solar e transição energética em www.energychannel.co JA Solar consolida liderança global ao conquistar pelo sexto ano consecutivo o prêmio de excelência da RETC

Por 张金辉 (kevin) - EnergyChannel – Julho de 2025 A corrida global pela descarbonização está redesenhando o mapa dos investimentos em energia. Enquanto mercados maduros mantêm sua relevância, novas regiões ganham protagonismo e se tornam os principais destinos para projetos de energia renovável e armazenamento nos próximos anos. Os 5 Mercados Emergentes Mais Promissores para Investimentos em Energia Limpa em 2025 Seja pela combinação de políticas públicas ambiciosas, necessidade de modernização da matriz energética ou potencial inexplorado, esses mercados emergentes têm um ponto em comum: representam oportunidades estratégicas para empresas, investidores e governos comprometidos com a transição energética. O EnergyChannel  analisou as tendências globais e lista agora os 5 principais mercados emergentes de energia limpa para 2025 : 🇸🇦 Arábia Saudita – A Era dos Giga-Projetos e da Visão 2030 A Arábia Saudita está acelerando sua guinada rumo às energias renováveis, deixando para trás o rótulo de economia exclusivamente petroleira. O programa Visão 2030  prevê investimentos bilionários em energia solar, eólica, armazenamento e hidrogênio verde. Projetos monumentais como NEOM  e o Red Sea Solar  já estão em curso, além da construção da maior planta de hidrogênio verde do planeta. Por que observar: Forte apoio governamental e linhas de financiamento robustas Mega projetos com escala inédita na região do Golfo Objetivo estratégico de reduzir a dependência do petróleo Principais oportunidades: Soluções de armazenamento em larga escala, usinas solares utilitárias e sistemas híbridos para polos industriais. 🇲🇦 Marrocos – Porta de Entrada para as Renováveis na África Marrocos consolida-se como um hub de energia renovável no Norte da África. Com o complexo solar Noor  e novos corredores eólicos em expansão, o país mira uma meta ousada: mais de 52% da matriz elétrica vinda de fontes limpas até 2030 . Além disso, o país conta com políticas estáveis e uma posição estratégica que facilita exportação de energia para a Europa. Por que observar: Pipeline maduro de projetos solares e eólicos Conexões estratégicas com o mercado europeu Ambiente regulatório atrativo para investidores Principais oportunidades: Parcerias com IPPs (produtores independentes), integração de solar + armazenamento e modernização da rede elétrica. 🇪🇬 Egito – Crescimento Acelerado em Solar e Armazenamento O Egito intensificou sua transição energética com projetos emblemáticos como o parque solar de Benban , um dos maiores do mundo. O governo egípcio também está apostando em baterias e hidrogênio, preparando o país para ser um hub regional de energia limpa. Por que observar: Upgrades significativos na infraestrutura elétrica Metas ambiciosas de expansão renovável Crescimento de projetos híbridos com armazenamento Principais oportunidades: Soluções solares para indústrias, armazenamento para redução de picos e grandes projetos de energia renovável. 🇦🇪 Emirados Árabes Unidos – De Potência do Petróleo a Líder Solar Os Emirados Árabes reforçam sua liderança na região com projetos icônicos como o Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park . O país vem acelerando sua agenda de energia limpa, com compromisso claro de alcançar a neutralidade de carbono e políticas de incentivo à transição energética. Por que observar: Estrutura de financiamento sólida e apoio estatal Liderança em projetos solares de larga escala Regulação avançada para contratos corporativos de energia (PPAs) Principais oportunidades: Integração de baterias, redes inteligentes e parcerias com grandes consumidores de energia. 🌍 África Subsaariana – Potencial Inexplorado e Crescimento Rápido Países como Quênia , Gana  e Namíbia  emergem como protagonistas no desenvolvimento de soluções descentralizadas. A necessidade de eletrificação e a abundância de recursos solares criam um cenário ideal para expansão do mercado de energia limpa. Por que observar: Demanda crescente por energia confiável e acessível Apoio de financiadores internacionais e bancos de desenvolvimento Mercados dinâmicos para soluções off-grid e mini-grids Principais oportunidades: Sistemas solares com baterias para áreas remotas, soluções comerciais e industriais, e projetos de eletrificação rural. 🌎 Por que 2025 é um ano decisivo? A queda no custo das tecnologias, aliada a reformas políticas e urgência climática, está tornando esses mercados o epicentro da nova revolução energética global. Empresas que se posicionarem agora poderão liderar essa transformação, garantindo vantagens competitivas e contribuindo ativamente para a transição verde. Quer acompanhar mais tendências do setor? Acesse diariamente as atualizações no energychannel.co e fique por dentro das principais movimentações do mercado de energia no Brasil e no mundo. Os 5 Mercados Emergentes Mais Promissores para Investimentos em Energia Limpa em 2025

Por Daniel Lima - ECOnomista Num país com abundância de sol, vento e água, o sistema elétrico brasileiro vive um paradoxo, enquanto fontes renováveis são descartadas, termelétricas caras e poluentes são priorizadas, sem leilão, sem a devida concorrência, e com alto custo. Energia às Escuras: Como o Brasil Está Pagando Caro Pela Escolha Errada, e Ignorando Soluções Eficientes de Curtíssimo Prazo Foram aprovadas 12 usinas térmicas por seis geradoras, em um total de 39 ofertas, ao preço médio de R$ 1.186,45 por MWh — número que escandaliza frente às fontes solares e eólicas, que custam menos de R$ 250/MWh em leilões recentes. Ainda mais preocupante é saber que o leilão originalmente previsto foi postergado pelo próprio governo, substituído por contratações diretas sem critérios claros. Essa postergação não apenas compromete a transparência, mas abriu caminho para decisões questionáveis que ignoram o planejamento técnico e priorizam fontes fósseis. A escolha da Porto Pecém I, a única usina movida a carvão aprovada, reforça esse retrocesso. Mesmo com 14 ofertas de usinas a gás natural disponíveis, optou-se por uma das fontes mais poluentes — revelando descompromisso ambiental em plena véspera da Cop30. Enquanto isso, usinas como Uruguaiana (R$ 2.140,22/MWh) e Norte Fluminense (R$ 2.236,28/MWh) foram contratadas, apesar de valores que superam em até 10 vezes as fontes limpas. E, ironicamente, o curtailment continua a afetar eólicas e solares, forçando usinas renováveis a parar de gerar energia por falta de infraestrutura, mesmo com condições climáticas favoráveis. Mas há luz possível no fim desse túnel. Uma solução de curtíssimo prazo já existe e é viável, os sistemas de armazenamento por baterias. Amplamente utilizados em países com redes modernas, eles permitem: - Armazenar o excesso de energia renovável e liberá-la nos momentos de pico; - Evitar curtailment, garantindo maior uso da geração limpa; - Reduzir drasticamente a dependência de térmicas emergenciais; - Estabilizar a rede e proteger o consumidor de tarifas infladas. Ignorar essa alternativa revela um sistema que opta conscientemente pelo atraso, sustentado por interesses que lucram com o desequilíbrio. O leilão, que deveria ser a ferramenta de justiça e competição, foi adiado — e no seu lugar, instalaram um jogo fechado que penaliza a sociedade. A pergunta que não se cala é: por que pagar caro pela energia suja, quando a limpa é mais barata e já está disponível? A quem interessa esse caos que consome o que temos de mais valioso, nosso meio ambiente e o bolso da população? Energia às Escuras: Como o Brasil Está Pagando Caro Pela Escolha Errada, e Ignorando Soluções Eficientes de Curtíssimo Prazo

Por Claudia Andrade @cauvic2 Descarbonização e COP30 A descarbonização não é mais uma pauta restrita aos grandes fóruns internacionais ela se tornou um movimento global que atravessa governos, empresas e cidadãos. E a COP30, que acontecerá em novembro deste ano, em Belém do Pará, representa não apenas um marco político, mas uma oportunidade histórica de reposicionar o Brasil e, principalmente, de ampliar o protagonismo de quem sempre esteve à margem dessas discussões: as startups, as pequenas e médias empresas, os negócios de impacto socioambiental. Pela primeira vez, a conferência climática será sediada na Amazônia. Isso carrega um peso simbólico imenso, mas também abre portas para um novo olhar sobre as soluções que vêm do território, das comunidades e dos empreendedores que apostam em inovação para enfrentar os desafios climáticos. A transição energética, a bioeconomia, os mercados de carbono e as novas formas de financiamento climático estarão no centro das discussões. E tudo isso representa espaço real para quem inova, para quem aposta em soluções locais e sustentáveis, para quem entende que negócios podem e devem gerar impacto positivo. É claro que não podemos ignorar as contradições. O PL da Devastação, recentemente aprovado, flexibiliza o licenciamento ambiental e fragiliza conquistas sociais e ambientais duramente construídas. Essa agenda antiambiental interna coloca o Brasil em uma posição delicada diante da comunidade internacional e pode minar parte da confiança necessária para liderar o debate climático. Mas, ao mesmo tempo, acredito e quero acreditar que a COP30 será um espaço de reafirmação dos compromissos globais. Que veremos acordos concretos sendo assinados, novos fundos sendo criados, e que startups e pequenos negócios poderão acessar oportunidades antes restritas a grandes players. O Brasil está, sim, diante de um paradoxo: precisa alinhar o discurso com a prática, a política pública com a inovação social, o compromisso global com a responsabilidade interna. E nós, que fazemos parte desse ecossistema de impacto, precisamos enxergar a COP30 como um catalisador. É hora de ocupar os espaços, participar dos diálogos , apresentar soluções e mostrar que a inovação brasileira tem potência para transformar realidades e que essa potência nasce, muitas vezes, em territórios esquecidos, mas cheios de criatividade, talento e vontade de fazer diferente. A COP30 pode, sim, ser um divisor de águas. Não apenas para os governos, mas para quem empreende com propósito, para quem acredita no poder da tecnologia a serviço das pessoas e do meio ambiente. Que ela não seja apenas mais um evento, mas o ponto de partida de um movimento genuíno de mudança. E que sejamos otimistas não pelo discurso vazio mas pela certeza de que oportunidades existem e estão, mais do que nunca, ao nosso alcance. Basta estarmos preparados para agarrá-las. Porque o futuro da descarbonização e da justiça climática não será escrito apenas nas plenárias… ele será construído nas conexões, nos negócios, nas ideias e, sobretudo, na coragem de quem escolhe fazer parte dessa história. Descarbonização e COP30

Por EnergyChannel | Redação Publicado em 13 de julho de 2025 Em uma demonstração impressionante de agilidade estratégica e compreensão do mercado de mobilidade elétrica, a gigante chinesa de tecnologia Xiaomi registrou mais de 289 mil pedidos em apenas uma hora para seu novo utilitário esportivo elétrico, enquanto a Apple, após investir aproximadamente US$ 10 bilhões em seu projeto de veículo autônomo, abandonou definitivamente seus planos. Este contraste revela lições fundamentais sobre as diferentes abordagens para a transição de fabricantes de eletrônicos para o setor automotivo elétrico. foto de divulgação Xiaomi Abordagens contrastantes para a eletrificação A trajetória das duas empresas de tecnologia no setor automotivo não poderia ser mais distinta. Enquanto a Apple passou mais de uma década em desenvolvimento secreto, sem nunca apresentar um protótipo funcional ao público, a Xiaomi adotou uma estratégia mais ágil e transparente, revelando seu primeiro modelo apenas três anos após anunciar sua entrada no setor. "A Apple buscava reinventar completamente o conceito de automóvel, com foco em autonomia total e design revolucionário. Já a Xiaomi adotou uma abordagem mais pragmática, focando em veículos elétricos convencionais com diferenciais tecnológicos incrementais", explica Ricardo Monteiro, analista de mobilidade elétrica do Instituto de Transição Energética, em entrevista ao EnergyChannel. O sucesso meteórico do SU7 da Xiaomi O Xiaomi SU7, utilitário esportivo elétrico da fabricante chinesa, tornou-se um fenômeno de vendas imediatamente após seu lançamento. Com preços iniciais significativamente mais competitivos que concorrentes como Tesla e BYD, o veículo atraiu 289 mil pedidos em sua primeira hora de disponibilidade. O modelo combina características que ressoam com o consumidor contemporâneo: - Autonomia de até 800 km (padrão CLTC) - Integração perfeita com o ecossistema de produtos Xiaomi - Capacidade de carregamento ultrarrápido (10-80% em 15 minutos) - Sistema avançado de assistência ao motorista - Preço inicial aproximadamente 30% inferior a concorrentes com especificações similares "A Xiaomi transferiu para os automóveis a mesma filosofia que aplicou em smartphones: oferecer especificações de ponta a preços mais acessíveis que concorrentes ocidentais, mantendo margens menores e compensando com volume", analisa Fernanda Campos, especialista em mercados asiáticos da consultoria AutoTech Global. O projeto abandonado da Apple: lições de um investimento bilionário O "Projeto Titan" da Apple, iniciado em 2014, consumiu aproximadamente US$ 10 bilhões em pesquisa e desenvolvimento antes de ser oficialmente encerrado este ano. Fontes internas revelam que a empresa enfrentou desafios significativos: 1. **Mudanças constantes de direção estratégica**: O projeto alternou várias vezes entre desenvolver um veículo completo e focar apenas em software de condução autônoma. 2. **Rotatividade de liderança**: Mais de cinco executivos diferentes lideraram o projeto ao longo de sua existência. 3. **Perfeccionismo paralisante**: A busca por um produto revolucionário impediu a empresa de avançar com versões intermediárias. 4. **Complexidade da cadeia de suprimentos**: Dificuldades em estabelecer parcerias com fornecedores automotivos tradicionais. "A Apple subestimou a complexidade de fabricar automóveis. Não é como produzir um novo iPhone, onde a empresa já domina toda a cadeia de valor", observa Carlos Mendes, professor de gestão de inovação da Universidade Federal de São Paulo. Estratégias fundamentalmente diferentes A análise comparativa revela abordagens diametralmente opostas: ESTRATÉGIAS DIVERGENTES: COMO A XIAOMI CONQUISTOU O MERCADO DE VEÍCULOS ELÉTRICOS ONDE A APPLE FRACASSOU O ecossistema como vantagem competitiva Um fator crucial para o sucesso da Xiaomi foi sua capacidade de integrar o veículo ao ecossistema de produtos já existente da marca, que inclui smartphones, dispositivos domésticos inteligentes e wearables. "O SU7 não é apenas um carro, é uma extensão do ecossistema Xiaomi. Usuários podem controlar funções do veículo pelo smartphone, sincronizar preferências entre dispositivos e até mesmo utilizar câmeras domésticas inteligentes para monitorar o veículo estacionado", explica Zhang Wei, diretor de tecnologia automotiva da Associação Chinesa de Veículos Elétricos. A Apple, ironicamente conhecida por seu ecossistema integrado de produtos, não conseguiu transferir essa vantagem para o setor automotivo, possivelmente por nunca ter chegado perto o suficiente de um produto final. Implicações para o mercado global de veículos elétricos O sucesso da Xiaomi representa mais um capítulo na ascensão das montadoras chinesas no mercado global de veículos elétricos. Analistas projetam que a empresa pode rapidamente se tornar um dos cinco maiores fabricantes de EVs do mundo, caso mantenha sua trajetória atual. "Estamos observando uma reconfiguração completa do setor automotivo global. Fabricantes de tecnologia chineses estão desafiando tanto montadoras tradicionais quanto novos entrantes como a Tesla", avalia Monteiro. "A velocidade com que a Xiaomi escalou sua produção é particularmente impressionante." Para a Apple, o abandono do projeto automotivo representa um raro fracasso estratégico, mas também uma decisão pragmática de focar recursos em áreas onde mantém vantagens competitivas claras, como inteligência artificial e realidade aumentada. Lições para outros players tecnológicos O contraste entre as trajetórias da Apple e da Xiaomi oferece lições valiosas para outras empresas de tecnologia que consideram entrar no mercado automotivo: 1. **Pragmatismo supera perfeccionismo**: A abordagem incremental da Xiaomi permitiu lançar um produto viável rapidamente. 2. **Parcerias estratégicas são essenciais**: A colaboração com fornecedores e fabricantes estabelecidos acelera o desenvolvimento. 3. **Integração com ecossistema existente**: Utilizar a base de usuários e produtos já estabelecidos como diferencial. 4. **Estratégia de preço competitivo**: Priorizar volume inicial para ganhar participação de mercado. 5. **Transparência no desenvolvimento**: Comunicar progressos ao mercado gera expectativa e feedback valioso. "O setor automotivo está passando por sua maior transformação em um século, e isso abre oportunidades para novos entrantes. Mas o caso da Apple mostra que mesmo empresas com recursos quase ilimitados podem falhar se não adaptarem sua abordagem às realidades do setor", conclui Campos. Enquanto a Xiaomi comemora seu sucesso inicial e prepara a expansão internacional de seus veículos elétricos, a indústria observa atentamente como este novo competidor poderá remodelar o mercado global de mobilidade elétrica nos próximos anos. --- EnergyChannel é o principal canal de notícias especializado em energia, sustentabilidade e transição energética, com cobertura global e análises aprofundadas sobre as transformações do setor energético. ESTRATÉGIAS DIVERGENTES: COMO A XIAOMI CONQUISTOU O MERCADO DE VEÍCULOS ELÉTRICOS ONDE A APPLE FRACASSOU

Por Arthur Oliveira O FUNDO DO POÇO AINDA NÃO CHEGOU: MP 1.304/2025 – UM ATENTADO TÉCNICO E REGULATÓRIO AO SETOR ELÉTRICO Na minha opinião, a Medida Provisória nº 1.304/2025, publicada em 11 de julho de 2025 no Diário Oficial da União (Edição Extra A), é mais uma manobra desajeitada do governo, que, sob o pretexto de reorganizar o setor energético brasileiro, entrega um texto repleto de falhas. A MP altera cinco leis que são a espinha dorsal do setor: a Lei nº 9.478/1997, que define a política energética; a Lei nº 10.438/2002, que gere a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE); a Lei nº 12.304/2010, que regula a PPSA; a Lei nº 12.351/2010, sobre o regime de partilha de produção; e a Lei nº 14.182/2021, que abriu as portas para a desestatização da Eletrobras. Supostamente, a MP veio para apagar o incêndio causado pela derrubada de vetos à Lei nº 15.097/2025, prometendo segurar os custos galopantes do setor elétrico e injetar competitividade no mercado de gás natural da União. Mas, ao analisar o texto oficial e o contexto regulatório, fica claro que, apesar da fachada de solução, a MP é um amontoado de falhas técnicas e regulatórias que podem deixar consumidores e investidores pagando a conta – literalmente. Neste artigo, destrincho cada artigo da MP, seus impactos nos setores elétrico e de gás natural e os desafios que, para mim, mostram que o governo está mais perdido do que nunca. CONTEXTO DA MP Nº 1.304/2025: UM SETOR À BEIRA DO COLAPSO Eu vejo a MP nº 1.304/2025 como uma tentativa desesperada de botar ordem em um setor energético que já está de joelhos. O setor elétrico enfrenta uma crise financeira de tirar o fôlego, com a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) engolindo R$ 43 bilhões só no primeiro semestre de 2025 e com projeções de chegar a R$ 50 bilhões até o fim do ano. Esse é um fardo pesado para consumidores e empresas, que já sentem o peso na conta de luz. A derrubada de vetos à Lei nº 15.097/2025 jogou ainda mais lenha na fogueira, criando um caos jurídico que deixa investidores sem saber onde pisar. No lado do gás natural, a MP tenta dar um empurrão na PPSA para oferecer gás mais barato a indústrias como química, fertilizantes, siderurgia e cerâmica, o que, em tese, poderia ajudar na reindustrialização do país. A Exposição de Motivos (EM nº 000036/2025-MME) jura de pés juntos que a MP é urgente e vai trazer benefícios econômicos e sociais sem mexer no Orçamento Público. Mas, honestamente, não engulo essa história. O texto está cheio de buracos, e o risco de judicialização é tão grande que parece que o governo, em vez de resolver, está dobrando a meta do caos, como já vimos nos tempos de Dilma Rousseff. Quando pensamos que o setor elétrico já estava no fundo do poço com medidas mal planejadas, o governo lança a MP nº 1.304/2025, como se dissesse: “Segura que ainda dá pra cavar mais!” ARTIGO 1º: ALTERAÇÃO DA LEI Nº 10.438/2002 E CRIAÇÃO DO ART. 13-A TETO NOMINAL DA CDE O artigo 1º da MP insere o art. 13-A na Lei nº 10.438/2002, criando um teto nominal para a arrecadação da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que banca políticas como universalização, tarifa social e a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC). A CDE está inchando, com projeções de R$ 50 bilhões em 2025 e quem sabe R$ 60 bilhões em 2026. A ideia de um teto soa razoável, mas amarrá-lo ao orçamento de 2026, que ninguém sabe quanto vai ser, é como tentar planejar o jantar sem saber o que tem na geladeira.   Para mim , essa redistribuição seletiva de custos, sem critérios objetivos, é uma receita para o desastre.  Ela abre espaço para manipulações e vai contra a eficiência administrativa exigida pela Constituição Federal (art. 37), que pede planejamento claro. Pior, a falta de transparência na definição do teto, como manda a Lei nº 9.427/1996 (art. 3º), deixa o setor no escuro e perpetua o crescimento descontrolado da CDE, jogando por terra qualquer esperança de reduzir as tarifas. ENCARGO DE COMPLEMENTO DE RECURSOS (ECR) O mesmo art. 13-A cria o Encargo de Complemento de Recursos (ECR) , uma nova cobrança jogada nas costas dos chamados “beneficiários” da CDE, exceto para despesas com universalização (Luz para Todos, por exemplo), tarifa social, dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e administração da CCEE, Compensações de hidrelétricas (mitigar impactos ambientais).  O ECR começa com 50% em 2027 e vira 100% em 2028, mas a MP não explica quem são esses beneficiários nem como o tal “benefício auferido” será calculado, deixando tudo para regulamentações futuras. Essa redistribuição seletiva de custos, sem uma metodologia clara, é um tapa na cara da transparência regulatória exigida pela Lei nº 9.427/1996 (art. 3º).  Isentar setores como a tarifa social, mas cobrar de outros, cria uma desigualdade que fere o princípio da isonomia da Constituição (art. 5º). Para piorar, aplicar o ECR a contratos já firmados no Ambiente de Contratação Livre (ACL), que contavam com descontos na TUST/TUSD, muda as regras do jogo no meio da partida, abalando a segurança jurídica garantida pela Lei nº 9.784/1999 (art. 1º).   A opacidade na definição da “proporção do benefício auferido” (art. 1º, §2º) só aumenta a bagunça, deixando usinas de leilões regulados, como PCHs, eólicas, solares e térmicas, com a corda no pescoço. Cooperativas de geração distribuída rural, que já lutam para se manter, também vão levar essa paulada, travando a energia limpa local. Esse ECR, com cara de imposto disfarçado, é mais um prego no caixão do setor elétrico, que o governo parece empenhado em enterrar ainda mais fundo. A tabela abaixo mostra o impacto em diferentes setores: Setor Benefício Relacionado à CDE Impacto do ECR Agronegócio Descontos para o Irrigante (horário especial) Aumento de custos, repasse aos preços de alimentos e pressão inflacionária Fontes Renováveis (UFVs/Eólicas) Energia incentivada e leilões com subsídio Redução de competitividade e desestímulo a novos projetos Indústria Eletrointensiva Redução tarifária (TUSD/TUST) Aumento de custos fixos, impactando preços finais Geração Distribuída Regimes especiais para GD rural Pressão financeira sobre pequenos produtores e empreendimentos locais Comercializadoras Participação em leilões regulados Custos operacionais adicionais, afetando margens O art. 5º, §2º da MP determina que o ECR será cobrado de todos os consumidores finais conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), proporcionalmente ao consumo, sem isenção para o agronegócio . Isso significa que produtores rurais, mesmo os que recebem descontos para irrigação, vão pagar o encargo, seja na fatura da distribuidora (clientes cativos) ou diretamente pela CCEE (mercado livre). Na prática, isso pode encarecer a produção agrícola, elevar os preços dos alimentos e pressionar a inflação, o que me parece um tiro no pé para a competitividade do agronegócio brasileiro. ARTIGO 2º: ALTERAÇÃO DA LEI Nº 14.182/2021 (ELETROBRAS E PCHS COMO RESERVA DE CAPACIDADE) O artigo 2º muda o §1º do art. 1º da Lei nº 14.182/2021, permitindo contratar até 4.900 MW de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) como reserva de capacidade, com fornecimento entre 2032 e 2034. Isso substitui a obrigação anterior de contratar 12,5 GW em térmicas inflexíveis, que custavam R$ 35 bilhões por ano. As PCHs, com custo estimado de R$ 4,2 bilhões anuais, parecem uma alternativa mais barata, mas, na minha opinião, a escolha é tecnicamente questionável. PCHs dependem de chuvas e não entregam a potência firme necessária para uma reserva de capacidade confiável.  O Plano de Expansão de Energia 2025–2029 já alerta para perdas de potência de 43% em 2027, 73% em 2028 e 92% em 2029 devido à sazonalidade das PCHs. Excluir essas usinas do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) ainda reduz a flexibilidade do sistema em momentos de seca, aumentando o risco de apagões.   Mesmo sendo mais baratas que as térmicas, as PCHs podem exigir contratações extras de reserva, o que pode anular qualquer economia e encarecer a conta para os consumidores . ARTIGO 3º: ALTERAÇÃO DA LEI Nº 12.304/2010 (CONTRATOS DE GÁS NATURAL VIA PPSA) O artigo 3º altera o inciso II do art. 4º da Lei nº 12.304/2010, dando à PPSA o poder de celebrar contratos, em nome da União, para escoamento, transporte, processamento, refino e beneficiamento de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos. Eu vejo isso como um passo positivo para fortalecer a gestão dos ativos públicos e permitir que a PPSA ofereça gás a preços mais competitivos para indústrias como química, fertilizantes, siderurgia e cerâmica, apoiando a reindustrialização.   Mas, na prática, a falta de infraestrutura, como dutos e terminais de GNL, é um obstáculo enorme. Sem um plano claro de investimentos, esses contratos correm o risco de ficar só no papel, o que me deixa com um pé atrás sobre o impacto real da medida. ARTIGO 4º: INSERÇÃO DOS ARTS. 45-A E 45-B NA LEI Nº 12.351/2010 (ACESSO E TRANSFERÊNCIA DO GÁS DA UNIÃO) O artigo 4º  da Medida Provisória nº 1.304/2025 adiciona dois novos artigos (45-A e 45-B) à Lei nº 12.351/2010 , que regula como o Brasil explora petróleo e gás no regime de partilha. Vamos simplificar: Art. 45-A : O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) vai decidir as regras para usar a infraestrutura (como dutos e terminais) do gás natural que pertence à União. Essas regras serão baseadas no "valor novo de reposição depreciado" (basicamente, o custo de substituir o equipamento, considerando seu desgaste). Mas a MP não explica como esse valor será calculado, deixando tudo nas mãos do CNPE.  Isso pode gerar confusão e até processos judiciais, porque falta clareza. Art. 45-B : A PPSA (empresa que gerencia o gás da União) poderá vender ou transferir o gás, bruto ou processado, para empresas como a Petrobras, cobrando por isso. Vender o gás bruto pode reduzir custos para indústrias que usam muito gás, como as de fertilizantes ou siderurgia. Por que isso é problemático? Primeiro, deixar o CNPE decidir tudo sem regras claras pode criar decisões injustas ou mal planejadas. Segundo, passar o gás direto para a Petrobras reforça o controle dela no mercado, dificultando a entrada de novas empresas.  Isso vai contra o objetivo de tornar o mercado mais competitivo e, na minha opinião, é um passo para trás que pode travar o setor. ARTIGO 5º: ALTERAÇÃO DA LEI Nº 9.478/1997 (COMPETÊNCIA DO CNPE) O artigo 5º da Medida Provisória nº 1.304/2025 mexe na Lei nº 9.478/1997 (a Lei do Petróleo) para dar mais poder ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Ele altera o inciso XVIII do art. 2º dessa lei, permitindo que o CNPE decida como será o acesso à infraestrutura do gás natural que pertence à União, como dutos, terminais e unidades de processamento. Essa mudança está ligada aos artigos 45-A e 45-B (inseridos na Lei nº 12.351/2010), que também tratam do gás natural. vai custar A ideia é que o CNPE defina regras para quem pode usar esses equipamentos e quanto isso.  Parece uma boa intenção, porque organiza o uso do gás da União, mas o problema é que a MP não explica como essas regras serão feitas. Tudo depende de futuras regulamentações, que ainda não existem. Sem essas regras claras, eu acho que essa concentração de decisões no CNPE pode criar confusão. As empresas que investem no setor precisam saber exatamente como as coisas vão funcionar para planejar seus negócios, mas, sem transparência, as decisões do CNPE podem parecer arbitrárias. Isso pode afastar investidores e gerar incerteza no mercado de gás natural. ARTIGO 6º: REVOGAÇÃO DOS ARTS. 20 E 21 DA LEI Nº 14.182/2021 O artigo 6º revoga os arts. 20 e 21 da Lei nº 14.182/2021, que tratavam de obrigações ligadas à desestatização da Eletrobras. Na minha opinião, essa revogação sem oferecer alternativas é arriscada. Pode ser vista como omissão legislativa, abrindo brechas para ações judiciais de acionistas e investidores da Eletrobras . Além disso, mexer em contratos já firmados no processo de desestatização cria instabilidade no setor, o que não é nada bem-vindo. ARTIGO 7º: VIGÊNCIA DA MP O artigo 7º define que a MP entra em vigor em 11 de julho de 2025, exceto o art. 1º, que inclui o art. 13-A na Lei nº 10.438/2002, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2026. Essa escalonagem reconhece a dificuldade de implementar o teto da CDE e o ECR , mas não resolve a falta de clareza regulatória, que, para mim, é o maior calo dessa MP. CONCLUSÃO: UM CAMINHO CHEIO DE DESAFIOS Eu acredito que a Medida Provisória nº 1.304/2025 tem boas intenções, mas tropeça em sua execução. No setor elétrico, o teto da CDE é vago, o ECR sobrecarrega setores como agronegócio, renováveis e indústria eletrointensiva, e a escolha de PCHs como reserva de capacidade ignora limitações técnicas, podendo levar a problemas de fornecimento.  No setor de gás natural, fortalecer a PPSA é promissor, mas a falta de infraestrutura e regras claras limita o impacto. Para mim, a MP precisa de ajustes urgentes. O Congresso deveria revisar o texto com consultas públicas e estudos de impacto, garantindo transparência e segurança jurídica. Sem isso, corremos o risco de ver custos subirem e a competitividade do setor energético minguar. O Brasil merece uma política energética mais sólida, e essa MP, do jeito que está, ainda não entrega isso. O FUNDO DO POÇO AINDA NÃO CHEGOU: MP 1.304/2025 – UM ATENTADO TÉCNICO E REGULATÓRIO AO SETOR ELÉTRICO Fontes : Medida Provisória nº 1.304/2025 (DOU, 11/07/2025, Edição Extra A), Leis nºs 9.478/1997, 10.438/2002, 10.848/2004, 9.427/1996, 9.784/1999, 12.304/2010, 12.351/2010, 14.182/2021, 14.300/2022, 15.097/2025, Plano de Expansão de Energia (PEN) 2025–2029, Exposição de Motivos nº 000036/2025-MME, Constituição Federal de 1988. O FUNDO DO POÇO AINDA NÃO CHEGOU: MP 1.304/2025 – UM ATENTADO TÉCNICO E REGULATÓRIO AO SETOR ELÉTRICO

O setor elétrico brasileiro vive um momento paradoxal. De um lado, há avanços inegáveis: a energia solar cresce como nunca, o mercado livre se expande e a transição energética parece mais concreta. Por Arthur Oliveira, Colunista do EnergyChannel MERCADO LIVRE, CURTAILMENT E DÉFICIT: O CUSTO DA FALTA DE PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NO BRASIL De outro, há sinais de alerta por todos os lados. O curtailment solar – o desperdício de energia gerada e não aproveitada bate recordes. A infraestrutura de transmissão não acompanha o ritmo das novas fontes. E o próprio Operador Nacional do Sistema (ONS) projeta um déficit no atendimento ao pico da carga nos próximos anos. Há um descompasso evidente entre o progresso tecnológico, a regulação e a infraestrutura existente. A seguir, exponho esses desafios interligados, suas causas e caminhos possíveis para garantir um sistema energético mais equilibrado e eficiente. CURTAILMENT SOLAR: DESPERDÍCIO DE ENERGIA LIMPA A energia solar deveria ser motivo de orgulho no Brasil. Afinal, temos abundância de sol e uma das maiores capacidades instaladas do mundo. Mas o que se vê é um cenário alarmante: só em 2024, foram desperdiçados 4.330 GWh de energia solar o equivalente a 4,4 TWh. Em junho de 2025, o curtailment chegou a um pico inaceitável de 27,8% . Ou seja, mais de um quarto de toda a energia que poderia ser injetada no sistema foi simplesmente cortada. Segundo o ONS, 88% desses cortes são provocados por excesso de oferta , e 12% por limitações na transmissão . A situação é crítica no Nordeste, onde se concentra 78% da capacidade solar centralizada (20,8 GW) . Além disso, a geração distribuída (MMGD), que já soma 38 GW , reduz a demanda líquida no meio do dia em até 43,7% às 13h , o que empurra as usinas centralizadas ao desligamento. Esse é um desperdício duplo: de energia limpa e de investimentos. As perdas só aumentam com o passar do tempo: no primeiro trimestre de 2024, foram 330 GWh (2,1%) , no segundo, 1.150 GWh (6,8%) , e no terceiro, 1.980 GWh (11,2%) . Como será o futuro? O ONS projeta um curtailment médio de 20,1% até 2029 , com picos de 31,8 GW entre 9h e 15h . Isso representa perdas de R$ 1,44 bilhão por ano , assumindo um PLD de R$ 200/MWh. A situação tende a se agravar: a capacidade de exportação do Nordeste caiu de 17,5 GW para 14,9 GW  após o colapso de 2023, e 68% das usinas solares anteriores a 2023 não atendem requisitos técnicos mínimos , como suporte a variações de frequência. Estamos, portanto, construindo usinas que geram energia – mas não conseguem entregá-la. MERCADO LIVRE: CRESCIMENTO COM OBSTÁCULOS MERCADO LIVRE, CURTAILMENT E DÉFICIT: O CUSTO DA FALTA DE PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NO BRASIL O mercado livre é uma das promessas de modernização do setor, e os números mostram que ele está ganhando corpo. Em 2025, o número de consumidores chegou a 5.800 , frente a 5.200  em 2024 um crescimento de 11,5% . A região Sudeste lidera com 520 mil MWh consumidos (+15,6%) , seguida pelo Nordeste ( +11,1% ), Sul ( +8,3% ) e Norte ( +6,3% ).   MERCADO LIVRE, CURTAILMENT E DÉFICIT: O CUSTO DA FALTA DE PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NO BRASIL A indústria continua sendo o motor do mercado, com 2.800 unidades consumidoras  (48% do total), crescendo 12% . O varejo também vem forte, com alta de 16,7%  e 1.400 unidades . Destaque para setores como o têxtil (+25%)  e o de alimentos (+18%) . Por outro lado, as telecomunicações caíram 2% , reflexo talvez da automação e eficiência energética. Entre os maiores consumidores, os nomes impressionam: Duratex (SP)  com 19.110 MWh , Raízen (SP)  com 12.414 MWh , e ArcelorMittal (SC)  com 11.700 MWh . A concentração no Sudeste reforça a desigualdade estrutural do sistema. Mas nem tudo são flores. A desaceleração recente do crescimento no mercado livre mostra que há entraves sérios. A incerteza regulatória pesa. E o curtailment, ao reduzir a rentabilidade das usinas solares, desestimula novos projetos no ACL. Enquanto isso, a MMGD, que está isenta de cortes, distorce o jogo: empresas optam por soluções que não são necessariamente mais eficientes, mas sim menos penalizadas. Isso cria um mercado assimétrico e desincentiva a competição justa. DÉFICIT NO PICO DA CARGA: UM DESAFIO CRÍTICO Outro ponto crítico é o atendimento à demanda no horário de pico (19h-20h) . Segundo o Plano da Operação Energética (PEN 2025), a carga global aumentará 14,1% até 2029 , passando de 82.871 MW médios para 94.573 MW . Já a demanda máxima saltará 15,5% , de 108.131 MW para 124.879 MW . A rampa de carga entre 13h e 19h será de 60 GW , e à noite a solar simplesmente não está disponível. Isso exige fontes flexíveis – e hoje, essas fontes são majoritariamente térmicas. O agravante é que o consumo de data centers vai explodir: de 81 MW médios em 2025 para 574 MW em 2029 . A própria expansão do mercado livre aumenta a demanda. Mesmo com usinas térmicas merchant e a expansão da exportação do Nordeste em 1,5 GW , o déficit persiste, sobretudo em 2025 e 2026. E é preciso lembrar: só 13% do curtailment ocorre à noite . Ou seja, não adianta apenas focar em reduzir o desperdício diurno – é preciso pensar em flexibilidade real para o horário do pico. A Bahia sofre com cortes por indisponibilidade externa , e o Rio Grande do Norte por restrições de confiabilidade . É o retrato de um sistema que cresceu, mas não se preparou para funcionar em alta performance. SOLUÇÕES PARA O FUTURO A boa notícia é que os problemas estão diagnosticados – e há soluções na mesa. Tudo está interligado: o curtailment reflete falhas na transmissão, que também afetam o pico da carga. A assimetria regulatória desorganiza o mercado livre. Portanto, o enfrentamento tem que ser sistêmico. Algumas medidas concretas em discussão incluem: Expansão da Transmissão:  Instalar compensadores síncronos de 600 Mvar no RN  para reforçar a exportação do Nordeste durante o dia. Controle Operacional Inteligente:  O uso de Redes Elétricas Distribuídas (REDs)  pode reduzir o curtailment em 41% , liberando 2.950 MW médios  para o sistema. Regulação e Armazenamento:  As emendas do deputado Arnaldo Jardim à MP 1300  propõem que as perdas por curtailment sejam compensadas com créditos para extensão de outorga . Isso evita prejuízo ao gerador, sem repassar custo ao consumidor. Jardim também propõe incentivos à instalação de baterias , que permitiriam deslocar a energia solar para o pico noturno, ajudando a reduzir a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)  e preservar programas como o Luz para Todos . Atualização Técnica:  Exigir que usinas atendam critérios básicos, como suporte a frequência de 47,5 a 51,5 Hz  e controle de tensão de ±10% em até 1,5s . CONCLUSÃO O Brasil avança, mas tropeça. A energia solar cresce (20,8 GW centralizados, 38 GW em MMGD). O mercado livre se expande (+11,5% em consumidores). Mas a infraestrutura, a regulação e o planejamento estratégico não acompanham esse ritmo. O curtailment de 27,8% em junho de 2025 , as perdas de 4,4 TWh em 2024 , a desaceleração do mercado livre  e o déficit projetado até 2029  (com carga de 94.573 MW médios ) mostram que estamos diante de um impasse. As propostas que estão em debate – como as emendas de Arnaldo Jardim , os investimentos em transmissão , os créditos compensatórios  e o uso de baterias  – não são apenas viáveis. São urgentes. Créditos, foto Deputado Arnaldo Jardim Fontes: CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica).  (2024–2025). Dados de consumo – PARCELA_CARGA_CONSUMO . Infomercado. Licença CC-BY-4.0. Disponível em: www.ccee.org.br ANEEL.  (2025). Relatório Anual de Consumo . Disponível em: www.aneel.gov.br EPE.  (2025). Balanço Energético Nacional . Disponível em: www.epe.gov.br ONS.  (2025). Diagnóstico e Perspectiva da Evolução dos Cortes de Geração no Brasil . RT ONS DGL 0189/2025. MERCADO LIVRE, CURTAILMENT E DÉFICIT: O CUSTO DA FALTA DE PLANEJAMENTO ENERGÉTICO NO BRASIL