Getmax transforma 30 anos de experiência em uma nova era de tecnologia para empresas Empresa gaúcha atende mais de 300 clientes em quatro Estados e amplia atuação em um mercado impulsionado por inteligência artificial, cibersegurança e data centers. Brasil, 23 de setembro de 2026 - A Getmax completa 30 anos de atuação em um mercado que mudou profundamente desde a criação da empresa. Com sede em Porto Alegre (RS), a companhia é especializada na revenda de equipamentos de informática, softwares e soluções de infraestrutura para o setor corporativo e mantém mais de 300 clientes ativos no Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná e São Paulo. Entre os clientes estão empresas como Embraer, Petrobras, Panvel, Yara Fertilizantes, Lojas Lebes, Altus Sistemas de Automação, Hyundai Elevadores e Viação Ouro e Prata. A empresa trabalha com um portfólio que reúne fabricantes como Dell, HP, Lenovo, Microsoft, Cisco, Fortinet, APC, Aruba, Intelbras, Samsung, LG, Seagate, Kingston, Zebra e Honeywell, entre outras marcas. A estratégia permite atender desde estações de trabalho e notebooks até servidores, redes, segurança, armazenamento, comunicação e infraestrutura para ambientes corporativos. A evolução da Getmax acompanha a transformação do próprio mercado. Se há três décadas a informatização das empresas estava concentrada na aquisição de computadores, periféricos e servidores, hoje a tecnologia está diretamente ligada à produtividade, continuidade operacional, segurança e competitividade. Computação em nuvem, inteligência artificial, automação e crescimento dos volumes de dados passaram a exigir uma infraestrutura mais integrada. “Quando começamos, a necessidade das empresas era muito mais concentrada em equipamentos. Hoje, a conversa com o cliente é completamente diferente. Ele quer entender como a tecnologia pode melhorar a operação, reduzir riscos e gerar eficiência. O equipamento continua sendo importante, mas ele é parte de uma solução muito maior”, afirma Frederico Braga, diretor Comercial da Getmax. O movimento ocorre em um mercado brasileiro de TI que ganhou escala nos últimos anos. Segundo dados da ABES/IDC citados no estudo utilizado pela empresa, os investimentos brasileiros em tecnologia da informação chegaram a US$ 58,6 bilhões em 2024, crescimento de 17,6% sobre o ano anterior. O Brasil respondeu por 34,7% dos investimentos de TI da América Latina. Para Frederico, a mudança mais importante está no comportamento do comprador corporativo. “O cliente está mais informado, mais exigente e muito mais preocupado com integração. Ele não quer simplesmente comprar um computador, um servidor ou um firewall. Quer saber como aquela tecnologia vai conversar com o restante da infraestrutura e como poderá acompanhar o crescimento da empresa”, diz. Inteligência artificial muda a infraestrutura A chegada da inteligência artificial acrescenta uma nova camada de complexidade ao mercado. Sistemas de IA demandam maior capacidade de processamento, armazenamento, conectividade e segurança, aumentando a necessidade de modernização da infraestrutura corporativa. Segundo o levantamento citado no estudo, 90% das grandes empresas brasileiras já utilizavam IA em pelo menos um caso de uso. “A inteligência artificial está mudando a conversa dentro das empresas. Antes se discutia muito a aquisição de equipamentos. Agora se discute capacidade de processamento, dados, segurança, conectividade e onde essa infraestrutura vai estar. A IA acaba puxando uma série de investimentos que muitas vezes o usuário final nem percebe”, afirma Fredrico. Essa mudança também altera o papel das revendas. Para a Getmax, a oportunidade está em combinar diferentes fabricantes e tecnologias de acordo com a necessidade de cada cliente, em vez de atuar apenas como canal de venda. “Nosso papel é entender o problema do cliente e encontrar a combinação de tecnologias que faça sentido para aquela operação. Temos parceiros muito fortes em hardware, software, redes e segurança, e isso nos permite montar soluções diferentes conforme o perfil e o nível de exigência de cada empresa”, explica o diretor. Data centers ampliam o mercado A expansão dos data centers abre outra frente de crescimento para o ecossistema de tecnologia. Segundo os dados reunidos no material da empresa, o Brasil recebeu 106 MW de nova capacidade de data centers no primeiro semestre de 2026, com previsão de mais 134 MW até o final do ano e investimentos estimados em aproximadamente US$ 8 bilhões. O avanço desses ambientes movimenta uma cadeia que vai muito além da construção dos próprios data centers. Servidores, armazenamento, switches, roteadores, sistemas de segurança, monitoramento, conectividade, energia, UPS, refrigeração e softwares de gerenciamento passam a fazer parte de uma demanda crescente. “O crescimento dos data centers é muito relevante porque cria uma cadeia inteira de oportunidades. Não estamos falando apenas do prédio ou da infraestrutura elétrica. Existe toda uma camada tecnológica por trás, e quanto mais dados forem processados e armazenados, maior será a necessidade de equipamentos, conectividade, segurança e gerenciamento”, afirma Frederico. A cibersegurança também ganhou espaço na agenda dos clientes. Com a digitalização das operações, proteção de dados, firewalls, backup, segurança de endpoints e controle de acesso passaram a ser tratados como componentes da própria infraestrutura empresarial. “Segurança deixou de ser uma preocupação exclusiva do departamento de TI. Hoje ela está diretamente relacionada ao negócio. Uma empresa pode ter um excelente sistema, mas se não conseguir manter seus dados protegidos e sua operação disponível, o impacto pode ser enorme”, diz. Próximos 30 anos Ao olhar para o futuro, Frederico considera que a velocidade da inovação será um dos principais desafios para empresas de tecnologia. A Getmax atravessou ciclos de informatização, expansão da internet, redes corporativas, mobilidade, nuvem e virtualização. Agora, inteligência artificial, automação e dados formam uma nova etapa. “Os primeiros 30 anos foram de uma transformação enorme. Saímos de um cenário em que informatizar uma empresa significava basicamente colocar computadores em uma operação para um momento em que praticamente toda empresa depende de tecnologia para funcionar. Os próximos 30 anos provavelmente serão ainda mais disruptivos”, afirma. Para ele, o desafio não será apenas acompanhar as novas tecnologias, mas identificar aquelas que efetivamente produzem valor para os clientes. “A velocidade das mudanças é muito grande. Precisamos estar atentos ao que está surgindo, mas também ter maturidade para entender o que realmente faz sentido para cada empresa. Nem toda novidade precisa ser adotada imediatamente. O nosso papel é ajudar o cliente a tomar essa decisão”, afirma. A expectativa é que a integração entre hardware, software, conectividade, segurança e serviços se aprofunde. “Queremos chegar aos próximos 30 anos mantendo a mesma capacidade de adaptação que tivemos até aqui. Mais do que vender equipamentos e softwares, queremos continuar sendo um parceiro tecnológico das empresas, acompanhando suas necessidades e ajudando a construir uma infraestrutura preparada para o futuro”, conclui Frederico. Getmax transforma 30 anos de experiência em uma nova era de tecnologia para empresas

Por Frederico Boschin, para o EnergyChannel A expansão da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) — que em 2026 superou a expressiva marca de 50GW de potência em mais de 4,38 milhões de conexões — transformou profundamente a operação das redes de distribuição brasileiras. O modelo histórico projetado para fluxos unidirecionais e cargas passivas foi confrontado com fluxos de potência bidirecionais e reversos em larga escala. Em períodos de carga leve simultâneos à máxima geração solar, a injeção concentrada de energia passou a gerar desafios de estabilidade operativa no SIN. Diante de problemas no controle de tensão, variações bruscas de frequência e do aumento de desligamentos forçados e desordenados (curtailment em bloco por alimentador), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) demandou providências à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) solicitando a revisão das normas vigentes e a abertura de frentes conjuntas para aproximar a operação da transmissão e da distribuição. Esse diagnóstico culminou na Nota Técnica nº 107/2026-STD/ANEEL que consolidou estudos para a modernização do Módulo 3 do PRODIST visando estabelecer novos requisitos de observabilidade, operabilidade e controlabilidade da MMGD (ou RED – Recurso Energético Distribuído). A análise apontou que o PRODIST deve estabelecer com clareza "o que" as instalações precisam cumprir em relação à rede (capacidades, limites, tempos de resposta e dados fornecidos), cabendo ao mercado e às normas das distribuidoras definirem "como" viabilizar essas soluções, prevenindo a obsolescência da norma e resguardando a neutralidade tecnológica. É considerado RED todo sistema que opere em paralelo à rede elétrica com capacidade de injetar potência ou absorver potência de modo controlável. São enquadrados centrais geradoras conectadas à distribuição, MMGD, sistemas de armazenamento (BESS), eletrolisadores e instalações com cargas moduláveis. Em contrapartida, a ANEEL excluiu explicitamente as cargas convencionais, os sistemas de nobreak de uso puramente local e os carregadores individuais de veículos elétricos de uso privativo que não possuam gestão inteligente de energia, afastando custos regulatórios desproporcionais para o consumidor residencial. Os ativos foram categorizados em três grupos. O Grupo I reúne os recursos que operam exclusivamente com injeção de potência na rede, como centrais geradoras convencionais e usinas solares puras. O Grupo II engloba os sistemas bidirecionais que alternam injeção e absorção, a exemplo de sistemas de baterias e infraestruturas veiculares com tecnologia V2G (Vehicle-to-Grid). O Grupo III compreende instalações que exclusivamente absorvem potência, mas que dispõem de sistema de gestão energética e flexibilidade para modular seu consumo frente a comandos externos ou parâmetros da rede, diferenciando datacenters e eletrolisadores industriais de uma carga passiva comum. Neste sentido, a neutralidade tecnológica e o uso de códigos abertos seria a regra geral ao exigir protocolos não proprietários, padronizados e interoperáveis, permitindo a adoção contínua de novas tecnologias pelo setor, delimitando que cabe à Agência dispor sobre as condições elétricas de acesso, remetendo a certificação e homologação de equipamentos de telecomunicações à ANATEL, os requisitos metrológicos ao INMETRO e os padrões construtivos à ABNT. Na medida em que a implantação de medidores inteligentes de faturamento venha a aferir grandezas operacionais (como tensão, frequência, potência ativa e reativa), essas informações poderão atender simultaneamente às obrigações de monitoramento operacional sem necessidade de novos investimentos em hardware de comunicação. Essa convergência normativa afastaria o caráter puramente emergencial e criaria a base legal necessária para que as concessionárias atuem progressivamente como operadoras ativas do sistema, no modelo DSO (Distribution System Operator), na medida em que todo RED deve ser preparado para receber comandos remotos de limitação da exportação de potência ativa em base percentual, comandos para regulação da potência reativa e alteração do status operacional (ligar/desligar); e estabelece a base para que a distribuição de energia no Brasil deixe de ser um observador passivo dos fluxos de carga e se consolide como articuladora ativa da transição energética do país. O Salto Regulatório da Distribuição de Energia

· Empresa catarinense promove ações presenciais em pontos de grande circulação para prospectar clientes e mostrar como a energia por assinatura pode reduzir a conta de luz sem obras ou investimento; · Clientes viram multiplicadores da economia e podem ganhar até R$ 100 no iFood ao indicar novos consumidores para a energia por assinatura. Brasil, 22 de setembro de 2026 - Reduzir uma despesa que faz parte todos os meses do orçamento de famílias e empresas é o objetivo da Viora Energia ao colocar sua estratégia comercial nas ruas. A empresa criou o “Mutirão da Economia”, iniciativa que leva atendimento e informação para praças, áreas de grande circulação como supermercados, eventos e praças, por meio de gazebos montados para apresentar aos consumidores o modelo de energia por assinatura. A proposta é simples: mostrar que é possível economizar na conta de energia sem instalar equipamentos, realizar obras ou fazer investimentos. Segundo a empresa, os clientes podem obter economia de 15% a 24% ao mês nas contas da Celesc, RGE, CEEE Equatorial, entre outras, de acordo com o perfil e as condições de contratação. A adesão é gratuita, não exige investimento inicial e não envolve obras ou instalação. O consumidor continua utilizando a energia normalmente e recebe sua conta de luz como de costume, mas passa a ter acesso a uma alternativa que pode reduzir o valor pago mensalmente. “O nosso objetivo com o Mutirão da Economia é colocar a Viora Energia onde o consumidor está. Muitas pessoas ainda não conhecem a energia por assinatura ou acreditam que precisam fazer obras e investir em equipamentos para economizar. No gazebo, conseguimos explicar o modelo de maneira simples e transparente, mostrando que é possível reduzir a conta de energia sem mudar a rotina da família ou do negócio”, afirma Viviane Rosa, CEO da Viora Energia. Do gazebo para a conta de luz A escolha de praças e supermercados em cidades como Florianópolis, Criciúma, Porto Alegre e Viamão, como pontos de abordagem faz parte de uma estratégia para aproximar um produto que ainda pode parecer complexo do consumidor final. Em vez de depender exclusivamente de campanhas digitais, a empresa aposta no contato presencial para explicar, de forma objetiva, como funciona o modelo. A iniciativa também permite que o consumidor avalie sua própria situação e entenda as possibilidades de economia antes de tomar a decisão de adesão. Para a Viora, o conceito do Mutirão da Economia é transformar a prospecção em uma experiência de relacionamento, levando informação para locais onde consumidores e empreendedores já circulam diariamente. Programa de indicação amplia alcance Outra frente utilizada pela companhia é o programa “Indique e Ganhe”. Consumidores podem indicar residências ou negócios interessados em economizar com a energia por assinatura da Viora Energia e, conforme as regras da campanha, receber voucher de até R$ 100 no iFood. O mecanismo transforma clientes e parceiros em potenciais multiplicadores da marca: quem indica ajuda outra pessoa ou empresa a buscar uma redução na conta de energia e também pode ser recompensado. Com uma base de mais de 12 mil clientes, R$ 55 milhões em economia acumulada e uma estratégia que combina presença física, canais digitais e indicação, a Viora Energia busca ampliar a penetração da energia por assinatura e transformar a economia na conta de luz em uma proposta acessível para consumidores residenciais, comércios e condomínios. R$ 55 milhões já economizados pelos clientes A estratégia de expansão ocorre em um momento de crescimento da operação. De acordo com a Viora Energia, o modelo de gestão de energia da companhia já proporcionou R$ 55 milhões em economia líquida aos clientes até março de 2026. A empresa possui atualmente uma base superior a 12 mil clientes na Região Sul, entre residências, comércios e condomínios, ampliando sua presença no mercado de energia por assinatura. “O modelo de gestão de energia da VIORA Energia já gerou R$ 55 milhões em economia líquida até março de 2026 para seus clientes, evidenciando não apenas a eficiência da solução, mas também sua crescente adesão no mercado. Hoje, a VIORA atende uma base superior a 12 mil clientes, entre residências, comércios e condomínios, consolidando uma operação com escala relevante e alto potencial de expansão”, destaca Viviane Rosa. A escala alcançada pela companhia também reforça a estratégia de utilizar novos canais para chegar a potenciais consumidores. O Mutirão da Economia funciona como uma extensão da operação digital da empresa, criando um ponto de contato presencial para explicar o funcionamento da energia por assinatura, esclarecer dúvidas e identificar novos clientes. Economia e agenda ambiental Além da redução dos custos com energia, a Viora também associa seu modelo à transição para fontes renováveis. Segundo a companhia, o acesso à energia proveniente de fontes renováveis já contribuiu para evitar aproximadamente 22 mil toneladas de CO₂. O indicador amplia a proposta de valor da empresa para além da economia financeira, principalmente para negócios que precisam avançar em suas estratégias de sustentabilidade e redução da pegada de carbono. “Além dos ganhos financeiros, o nosso modelo também contribui diretamente para o avanço da agenda ambiental nas empresas. Ao viabilizar o acesso à energia proveniente de fontes renováveis, a VIORA Energia já evitou a emissão de aproximadamente 22 mil toneladas de CO₂, consolidando-se como uma alternativa concreta para organizações que buscam reduzir sua pegada de carbono sem comprometer competitividade”, afirma Viviane. Saiba mais em www.vioraenergia.com.br Viora Energia amplia atendimento presencial e leva “Mutirão da Economia” para perto dos consumidores

ENERGIA EM ALTA Ambos eventos, organizados pela FRG Mídias & Eventos, movimentaram quatro dias de debates sobre biogás, biometano, etanol de milho e geração de energia no Centro-Oeste Cerca de mil participantes e R$ 300 milhões em negócios marcaram os quatro dias de programação do Bio Energy Summit 2026 e do 32º Fórum Regional de Geração Distribuída Centro-Oeste, realizados entre 15 e 18 de setembro, em Campo Grande. Os dois eventos reuniram empresas, investidores e especialistas para discutir a expansão das fontes renováveis e novas tecnologias para o setor. Realizados pelo Grupo FRG Mídias & Eventos, os encontros colocaram em discussão duas frentes que avançam em Mato Grosso do Sul: o aproveitamento de resíduos para produção de biogás e biometano e a geração distribuída. O Estado já ultrapassou 2 GW de potência instalada, com aproximadamente 150 mil unidades geradoras nos 79 municípios. Desse total, cerca de 400 MW estão concentrados em Campo Grande. Para Tiago Fraga, diretor do Grupo FRG e organizador dos eventos, os resultados mostram que a discussão sobre transição energética já está se convertendo em investimentos. “Encerramos quatro dias mostrando que o Centro-Oeste não é apenas um mercado consumidor de tecnologia, mas uma região capaz de gerar projetos e negócios em diferentes frentes da transição energética. Reunir cerca de mil participantes e movimentar R$ 300 milhões em negócios demonstra que existe demanda, investimento e interesse em transformar o potencial energético de Mato Grosso do Sul em projetos concretos”, afirma. No Bio Energy Summit, um dos potenciais apresentados foi o aproveitamento dos resíduos da suinocultura. Atualmente, 33 propriedades de Mato Grosso do Sul geram cerca de 13,4 milhões de kWh por ano a partir do biogás, enquanto o potencial estimado supera 70 milhões de kWh anuais. O biometano também ganhou espaço nas discussões como alternativa ao diesel. Produzido a partir de resíduos da pecuária, frigoríficos, aterros e da indústria sucroenergética, o combustível pode ser utilizado em caminhões e máquinas agrícolas, além de aplicações industriais e geração de energia. O Estado já atrai investimentos nessa frente, entre eles um projeto de aproximadamente R$ 350 milhões em Nova Alvorada do Sul para implantação de uma planta de biometano ligada à indústria sucroenergética. Outro mercado em expansão é o etanol de milho. Mato Grosso do Sul já produziu cerca de 5 bilhões de litros de etanol, sendo 44% provenientes do milho, e conta com unidades industriais em municípios como Dourados, Sidrolândia e Maracaju. Novos projetos incluem uma planta de mais de R$ 1 bilhão em Nova Alvorada do Sul, projetada para produzir 273 milhões de litros por ano, e investimento de R$ 300 milhões em Jaraguari, com capacidade prevista de 200 milhões de litros anuais. Para o CEO da Bazico Tecnologia, Lytton Medrado, a disponibilidade de resíduos abre espaço para reduzir custos industriais. A empresa apresentou no evento uma tecnologia que permite utilizar biogás diretamente em caldeiras para geração de vapor, sem a necessidade do tratamento convencional do combustível. “Hoje as indústrias estão tendo um custo em torno de R$ 110 a R$ 130 para gerar uma tonelada de vapor. Com a nossa tecnologia, estamos falando de algo em torno de R$ 45 a R$ 55, utilizando um resíduo que antes era um passivo ambiental”, explica Medrado. Nos dois últimos dias, o Fórum Regional de Geração Distribuída ampliou a discussão para energia solar, armazenamento, regulamentação, financiamento e segurança das instalações. Gerente de Marketing da Northern Electric Power (NEP), João Beck destacou o potencial do Centro-Oeste para absorver novas soluções. “É uma região muito forte pelo agro e por outras frentes. Trouxemos tecnologias relevantes, inclusive relacionadas às normas de segurança, e mostramos como fazer a instalação e aplicar essas soluções no mercado”, afirma. Os eventos tiveram apoio oficial do Crea-MS, WCA e Biosul. Entre os patrocinadores estiveram Bazico, MSE, Estrutech, Carbon Global, Bao Ribeiro, Swep, Guofuhee, Gera Power, Inoxpower, Santitude IA, Sim Energia Brasil, TWS, Sic Ecco, Usinazul, Matsuoka, Web Conecte, Novatec, CGP e Coli Advocacia. A programação também contou com apoio institucional e participação de entidades e instituições como Abiogás, Cogen, Abrinstal, Anace, UFMS, Senge-MS, associações profissionais e organizações ligadas aos setores de energia, engenharia e desenvolvimento regional. Bio Energy Summit e Fórum de GD movimentam R$ 300 milhões em negócios

Empresa gaúcha, que nasceu no setor de energia solar, já tem cerca de mil motoristas de aplicativos cadastrados e planeja encerrar 2026 com seis unidades em Porto Alegre e iniciar expansão pela Região Metropolitana; Investimento médio de R$ 1 milhão por unidade inclui carregadores de alta potência, subestação, estrutura de conveniência e tecnologia de segurança com inteligência artificial e reconhecimento facial; Os hubs irão contar com carregadores inteligentes possíveis de carregar até 8 carros simultaneamente podendo chegar a uma potência total de 300kw. Brasil, 18 de setembro de 2026 - A expansão dos veículos eletrificados no Brasil começa a criar uma nova demanda além da própria infraestrutura de recarga: espaços adequados para que o motorista possa permanecer durante o período em que o veículo está conectado. É nesse mercado que a RIC Charge, empresa gaúcha especializada em eletromobilidade, está concentrando sua estratégia. Segundo a ABVE, o Brasil deve alcançar neste mês de setembro a marca de 1 milhão de veículos eletrificados em circulação. O avanço também é expressivo no Rio Grande do Sul: em agosto de 2026, o Estado já contabilizava aproximadamente 47.976 veículos elétricos, alta de mais de 280% em relação aos 12.554 registrados no fim de 2025. Em Porto Alegre, a frota de veículos eletrificados já chegava a 6.004 unidades em janeiro de 2025, evidenciando o avanço da mobilidade elétrica no mercado gaúcho. Na Região Metropolitana de Porto Alegre, em junho de 2026, aproximadamente 50 mil motoristas de aplicativo trabalham diariamente nas vias da Região Metropolitana de Porto Alegre. Com unidades estruturadas como hubs de recarga e apoio, a empresa busca combinar carregamento rápido com uma estrutura de conveniência voltada principalmente aos motoristas de aplicativos. O conceito foi desenvolvido a partir da experiência prática dos usuários e da percepção de que ainda existem poucas opções que ofereçam, em um mesmo local, recarga, segurança, conforto e serviços de apoio. “Existe uma dor muito grande: o pessoal que roda não tem serviço de apoio. Não tem um lugar onde esquentar uma comida, passar uma água no carro, aspirar o carro, descansar ou assistir televisão”, explica Ionathan Cunha, CEO da RIC Charge. Segundo o executivo, aproximadamente 98% dos clientes atuais da empresa são motoristas de aplicativos. Em oito meses de operação, a RIC Charge já cadastrou cerca de mil motoristas, sem realizar investimentos em publicidade patrocinada. A aquisição de usuários tem ocorrido principalmente por redes sociais, indicação e boca a boca entre os próprios motoristas. A empresa já conta com 6 endereços em Porto Alegre , sendo: 01 Avenida Cairú, 1420 – Porto Alegre; 02 Avenida José de Alencar, 1607 – Porto Alegre; Em fase final, perto da inauguração: 03 Avenida Icaraí, 1440 – Porto Alegre; Inauguração em Outubro; 04 Avenida Assis Brasil, 3611 – Porto Alegre Inauguração final do mês de Setembro; Em aprovação de projeto/ construção: 05 Avenida Manoel Elias, 205 – Porto Alegre; 06 Dr. João Inácio, 1618, esquina com a Souza Reis - Porto Alegre. A partir de janeiro, a expansão deve avançar para a Região Metropolitana, começando por Novo Hamburgo. De empresa de energia solar à eletromobilidade A RIC Charge faz parte de uma trajetória empresarial iniciada há cerca de oito anos no segmento de energia. A empresa surgiu a partir da aquisição de uma companhia de energia solar e, ao longo dos anos, ampliou sua atuação para diferentes negócios relacionados ao setor energético. Com as mudanças regulatórias e as dificuldades enfrentadas pelo mercado de geração solar a partir de 2022/2023, a companhia passou a buscar novas oportunidades dentro do setor. Entre elas, surgiram negócios de gestão de usinas, gestão de créditos de energia e, mais recentemente, a RIC Charge, dedicada aos eletropostos. Cunha conta que passou cerca de dois anos e meio estudando o mercado de eletromobilidade e chegou a viajar à China para conhecer fabricantes e desenvolver a solução que seria utilizada nos hubs da empresa. “Fui para a China dois anos e pouco atrás para conhecer o fabricante, desenvolvemos o equipamento. Hoje o produto começa a vir para cá, já vem com a nossa marca”, afirma. A partir da quarta unidade, os equipamentos passam a chegar à operação já com a identidade visual da RIC Charge, em um modelo de fabricação white label. Hub como base de apoio O primeiro modelo foi colocado em operação na unidade da Av. Cairú, em Porto Alegre, aberta em novembro do ano passado. Durante aproximadamente seis meses, o próprio executivo acompanhou diretamente a operação, realizando desde tarefas de manutenção e reposição até o contato com os usuários. A experiência serviu como laboratório para definir o formato que será replicado nas próximas unidades. “Eu parei tudo que eu estava fazendo e fiquei lá dentro da operação. Então eu, desde reposição do mercadinho, limpeza, os problemas que dá, escutando o usuário, entendendo”, relata Cunha. A proposta é que os hubs funcionem como uma espécie de base de apoio para quem trabalha diariamente com veículos eletrificados. Os espaços contam com estrutura de conveniência e foram projetados para que o motorista possa utilizar o período de carregamento para fazer uma pausa, comer, descansar ou realizar pequenas atividades. O projeto também prevê a criação de um clube para motoristas de aplicativos, com benefícios dentro da própria rede da RIC Charge. Carregamento rápido e capacidade de até 240 atendimentos por dia Segundo Cunha, motoristas de aplicativos normalmente recebem entre 60 kW e 70 kW durante a recarga. Em uma situação típica, o tempo médio de permanência fica em torno de 40 minutos. Em veículos com baterias menores, uma recarga entre aproximadamente 15% e 80% pode ser realizada em cerca de 30 minutos, enquanto uma bateria praticamente descarregada pode exigir aproximadamente uma hora. Cada unidade tem capacidade operacional estimada em até 240 atendimentos por dia. Atualmente, a utilização está em aproximadamente 100 atendimentos diários por unidade, segundo a empresa. Investimento de aproximadamente R$ 1 milhão por unidade A implantação de cada hub exige investimento médio de aproximadamente R$ 1 milhão, considerando infraestrutura elétrica, equipamentos, pavimentação, cobertura, conveniência, instalação e projetos. A infraestrutura elétrica representa uma parcela significativa do investimento. Uma subestação de aproximadamente 300 kW, por exemplo, pode custar na faixa de R$ 120 mil a R$ 130 mil, enquanto equipamentos de carregamento de maior capacidade podem representar cerca de R$ 350 mil a R$ 380 mil. O modelo de implantação combina capital da própria RIC Charge com recursos de um fundo profissional em determinadas unidades. Porto Alegre como primeira etapa da expansão A estratégia inicial da RIC Charge é concentrar a expansão em Porto Alegre para formar uma rede capaz de atender o motorista em diferentes regiões da cidade. A companhia já possui sete terrenos alugados e planeja encerrar 2026 com seis unidades em Porto Alegre. A partir de janeiro, a expansão deve avançar para a Região Metropolitana, começando por Novo Hamburgo. O planejamento contempla ainda cidades como Gravataí, Cachoeirinha, Canoas, Viamão e Alvorada. A empresa trabalha com a perspectiva de inaugurar aproximadamente uma unidade a cada 45 dias durante a próxima etapa de expansão. “A gente quer cercar Porto Alegre. Em qualquer lugar que o motorista estiver, ele consegue ter uma unidade nossa, uma base para que ele possa parar”, explica o CEO da RIC Charge. A escolha das próximas cidades também considera a própria demanda gerada pelos usuários da rede. Motoristas cadastrados na RIC Charge já estão distribuídos por municípios da Região Metropolitana, como Novo Hamburgo e Canoas. Automação e segurança A operação dos hubs também foi desenvolvida com alto grau de automação. As unidades contam com câmeras dotadas de inteligência artificial, controle de acesso por reconhecimento facial e sistemas capazes de identificar movimentações e gerar alertas. O acesso fora dos horários convencionais é realizado mediante cadastro, com reconhecimento facial para entrada nas unidades. O modelo busca permitir que os hubs operem 24 horas por dia com uma estrutura enxuta, mantendo mecanismos de controle e segurança. “Todos os nossos hubs vão oferecer os mesmos serviços. Se o cliente entrar na unidade 01, 02, ou 03, vai ser tudo padrão”, afirma Cunha. Com a expansão planejada, a RIC Charge pretende consolidar em Porto Alegre e na Região Metropolitana um modelo de infraestrutura de recarga que combine energia, mobilidade e conveniência, acompanhando o crescimento da frota eletrificada e, principalmente, a transformação do veículo elétrico em ferramenta de trabalho para milhares de motoristas. RIC Charge aposta em hubs de recarga para transformar parada de motoristas de aplicativos em experiência de conveniência

ANIVERSÁRIO DE SINOP Série “PZ Origens” revisita trajetória de crescimento de Sinop Realizada pela PZ Empreendimentos, série reúne empresários, gestores e especialistas para relembrar a evolução econômica da cidade e projetar os próximos anos Às vésperas de completar 51 anos de fundação, Sinop é retratada sob diferentes perspectivas na série “PZ Origens”, produzida pela PZ Empreendimentos. Em uma semana especial em homenagem ao município, a empresa publica um vídeo por dia com empresários, gestores e especialistas que acompanham a trajetória de desenvolvimento da cidade e ajudam a contar como o antigo polo madeireiro se transformou em um dos principais centros econômicos de Mato Grosso. Entre os entrevistados estão o CEO da PZ Empreendimentos, Filipe Pitz, o diretor do Vale do Verde, Neri José Chiarello, o secretário de Desenvolvimento Econômico de Sinop, José Pedro Serafini, e o economista Feliciano Azuaga. A série aborda desde os primeiros ciclos econômicos até as perspectivas para o futuro do município. Para Filipe Pitz, a relação da PZ com Sinop começou a se fortalecer a partir do contato com investidores e clientes da região. A experiência despertou o interesse em conhecer de perto uma cidade que, na avaliação dele, apresenta características particulares de empreendedorismo e crescimento. “Quando eu pousei aqui, vi que a região era diferente e que as pessoas eram realmente muito empreendedoras. Pensei que era um lugar ao qual a gente precisava dar uma atenção especial. Depois de conhecer melhor Sinop e criar um vínculo forte com clientes daqui, percebi que havia algo a ser feito além de visitar clientes e vender investimentos. Era preciso estar junto com essa cidade”, relata. A PZ passou a ampliar sua atuação no município e hoje mantém projetos em diferentes segmentos. Para o executivo, o crescimento observado nos últimos anos reforça a aposta no potencial de longo prazo da região. “Sinop é uma cidade que não para de crescer, uma cidade do futuro. Cada vez temos mais certeza de que estamos no local certo. E acredito que isso é só o começo de uma região extremamente promissora”, afirma Pitz. A transformação também é lembrada por Neri José Chiarello, que chegou à região ainda na década de 1980 e se mudou para Sinop em 1999. Segundo ele, naquele período o município já se destacava entre as cidades do eixo da BR-163 pela oferta de serviços e pela força do comércio. Chiarello lembra que a economia local era fortemente ligada à indústria madeireira e à pecuária, enquanto a agricultura ainda dava os primeiros passos. A necessidade de armazenagem para atender a produção agrícola nascente foi um dos fatores que motivaram sua chegada ao município. “Naquela época, ainda era um polo madeireiro muito forte. A agricultura estava apenas começando e havia falta de armazéns. Nós viemos justamente para construir um armazém para atender uma necessidade nossa e também os agricultores que estavam começando. Quem estava aqui no início não tinha noção da grandiosidade que Sinop se tornaria. Essa transformação foi muito rápida”, conta. Já o secretário de Desenvolvimento Econômico de Sinop, José Pedro Serafini, aponta a mudança da base econômica como um dos principais fatores para a consolidação de Sinop como polo regional. Segundo ele, o município deixou para trás a dependência da exploração madeireira e passou a incorporar novas atividades, impulsionado pelo avanço tecnológico e pela expansão da agricultura. Ele destaca ainda a evolução do comércio, dos serviços, da saúde e da educação, setores que contribuíram para ampliar a influência de Sinop sobre municípios de Mato Grosso e também de estados vizinhos. “Depois da capital do Estado, Sinop se tornou um grande centro regional, transformando-se em um polo de reconhecimento nacional e internacional. A perspectiva econômica é excelente. Quem investir aqui vai continuar ganhando, porque Sinop é efetivamente a cidade das oportunidades”, afirma Serafini. O economista Feliciano Azuaga amplia a análise para os diferentes ciclos econômicos que marcaram a história do município. Ele lembra as tentativas de cultivo de mandioca, café e pimenta, além dos ciclos do arroz, da madeira e da pecuária, até a consolidação da produção de grãos. “Sinop foi uma cidade moldada em desafios. Essas pessoas chegaram a uma região onde não havia perspectiva econômica nem uma cultura agrícola adaptada e, por tentativa e erro, conseguiram desenvolver o que conhecemos hoje. A cidade foi forjada na coragem e no desejo de vencer na vida”, avalia. Na visão do economista, os próximos anos devem ser marcados pela ampliação das atividades que já colocaram Sinop em posição de destaque, especialmente agroindústria e logística. Ele projeta que a cidade poderá assumir um papel ainda maior como centro de distribuição de produtos e insumos, conectando diferentes modais de transporte. “A gente vai ter como referência a logística ferroviária, rodoviária e também um hub aeroportuário. Se vimos Sinop se transformar em uma referência nacional em desenvolvimento econômico nos últimos 50 anos, vamos continuar e talvez amplificar essa referência nos próximos 50”, projeta. A série “PZ Origens” segue durante a semana do aniversário de Sinop, celebrado em 14 de setembro, com novos depoimentos sobre a história, as transformações e as perspectivas para o município. Série “PZ Origens” revisita trajetória de crescimento de Sinop

Tribunal decidiu que uma reavaliação de provas técnicas não reabre prazo para as Partes alegarem suspeição Decisão do STJ sobre nova perícia reforça combate à ‘advocacia de guerrilha’, diz perito A Quarta Turma do Superior Tribunal de Justiça decidiu que a realização de uma nova perícia não permite que a Parte apresente, novamente, alegação de suspeição contra o perito quando o motivo já era conhecido anteriormente e não foi levantado no momento processual adequado. O entendimento foi firmado no julgamento do REsp 1.579.704. O caso envolvia embargos de terceiro apresentados em processo de inventário, no qual se discutia a titularidade e a proporção de participação sobre um rebanho. Após a primeira prova pericial ser anulada por falhas relacionadas à sua realização, o Tribunal Estadual entendeu que seria possível reavaliar também a imparcialidade do profissional. O STJ, contudo, considerou que a invalidação do procedimento não elimina a preclusão relativa a um fato preexistente e já conhecido pelas Partes à época da nomeação do perito. Para Roberto Leomil Garcia, engenheiro e contador especialista em perícias judiciais, a decisão reforça a importância de que circunstâncias capazes de suscitar impedimento ou suspeição do perito em questão sejam identificadas e formalmente comunicadas desde o início da atuação. “A repetição da perícia, a substituição do profissional ou a anulação de atos probatórios não representam, por si só, uma nova oportunidade para discutir fatos que poderiam ter sido alegados anteriormente. Na prática, o tema trata da advocacia de guerrilha, estratégia de ética duvidosa utilizada por alguns advogados após o conhecimento do resultado do trabalho pericial, na tentativa de impugnar o laudo atacando a pessoa do perito, quando não possuem argumentos técnicos para rebater o laudo oficial”, afirmou. Leomil explica que o posicionamento também contribui para a segurança jurídica e para a previsibilidade dos trabalhos periciais em processos judiciais. Ao diferenciar vícios na execução da prova de questões relacionadas à nomeação do perito, o STJ sinaliza que a atuação técnica deve ser conduzida com transparência, documentação adequada e atenção rigorosa aos prazos e momentos processuais previstos na legislação. “O acórdão do STJ trouxe uma questão extremamente válida, ao concluir que a Parte não pode aguardar o resultado da perícia, para somente depois, caso não lhe seja favorável, alegar a suspeição do perito por motivo que ela já conhecia desde sua nomeação. Além disso, afastou o entendimento de que a anulação da primeira perícia renovaria a discussão. Na prática, a segunda perícia não está adstrita à primeira, mas pode utilizar-se de conceitos e informações lá apresentadas. Portanto, o STJ, mesmo que de forma indireta, combateu com veemência a advocacia de guerrilha, afastando do processo essa estratégia abominável”, completou o perito. Decisão do STJ sobre nova perícia reforça combate à ‘advocacia de guerrilha’, diz perito

Evento reuniu empresas, especialistas e investidores nos dias 15 e 16 de setembro; Biosul foi apoiadora institucional da iniciativa. O Bio Energy Summit 2026 foi realizado nesta semana, em Campo Grande, e colocou a bioenergia de Mato Grosso do Sul no centro dos debates sobre transição energética. Nos dias 15 e 16 de setembro, o encontro reuniu empresas, especialistas, investidores e representantes do setor produtivo para discutir tecnologia, novos mercados e investimentos. A Associação dos Produtores de Bioenergia de Mato Grosso do Sul (Biosul) foi apoiadora institucional da iniciativa.O apoio ocorreu em um momento estratégico, em que Mato Grosso do Sul ampliou sua participação nas discussões sobre fontes renováveis, impulsionado pela força do agronegócio, pela disponibilidade de biomassa e por uma indústria de bioenergia já consolidada. Entre os temas debatidos estiveram a produção de biogás e biometano a partir de resíduos agroindustriais, os avanços dos biocombustíveis de cana-de-açúcar e milho, novas tecnologias e as possibilidades de investimento ligadas à descarbonização da economia.Para o diretor técnico da Biosul, Érico Paredes, o desafio agora é transformar a estrutura existente em novas oportunidades de negócios. “Mato Grosso do Sul construiu uma base sólida em bioenergia e hoje reúne escala produtiva, diversidade de matérias-primas e uma indústria com participação relevante na economia. O próximo passo é ampliar essa capacidade com novas tecnologias, maior aproveitamento da biomassa e acesso a mercados impulsionados pela descarbonização”, afirmou. O aproveitamento de resíduos foi um dos pontos centrais da programação. Materiais provenientes da suinocultura, avicultura e do setor sucroenergético foram apresentados como alternativa para geração de biogás e, posteriormente, conversão em biometano, combustível capaz de substituir fontes fósseis em veículos pesados, máquinas e processos industriais. Para Tiago Fraga, diretor do Grupo FRG Mídias & Eventos, realizador do encontro, a participação da Biosul aproximou o debate técnico da realidade das empresas.“Mato Grosso do Sul tem uma combinação muito importante de produção, biomassa e empresas que já atuam com energia renovável. O evento buscou aproximar esse potencial de novas tecnologias, investidores e mercados, criando condições para que mais projetos saiam do papel”, destacou. Próximo evento A programação sobre energia renovável continua e Campo Grande recebe a partir de amanhã, 17 de setembro, o 32º Fórum Regional de Geração Distribuída Centro-Oeste. Também realizado pelo Grupo FRG, o encontro segue até o dia 18 com foco em geração solar, armazenamento de energia, linhas de financiamento, regulamentação e os desafios para expansão da geração distribuída.Com os dois eventos, a Capital concentrou, ao longo de quatro dias, discussões que vão da produção de combustíveis renováveis à geração de energia próxima ao consumidor. Bio Energy Summit colocou bioenergia de MS no centro dos debates e Campo Grande se prepara para Fórum de Geração Distribuída

Há algum tempo acompanho com preocupação o que acontece com as comercializadoras de energia no Brasil. Não acho correto dizer que o Mercado Livre de Energia está quebrando, muito menos colocar todas as empresas que hoje enfrentam dificuldades dentro da mesma cesta. Existem modelos de negócio, níveis de alavancagem, estruturas de capital e causas diferentes. Mas, da mesma forma, já não considero razoável tratar como coincidência uma sequência que inclui Gold, 2W, Elétron, IBS, Tradener, Diferencial, Electra, Pontal-Thopen, América Energia, Safira, Boven, além de outras empresas em reestruturação ou submetidas a mecanismos de proteção e monitoramento. Na minha leitura, parte da explicação para o que estamos vendo começou muito antes das recuperações judiciais: começou quando a abundância de energia, o PLD muito baixo e a liquidez do mercado fizeram determinadas estratégias comerciais parecerem menos arriscadas do que realmente eram. O PLD BAIXO FOI UMA MULETA IMPORTANTE — ATÉ DEIXAR DE SER Durante alguns anos, a competição por clientes ficou cada vez mais agressiva. Preço passou a ser uma arma central de aquisição e retenção, e descontos importantes foram oferecidos em um mercado no qual recompor uma posição ainda era relativamente barato. Isso não é apenas uma impressão olhando o mercado de hoje. Em 2023, quando o PLD permanecia muito baixo, executivo de uma comercializadora dizia à MegaWhat que as empresas estavam assumindo riscos porque aquele nível de PLD ainda possibilitava boas margens mesmo oferecendo descontos expressivos aos consumidores. Mais tarde, em meio à crise, Gustavo Ayala, CEO do Grupo Bolt, descreveu uma prática que, segundo ele, havia se tornado comum: comercializadoras vendiam energia sem estar previamente compradas em todo o volume, contando em cobrir a posição posteriormente no mercado spot ou bilateral. Enquanto havia liquidez e preço baixo, a engrenagem funcionava. O problema apareceu quando quem precisava comprar deixou de encontrar energia nas mesmas condições. É preciso fazer uma distinção: PLD baixo não causou sozinho a crise das comercializadoras. Seria simplista demais. Mas, na minha opinião, funcionou como uma excelente muleta para estruturas que dependiam de recompras futuras, posições abertas e margens muito estreitas. Se uma empresa vende a R$ 180/MWh e consegue recompor depois por R$ 140 ou R$ 150, a estratégia parece brilhante; se a energia necessária para fechar a mesma obrigação passa a custar R$ 250 ou R$ 300, a matemática muda completamente. E foi exatamente isso que aconteceu com o mercado. Segundo levantamento da Abraceel, entre janeiro de 2024 e março de 2026 o preço de referência de longo prazo passou de R$ 147/MWh para R$ 233/MWh, alta de 59%; no curto prazo, de R$ 143/MWh para R$ 317/MWh, aumento de 121%; e o PLD médio avançou 84%, de R$ 129/MWh para R$ 236/MWh. O ponto que considero central é que energia não fica barata simplesmente porque alguém colocou um preço baixo em uma proposta comercial. Há um custo econômico por trás daquele MWh. Construir geração exige CAPEX; manter a usina exige OPEX; existem operação e manutenção, seguros, conexão, transmissão, pessoal, tributos e capital. Se o ativo foi financiado, há juros e amortização. Se a empresa é uma comercializadora que precisa carregar posições, também há necessidade de capital de giro, garantias e linhas bancárias. Portanto, quanto mais uma empresa reduz o preço para capturar mercado, maior precisa ser a convicção de que sua estrutura financeira e suas compras futuras conseguirão sustentar aquilo. Preço competitivo é saudável. Preço que só fecha a conta enquanto o mercado permanece extraordinariamente favorável é outra coisa. QUANDO O MERCADO VIROU, OS BILHÕES COMEÇARAM A APARECER Os números recentes mostram a dimensão da mudança. A 2W Ecobank entrou em recuperação judicial em abril de 2025 e o quadro publicado alcançou cerca de R$ 2,40 bilhões e 762 credores. O Grupo Elétron entrou em RJ em janeiro de 2026, com aproximadamente R$ 1,17 bilhão no quadro de credores. Em fevereiro foi deferida a recuperação da Gold Energia; embora o valor atribuído à causa seja de R$ 227 milhões, a tentativa anterior de recuperação extrajudicial listava mais de R$ 1,1 bilhão em obrigações considerando a marcação a mercado dos contratos. Em abril veio a IBS Energy, com valor da causa de R$ 57,3 milhões; em maio, a Tradener pediu recuperação com R$ 1,69 bilhão, a Diferencial com R$ 154,4 milhões e a Electra com passivo estimado em R$ 1,61 bilhão com 494 credores. Em agosto, o Grupo Pontal-Thopen chegou à recuperação judicial declarando R$ 4,56 bilhões, embora seja fundamental registrar que aproximadamente R$ 2,27 bilhões desse total eram créditos entre empresas do próprio grupo. Esses valores possuem naturezas diferentes e não devem ser simplesmente somados como se representassem um único “rombo”, mas a escala financeira dos processos é indiscutível. E a recuperação judicial é apenas a parte mais visível da história. A Safira Energia, por exemplo, não estava em RJ quando obteve uma tutela de 60 dias para negociar aproximadamente R$ 357,5 milhões em dívidas. As quatro empresas envolvidas haviam passado de resultados positivos em 2024 para prejuízos em 2025, enquanto o caixa e equivalentes recuaram de cerca de R$ 27,5 milhões para R$ 14,2 milhões; a própria companhia apontou falta de liquidez, volatilidade dos preços, mudanças nos parâmetros de precificação e encarecimento do crédito. A América Energia iniciou com tutela cautelar e posteriormente protocolou recuperação extrajudicial, em março de 2026, com valor da causa de R$ 169,89 milhões. A Boven, sem RJ identificada, rompeu mais de 300 contratos de longo prazo e reduziu uma operação de aproximadamente 1,5 GW médios mensais para cerca de 20 MW médios, além de enfrentar execuções que somavam pelo menos R$ 44,6 milhões. Já a Matrix Energia atravessa uma reestruturação financeira sem ter pedido RJ: seu CEO informou que os acionistas aportaram R$ 200 milhões em janeiro e fevereiro, além da venda de uma usina para reforçar caixa. São situações jurídicas diferentes, mas economicamente todas fazem parte de uma mesma fotografia: o capital ficou mais escasso e o risco passou a cobrar preço. TER GERAÇÃO NÃO SIGNIFICA ESTAR IMUNE A UMA CRISE DE CAIXA Um erro comum é imaginar que o problema estaria restrito às chamadas tradings “de papel”, enquanto empresas que possuem geração estariam necessariamente protegidas. Não é assim. Ativo é patrimônio; caixa é liquidez. Uma usina pode valer centenas de milhões e, ainda assim, não produzir hoje o dinheiro necessário para uma obrigação que vence amanhã. O Grupo Pontal-Thopen, por exemplo, possuía dezenas de ativos de geração distribuída, mas relatou à Justiça um descasamento entre a entrada em operação dos projetos e o vencimento das dívidas utilizadas para financiá-los, além de custo elevado do crédito e atrasos de conexão. A América Energia também ajuda a compreender essa diferença. Na cautelar apresentada à Justiça, o próprio grupo informou que possuía ativos de geração solar e eólica construídos ao longo de cerca de 15 anos. Nem por isso ficou imune ao choque provocado pela Gold. A América afirmou que um crédito inicialmente estimado em cerca de R$ 50 milhões se transformou em impacto aproximado de R$ 75 milhões, em razão do tempo necessário para recompor os contratos e do aumento dos preços da energia. A solução encontrada incluiu colocar ativos de geração à venda para reduzir exposição e injetar capital na companhia. É um exemplo didático: ter patrimônio não elimina a necessidade de liquidez. O BANCO MASTER MOSTROU QUE A CRISE NÃO TERMINA NO SETOR ELÉTRICO O caso da IBS Energy acrescenta outra dimensão a esse problema. O grupo possuía geração e trading e desenvolvia uma usina de biomassa financiada pela Finep. Parte da estrutura desse financiamento dependia de uma carta-fiança do Banco Master. Quando o banco foi liquidado, aquela garantia perdeu sua utilidade econômica e precisou ser substituída justamente quando bancos já estavam ficando mais avessos ao risco das comercializadoras. Na recuperação judicial, a IBS afirmou que a crise do setor e o aumento da percepção de risco produziram severa restrição de crédito e maior rigor por parte das instituições financeiras. Esse episódio me parece especialmente importante porque mostra que não existe um MWh isolado do sistema financeiro. Uma usina precisa de dinheiro para ser construída. O financiamento exige garantias. A garantia depende de um banco ou seguradora. A comercialização exige capital de giro. O contrato exige contraparte solvente. Quando um desses elos quebra, o problema pode atravessar toda a estrutura. É por isso que uma crise de crédito pode chegar a um ativo de geração que fisicamente continua existindo e funcionando. O EFEITO DOMINÓ JÁ NÃO É UMA POSSIBILIDADE TEÓRICA A documentação da América oferece talvez o exemplo mais claro. A empresa atribuiu à inadimplência da Gold o início de parte relevante de sua deterioração financeira. Na relação apresentada ao Judiciário aparecem, entre outras contrapartes, Thopen, Enel Trading, Safira, EDP Trading, Diferencial, Eneva, Statkraft, Auren, Shell, Comerc e Cemig. Isso não significa que essas companhias estejam em dificuldade; significa que o mercado é uma cadeia de obrigações em que uma empresa compra de outra, vende a uma terceira e utiliza aquele contrato para fechar sua posição. Se uma ponta deixa de honrar, a outra precisa recompor. A Diferencial Energia descreveu mecanismo semelhante em seu pedido de recuperação judicial. A empresa, que afirma ter movimentado cerca de R$ 6 bilhões em contratos ao longo de vinte anos e mantido relações com mais de 4,5 mil contrapartes, apontou volatilidade do PLD, perda de liquidez e inadimplência de outras comercializadoras entre os fatores da crise. Segundo a companhia, problemas envolvendo América, BID e Gama afetaram sua carteira; uma inadimplência de contraparte contribuiu para cerca de R$ 1,6 milhão de inadimplência da própria Diferencial no Mercado de Curto Prazo. É assim que a crise se retroalimenta: uma empresa deixa de entregar, outra precisa comprar; se não compra, aparece exposição; para fechar a posição, precisa de caixa; se o crédito já secou, a solução financeira fica progressivamente mais difícil. A CCEE COMEÇOU A PUXAR O FREIO A multiplicação desses casos explica por que a chamada operação balanceada ganhou tanta importância em 2026. O mecanismo não significa recuperação judicial e não deve ser tratado como sinônimo de insolvência. É uma ferramenta prudencial: a CCEE passa a verificar previamente o balanço energético para impedir que novos registros, ajustes ou validações ampliem a exposição negativa do agente. Tradener, Diferencial, IBS, Gama, Electra e outras comercializadoras passaram pelo regime em diferentes momentos, e mais tarde novos nomes foram incluídos. No caso da Tradener, a própria CCEE informou que a medida ocorreu após análise de indicadores de exposição, consistência e evolução do perfil operacional. Também existe o outro lado, que considero importante mencionar para não transformar este artigo num anúncio de apocalipse. A reestruturação pode funcionar. As empresas Anemus Wind, que pertenciam à 2W e passaram ao controle do BTG após execução de garantias, tiveram posteriormente retiradas as restrições de operação balanceada depois que as condições que haviam motivado o enquadramento foram alteradas. Isso mostra que o problema não é o Mercado Livre em si nem o instrumento da recuperação: é a capacidade de reequilibrar capital, ativos, contratos e garantias. E O CONSUMIDOR, QUE DURANTE ANOS FOI ENSINADO A OLHAR APENAS O PREÇO? É aqui que, para mim, está a discussão mais importante. O consumidor livre raramente vai ficar fisicamente sem eletricidade porque uma comercializadora entrou em recuperação judicial; a rede elétrica continua existindo. O risco econômico é outro: desaparecer o contrato que garantia determinado preço, obrigando a empresa a retornar ao mercado para recompor sua posição em condições completamente diferentes. O caso Electra mostrou isso de forma particularmente dura. Em julho, a Aneel rescindiu 19 contratos bilaterais regulados com 17 agentes de distribuição por falta de entrega ou entrega com modulação diferente da contratada. Apenas as multas estimadas pela rescisão antecipada ultrapassavam R$ 1 bilhão, sem considerar eventuais perdas e danos. Façamos uma conta simples. Uma indústria consome 100 mil MWh por ano. Duas empresas concorrem: uma oferece R$ 195/MWh e outra R$ 200/MWh. A primeira parece produzir uma economia de R$ 500 mil por ano e, se a concorrência olhar apenas para a última linha da planilha, provavelmente vence. Mas se essa contraparte deixar de entregar e a reposição precisar ser feita a R$ 300/MWh, a diferença passa a ser R$ 10,5 milhões por ano em relação ao contrato original de R$ 195/MWh. A economia acumulada de vários anos pode desaparecer em uma única recomposição. Não estou dizendo que toda proposta mais barata seja arriscada. Estou dizendo que o risco de contraparte também tem preço e precisa entrar na conta. Isso exige uma mudança cultural nas concorrências de energia. Não basta perguntar qual empresa oferece o menor R$/MWh. É preciso saber qual é o patrimônio líquido, quanto há de caixa, qual o endividamento, quais garantias estão disponíveis, quanto da posição vendida já está coberta, qual a exposição ao MCP e à modulação, quem são as principais contrapartes, quanto da geração própria já está comprometida, como a companhia se financia e o que o contrato efetivamente protege se houver inadimplência, RJ ou necessidade de reposição. Em contratos de cinco, dez ou quinze anos, o cliente não está simplesmente comprando energia: está aceitando o risco financeiro da contraparte durante todo aquele prazo. O MERCADO LIVRE NÃO ESTÁ QUEBRADO — MAS O PREÇO DO RISCO MUDOU Esse equilíbrio é necessário porque existe um risco de exagerarmos no diagnóstico. Em junho de 2026, a CCEE contabilizava dez comercializadoras em recuperação judicial, 580 contrapartes diretamente expostas e cerca de 5,6 mil consumidores varejistas potencialmente afetados. Ao mesmo tempo, essas recuperandas representavam menos de 2% do volume negociado pelo segmento, e a entidade não identificava naquele momento risco imediato à continuidade das liquidações. Portanto, não estamos diante do colapso do Mercado Livre. Estamos diante de uma correção importante na maneira como risco, crédito e liquidez são tratados. Na minha opinião, o mercado continuará crescendo e as boas comercializadoras sairão fortalecidas desse processo. Empresas capitalizadas, com governança, limites de exposição, hedge adequado e disciplina de risco têm muito espaço. O que provavelmente não sobreviverá com a mesma facilidade é a ideia de que preço baixo, sozinho, é sinônimo de bom contrato. Energia é cara para gerar; dinheiro é caro; garantia custa; liquidez custa; e assumir risco por dez anos também custa. Durante algum tempo, um PLD baixo podia esconder parte dessa conta. Agora ela apareceu. Talvez por isso a pergunta que o consumidor precisa fazer daqui para frente não seja apenas “quanto custa o MWh?”. Antes de assinar um contrato longo, eu faria outra, muito mais incômoda e, hoje, muito mais necessária: “COMO ESSA EMPRESA CONSEGUE ME VENDER ENERGIA POR ESSE PREÇO — E ELA TERÁ CONDIÇÕES DE ENTREGÁ-LA ATÉ O ÚLTIMO DIA DO CONTRATO?” Porque, como o mercado vem mostrando, o preço mais baixo na assinatura pode se transformar no contrato muito, muito mais caro quando chega a hora de substituí-lo. A CONTA CHEGOU: A CRISE DAS COMERCIALIZADORAS E O PREÇO DO RISCO NO MERCADO LIVRE DE ENERGIA

A "máscara" dos aerossóis A fumaça que escondia o aquecimento Confesso que, quando li a afirmação de que um ar mais limpo pode estar contribuindo para acelerar o aquecimento global, pensei imediatamente no risco de interpretação. Afinal, basta retirar algumas palavras do contexto para que alguém conclua: “Estão vendo? Quanto mais combatemos a poluição, mais o planeta aquece”. Não. A realidade é muito mais interessante e muito mais importante. O que a ciência está mostrando é que durante décadas a humanidade produziu, ao mesmo tempo, dois efeitos climáticos opostos. Ao queimar carvão, petróleo e outros combustíveis fósseis, lançamos enormes quantidades de gases de efeito estufa na atmosfera, principalmente dióxido de carbono, que retêm calor e aquecem o planeta. Mas lançamos também uma grande quantidade de partículas e gases que originam aerossóis, alguns dos quais refletem parte da radiação solar e alteram as propriedades das nuvens, produzindo um efeito de resfriamento. De certa maneira, a própria poluição atmosférica ajudou a esconder parte do aquecimento provocado pelos gases de efeito estufa. É um paradoxo climático extraordinário. A “máscara” dos aerossóis Para compreender o fenômeno, precisamos separar duas coisas que frequentemente aparecem misturadas no debate público: poluição atmosférica e gases de efeito estufa. Aerossóis são pequenas partículas ou gotículas suspensas na atmosfera. Eles podem ter origens naturais, como vulcões, poeira e aerossóis marinhos, ou ser produzidos pelas atividades humanas. E não existe um único comportamento climático para todos eles. Alguns aquecem, outros resfriam. Os aerossóis de sulfato, associados principalmente à queima de combustíveis fósseis, têm importante efeito de resfriamento. Eles podem refletir a luz solar diretamente e também interferir na formação e nas características das nuvens, fazendo com que uma parcela maior da radiação solar seja devolvida ao espaço. A NASA explica que esse efeito de resfriamento provocado pela poluição atmosférica compensou uma parte do aquecimento produzido pelos gases de efeito estufa. O IPCC também reconhece que os aerossóis antropogênicos produziram historicamente um efeito radiativo líquido de resfriamento. Isso é fundamental para compreender a questão: a poluição nunca foi uma solução para o aquecimento global. Ela apenas compensou parcialmente, e de maneira temporária, uma parcela do aquecimento provocado pelos gases de efeito estufa. O que acontece quando limpamos o ar? Agora vem o paradoxo. Nas últimas décadas, vários países passaram a adotar políticas rigorosas de controle da poluição atmosférica. A China é um dos exemplos mais importantes. Reduções nas emissões de dióxido de enxofre e de outros precursores de aerossóis melhoraram significativamente a qualidade do ar. Isso é uma conquista extraordinária. Menos poluição significa menos doenças respiratórias, menos danos ambientais e melhor qualidade de vida. Seria absurdo defender a manutenção de uma atmosfera poluída para compensar parte do aquecimento climático. Mas existe um efeito climático associado a essa limpeza: ao retirar da atmosfera parte dos aerossóis que produziam resfriamento, retiramos também uma parte da máscara que escondia o aquecimento dos gases de efeito estufa. É como retirar uma cortina de uma janela. A retirada da cortina não criou a luz. Apenas permitiu que ela fosse percebida com mais intensidade. O que as pesquisas recentes estão mostrando Um dos estudos mais relevantes para compreender essa questão foi publicado em 2025 na revista Communications Earth & Environment, do grupo Nature. Pesquisadores analisaram o impacto da forte redução dos aerossóis no Leste Asiático, especialmente das emissões de sulfato. Utilizando simulações de modelos do sistema terrestre, estimaram que a redução dos aerossóis na região produziu um aquecimento médio global de aproximadamente 0,07 °C, com incerteza de ±0,05 °C. Segundo os autores, esse efeito pode ter contribuído para a aceleração observada na taxa de aquecimento global desde aproximadamente 2010. É importante observar a palavra “contribuído”. A redução dos aerossóis não explica sozinha o aquecimento recente. O principal fator continua sendo o aumento das concentrações de gases de efeito estufa. O que a pesquisa mostra é que, à medida que limpamos o ar, retiramos também uma parte do efeito de resfriamento que havia mascarado o aquecimento. E isso torna ainda mais importante acelerar a redução das emissões de CO₂. Limpar o ar não é suficiente: precisamos descarbonizar Aqui está, na minha visão, a principal lição dessa história. Limpar o ar e descarbonizar a economia são coisas diferentes, embora precisem acontecer simultaneamente. Podemos reduzir drasticamente o dióxido de enxofre e outros poluentes e, ainda assim, continuar emitindo grandes quantidades de CO₂. Por isso, a transição energética precisa ganhar velocidade. Precisamos substituir progressivamente os combustíveis fósseis por fontes renováveis, eletrificar transportes e processos industriais, ampliar o armazenamento de energia, aumentar a eficiência e modernizar profundamente o sistema elétrico. Mas acredito que precisamos ir além da simples substituição de fontes. Precisamos mudar a própria arquitetura do sistema energético. Durante mais de um século, construímos um modelo baseado em grandes unidades centralizadas de geração, longas redes de transmissão e distribuição e consumidores que tinham pouca ou nenhuma participação na produção da energia que utilizavam. As novas tecnologias permitem fazer diferente. A energia pode estar onde o consumo acontece A geração distribuída representa uma dessas mudanças estruturais. A possibilidade de produzir energia solar no próprio local de consumo, em empresas, propriedades rurais, condomínios, residências e empreendimentos, reduz a necessidade de transportar toda a energia por longas distâncias e cria novas possibilidades para o consumidor. Mas a verdadeira transformação começa quando deixamos de enxergar a geração distribuída apenas como uma instalação de painéis solares. Estamos entrando na era dos Recursos Energéticos Distribuídos — REDs. Geração distribuída, baterias, veículos elétricos, sistemas de gerenciamento de energia, resposta da demanda, armazenamento térmico e outras tecnologias podem funcionar de forma integrada. O consumidor deixa de ser apenas consumidor. Ele pode produzir, armazenar, administrar e, em determinadas condições, oferecer flexibilidade ao sistema. É uma mudança de paradigma. Precisamos de redes preparadas para essa nova realidade E aqui existe uma discussão particularmente importante acontecendo no Brasil. O sistema elétrico precisa ser modernizado para incorporar adequadamente esses novos recursos energéticos. Não podemos colocar milhões de unidades de geração distribuída, baterias, veículos elétricos e sistemas inteligentes sobre uma infraestrutura concebida para um modelo energético do passado e esperar que nada mude. As redes precisam ser mais digitais, flexíveis, automatizadas e capazes de operar fluxos de energia nos dois sentidos. Precisamos avançar para redes inteligentes, capazes de receber informações em tempo real, administrar diferentes fontes de geração, coordenar armazenamento e responder às mudanças no comportamento dos consumidores. A discussão brasileira sobre a modernização das redes e sobre a evolução regulatória para incorporar os Recursos Energéticos Distribuídos é, portanto, muito mais importante do que pode parecer à primeira vista. Não estamos apenas discutindo tecnologia. Estamos discutindo como os benefícios da nova economia da energia serão distribuídos pela sociedade. Uma rede moderna pode transformar milhões de pequenos recursos energéticos em uma enorme infraestrutura coletiva de flexibilidade e resiliência. O consumidor como parte da solução Imagino um sistema elétrico no qual uma residência possa gerar energia durante o dia, armazenar parte dela em uma bateria, utilizar outra parte para carregar um veículo elétrico e, quando houver necessidade, oferecer flexibilidade à rede. Imagine empresas ajustando determinados consumos de acordo com os sinais do sistema. Imagine condomínios, hospitais, hotéis, propriedades rurais e indústrias combinando geração local, armazenamento e gerenciamento inteligente. Imagine milhares ou milhões desses sistemas conectados. Isso não é apenas uma questão ambiental. É uma questão de eficiência econômica, segurança energética, inovação e democratização do acesso à energia. É por isso que defendo que a transição energética não deve ser pensada apenas como uma troca de combustíveis. Precisamos construir um sistema energético mais distribuído, inteligente, participativo e resiliente. A fumaça não pode ser nossa estratégia climática Existe uma ironia poderosa nessa história. Durante muito tempo, a humanidade produziu uma quantidade enorme de poluição e não percebeu que parte dela estava criando um efeito climático temporário de resfriamento. Agora estamos limpando o ar e, justamente por isso, enxergando com mais nitidez o aquecimento que estava por trás dessa cortina. Não devemos interpretar isso como um argumento contra o ar limpo. Devemos interpretá-lo como um chamado para acelerar a descarbonização. Não podemos depender da poluição para compensar temporariamente o calor produzido pelo CO₂. A solução não é manter a fumaça. A solução é eliminar aquilo que produz o aquecimento e, simultaneamente, construir um sistema energético capaz de sustentar uma nova etapa do desenvolvimento humano. Para mim, essa é a verdadeira dimensão da transição energética. Não se trata apenas de trocar carvão por solar, gasolina por eletricidade ou uma tecnologia por outra. Trata-se de construir uma nova relação entre energia, sociedade e território. Uma relação na qual a energia possa ser produzida mais perto de onde é consumida, armazenada quando necessário, compartilhada de forma inteligente e administrada por redes capazes de integrar milhões de pequenos recursos. A boa notícia é que essa transformação já começou. O desafio é fazer com que ela aconteça mais rapidamente. A descoberta de que a limpeza do ar pode revelar parte do aquecimento que estava mascarado deveria servir justamente para isso: acelerar a transição energética, modernizar nossas redes e aproveitar plenamente os novos recursos energéticos distribuídos. A fumaça está desaparecendo. Agora precisamos construir, com muito mais velocidade, o sistema energético que virá depois dela. O ar mais limpo e a transição energética

Projeto de mais de US$ 1,5 milhão combina 70 kWp de solar, mais de 150 kWh em baterias e gestão remota e recebeu o “Projeto do Ano da Master Electricians Australia”, na categoria de instalações com valor superior a US$ 1 milhão; No Brasil, Victron também aposta em baterias e microrredes para ampliar a autonomia energética do agronegócio e proteger operações críticas no campo. Brasil, 15 de setembro de 2026 - Em uma das regiões mais isoladas da Austrália, garantir energia para uma operação rural exige soluções diferentes das encontradas nos grandes centros. Distâncias enormes, dificuldade de acesso a combustível e assistência técnica limitada tornam a autonomia energética um componente importante da atividade. É nesse ambiente que a Victron Energy integra um projeto na Anna Creek Station, uma das maiores propriedades rurais do mundo. A iniciativa combina geração solar, baterias e gerenciamento inteligente para ampliar a independência energética da propriedade e manter suas operações funcionando mesmo diante das limitações da infraestrutura convencional. Localizada no sul da Austrália, a fazenda ocupa aproximadamente 16 mil quilômetros quadrados, uma área superior à de alguns países e integra o conjunto de sete propriedades da Williams Cattle Company. O projeto foi desenvolvido pela MyEnergy Engineering, instaladora da Victron Energy, e recebeu o “Projeto do Ano da Master Electricians Australia” na categoria de instalações com valor superior a US$ 1 milhão. O investimento ultrapassou US$ 1,5 milhão. A eletricidade produzida pelo sistema não abastece apenas equipamentos industriais. A Anna Creek e as demais propriedades da Williams Cattle Company utilizam energia para uma ampla variedade de atividades: refrigeração, ar-condicionado, cozinha, comunicação por rádio, bombas, salas de corte e demais estruturas necessárias à operação pecuária. As sete propriedades administradas pelo grupo são responsáveis pela criação de aproximadamente 17 mil bovinos, entre animais das raças Poll Hereford, Angus e cruzamentos Angus. A localização adiciona uma camada extra de complexidade ao projeto. A região apresenta precipitação média anual de aproximadamente 140 milímetros, além de temperaturas de verão extremamente elevadas e condições de poeira. São fatores que aumentam a exigência sobre equipamentos elétricos e sistemas de armazenamento. Da dependência do diesel a uma microrrede solar Durante décadas, a geração de eletricidade na Anna Creek esteve fortemente baseada em geradores a diesel. Em uma propriedade distante de centros urbanos, essa dependência representa mais do que o custo do combustível. Existe toda uma logística para transportar diesel, manter motores, encontrar peças e mobilizar profissionais especializados em caso de falhas. Em outras palavras, quando um gerador deixa de operar, o fornecimento de eletricidade também pode ser interrompido. A alternativa adotada foi transformar a geração de energia em uma infraestrutura híbrida, na qual solar, baterias, inversores e software trabalham de forma integrada. A nova instalação conta com 70 kWp de painéis solares e mais de 150 kWh de capacidade disponível em baterias de lítio. O resultado é uma estrutura capaz de fornecer energia continuamente, reduzindo de forma significativa a necessidade de funcionamento do gerador a diesel. Seis Quattro no coração da operação O sistema utiliza seis inversores/carregadores Victron Energy Quattro 48/10000, configurados para operação trifásica. Durante o dia, a energia produzida pelos painéis pode atender diretamente às cargas da propriedade. O excedente é direcionado para o armazenamento. Quando a produção solar diminui, as baterias assumem o fornecimento de energia. A arquitetura permite, portanto, que a propriedade utilize a energia solar produzida durante o dia também durante a noite, reduzindo a necessidade de acionar o gerador convencional. O sistema solar inclui ainda três inversores de 20 kW, conectados em corrente alternada, responsáveis por transformar parte da energia fotovoltaica em eletricidade para as cargas. Bateria vira peça estratégica da fazenda O armazenamento é um dos principais elementos da solução. Um controlador Victron SmartSolar MPPT RS 450/200 direciona a energia solar para o banco de baterias, com capacidade superior a 150 kWh. Na prática, a bateria funciona como uma espécie de reserva energética da propriedade. Isso permite deslocar o consumo da energia solar produzida durante o dia para períodos em que não há geração fotovoltaica, uma característica especialmente importante em uma operação que precisa funcionar 24 horas por dia. Os Quattro também podem atuar como carregadores e administrar o fluxo de energia entre os inversores solares e as baterias. Uma fazenda conectada a 10 horas de distância Talvez um dos aspectos mais sofisticados do projeto esteja justamente longe dos painéis e das baterias: no monitoramento remoto. O sistema utiliza o Cerbo GX, responsável pela comunicação entre os diferentes equipamentos da instalação. A plataforma permite acompanhar a operação, administrar fontes de energia e automatizar respostas a determinadas condições do sistema. Se o nível de carga das baterias atingir um limite previamente definido ou houver uma demanda elevada de energia, por exemplo, o sistema pode acionar automaticamente o gerador de emergência. Isso muda completamente a lógica de operação de uma infraestrutura localizada em uma região isolada. A equipe da MyEnergy Engineering consegue acompanhar e controlar o sistema remotamente por meio do Victron Remote Management (VRM), mesmo estando a aproximadamente dez horas de carro da propriedade. Para uma instalação desse porte e localização, monitoramento remoto deixa de ser apenas uma comodidade. É uma ferramenta de segurança operacional. Victron aposta em baterias e microrredes para dar autonomia energética ao agro brasileiro A busca por autonomia e segurança energética ganha espaço no agronegócio brasileiro à medida que propriedades rurais incorporam irrigação, bombeamento, ordenha, refrigeração, conectividade, sensores e automação. Nesse cenário, sistemas que combinam energia solar, baterias, inversores e gerenciamento inteligente podem reduzir a dependência da rede e manter cargas essenciais funcionando durante interrupções. Para a Victron Energy, essa transformação abre espaço para as microrredes no campo, com arquiteturas que podem operar conectadas à rede, em modo híbrido ou totalmente off-grid. Para o Brasil, a Victron reúne em seu portfólio inversores/carregadores, controladores MPPT, baterias e plataformas de monitoramento, permitindo integrar diferentes fontes de energia em uma única infraestrutura. No agro, a tecnologia pode atender desde bombas de água e sistemas de irrigação até refrigeração de leite e alimentos, equipamentos de ordenha, cercas elétricas, câmeras, sensores, telecomunicações, iluminação e automação. As baterias de lítio, especialmente as baseadas em LFP, ganham importância porque deixam de ser apenas um backup e passam a funcionar como instrumento de gestão: armazenam o excedente solar durante o dia para utilização posterior e criam uma reserva para equipamentos prioritários. Com o campo cada vez mais conectado e automatizado, energia confiável passa a ser um ativo estratégico da produção rural. A arquitetura modular da Victron permite dimensionar o sistema conforme a necessidade da propriedade e ampliar geração e armazenamento à medida que a operação cresce. “No agronegócio brasileiro, energia não é apenas uma questão de conforto. Em muitas propriedades, ela está diretamente ligada à produção. Uma interrupção pode significar perda de produtividade, alimentos, leite, água ou horas de trabalho”, afirma Edimar Prumucena, gerente nacional da Victron Energy. Para o mercado brasileiro, especialmente em regiões rurais onde a rede é limitada ou sujeita a interrupções, a combinação de solar + baterias + gerenciamento inteligente pode representar uma nova camada de resiliência para o agro. Sobre a Victron Energy Fundada em 1975, a Victron Energy é uma das líderes mundiais em soluções para energia independente e armazenamento de energia. Seu portfólio reúne inversores, carregadores de baterias, controladores solares MPPT, sistemas híbridos, plataformas de monitoramento remoto e gerenciamento inteligente de energia para aplicações residenciais, comerciais, industriais, marítimas, rurais e off-grid. Presente em mais de 60 países, a empresa é reconhecida mundialmente pela confiabilidade, inovação e eficiência de suas soluções, contribuindo para a expansão das energias renováveis e para a segurança energética em mercados de todo o mundo. No Brasil, a companhia registrou crescimento de 26% nas vendas no primeiro semestre de 2026, refletindo o avanço da demanda por sistemas de armazenamento de energia e soluções de energia autônoma. Victron Energy transforma energia de uma das maiores fazendas de gado do mundo

Parceria une uma das maiores fabricantes globais de inversores fotovoltaicos a uma das cinco maiores indústrias do segmento no país para acelerar a presença da marca em regiões estratégicas, ampliar a oferta de equipamentos e impulsionar o mercado de armazenamento de energia. Sungrow fortalece sua expansão no Brasil com 16,5 GW em inversores comercializados desde 2017 e lidera o ranking global da Wood Mackenzie entre os integradores de sistemas de armazenamento por baterias. Brasil, 15 de setembro de 2026 – Em um momento em que o mercado brasileiro de energia solar passa por uma nova fase de consolidação e busca por soluções de maior valor agregado, a Sungrow oficializou a Sou Energy como sua nova parceira oficial no Brasil. A novidade representa um movimento estratégico para ampliar a participação da fabricante, especialmente nas regiões Norte e Nordeste, onde a indústria possui uma das maiores estruturas comerciais e logísticas do setor. Reconhecida mundialmente como uma das líderes em inversores fotovoltaicos e soluções de armazenamento de energia (BESS), a Sungrow passa a contar com toda a capilaridade da Sou Energy para disponibilizar seu portfólio completo de equipamentos, reduzindo prazos de entrega, ampliando a oferta de produtos e fortalecendo o suporte aos integradores e EPCistas. Segundo a Sungrow Brasil, a escolha da Sou Energy faz parte da estratégia de expansão da empresa em mercados considerados prioritários. "A Sou Energy é uma das principais indústrias de geradores fotovoltaicos do Brasil e possui uma presença extremamente forte nas regiões Norte e Nordeste, mercados onde buscamos ampliar nossa participação. Trata-se de um parceiro altamente reconhecido pelos integradores pela excelência logística, atendimento e competitividade, fatores que serão fundamentais para aumentar ainda mais a capilaridade da marca", destaca Lais Leite, Gerente de Contas da Sungrow. A expectativa da Sou Energy é que a parceria contribua diretamente para ampliar sua participação no segmento de inversores de maior valor agregado. "Esperamos crescer cerca de 15% nossa participação de mercado no segmento de inversores high ticket. A chegada da Sungrow fortalece nosso portfólio e amplia as possibilidades para nossos clientes oferecerem soluções ainda mais competitivas", afirma o CSMO da Sou Energy, Mario Viana. A parceria contempla a disponibilização imediata do portfólio completo de inversores Sungrow, incluindo modelos string monofásicos, trifásicos para aplicações comerciais e industriais (C&I), além dos inversores híbridos, que chegam ao mercado em um momento de crescente demanda por sistemas capazes de integrar geração solar e armazenamento de energia. Também estarão disponíveis soluções para projetos especiais e sistemas BESS sob demanda, segmento considerado um dos principais vetores de crescimento do mercado brasileiro nos próximos anos. Entre os diferenciais tecnológicos das soluções Sungrow estão a elevada robustez dos equipamentos, proteção anticorrosiva C5, especialmente importante para instalações em regiões litorâneas, e alta performance mesmo em ambientes de temperaturas elevadas, características relevantes para aplicações no Norte e Nordeste. Logística reforçada acelera entregas Outro diferencial da parceria será a ampliação da disponibilidade dos equipamentos em uma das regiões que mais crescem em geração distribuída no país. Com centros de distribuição e forte atuação regional, a Sou Energy permitirá maior velocidade nas entregas, custos logísticos mais competitivos e maior disponibilidade de estoque para atender instaladores, empresas do setor e empresas de engenharia. "A Sou Energy está entre as empresas de maior destaque no mercado de geradores fotovoltaicos das regiões Norte e Nordeste. Com isso, os inversores Sungrow estarão presentes em um número ainda maior de projetos e instalações", ressalta a gerente da Sungrow. Para os integradores, os benefícios vão além da disponibilidade dos equipamentos. Segundo a Sou Energy, a parceria amplia significativamente o leque de soluções disponíveis, permitindo que os profissionais desenvolvam propostas comerciais com maior valor agregado, melhor desempenho técnico e diferenciais competitivos em um mercado cada vez mais exigente. Mercado entra na era do armazenamento Além da disponibilização do portfólio de equipamentos, Sungrow e Sou Energy também anunciaram uma agenda conjunta de desenvolvimento de mercado. Ao longo de 2026, a fabricante participará dos principais eventos promovidos pela Sou Energy, como o Solarizando na Estrada e a Intersolar South America,reforçando ações de capacitação técnica, treinamento comercial e desenvolvimento de novos negócios. O Solarizando na Estrada é uma imersão que reúne treinamentos técnicos com fabricantes parceiros, conteúdo prático e estratégico, focado na capacitação de integradores, prospecção de clientes e geração de novas oportunidades de negócios no mercado de energia solar. A estratégia acompanha uma das maiores transformações do setor elétrico brasileiro: o avanço dos sistemas híbridos e do armazenamento de energia. "O mercado solar vive um novo momento. O armazenamento de energia deixou de ser tendência e passou a ser realidade. As oportunidades são enormes e investir em capacitação dos integradores é fundamental para acelerar essa transformação", afirma a Sou Energy. A Sungrow reforça que seus novos inversores híbridos já fazem parte do portfólio da Sou Energy e estiveram entre os destaques apresentados durante a Intersolar South America 2026, reforçando a aposta conjunta em soluções que combinam geração solar, armazenamento e maior autonomia energética para consumidores residenciais, comerciais e industriais. Com a nova parceria, Sungrow e Sou Energy reforçam a estratégia de atender um mercado cada vez mais orientado por tecnologia, eficiência e disponibilidade imediata de equipamentos, consolidando uma aliança que promete ampliar a presença da fabricante no Brasil e fortalecer ainda mais a cadeia de energia solar nas regiões Norte e Nordeste. Sungrow ultrapassa 16,5 GW comercializados no Brasil e lidera mercado global de armazenamento A Sungrow segue consolidando sua presença no mercado brasileiro de energia solar. Desde o início de suas operações no país, em 2017, a companhia já comercializou 16,5 GW em inversores fotovoltaicos, sendo 7,49 GW destinados à Geração Distribuída (GD) e 9,03 GW para projetos de Geração Centralizada (GC). Na América Latina, a empresa já soma 25 GW em equipamentos comercializados e mais de 12 GWh em soluções de armazenamento de energia (BESS), reforçando sua posição entre as principais fornecedoras globais de tecnologias para geração solar e armazenamento. Esse desempenho também se reflete no cenário internacional: a Sungrow assumiu a liderança mundial entre os integradores de sistemas de armazenamento por baterias (BESS), segundo ranking da Wood Mackenzie, divulgado após o mercado superar, pela primeira vez, a marca de 100 GW de instalações anuais. O resultado coloca a companhia à frente de alguns dos maiores grupos globais de tecnologia e energia. Com um portfólio que reúne inversores, soluções híbridas e sistemas de armazenamento de energia, a Sungrow mantém sua estratégia de expansão em segmentos como agronegócio, indústria, comércio e grandes usinas solares, acompanhando a crescente demanda por soluções mais eficientes e confiáveis para a transição energética. Sobre a Sungrow https://br.sungrowpower.com/ A Sungrow é líder global em tecnologia de energia renovável, sendo pioneira em soluções de energia sustentável há mais de 28 anos. Em dezembro de 2025, a Sungrow havia instalado 1.000 GW de conversores eletrônicos de potência em todo o mundo. A empresa é reconhecida como a fabricante de inversores fotovoltaicos e sistemas de armazenamento de energia mais financiável do mundo, segundo a BloombergNEF. Suas inovações impulsionam projetos de energia limpa em todo o mundo, apoiadas por uma rede de 520 pontos de serviço. A companhia mantém seu compromisso de contribuir para um futuro sustentável por meio de tecnologia de ponta e serviços especializados. Sobre a Sou Energy https://souenergy.com.br/ Fundada em 2017, a Sou Energy é uma das maiores indústrias de geradores fotovoltaicos do Brasil e líder no Norte e Nordeste. Com sede no Ceará, a empresa iniciou suas atividades como integradora de sistemas fotovoltaicos e, desde 2019, ampliou sua atuação no mercado solar. Seu portfólio reúne as principais marcas globais do setor. Possui ainda uma moderna fábrica, com centro de distribuição próprio, de 18.000 m² em Eusébio (CE), e mais duas unidades fabris, uma no Ananindeua (PA) e outra em fase de inauguração em Extrema (MG), além do desenvolvimento de tecnologias e soluções voltadas aos integradores. A empresa conta com mais de +2,7 GW produzidos e +8.000 integradores atendidos, sendo referência no mercado solar, impulsionando a transformação energética da região e contribuindo para um futuro mais sustentável. Sungrow Brasil amplia estratégia no Norte e Nordeste e anuncia Sou Energy como nova parceira oficial