18 de setembro de 2025  – Um estudo inovador da consultoria Wood Mackenzie  aponta que a indústria do petróleo pode explorar até 1 trilhão de barris adicionais  em campos já operacionais, suficiente para atender à demanda global até 2050 sem depender de novas descobertas. O levantamento, realizado com ferramentas de inteligência artificial, mostra que o potencial de recuperação dos campos existentes é muito maior do que se acreditava. AI revela oportunidade de 1 trilhão de barris em campos de petróleo já existentes “Desafio da indústria é enorme”, afirma Andrew Latham , SVP de Pesquisa em Energia da Wood Mackenzie. “Sob nosso cenário-base de transição energética, a demanda total por líquidos até 2050 é ligeiramente inferior a 1 trilhão de barris. Sem melhorias nos planos de desenvolvimento atuais, os campos em operação devem ficar quase 300 bilhões de barris abaixo dessa necessidade.” IA identifica oportunidades de recuperação inexploradas A consultoria utilizou sua ferramenta Synoptic , baseada em IA, para analisar desempenho de mais de 30 mil campos globalmente. O novo recurso Analogues  permite comparar campos com características similares de forma imparcial, revelando potenciais de recuperação até então despercebidos. A análise indica que a aplicação de boas práticas já consolidadas na indústria  pode gerar de 470 bilhões a mais de 1 trilhão de barris  adicionais – sem necessidade de tecnologias experimentais. Estatais lideram potencial de aumento de produção Segundo o estudo, as companhias nacionais de petróleo (NOCs)  detêm quase 70% do potencial global de recuperação. Países como Irã, Venezuela, Iraque e Rússia  apresentam os maiores volumes de reservas que podem ser extraídas se atingirem padrões de recuperação de excelência. Em contraste, grandes petroleiras internacionais, apesar de operarem campos de alta qualidade, concentram apenas 6% do potencial global adicional, já que seus campos estão próximos do limite de eficiência. “O futuro do suprimento de petróleo será cada vez mais terrestre e conduzido por NOCs”, reforça Latham. “As majors tiveram sucesso em fatores de recuperação, mas isso limita seu potencial futuro de crescimento.” Parcerias tecnológicas serão cruciais O estudo aponta que muitas NOCs operam campos com grande potencial geológico, mas ainda alcançam fatores de recuperação ligeiramente abaixo da média industrial de 29%. Esse hiato representa uma oportunidade estratégica para parcerias com empresas internacionais , que podem contribuir com tecnologia, capital e know-how operacional. Para isso, governos anfitriões precisarão oferecer condições comerciais atraentes para garantir o melhor aproveitamento de seus recursos. Potencial concentrado em campos terrestres e costeiros rasos A análise com IA revelou que 63% das oportunidades de alto desempenho  estão em campos onshore, enquanto 31%  estão em águas rasas. Campos de águas profundas, normalmente gerenciados por empresas bem capitalizadas, representam menos de 6% do potencial restante. Os resultados reforçam que o crescimento futuro depende mais da otimização de campos existentes  do que da exploração de novas descobertas. Demanda global pode ser atendida sem novos campos Desde a década de 1980, a indústria tem suprido a demanda principalmente por meio de aumentos de produção em campos existentes . Apesar de haver cerca de 2 trilhões de barris em recursos ainda não desenvolvidos, apenas 10% são economicamente viáveis com as condições atuais. A segurança do fornecimento, portanto, não precisa depender de descobertas incertas ou tecnologias experimentais , mas de investimentos estratégicos e melhorias na recuperação de campos já em operação . Se todos os campos atingirem padrões de recuperação de excelência, a média global poderia subir de 29% para 34%, adicionando 470 bilhões de barris  às reservas mundiais e redefinindo a segurança energética global. “Melhorar os fatores de recuperação será essencial para atender à demanda futura, já que novas descobertas dificilmente compensarão o declínio natural da produção existente”, conclui Latham. “O uso de IA para entender o potencial real dos campos existentes representa um avanço significativo frente aos métodos tradicionais.” AI revela oportunidade de 1 trilhão de barris em campos de petróleo já existentes

Por EnergyChannel O aquecimento global está literalmente redesenhando o mapa do sudeste do Alasca. O recuo acelerado da geleira Alsek acaba de criar uma nova ilha no meio do Lago Alsek, uma transformação geográfica que os cientistas consideram mais uma evidência do impacto das mudanças climáticas sobre as regiões polares. Nova Ilha no Alasca: Degelo da Geleira Alsek Redesenha o Mapa da Região Até poucas décadas atrás, a geleira Alsek ainda circundava o monte rochoso conhecido como Prow Knob, mantendo-o conectado ao continente. Porém, imagens de satélite da NASA confirmaram que, neste verão, a geleira perdeu contato definitivo com o monte. O que antes era uma elevação ligada ao glaciar agora está completamente isolado pelas águas, transformando-se em uma ilha de aproximadamente 5 km². Há cerca de 100 anos, a Alsek se estendia quase 5 quilômetros além de Prow Knob e terminava em Gateway Knob, na outra extremidade do que hoje é o Lago Alsek. O cenário atual é radicalmente diferente: o lago quase dobrou de tamanho nas últimas quatro décadas, alimentado pela água do degelo das geleiras vizinhas. Especialistas afirmam que esse processo de “nascimento de ilhas” tende a se intensificar nas próximas décadas, à medida que o derretimento das geleiras acelera no Ártico e no Alasca. Além de alterar a paisagem, o fenômeno tem implicações para a biodiversidade local, o nível dos lagos e até para o turismo, que já começa a atrair visitantes interessados em ver de perto a nova formação geográfica. O surgimento da ilha no Lago Alsek é um lembrete visual e poderoso da velocidade com que o clima está mudando e de como esses efeitos já estão deixando marcas permanentes no planeta. Nova Ilha no Alasca: Degelo da Geleira Alsek Redesenha o Mapa da Região

Por Glauber Cavalcante Diretor de gestão e inteligência energética na EMANA Energy, com ampla atuação em projetos de eficiência energética, com Benchmark de 12%, voltados à redução de consumo de energia sem investimento inicial. É doutorando e mestre em Eficiência Energética (Lean Energy) pela Universidade Federal do Ceará (UFC), engenheiro eletricista (UFC) e possui certificação Green Belt Lean Six Sigma. Imagem:  Ciclo Lean Energy  Você sabia que o Brasil desperdiça, todos os anos, energia suficiente para abastecer mais de 20 milhões de residências? Esse dado revela uma urgência: precisamos tratar a eficiência não apenas como tecnologia, mas como gestão estratégica de processos e é exatamente aqui que o Lean Energy faz a diferença. A Agência Internacional de Energia ( IEA ) define a Eficiência Energética como o “primeiro combustível”, o único recurso disponível em abundância em todos os países. Já a Agência Internacional de Energias Renováveis ( IRENA ) projeta que ela responderá por 25% da descarbonização global até 2050. Mas o alerta é claro: a IEA  estima que será necessário dobrar o ritmo global de progresso em eficiência, de 2,2% para 4% ao ano até 2030. Enquanto isso, o Brasil ocupa apenas a 19ª posição no ranking da ACEEE , desperdiçando cerca de 43 TWh/ano — o equivalente a 62% da produção anual da usina de Itaipu ( FIESC ). É neste cenário que o Lean Energy desponta como uma resposta estratégica, de baixo custo e rápida implementação. Mais do que nunca, o programa de eficiência energética tem que rodar hoje. conceito de Lean Energy Inspirado no Lean Manufacturing e no Six Sigma, o Lean Energy  é uma abordagem de gestão energética que foca na melhoria contínua dos processos, eliminação de desperdícios e criação de valor sustentável. Ao integrar engenharia, economia, filosofia Lean, gestão e ESG, essa metodologia transforma a eficiência em um motor estratégico da transição energética. LEAN ENERGY: A EFICIÊNCIA ENERGÉTICA QUE TRANSFORMA PROCESSOS E IMPULSIONA A TRANSIÇÃO ENERGÉTICA Um dos pilares do método é representado no Ciclo Lean Energy (imagem acima), que organiza a jornada da eficiência energética em etapas práticas e contínuas: Planejamento:  definição de metas, indicadores e prioridades de consumo; Execução:  implementação das ações de eficiência com foco em baixo ou nenhum investimento inicial; Validação processual:  verificação técnica dos resultados parciais e da aderência das ações ao plano. Acompanhamento:  monitoramento contínuo do desempenho energético e ajustes táticos conforme necessidade; Controle:  consolidação de KPIs, checagem de conformidade, análise de desvios e ações corretivas/preventivas para manter o ganho e padronizar práticas; Validação gerencial:  fechamento do ciclo com reporte executivo, governança e decisões para o próximo ciclo de melhoria. Esse ciclo vai além de um simples fluxograma: ele representa a lógica de que a eficiência energética deve ser tratada como gestão estruturada de processos, capaz de ser aplicada e replicada em qualquer realidade organizacional. É essa estrutura que assegura resultados rápidos, mensuráveis e sustentáveis, independentemente do porte ou setor. Mais do que uma sequência de etapas, o ciclo estabelece uma verdadeira disciplina de gestão energética contínua, em que cada fase se conecta à próxima, garantindo ganhos consistentes, duradouros e passíveis de expansão. benefícios do Lean Energy Adotar o Lean Energy traz vantagens diretas e mensuráveis: Corte imediato de custos:  80% das ações não exigem investimento inicial. Resultados expressivos:  reduções já comprovadas de 5% em hospitais, 20% em escolas, 24% no varejo e até 33% na indústria. Tangibilização de valor:  ganhos financeiros, ambientais e sociais visíveis e reportáveis. Engajamento de pessoas:  colaboradores tornam-se protagonistas da eficiência. Preparação para o futuro:  libera capital para investimentos em renováveis como solar, eólica e hidrogênio verde. Reputação ESG fortalecida:  impacto positivo em valor de mercado e acesso a crédito. Esses percentuais não são apenas números: significam hospitais mais eficientes, escolas mais sustentáveis, indústrias mais competitivas e varejo com maior margem de lucro. Esses resultados vão além das planilhas: representam organizações mais resilientes, colaborativas e preparadas para o futuro energético. Além dos benefícios diretos, a aplicação técnica do Lean Energy inicia-se na engenharia. engenharia: base técnica da eficiência energética Na engenharia, o Lean Energy utiliza ferramentas como mapas de calor, diagramas de Sankey, regressão linear, graus-dias e medição e verificação ( EVO ). Esses recursos tornam o consumo energético visível, revelando gargalos ocultos e oportunidades de otimização em climatização, iluminação, motores e processos produtivos — muitas vezes sem a necessidade de novos investimentos imediatos. economia: resultados concretos e sem investimento inicial Sob o olhar econômico, o Lean Energy comprova na prática que 80% das medidas de eficiência não exigem capital inicial. Isso significa que ajustes de parâmetros de faturas de energia, correção de hábitos operacionais e readequação de rotinas de manutenção já entregam economias consistentes, enquanto preparam terreno para investimentos estruturais em renováveis. Em um contexto de margens apertadas, essa metodologia se torna a forma mais rápida e inteligente de liberar recursos para reinvestir no futuro energético. LEAN: o dna da melhoria contínua O Lean Energy carrega o DNA da filosofia Lean: fazer mais com menos. Ferramentas como o Gemba Walk energético levam gestores diretamente ao ponto de consumo, onde desperdícios podem ser identificados e corrigidos imediatamente. Assim, a eficiência deixa de ser um projeto pontual e se torna cultura organizacional replicável em qualquer setor. gestão: estrutura e governança energética O Lean Energy ganha força quando integrado à ISO 50001 , norma internacional de sistemas de gestão de energia. Isso garante que cada ação seja monitorada, auditada e continuamente aprimorada. Ferramentas como a Linha de Base Energética (LBE), o Consumo Médio Diário (CMD) e o Índice de Estabilidade de Consumo asseguram que energia seja tratada como ativo estratégico e não apenas como custo operacional. esg: energia que fortalece reputação No eixo ESG, o Lean Energy conecta eficiência com governança e responsabilidade social: E (Environmental):  redução direta da pegada de carbono. S (Social):  engajamento de pessoas em práticas de consumo consciente. G (Governance):  transparência e credibilidade dos resultados comunicados a investidores e reguladores. Com isso, aumenta a maturidade energética da organização e fortalece sua reputação institucional em um mercado onde sustentabilidade pesa no acesso a crédito e no valor de mercado. Lean Energy como vetor da transição energética O Lean Energy mostra que eficiência energética é gestão de processo. Mais do que tecnologia, trata-se de alinhar estratégia, pessoas e cultura organizacional em torno da eliminação de desperdícios e da geração de valor. Esse valor se tangibiliza em ganhos econômicos, ambientais e sociais mensuráveis, tornando a eficiência o verdadeiro combustível da transição energética. E a mensagem é direta: o programa de eficiência energética tem que rodar hoje. Cada dia de atraso significa dinheiro perdido, emissões desnecessárias e oportunidades desperdiçadas. A transição energética não é um projeto distante: ela acontece agora. O Lean Energy oferece um caminho ágil, rentável e sustentável, capaz de entregar resultados já no curto prazo e preparar o futuro com inteligência. O Lean Energy é mais que uma metodologia: é a estratégia que conecta economia imediata com sustentabilidade de longo prazo. O futuro já começou. Sua organização está pronta para liderar essa transformação? Links externos: IRENA  https://www.irena.org/Digital-Report /World-Energy-Transitions-Outlook-2022 IEA  https://www.oecd.org/content/dam/oecd/en/publications/reports/2017/01/energy-efficiency-indicators_g1g74dbb/9789264268692-en.pdf IEA  https://www.irena.org/Digital-Report/Tripling-renewable-power-and-doubling-energy-efficiency-by-2030 ACEEE  https://www.aceee.org/research-report/i2201 FIESC  https://fiesc.com.br/pt-br/imprensa/desperdicioeletrico-no-brasil-equivale-ao-consumo-de-20-milhoes-de-residencias LEAN ENERGY https://repositorio.ufc.br/bitstream/riufc/74948/3/2023_dis_fgscavalcante.pdf EVO https://www.evo-world.org/en/ ISO 50001 https://www.iso.org/iso-50001-energy-management.html LEAN ENERGY: A EFICIÊNCIA ENERGÉTICA QUE TRANSFORMA PROCESSOS E IMPULSIONA A TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

O governo federal aprovou a Medida Provisória do Redata , considerada um marco estratégico para o setor de data centers  e para a transição energética  do país. A medida chega como um estímulo para investimentos, inovação tecnológica e sustentabilidade no ecossistema digital brasileiro. MP do Redata é sancionada e une data centers à energia renovável no Brasil Entre os principais pontos da MP, destacam-se: Incentivos fiscais:  investimentos em equipamentos de data center's passam a contar com desoneração tributária, tornando o setor mais atrativo para empresas nacionais e estrangeiras. Processamento local:  a MP exige que uma parcela significativa do processamento de dados ocorra em território brasileiro, fortalecendo a soberania digital e a proteção de informações estratégicas. Energia renovável obrigatória:  para operar, os data center's precisarão utilizar energia de fontes renováveis, conectando a expansão digital ao compromisso com a sustentabilidade e a redução de emissões de carbono. Para especialistas, a MP do Redata representa uma convergência entre tecnologia, economia digital e transição energética , criando um ambiente propício para o crescimento do setor e atração de investimentos internacionais. “O Brasil dá um passo decisivo ao vincular a infraestrutura digital à matriz energética limpa. É uma medida que incentiva inovação sem perder de vista a sustentabilidade”, afirma um executivo do setor de tecnologia. A medida abre caminho para que o país se torne referência na operação de data centers verdes , ao mesmo tempo em que fortalece a economia digital e garante que o crescimento tecnológico ande de mãos dadas com a preservação ambiental. MP do Redata é sancionada e une data centers à energia renovável no Brasil

Por EnergyChannel – 18/09/2025 Estados de Connecticut e Rhode Island pedem retomada urgente do projeto eólico offshore Revolution Wind Os estados de Connecticut e Rhode Island intensificaram os esforços para destravar o futuro da energia limpa na região. Nesta semana, os procuradores-gerais dos dois estados entraram com um pedido formal na Justiça para reverter a ordem federal que suspendeu as obras do parque eólico offshore Revolution Wind , projeto de 704 MW considerado estratégico para a transição energética da costa nordeste dos Estados Unidos. Segundo os representantes legais dos estados, a paralisação ameaça causar “danos iminentes e irreparáveis” tanto para a economia local quanto para os compromissos de descarbonização. O Revolution Wind é um dos maiores empreendimentos de energia eólica offshore em andamento no país, desenvolvido pela Ørsted e pela Eversource, e tem capacidade estimada para abastecer mais de 350 mil residências com eletricidade limpa. Impacto econômico e ambiental Autoridades estaduais afirmam que o atraso na construção não apenas compromete os empregos já criados na cadeia de fornecimento — incluindo estaleiros e portos da região como também adia a redução de emissões de gases de efeito estufa. Connecticut e Rhode Island têm metas ambiciosas de neutralidade de carbono e enxergam no projeto uma peça fundamental para atingir essas metas dentro do cronograma. “Cada dia de paralisação significa perda de empregos, perda de receita e atraso na entrega de energia limpa para milhares de famílias”, destacou o procurador-geral de Connecticut em comunicado. Desafios regulatórios A suspensão das obras foi determinada por uma ordem judicial federal após contestação de grupos ambientais que pedem revisão dos impactos do projeto sobre ecossistemas marinhos. A decisão judicial é temporária, mas o impasse preocupa autoridades e investidores, já que prazos de interconexão e contratos de fornecimento de energia podem ser comprometidos. Especialistas em regulação apontam que o caso pode criar um precedente importante para outros projetos de energia offshore nos EUA, que vêm crescendo rapidamente nos últimos anos. O que vem a seguir O tribunal federal deverá analisar o pedido de liminar nos próximos dias. Caso a suspensão seja revertida, a expectativa é que as obras do Revolution Wind retomem imediatamente, permitindo que o projeto seja concluído dentro do cronograma original, com operação prevista para 2026. Quer ficar por dentro dos principais avanços em energia eólica offshore  e da transição energética nos EUA ? Continue acompanhando o EnergyChannel para notícias e análises aprofundadas. Estados de Connecticut e Rhode Island pedem retomada urgente do projeto eólico offshore Revolution Wind

São Paulo, 17 de setembro de 2025  Watt Capital assessorou estruturação de financiamento com recursos do Fundo Clima e FINEM para oito projetos que totalizam 30,2 MWp. A Albioma contratou financiamento de R$ 120,525 milhões junto ao BNDES, com recursos do Fundo Clima e do FINEM para a conclusão da implantação de oito projetos fotovoltaicos de minigeração e pré-pagamento de notas comerciais emitidas em 2024. A Watt Capital assessorou a empresa francesa na estruturação e contratação da operação, cujo contrato foi assinado em 29 de agosto.  Os projetos totalizam 30,2 MWp de capacidade instalada e estão localizados no interior de São Paulo e em Minas Gerais, abrangendo três concessões de distribuição. Os investimentos totais são estimados em R$ 150,7 milhões.   Foto: UFV São José do Rio Pardo - SP “Este financiamento representa o resultado de um trabalho iniciado há mais de dois anos”, explica Eduardo Tobias, sócio-diretor da Watt Capital. “Assessoramos a Albioma em toda a jornada: desde a prospecção, análise e negociação dos projetos, passando pela estruturação das notas comerciais, até o financiamento de longo prazo. Resta apenas concluirmos a negociação da fiança bancária para viabilizar os desembolsos”.  Renato Steffen, Diretor Financeiro da Albioma, destacou a escolha pela modalidade de corporate finance. “Optamos por esta estrutura considerando o menor custo all-in e maior alavancagem, mesmo com a necessidade da fiança bancária por todo o prazo da dívida”, explica. “Na modalidade project finance, o BNDES demanda seis meses de conta reserva do serviço da dívida e ICSD mínimo de 1,3 vezes, acima de padrões internacionais para a fonte fotovoltaica. Isso onera muito a operação. Por outro lado, a disponibilização de recursos do Fundo Clima e a flexibilização parcial do sistema de amortização de SAC para PRICE foram fundamentais para viabilizar a operação em um momento de alta taxa de juros”.  O financiamento foi estruturado pela subsidiária Albioma Solar Brasil III, atingindo alavancagem de 80% com prazos de 16 anos para a tranche de Fundo Clima e 20,5 anos para o FINEM. No BNDES, a análise da operação foi liderada pela gerente Cláudia Noel e sua equipe.  Para o Diretor Presidente da Albioma no Brasil, Christiano Forman, a operação reforça a parceria estratégica com o banco de desenvolvimento. “Esta é nossa segunda contratação junto ao BNDES para projetos fotovoltaicos. O banco também é um grande parceiro em nossas usinas de cogeração a biomassa e projetos de produção de biogás e biometano“, afirma. “O BNDES tem um time de análise muito qualificado e sua estratégia de blended finance tem sido importante para viabilizar economicamente novos projetos”.  Sobre a Albioma  Com mais de 30 anos de experiência no setor de energia, a multinacional francesa Albioma é uma produtora independente de energia elétrica através das fontes biomassa, biogás e solar. Globalmente, a Companhia possui 1.000MW de capacidade instalada. A Albioma desenvolve, investe e opera, com competência única, ativos de bioenergia, energia solar fotovoltaica e a energia geotérmica.  Sobre a Watt Capital Fundada em 2020, a Watt Capital é uma empresa de assessoria financeira para investimentos, estruturação de financiamento e compra e venda de projetos e ativos de energia renovável no Brasil. Albioma contrata R$ 120,5 milhões do BNDES para projetos fotovoltaicos de minigeração

Por Redação EnergyChannel Fifth Third Bank reforça meta de US$ 100 bilhões para financiar transição sustentável até 2030 O setor financeiro está no centro da transição para uma economia de baixo carbono — e o Fifth Third Bank quer liderar esse movimento. A instituição norte-americana anunciou avanços importantes em sua meta de financiar US$ 100 bilhões em projetos de impacto socioambiental até 2030 , reafirmando seu compromisso com a construção de economias mais resilientes e inclusivas. Segundo Pratik Raval , Diretor de Sustentabilidade do banco, a iniciativa vai muito além de linhas de crédito verdes. “Nosso objetivo é entregar resultados consistentes para clientes, comunidades, funcionários e investidores, enquanto ajudamos a acelerar a transição para um futuro sustentável”, destacou em seu Relatório de Sustentabilidade 2024 . Marco na energia renovável O Fifth Third foi pioneiro entre empresas da Fortune 500  ao se comprometer a usar 100% de energia renovável  proveniente de um único projeto, meta atingida há cinco anos. A instituição também reduziu significativamente seus impactos ambientais: 46% de redução  no consumo de energia; 60% menos emissões de gases de efeito estufa  (baseadas na localização); 34% de redução no uso de água , com meta de 50% até 2030; 65% menos uso de papel  e 60% dos resíduos desviados de aterros , avançando para 75%. Somente em 2024, o banco concluiu 17 novas instalações solares  em agências e centros financeiros, reforçando sua estratégia de neutralidade climática. Avanço da meta bilionária Do total previsto, US$ 45,3 bilhões  já foram direcionados para projetos de impacto até o final de 2024, incluindo financiamento de infraestrutura limpa, habitação acessível e programas de desenvolvimento comunitário. “Temos uma cultura orientada por propósito”, afirma Tim Spence , presidente e CEO do Fifth Third Bancorp. “Definimos metas financeiras ambiciosas porque acreditamos que o setor bancário tem um papel essencial em promover economias saudáveis, inclusivas e sustentáveis.” Destaque na Climate Week NYC 2025 Pratik Raval será um dos palestrantes de encerramento da Sustainability LIVE: Climate Week NYC 2025 , evento que reúne líderes globais para discutir o futuro da descarbonização, finanças climáticas e padrões de reporte ESG. Seu painel, intitulado “Financiando o Futuro, Juntos: Construindo Economias Sustentáveis para Todos” , abordará os próximos passos do banco para atingir a meta de 2030. Estratégia de longo prazo A agenda do Fifth Third se apoia em três pilares: Apoiar a transição sustentável , financiando projetos de energia limpa e infraestrutura resiliente. Gerenciar riscos climáticos , protegendo clientes e investidores contra impactos futuros. Reduzir sua própria pegada ambiental , com metas claras e mensuráveis. Com esses avanços, o Fifth Third consolida sua posição como um dos players mais ativos do setor financeiro na transição para uma economia de baixo carbono. Fifth Third Bank reforça meta de US$ 100 bilhões para financiar transição sustentável até 2030

San Bernardino, Califórnia  – A transição para o transporte de carga elétrico está acelerando na Califórnia, impulsionada por avanços em infraestrutura de recarga e pelo potencial econômico de substituir caminhões a diesel por veículos elétricos em rotas portuárias estratégicas. A chave para viabilizar esse movimento é simples: garantir recarga rápida e confiável em ambos os extremos das rotas logísticas. Caminhões elétricos ganham força na Califórnia com mega hubs de recarga rápida Nesta quinta-feira, a EV Realty , construtora especializada em hubs de carregamento para caminhões elétricos, iniciou as obras de um dos maiores depósitos de recarga rápida totalmente alimentados pela rede elétrica já planejados no estado. Localizado em San Bernardino , no coração do Inland Empire , o complexo terá 76 portas de carregamento rápido de corrente contínua , incluindo unidades de ultra-alta capacidade capazes de recarregar um Tesla Semi  em até 30 minutos. O consumo previsto da rede será de aproximadamente 10 megawatts , quando o hub estiver em operação no início de 2026. A EV Realty não para por aí. A empresa tem mais quatro mega-locais em desenvolvimento , incluindo outro em San Bernardino, um em Torrance , próximo ao Porto de Long Beach , e um em Livermore , no norte da Califórnia. Paralelamente, a startup anunciou a captação de US$ 75 milhões  do fundo de private equity NGP , que já havia investido US$ 28 milhões em 2022 , fortalecendo o plano de expansão da companhia. Segundo Patrick Sullivan , CEO da EV Realty, “estamos totalmente capitalizados com base em um plano de negócios de cinco anos que já está subscrito. Nossa estratégia inclui mais cinco a sete projetos de grande escala semelhantes ao de San Bernardino, além de hubs menores e personalizados para clientes específicos.” Diferente de pontos de recarga públicos, que dependem do tráfego de veículos para gerar receita, a EV Realty adota um modelo B2B. Seus hubs são projetados para transportadoras e frotas privadas , garantindo operação contínua e confiável. Em San Bernardino, 72 das 76 estações de carregamento serão dedicadas a clientes contratados , com energia e barracas reservadas 24 horas por dia. Os quatro carregadores restantes serão “passagem rápida”, permitindo recargas pontuais para caminhões em trânsito, com tarifas pay-per-use por quilowatt-hora . A expansão da EV Realty reflete um movimento mais amplo na Califórnia: a crescente viabilidade econômica do transporte de carga elétrico. Estudos mostram que, quando a infraestrutura de recarga é confiável, caminhões elétricos podem superar os modelos a diesel no custo total de transporte  entre portos e centros de distribuição. Com essa abordagem, a Califórnia se consolida como laboratório global para logística elétrica, atraindo investimentos privados e impulsionando a adoção de veículos comerciais limpos em um mercado historicamente dominado pelo diesel. Caminhões elétricos ganham força na Califórnia com mega hubs de recarga rápida

São Paulo, 17 de setembro de 2025  Watt Capital assessorou estruturação de financiamento com recursos do Fundo Clima e FINEM para oito projetos que totalizam 30,2 MWp. A Albioma contratou financiamento de R$ 120,525 milhões junto ao BNDES, com recursos do Fundo Clima e do FINEM para a conclusão da implantação de oito projetos fotovoltaicos de minigeração e pré-pagamento de notas comerciais emitidas em 2024. A Watt Capital assessorou a empresa francesa na estruturação e contratação da operação, cujo contrato foi assinado em 29 de agosto.  Os projetos totalizam 30,2 MWp de capacidade instalada e estão localizados no interior de São Paulo e em Minas Gerais, abrangendo três concessões de distribuição. Os investimentos totais são estimados em R$ 150,7 milhões.  Foto: UFV São José do Rio Pardo - SP “Este financiamento representa o resultado de um trabalho iniciado há mais de dois anos”, explica Eduardo Tobias, sócio-diretor da Watt Capital. “Assessoramos a Albioma em toda a jornada: desde a prospecção, análise e negociação dos projetos, passando pela estruturação das notas comerciais, até o financiamento de longo prazo. Resta apenas concluirmos a negociação da fiança bancária para viabilizar os desembolsos”.  Renato Steffen, Diretor Financeiro da Albioma, destacou a escolha pela modalidade de corporate finance. “Optamos por esta estrutura considerando o menor custo all-in e maior alavancagem, mesmo com a necessidade da fiança bancária por todo o prazo da dívida”, explica. “Na modalidade project finance, o BNDES demanda seis meses de conta reserva do serviço da dívida e ICSD mínimo de 1,3 vezes, acima de padrões internacionais para a fonte fotovoltaica. Isso onera muito a operação. Por outro lado, a disponibilização de recursos do Fundo Clima e a flexibilização parcial do sistema de amortização de SAC para PRICE foram fundamentais para viabilizar a operação em um momento de alta taxa de juros”.  O financiamento foi estruturado pela subsidiária Albioma Solar Brasil III, atingindo alavancagem de 80% com prazos de 16 anos para a tranche de Fundo Clima e 20,5 anos para o FINEM. No BNDES, a análise da operação foi liderada pela gerente Cláudia Noel e sua equipe.  Para o Diretor Presidente da Albioma no Brasil, Christiano Forman, a operação reforça a parceria estratégica com o banco de desenvolvimento. “Esta é nossa segunda contratação junto ao BNDES para projetos fotovoltaicos. O banco também é um grande parceiro em nossas usinas de cogeração a biomassa e projetos de produção de biogás e biometano“, afirma. “O BNDES tem um time de análise muito qualificado e sua estratégia de blended finance tem sido importante para viabilizar economicamente novos projetos”.  Sobre a Albioma  Com mais de 30 anos de experiência no setor de energia, a multinacional francesa Albioma é uma produtora independente de energia elétrica através das fontes biomassa, biogás e solar. Globalmente, a Companhia possui 1.000MW de capacidade instalada. A Albioma desenvolve, investe e opera, com competência única, ativos de bioenergia, energia solar fotovoltaica e a energia geotérmica.  Sobre a Watt Capital Fundada em 2020, a Watt Capital é uma empresa de assessoria financeira para investimentos, estruturação de financiamento e compra e venda de projetos e ativos de energia renovável no Brasil. Albioma contrata R$ 120,5 milhões do BNDES para projetos fotovoltaicos de minigeração

Matéria para o EnergyChannel: Créditos: UOTTA | UNEX EV | DIDI Energia e Mobilidade: México será palco de projeto pioneiro de troca de baterias para frotas de transporte por aplicativo A transição para a mobilidade elétrica acaba de ganhar um novo impulso no México. A UNEX EV, fabricante chinesa especializada em veículos elétricos com tecnologia de troca rápida de baterias, anunciou uma parceria estratégica com a DiDi Mobility Information Technology, subsidiária da gigante de transporte por aplicativo DiDi Global. O objetivo é introduzir no país veículos equipados com o sistema UOTTA , solução proprietária da chinesa U Power, para operação em serviços de transporte por aplicativo e locação de carros. O acordo, formalizado por meio de uma carta de intenções, vai além da simples venda de veículos. Ele prevê também a criação de uma cadeia de suprimentos dedicada para o mercado mexicano, incluindo peças de reposição, suporte técnico e serviços de manutenção, garantindo a operação contínua da frota. Outro ponto de destaque é a colaboração para reciclagem de baterias, elemento fundamental para a sustentabilidade da iniciativa. Johnny Lee, CEO e presidente da U Power, destacou a visão de longo prazo do projeto: “Nosso compromisso é construir um ecossistema integrado que conecte veículos, motoristas e infraestrutura de troca de baterias em toda a região. Queremos oferecer uma solução escalável, confiável e capaz de sustentar o crescimento da mobilidade elétrica no México.” Segundo as empresas, a parceria também contempla a recomendação de modelos de veículos mais adequados ao perfil de uso no país, garantindo que motoristas de aplicativos tenham acesso a tecnologias que aumentem a disponibilidade de seus carros e reduzam o tempo de inatividade para recarga. A tecnologia de troca rápida de baterias  (battery swapping) vem sendo apontada como uma das soluções mais promissoras para acelerar a adoção de veículos elétricos em frotas de alta demanda, como táxis e transporte por aplicativo. Ao eliminar a necessidade de longos períodos de recarga, o sistema permite que os motoristas voltem à ativa em poucos minutos, aumentando a eficiência operacional. Com esse movimento, México se posiciona como um dos mercados mais dinâmicos da América Latina na implementação de soluções inovadoras para mobilidade sustentável, abrindo caminho para futuras expansões da tecnologia para outros países da região. UNEX EV e DiDi Mobility firmam parceria para expandir tecnologia de troca de baterias no México

EnergyChannel – Notícias sobre Energia A Califórnia deu um passo decisivo para enfrentar o aumento das tarifas de eletricidade. Califórnia Aprova Pacote de Leis para Reduzir Tarifas de Energia e Financiar Rede Elétrica A Assembleia Legislativa do estado aprovou um robusto pacote de projetos de lei voltado para reduzir o custo da energia, aliviar as contas dos consumidores durante o verão e criar mecanismos de financiamento público para expandir e modernizar a rede elétrica. O conjunto de medidas faz parte de um acordo costurado entre líderes legislativos e o governador Gavin Newsom, e representa uma das maiores movimentações recentes do estado para conter os impactos do aumento das tarifas. Newsom tem até 12 de outubro para sancionar as novas leis. Alívio nas Contas e Investimento Público em Transmissão Um dos pontos centrais do pacote é o Projeto de Lei SB 254 , que prevê ações imediatas para controlar os custos das três maiores concessionárias de energia da Califórnia Pacific Gas & Electric, Southern California Edison e San Diego Gas & Electric responsáveis por tarifas que hoje estão quase o dobro da média dos Estados Unidos. De acordo com o senador estadual Josh Becker, autor do projeto, a intenção é reduzir a pressão sobre os consumidores e garantir que os investimentos em segurança e modernização da rede não resultem em tarifas ainda mais altas. “Precisávamos agir diante da indignação generalizada com o preço da energia. O SB 254 é uma forma de garantir que os custos não continuem escalando sem controle”, afirmou Becker. Entre as medidas aprovadas está a criação do chamado “Acelerador de Transmissão” , que permite que as concessionárias utilizem financiamento público para projetos de expansão da rede de alta tensão. A expectativa é que essa solução possa gerar economia de bilhões de dólares ao longo dos anos, evitando que os custos sejam repassados diretamente aos consumidores. Mudança nas Regras de Lucro das Concessionárias Tradicionalmente, as concessionárias de energia obtêm lucro ao aplicar taxas de retorno sobre os investimentos feitos em reforço e manutenção da rede elétrica. Com a nova legislação, parte desses investimentos especialmente os ligados à prevenção de incêndios florestais terá de ser financiada por meio de títulos públicos (securitização) , limitando a margem de lucro das empresas. Inicialmente, o valor previsto para esse mecanismo era de US$ 15 bilhões , mas negociações de última hora reduziram a quantia para US$ 6 bilhões , ainda considerada significativa para aliviar o impacto nas tarifas. Califórnia Aprova Pacote de Leis para Reduzir Tarifas de Energia e Financiar Rede Elétrica Impacto para Consumidores e Setor de Energia Especialistas afirmam que as medidas representam um marco importante para o setor elétrico da Califórnia, ao equilibrar os interesses de consumidores e concessionárias, além de acelerar a transição energética. “Há um papel estratégico para o investimento público na expansão da rede de transmissão, especialmente em um estado que quer liderar a transição para energia limpa”, destacou Sam Uden, diretor da Net-Zero California. Com quase 20% dos consumidores californianos em atraso com suas contas de energia , o pacote legislativo busca oferecer um alívio imediato e, ao mesmo tempo, criar uma estrutura de custos mais previsível e sustentável para o futuro. Quer que eu adicione links internos e palavras-chave estratégicas para SEO , como “transição energética”, “tarifas de energia na Califórnia” e “financiamento público de redes elétricas”, para ajudar no ranqueamento do artigo no Google? Califórnia Aprova Pacote de Leis para Reduzir Tarifas de Energia e Financiar Rede Elétrica

Por Arthur Oliveira MP 1300/2025: CONGRESSO APROVA, CONSUMIDORES PAGAM A CONTA DA CDE O Projeto de Lei de Conversão nº 4/2025, oriundo da Medida Provisória 1300/2025, foi aprovado pelo Congresso Nacional em 17 de setembro de 2025 e enviado para sanção presidencial. Essa legislação altera normas chave do setor elétrico brasileiro, como as Leis 10.438/2002 (que cria a CDE), 12.111/2009 e 12.212/2010, além de revogar dispositivos das Leis 9.427/1996 e 11.196/2005. Em resumo, o texto busca expandir benefícios sociais, ajustar pagamentos nucleares e repactuar encargos de usinas hidrelétricas, mas, na prática, pavimenta um aumento significativo na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), impactando tarifas para milhões de consumidores. Abaixo, destaco os principais pontos aprovados e minhas análises críticas. EXPANSÃO DA ISENÇÃO NA CDE PARA FAMÍLIAS DE RENDA MÉDIA-BAIXA A partir de 1º de janeiro de 2026, famílias com renda mensal per capita superior a meio salário mínimo e igual ou inferior a um salário mínimo, inscritas no Cadastro Único (CadÚnico), terão isenção total das quotas anuais da CDE em uma única unidade consumidora, limitada a 120 kWh mensais (alteração no § 3º-I do art. 13 da Lei 10.438/2002). Como consta no texto aprovado: “§ 3º-I A partir de 1º de janeiro de 2026, as famílias com renda mensal per capita superior a 1/2 (meio) e igual ou inferior a 1 (um) salário mínimo, desde que devidamente inscritas no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal (CadÚnico), terão isenção, em uma única unidade consumidora, do pagamento das quotas anuais da CDE para consumo mensal de até 120 kWh (cento e vinte quilowatts-hora).” No entanto, essa extensão populista da isenção agrava a pressão sobre a CDE, que já é o principal vilão das tarifas elevadas. Sem contrapartidas fiscais ou fontes de receita alternativas, o custo é transferido para os demais consumidores, perpetuando um ciclo de subsídios insustentáveis que onera o setor como um todo. Créditos da imagem: TV Câmara dos Deputados MANUTENÇÃO DOS DESCONTOS PARA A CLASSE RURAL EM IRRIGAÇÃO E AQUICULTURA O art. 25 da Lei 10.438/2002 foi atualizado para oficializar descontos especiais nas tarifas de energia para unidades da Classe Rural, incluindo cooperativas de eletrificação rural. Esses benefícios aplicam-se ao consumo em irrigação e aquicultura, restritos a um período diário de 8 horas e 30 minutos, em escala horária acordada com a distribuidora e alinhada às diretrizes do poder concedente. O trecho da MP dispõe: “Art. 25 . Os descontos especiais nas tarifas de energia elétrica aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na Classe Rural, inclusive as cooperativas de eletrificação rural, serão concedidos ao consumo que se verifique nas atividades de irrigação e aquicultura desenvolvidas em um período diário de 8 (oito) horas e 30 (trinta) minutos de duração, em escala de horário estabelecida com o concessionário ou permissionário de serviço público de distribuição de energia elétrica, observadas as diretrizes do poder concedente.” Essa alteração, na essência, não traz novidades: ela apenas formaliza práticas já consolidadas no mercado, sem expandir ou restringir significativamente os incentivos. Para o agronegócio, é uma vitória modesta, mas que reforça a competitividade setorial sem gerar novos encargos à CDE – um raro ponto de equilíbrio nessa MP. RATEIO DOS PAGAMENTOS À ELETRONUCLEAR: EQUIDADE EM XEQUE Um dos itens mais graves é a inserção do art. 11-A na Lei 12.111/2009, que, a partir de 1º de janeiro de 2026, determina o rateio da receita devida à Eletronuclear pela geração de energia das usinas Angra 1 e Angra 2 entre todos os usuários finais do Sistema Interligado Nacional (SIN) , excetuando apenas a Subclasse Residencial Baixa Renda. O rateio será proporcional ao consumo individual, via adicional tarifário específico regulado pela ANEEL. De acordo com o texto: “Art. 11-A. A partir de 1º de janeiro de 2026, o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração de energia de Angra 1 e Angra 2 será rateado entre os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), de que trata o art. 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, exceto entre os consumidores integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, rateando-se os custos e a geração de energia proporcionalmente ao consumo individual verificado, mediante adicional tarifário específico, conforme regulação a ser estabelecida pela Aneel.” Embora Angra 1 e 2 sejam pilares da estabilidade do SIN, suprindo cerca de 40% da carga do Rio de Janeiro, esse mecanismo amplo de rateio levanta sérias questões de equidade. Consumidores de regiões distantes, como Norte e Centro-Oeste, arcarão com custos sem receber benefícios proporcionais   – um fardo desproporcional  que pode inflacionar tarifas locais e questionar o federalismo fiscal no setor elétrico. Essa decisão ignora externalidades regionais e prioriza a estatal nuclear em detrimento de uma alocação mais justa. REFORMA DA TARIFA SOCIAL: 100% DE DESCONTO ATÉ 80 KWH, MAS COM VIÉS POPULISTA A Tarifa Social de Energia Elétrica (Lei 12.212/2010) foi reformulada no art. 1º: para a Subclasse Residencial Baixa Renda, o desconto será de 100% sobre a parcela de consumo até 80 kWh/mês e de 0% acima disso, revogando os incisos III e IV que previam faixas intermediárias. Adicionalmente, o § 4º do art. 2º garante 100% de desconto até 80 kWh para famílias indígenas e quilombolas inscritas no CadÚnico, custeado integralmente pela CDE. O dispositivo alterado estabelece: “Art. 1º A Tarifa Social de Energia Elétrica, de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, para os consumidores enquadrados na Subclasse Residencial Baixa Renda, caracterizada por descontos incidentes sobre a tarifa aplicável à classe residencial das distribuidoras de energia elétrica, será calculada conforme indicado a seguir: I - para a parcela do consumo de energia elétrica inferior ou igual a 80 kWh/mês (oitenta quilowatts-hora por mês), o desconto será de 100% (cem por cento); e II - para a parcela do consumo de energia elétrica superior a 80 kWh/mês (oitenta quilowatts-hora por mês), o desconto será de 0% (zero por cento); III – (revogado); IV – (revogado).”(NR) E ainda: “§ 4º As famílias indígenas e quilombolas inscritas no CadÚnico que atendam ao disposto nos incisos I ou II do caput deste artigo terão direito a desconto de 100% (cem por cento) até o limite de consumo de 80 kWh/mês (oitenta quilowatts-hora por mês), a ser custeado pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), criada pelo art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.”(NR) Essa estrutura simplifica o benefício, mas carrega um viés populista evidente: ao concentrar 100% de isenção em um teto baixo, ignora a realidade de famílias que superam ligeiramente o limite por necessidades essenciais, como refrigeração em climas quentes. Como outro fator chave para o aumento da CDE, essa tarifa social expande subsídios sem mecanismos de eficiência, transferindo o ônus para o consumidor médio e empresarial  – um clássico erro de política pública que prioriza o curto prazo eleitoral sobre a sustentabilidade setorial. REPACTUAÇÃO DO USO DE BEM PÚBLICO (UBP) PARA USINAS HIDRELÉTRICAS O art. 4º da MP 1300/2025, agora parte do Projeto de Lei de Conversão nº 4/2025, autoriza a repactuação das parcelas vincendas de Uso de Bem Público (UBP) para usinas hidrelétricas (UHEs) licitadas sob o critério de máximo pagamento pela Lei 9.648/1998. Essa repactuação ocorre por meio de termo aditivo negociado com o poder concedente, visando aliviar a carga financeira de concessionárias antigas. O saldo devedor é calculado com base no valor presente das parcelas restantes, desconsiderando eventuais extensões de outorga, e utiliza como taxa de desconto a definida na licitação original ou a mais recente aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), caso aplicável. A redução percentual do saldo segue critérios da ANEEL, alinhados à Lei 12.783/2013, e considera a diferença entre receita e custo de referência, com ajustes para UHEs que comercializaram energia no mercado regulado (Lei 10.848/2004). O processo é estruturado com prazos específicos: a ANEEL deve calcular e publicar o saldo devedor e a minuta do termo aditivo em até 60 dias a partir da vigência da lei (17 de setembro de 2025), com adesão voluntária das concessionárias em mais 60 dias. Após adesão, a assinatura do termo aditivo deve ocorrer em até 20 dias, seguida de quitação única em 30 dias, com valores atualizados pela Selic pro rata die. Os recursos arrecadados são direcionados integralmente à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), com uso exclusivo para modicidade tarifária em 2025-2026, beneficiando consumidores do ambiente regulado nas regiões abrangidas pela Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia (Sudam) e pela Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (Sudene). Embora essa medida ofereça algum alívio financeiro às concessionárias, injetando recursos significativos na CDE com base em dados históricos de UBP, ela funciona apenas como um paliativo. Esses recursos reforçam subsídios regionais, mas não atacam as ineficiências estruturais nem o déficit crônico do fundo, que pode alcançar patamares bilionários nos próximos anos, conforme projeções de entidades como ABRACE Energia e consultorias especializadas.  Como consequência, o ônus recai sobre os consumidores em geral, perpetuando um ciclo de dependência financeira sem resolver as causas estruturais do problema. A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA (GD): BENEFICIADA PELO LOBBY, MAS UM RISCO À SUSTENTABILIDADE O texto final da MP 1300/2025 preservou a Geração Distribuída (GD) graças ao forte lobby da micro e minigeração distribuída (MMGD), que blindou mudanças no sistema de compensação de créditos. Essa vitória, no entanto, expõe uma fragilidade: a ausência de um mecanismo de transição sustentável para internalizar custos. A Lei 14.300/2022  não previu o crescimento acelerado e desproporcional da GD, que hoje pesa cada vez mais sobre a CDE , bancada por todos os consumidores. Ou seja, a “vitória” política conquistada pelo setor na MP 1300/2025 garante sobrevida aos incentivos, mas amplia a dependência crônica de subsídios, o que vai na contramão da ideia de autossustentabilidade que deveria nortear a GD. Sem avanços expressivos em armazenamento (como baterias) e em modelos que distribuam custos de forma justa, a GD continuará sendo um peso desproporcional para o sistema. O que parece vitória é, na verdade, apenas uma postergação. Precisamos de políticas maduras que conciliem expansão da GD com equilíbrio econômico e justiça tarifária. REVOGAÇÕES E VIGÊNCIA: LIMPEZA NORMATIVA COM EFEITOS IMEDIATOS O art. 5º revoga: incisos I e II do §1º do art. 20 da Lei 9.427/1996; art. 121 da Lei 11.196/2005; art. 11 da Lei 12.111/2009; e incisos III e IV do art. 1º da Lei 12.212/2010. Essas revogações limpam o arcabouço legal, eliminando sobreposições obsoletas. O artigo estabelece: “Art. 5º Ficam revogados: I - os incisos I e II do § 1º do art. 20 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; II - o art. 121 da Lei nº 11.196, de 21 de novembro de 2005; III - o art. 11 da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; e IV - os incisos III e IV do caput do art. 1º da Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010.” A vigência é escalonada (art. 6º): 1º de janeiro de 2026 para a revogação do art. 11 da Lei 12.111/2009; e data de publicação para o restante, acelerando impactos como a repactuação de UBP. Conforme o texto: “Art. 6º Esta Lei entra em vigor: I – em 1º de janeiro de 2026, quanto ao inciso III do caput do art. 5º; e II – na data de sua publicação, quanto aos demais dispositivos.” CONCLUSÃO: UMA MEDIDA PROVISÓRIA QUE PROPÕE “EQUIDADE SOCIAL”, PORÉM ÀS CUSTAS DA EFICIÊNCIA DO SISTEMA E DO AUMENTO DE CUSTOS PARA A MAIOR PARTE DA POPULAÇÃO. A MP 1300/2025 avança em inclusão social e oferece alívio setorial pontual, mas o custo recai sobre a CDE, indicando tarifas mais elevadas para 2026. Com a geração distribuída protegida por lobby, tarifa social populista e rateio desigual de encargos, o setor elétrico brasileiro permanece refém de subsídios. Os demais temas não tratados nesta MP, assim como as emendas desconsideradas, serão debatidos na MP 1304/2025, que busca limitar o impacto dos subsídios na conta de luz e incentivar contratações de usinas hidrelétricas. É importante que os consumidores não ignorem a Consulta Pública nº 187/2025 do MME, que avança paralelamente, propondo diretrizes para descontos nas tarifas de uso das redes de transmissão e distribuição bem como seus pesadíssimos Encargos Extraordinários — embora ainda pouco conhecida. Para os profissionais do setor, o desafio é claro: defender transições graduais e implementar inovações, como sistemas de armazenamento de energia, para equilibrar o cenário energético. O que você acha? Essa MP equilibra inclusão e sustentabilidade, ou só adia a bomba-relógio tarifária? Comente! MP 1300/2025: CONGRESSO APROVA, CONSUMIDORES PAGAM A CONTA DA CDE