Resultados da busca

Como uma das maiores inovações da ciência moderna, a nanotecnologia promove avanços cada vez mais significativos em setores diversos, como a indústria de tecidos, a medicina, a eletrônica, o meio ambiente, a alimentação e os cosméticos. Invisíveis a olho nu, os nanomateriais representam uma verdadeira revolução tecnológica por meio da manipulação da matéria em escala nanométrica, operando no nível de átomos e moléculas para alcançar resultados gigantescos. No Parque Tecnológico de Belo Horizonte (BHTec), essa transformação é vivenciada diariamente por estudantes e pesquisadores do Centro de Tecnologia em Nanomateriais e Grafeno da Universidade Federal de Minas Gerais (CTNano/UFMG), que também atua como uma Unidade da Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (EMBRAPII) de Materiais Avançados e Nanotecnologia. O Centro conta com uma infraestrutura superior a 3.000 m² e abriga mais de dez laboratórios especializados que dão suporte a pesquisas aplicadas e às demandas do mercado, incluindo o desenvolvimento de soluções em escala piloto de produção. Ao completar 15 anos de atividades recentemente, a instituição disponibiliza laboratórios voltados para nanotubos de carbono, grafeno, cerâmicos, cimento, química, polímeros, além de saúde, segurança e meio ambiente. Dessa forma, transforma o conhecimento teórico em inovação aplicada, aceleração de processos, formação de mão de obra qualificada, transferência tecnológica e competitividade industrial. Celebrando esse marco temporal, o professor titular de Física da UFMG e coordenador do Centro, Rodrigo Gribel Lacerda, salienta o impacto gerado pela instituição: “Esses 15 anos são um marco de uma trajetória na ciência, inovação e no impacto para a sociedade e para a indústria brasileira. Desde sua fundação, o Centro se consolidou como uma referência nacional em nanotubos de carbono, grafeno e outros nanomateriais, unindo excelência acadêmica à capacidade de transformar conhecimento em soluções reais”. Entre as principais frentes de atuação do CTNano/UFMG, destacam-se a produção em larga escala de óxido de grafeno, grafeno reduzido e nanotubos de carbono, além da criação de nanossensores de gases altamente sensíveis e da plataforma de diagnóstico rápido BioSearch. O portfólio tecnológico também engloba o desenvolvimento de nanocompósitos poliméricos aplicados à mineração com grande aumento de durabilidade, membranas de osmose reversa recobertas com grafeno, materiais cimentícios avançados com diversas patentes e revestimentos anticorrosivos para metais. No campo energético e sustentável, o Centro desenvolve soluções para a recuperação avançada de petróleo em poços maduros e impulsiona iniciativas de economia circular, como a utilização de garrafas PET pós-consumo para gerar nanomateriais focados na recuperação de solos desertificados. Essas ações integradas consolidam a instituição como referência nacional ao conectar diretamente a ciência com os desafios reais do mercado, combinando inovação e impacto econômico. A professora de Química da UFMG, vice-coordenadora do Centro e coordenadora da Unidade Embrapii, Glaura Goulart Silva, complementa essa visão sobre o papel formativo e integrador da entidade: “Mais do que um centro de pesquisa, a instituição tornou-se um ambiente de formação, colaboração e inovação aberta, formando profissionais que hoje atuam em todo o país e no exterior, conectando universidade e indústria e ampliando a presença de Minas e do Brasil no cenário internacional da nanotecnologia”. Pioneiro na síntese de nanotubos de carbono no país, o Centro expandiu seu portfólio para abranger uma dezena de nanomateriais produzidos em escala piloto, contando com uma equipe multidisciplinar de físicos, químicos, biólogos e engenheiros. Atualmente, o corpo técnico soma mais de 150 colaboradores, centenas de artigos publicados e mais de 40 patentes depositadas. Toda essa estrutura e competência técnica viabilizam parcerias sólidas de pesquisa e desenvolvimento (P&D) e prestação de serviços com grandes corporações, a exemplo de Petrobras, Vale, Gerdau, Suzano e Intercement, frequentemente contando com recursos e suporte de agências de fomento como Fapemig, Fundep e BNDES. Adicionalmente, para garantir a continuidade, a comercialização e a implementação em larga escala das inovações geradas, o ecossistema do CTNano/UFMG já impulsionou o surgimento de quatro startups spin-offs: Nanoview Nanotecnologia, IPol Nanotecnologia, EcoCarbono e Neotec. CTNano/UFMG: 15 anos de inovações e impactos na indústria brasileira

EnergyChannel | Entrevista Especial – Maio 2026 Por Ricardo Honório, direto da Europa Em meio à rápida expansão da mobilidade elétrica global, uma nova camada tecnológica começa a se destacar como peça-chave para a sustentabilidade econômica e operacional das redes de recarga: a inteligência energética. Para entender essa transformação, o EnergyChannel conversou com Christophe Lephilibert, Diretor de Marketing & Comunicação da FLEXECHARGE empresa europeia que vem ganhando protagonismo ao atuar justamente onde muitos players ainda enfrentam desafios: a orquestração inteligente da energia. Muito além do hardware: a camada invisível que define a eficiência Diferente de fabricantes de carregadores ou operadores de pontos de recarga (CPOs), a FLEXECHARGE ocupa uma posição estratégica dentro do ecossistema. “Nós somos a camada de inteligência da infraestrutura de recarga”, afirma Lephilibert. “Não competimos com operadores, plataformas CPMS ou fabricantes. Tornamos todos eles mais inteligentes.” No centro dessa proposta está um dos maiores desafios do setor: as limitações da rede elétrica e os custos energéticos. Com soluções como HARMON-E e Gateway Connect, a FLEXECHARGE permite que operadores gerenciem cargas, integrem energia solar, utilizem baterias (BESS), atendam exigências das concessionárias e preparem seus ativos para os mercados de flexibilidade energética. 🔍 Diferencial competitivo: controle local com inteligência em escala O grande diferencial da FLEXECHARGE está na combinação entre controle operacional local e inteligência em nível de portfólio. Enquanto o HARMON-E atua como um cérebro central para múltiplos ativos energéticos, o FLEXBOX oferece gerenciamento local plug-and-play, reduzindo complexidade e acelerando implantações. Mas a atuação vai além do balanceamento de carga tradicional. “Nós ajudamos operadores a evitar sobrecargas na rede, reduzir custos de pico, integrar renováveis e baterias e preparar seus ativos para mercados de flexibilidade.” Na prática, a infraestrutura de recarga deixa de ser apenas um centro de custos e passa a se tornar um ativo energético estratégico. O mercado entra em uma nova fase Segundo Lephilibert, o mercado de eletromobilidade está migrando da corrida pela instalação para a corrida pela otimização. “A primeira fase foi instalar carregadores rapidamente. A próxima será torná-los rentáveis.” Com a expansão dos veículos elétricos, aumentam também as pressões sobre capacidade da rede, custos energéticos e viabilidade econômica dos projetos. Nesse novo cenário, o sucesso dependerá de: Uso inteligente da energia disponível Integração de ativos locais como solar e baterias Participação em mercados de flexibilidade energética “A infraestrutura de recarga deixará de ser hardware isolado e passará a fazer parte de um ecossistema energético integrado.” Os principais desafios do setor Mesmo com o crescimento acelerado, o setor ainda enfrenta obstáculos importantes: Limitação da capacidade da rede elétrica Altos custos de conexão Tarifas elevadas em horários de pico Complexidade regulatória Além disso, existe o risco de ativos subutilizados em mercados ainda em amadurecimento. Para a FLEXECHARGE, a resposta está na inteligência operacional. “A solução não é apenas expandir mais é expandir de forma mais inteligente.” Inovação aplicada: carregadores como ativos energéticos Um dos casos mais emblemáticos é o projeto de Virtual Power Plant (VPP) desenvolvido com a Recharge. Nesse projeto, carregadores rápidos DC passaram a atuar como ativos energéticos controláveis, capazes de interagir com a rede elétrica. A tecnologia da FLEXECHARGE permite: Gestão dinâmica de carga Otimização energética local Controle de baterias (BESS) Peak shaving Estratégias tarifárias inteligentes Preparação para mercados de flexibilidade Esse conceito de “value stacking” permite extrair múltiplas camadas de valor da infraestrutura de recarga. Da infraestrutura à inteligência energética: como a FLEXECHARGE quer redefinir o futuro da recarga elétrica

O debate sobre o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) de 2026 expõe uma transformação estrutural importante no setor elétrico brasileiro. O Brasil está deixando de discutir apenas expansão energética e começando a discutir potência, flexibilidade operativa, confiabilidade e segurança sistêmica do Sistema Interligado Nacional (SIN). O LRCAP E O VERDADEIRO CUSTO DA “ENERGIA MAIS BARATA” Nos últimos anos, o crescimento acelerado da geração solar e eólica trouxe ganhos relevantes para a matriz elétrica brasileira, ampliando a participação renovável e reduzindo preços em determinados períodos do dia. Porém, também aumentou significativamente a complexidade operacional do sistema. O ONS vem alertando há anos sobre desafios relacionados à variabilidade da geração, necessidade crescente de reserva operativa, dificuldades no atendimento da ponta de carga, aumento do curtailment e maior dependência de flexibilidade operativa. Nesse contexto, a contratação de capacidade passou a ser tratada como instrumento de segurança energética. O problema central, portanto, não está na existência da necessidade de potência adicional. O problema está no desenho econômico, concorrencial e regulatório utilizado para realizar essa contratação. O LRCAP NÃO FOI PEQUENO O LRCAP 2026 contratou aproximadamente 19 GW de potência, um volume extremamente elevado para os padrões históricos do setor elétrico brasileiro. O número chamou atenção não apenas pelo porte da contratação, mas também pelo impacto econômico potencial associado aos contratos de longo prazo firmados no certame. Além do volume contratado, o leilão passou a concentrar discussões sobre preço-teto, baixa competição, concentração de mercado, metodologia econômica e racionalidade da expansão. O baixo deságio observado no certame e o aumento relevante do preço-teto em curto espaço de tempo ampliaram os questionamentos sobre a eficiência econômica da contratação. A rápida formação de negociações secundárias envolvendo projetos vencedores também elevou a percepção de risco regulatório e concorrencial dentro do mercado. REDUZIR O PLD NÃO SIGNIFICA ELIMINAR CUSTOS Parte do discurso político passou a associar o LRCAP à redução do PLD, diminuição das bandeiras tarifárias e aumento da segurança energética. Tecnicamente, maior disponibilidade de potência pode realmente reduzir eventos extremos de preço no mercado de curto prazo e diminuir riscos operacionais em determinados cenários. Mas existe um ponto que raramente aparece de forma clara no debate público: reduzir volatilidade do PLD não significa eliminar custo estrutural do sistema. Quando o setor elétrico passa a contratar capacidade através de contratos de potência, parte relevante do custo deixa de aparecer diretamente no mercado spot e passa a ser incorporada à estrutura de encargos e pagamentos regulatórios. Ou seja, o custo não desaparece. Ele muda de lugar. QUEM PAGARÁ ESSA CONTA? O próprio Decreto nº 10.707/2021 criou o ERCAP, Encargo de Reserva de Capacidade, justamente para viabilizar economicamente a contratação de potência. Na prática, a regulamentação atual aponta para compartilhamento relevante desses custos entre consumidores conectados ao SIN, incluindo consumidores livres, consumidores cativos e autoprodutores conectados à rede. Isso significa que a redução da volatilidade do mercado de curto prazo não representa ausência de custo para o consumidor final. Significa apenas uma redistribuição desse custo dentro da estrutura tarifária e dos encargos setoriais. Existe uma percepção equivocada de que o mercado livre estaria relativamente protegido dessas mudanças estruturais. Não está. Consumidores livres já participam de diversos encargos sistêmicos associados à segurança operativa e à confiabilidade do sistema. O próprio avanço da lógica de contratação de capacidade amplia essa tendência de compartilhamento de custos relacionados à expansão e à segurança energética. Na prática, parte da volatilidade que antes aparecia diretamente no PLD pode migrar gradualmente para custos estruturais permanentes associados à disponibilidade de potência, reserva operativa e confiabilidade sistêmica. O PROBLEMA DO LRCAP TAMBÉM É INSTITUCIONAL A discussão sobre o LRCAP deixou de ser apenas técnica e passou a envolver governança regulatória, segurança jurídica e planejamento setorial. Os questionamentos recentes envolvendo o Tribunal de Contas da União (TCU), manifestações do Ministério Público Federal e a própria judicialização do certame ampliaram significativamente a tensão institucional no setor elétrico brasileiro. O debate passou a envolver não apenas necessidade de capacidade, mas também racionalidade econômica da contratação, concentração de mercado, modicidade tarifária e consistência metodológica dos estudos utilizados para justificar a expansão. Nesse contexto, a própria ANEEL passou a reforçar publicamente que a definição de parâmetros estruturais do leilão, como preços-teto e volume contratado, pertence ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e não diretamente à agência reguladora. Esse ponto é extremamente relevante porque evidencia uma característica central do modelo institucional brasileiro: planejamento energético, formulação de política pública e regulação operam de forma segregada. Enquanto MME, EPE e ONS atuam diretamente nas premissas estruturais da expansão, a ANEEL concentra-se na operacionalização regulatória e fiscalização contratual. O avanço das discussões no TCU acabou ampliando um debate mais profundo sobre os limites institucionais entre regulador, planejadores setoriais, órgãos de controle e agentes de mercado. A QUESTÃO METODOLÓGICA CONTINUA ABERTA Outro ponto relevante envolve os próprios estudos de adequabilidade do sistema. O CMSE registrou discussões sobre reavaliações metodológicas envolvendo o CVaR e os impactos das usinas vencedoras do LRCAP nos estudos futuros. Isso abriu espaço para questionamentos sobre as premissas utilizadas nos estudos, a modelagem adotada, a transparência regulatória e a consistência metodológica da expansão contratada. A discussão tornou-se ainda mais sensível porque envolve contratos bilionários com impactos de longo prazo sobre consumidores, investidores e sobre a própria estrutura tarifária do setor elétrico brasileiro. SEGURANÇA ENERGÉTICA TEM CUSTO À medida que o SIN se torna mais dependente de flexibilidade operativa e resposta rápida, atributos como potência disponível, reserva operativa e confiabilidade passam a ter peso econômico crescente dentro do setor elétrico. Esse fenômeno não ocorre apenas no Brasil e já vem sendo observado em diversos mercados internacionais com elevada participação renovável. Nesse contexto, a discussão central deixa de ser apenas expansão energética e passa a envolver o custo sistêmico da confiabilidade. Maior segurança operativa exige contratação de capacidade, disponibilidade e flexibilidade atributos que possuem impacto econômico relevante e que tendem a ser incorporados, direta ou indiretamente, à estrutura tarifária e aos encargos do setor elétrico. Talvez o maior erro do debate atual seja transmitir a percepção de que seria possível ampliar segurança energética, reduzir volatilidade do PLD e minimizar riscos operacionais sem aumento estrutural de custos para o sistema. Em sistemas elétricos complexos, isso dificilmente ocorre. No final, o custo da confiabilidade não desaparece. Ele apenas muda de lugar dentro da estrutura regulatória e tarifária do setor elétrico brasileiro. O LRCAP E O VERDADEIRO CUSTO DA “ENERGIA MAIS BARATA”

Por Ricardo Honório | EnergyChannel Special Report À medida que o setor solar global avança em ritmo acelerado, um novo desafio começa a ganhar relevância nas operações de usinas de grande porte: o gerenciamento do enorme volume de dados gerados pelas inspeções modernas de ativos fotovoltaicos. De imagens térmicas capturadas por drones a análises preditivas de manutenção, operadores enfrentam hoje uma realidade em que os fluxos de trabalho manuais já não conseguem acompanhar a escala da expansão da infraestrutura solar. É nesse contexto que a Drospect Oy se posiciona combinando inteligência artificial, análise térmica e tecnologias de inspeção por drones para modernizar a forma como ativos solares são monitorados e mantidos. Segundo Meti Latifi, fundador e CEO da empresa, o setor está se aproximando rapidamente de um ponto de inflexão, no qual a inteligência artificial deixa de ser opcional e passa a ser essencial para a operação. “A indústria solar está produzindo mais dados de inspeção do que equipes conseguem revisar manualmente”, afirma Latifi. “Nossa IA automatiza a detecção, classificação e localização de falhas para que as empresas possam agir mais rápido e tomar decisões mais inteligentes.” A plataforma da empresa analisa imagens térmicas e visuais capturadas por drones para identificar hotspots, módulos defeituosos, falhas em diodos e outras anomalias de desempenho. Além disso, gera ortomosaicos térmicos, relatórios automatizados e ferramentas de gestão de inspeções em nível de usina, projetadas para integração direta com fluxos operacionais existentes. Um dos principais diferenciais da Drospect está na flexibilidade. Empresas podem utilizar a plataforma como solução independente, integrá-la via API aos seus sistemas de gestão de ativos ou até treinar modelos personalizados de inteligência artificial com base em seus próprios dados de inspeção. À medida que os portfólios solares se expandem, o foco do setor deixa de estar apenas na instalação de novos projetos e passa a priorizar a eficiência operacional ao longo de décadas. Nesse cenário, a inteligência artificial permite a transição de um modelo reativo para um modelo de manutenção baseada em condição reduzindo visitas desnecessárias em campo, otimizando equipes técnicas e aumentando a confiabilidade da geração de energia. Ainda assim, desafios estruturais permanecem. Um dos principais é a fragmentação de dados. Imagens de inspeção, sistemas SCADA, históricos de manutenção e mapas de ativos frequentemente operam de forma isolada, dificultando uma visão integrada das operações. Outro ponto crítico é a confiança nos resultados gerados pela inteligência artificial. “As equipes precisam de resultados precisos, explicáveis e confiáveis o suficiente para orientar decisões reais de manutenção”, destaca Latifi. Um caso recente ilustra o impacto operacional da tecnologia. Durante a inspeção de uma usina solar de aproximadamente 50 MW, a Drospect processou 27.368 imagens térmicas em menos de 30 horas. Uma análise manual equivalente exigiria cerca de 228 horas de trabalho especializado. Além da redução de custos, o sistema entregou localização precisa de falhas e integração direta com os processos de manutenção do cliente. Olhando para o futuro, o papel da inteligência artificial no setor energético não será definido apenas pela geração de dados, mas pela capacidade de transformá-los em decisões rápidas e confiáveis. Drospect Oy participará da Intersolar Europe 2026, em Munique, entre os dias 23 e 25 de junho. Para mais informações ou agendar uma reunião:👉 Site oficial da Drospect IA e Energia Solar: Como a Drospect Está Redefinindo as Inspeções em Usinas Fotovoltaicas de Grande Escala

O relatório Boom and Bust 2026, publicado pelo Global Energy Monitor (GEM), trouxe à tona uma contradição que se tornou evidente para quem acompanhou a COP30 no Brasil: ao mesmo tempo em que o país encerrou oficialmente todos os projetos de novas usinas a carvão mineral, o governo federal aprovou medidas que prolongam a vida útil de usinas antigas até 2040 e, possivelmente, até 2050. Estive presente na COP30 e participei de um movimento que se somou ao manifesto do Instituto Internacional ARAYARA, denunciando os impactos da indústria do carvão sobre a saúde pública, o meio ambiente e a economia. O manifesto alertava que o Brasil estava construindo um verdadeiro “mapa do caminho rumo ao abismo climático”, ao incluir o carvão no sistema elétrico nacional por mais três décadas, ignorando alternativas renováveis abundantes e mais baratas. O paradoxo brasileiro O relatório do GEM mostra que, em 2025, o Brasil alcançou o status de “Nenhuma Nova Usina a Carvão”, encerrando projetos como Nova Seival e Ouro Negro, ambos no Rio Grande do Sul. Esse avanço foi celebrado como um marco para a América Latina. No entanto, logo após a COP30, o governo sancionou a Lei nº 15.269, prorrogando contratos de usinas a carvão até 2040. Entre os contratos bilionários firmados estão o do Complexo Jorge Lacerda, em Santa Catarina, com custo anual de R$ 1,8 bilhão, e o da Usina Candiota III, no Rio Grande do Sul, renovado até 2040 por R$ 859 milhões anuais, apesar de multas ambientais não pagas e processos judiciais em curso. Além disso, o Leilão de Reserva de Capacidade de 2026, apelidado de “eletrolão”, contratou 1,4 GW de carvão importado para Itaqui, Pecém I e Pecém II. Essas medidas comprometem recursos públicos estimados em mais de R$ 100 bilhões até 2040, que poderiam ser destinados à transição energética justa e sustentável. Impactos sociais e ambientais Os custos da insistência no carvão não se limitam ao aspecto econômico. Estudos do Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA), em parceria com o Instituto ARAYARA, apontam que as atividades do complexo de Candiota podem causar até 1.300 mortes e gerar custos de saúde de R$ 11,7 bilhões até 2040. Os efeitos se estendem inclusive a países vizinhos como Argentina, Paraguai e Uruguai. Outro levantamento apresentado na COP30 revelou que quase 10% do território de Santa Catarina está contaminado pela mineração de carvão, principalmente pela drenagem ácida de minas considerado o maior passivo ambiental desse tipo na América Latina. Justiça e resistência A sociedade civil tem desempenhado papel fundamental na resistência. Em maio de 2026, a Justiça Federal suspendeu a renovação da licença da Usina Candiota III, exigindo que qualquer nova autorização só ocorra após análise dos impactos climáticos e ambientais. Essa decisão inédita mostra que há espaço para frear a agenda pró-carvão, mas também evidencia o quanto o setor elétrico está contaminado por interesses corporativos. O setor elétrico e a necessidade de CPIs O chamado “eletrolão” de 2026 escancarou como os leilões de energia podem ser capturados por interesses privados, garantindo contratos bilionários para fontes poluentes. Esse episódio, somado às prorrogações de contratos sem transparência, reforça a necessidade de Comissões Parlamentares de Inquérito (CPIs) para investigar o setor elétrico. Há indícios claros de captura regulatória, em que grandes corporações moldam políticas públicas para garantir contratos lucrativos, em detrimento da população que paga tarifas cada vez mais altas. Uma CPI sobre o carvão e outra sobre o setor elétrico poderiam expor esses mecanismos e abrir caminho para uma reforma energética verdadeira. O contexto global O relatório do GEM também destaca tendências mundiais. Em 2025, a capacidade global de carvão aumentou 3,5%, enquanto a geração caiu 0,6%. Na China, a capacidade cresceu 6%, mas a geração caiu 1,2%; na Índia, houve expansão de 3,8% na capacidade e queda de 2,9% na produção. Esses países lideram a expansão, com centenas de gigawatts em desenvolvimento, mesmo diante de compromissos de redução do consumo. Fora da Ásia, o cenário é de retração. O número de países com novas propostas caiu de 38 em 2024 para 32 em 2025. A Coreia do Sul anunciou eliminação gradual até 2040, e o Brasil e Honduras saíram do pipeline, deixando a América Latina sem novos projetos. Liderança brasileira está em jogo O Brasil tem todas as condições de liderar a transição energética na América Latina, com abundância de recursos renováveis como solar, eólica e biomassa. No entanto, ao prolongar a vida útil de usinas a carvão, o país envia ao mundo um sinal contraditório e perigoso. Como participante da COP30 e do movimento contra o carvão, reafirmo: não podemos aceitar que o futuro energético do país seja sequestrado por interesses corporativos. É hora de pressionar por transparência, investigar contratos e construir uma transição justa e sustentável. O carvão não é apenas uma energia cara e poluente é um símbolo de atraso que ameaça nossa saúde, nosso meio ambiente e nossa credibilidade internacional. O Brasil precisa escolher entre ser protagonista da transição energética ou cúmplice da crise climática. Brasil entre avanços e retrocessos: o carvão como obstáculo à transição energética

INFRAESTRUTURA ENERGÉTICA Para Dimas Yamanaka, Estado já superou antigos gargalos de acesso à energia e agora vive um novo desafio ligado à industrialização e à qualidade do fornecimento O debate sobre energia em Mato Grosso deixou de girar apenas em torno do acesso ao serviço e passou a ocupar posição estratégica nas decisões de investimento, competitividade industrial e expansão econômica. A avaliação é de Dimas Yamanaka, responsável pelas áreas comercial e de marketing da Trael Transformadores Elétricos. Segundo o executivo, o Estado avançou significativamente nas últimas décadas ao ampliar o acesso à energia elétrica, mas agora enfrenta um novo momento, em que a demanda do setor produtivo exige maior capacidade, estabilidade e qualidade no fornecimento. “O impacto dessa nova visão é justamente definir quem vai continuar no jogo”, afirmou. Yamanaka acompanha a evolução do setor elétrico mato-grossense desde a época em que cidades do interior conviviam com limitações severas no abastecimento. Para ele, a realidade hoje é completamente diferente, principalmente após os avanços em distribuição e expansão do sistema elétrico ao longo dos anos. O desafio atual, segundo ele, não é mais apenas levar energia para acender lâmpadas ou manter equipamentos básicos funcionando, mas garantir capacidade energética para sustentar a industrialização, o avanço do agro e o crescimento econômico do estado. “Qualquer decisão de investimento passa por fatores como energia, segurança jurídica, carga tributária e mão de obra. E a energia passou a ocupar um papel central nessa discussão”, disse. Durante o Encontro da Indústria do Setor Elétrico 2026, realizado em Cuiabá nos dias 12 e 13 de maio, o setor recebeu anúncios considerados importantes para enfrentar parte desses gargalos, entre eles novos investimentos em transmissão previstos a partir de 2027, o pacote de R$ 9 bilhões da Energisa em distribuição e o avanço do programa MT Trifásico, que prevê investimento de R$ 700 milhões do Governo do Estado para ampliar a oferta de energia trifásica em Mato Grosso. O consultor técnico da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Lucas Simões, confirmou durante o evento que o órgão já conduz estudos estruturantes para Mato Grosso desde 2024 e que há investimentos mapeados para ampliar a capacidade do sistema. Entre os projetos em análise está uma nova interligação no nordeste do estado conectando Mato Grosso a Goiás, utilizando a rota da Ferrovia de Integração Centro-Oeste, cuja licitação deve ocorrer no próximo ano. Na avaliação de Yamanaka, a combinação entre geração hidráulica, expansão das renováveis e sistemas de armazenamento por baterias deve ganhar protagonismo nos próximos anos, principalmente para equilibrar a intermitência da geração solar. Ao comentar o potencial energético mato-grossense, ele afirmou que o Estado já reúne condições para se consolidar como referência nacional no setor, especialmente pela capacidade de geração limpa e pela posição estratégica dentro do país. “A gente já avançou muito. Hoje o desafio é continuar ampliando a infraestrutura para acompanhar o crescimento do estado e permitir que essa energia chegue com qualidade onde a produção e a indústria precisam”, resumiu. Recém-chegado da feira internacional Triple E, em Chicago, nos Estados Unidos, Yamanaka também destacou que a competitividade do setor elétrico já está inserida em uma disputa global por eficiência, prazo e capacidade de entrega. “Para definir preço e prazo de entrega, não tem como não falar de energia”, concluiu. Setor elétrico de MT avança e prepara nova fase para atender crescimento do estado, avalia executivo da Trael

Durante muito tempo, a energia solar foi analisada com base em condições ideais: temperatura controlada, operação estável e ausência de interferências externas. Mas a realidade é bem diferente. Engenharia para ambientes reais: como os equipamentos solares estão sendo projetados para condições extremas Calor intenso, umidade, poeira, variações climáticas e ambientes agressivos fazem parte do dia a dia dos sistemas fotovoltaicos especialmente em países como o Brasil. É nesse cenário que a engenharia dos equipamentos se torna um fator decisivo. Temperatura: o desafio constante O Brasil apresenta níveis elevados de radiação solar o que é excelente para geração de energia, mas também traz um desafio importante: o calor. Altas temperaturas impactam diretamente: Eficiência dos componentes eletrônicos Vida útil dos equipamentos Estabilidade de operação Equipamentos mal projetados podem sofrer: Perda de desempenho ao longo do dia Desgaste acelerado Maior risco de falhas Umidade e corrosão Em regiões litorâneas ou com alta umidade, o risco de corrosão se torna relevante. A exposição constante pode afetar: Conectores elétricos Placas eletrônicas Estruturas metálicas Por isso, a proteção contra umidade não é apenas desejável — é essencial. Poeira e sujeira: impacto silencioso Ambientes urbanos, industriais ou rurais trazem outro fator crítico: a sujeira. Poeira acumulada pode: Reduzir a eficiência dos módulos Afetar dissipação térmica Comprometer conexões ao longo do tempo Embora muitas vezes negligenciado, esse é um dos fatores mais comuns de perda de performance. Variações climáticas e exposição contínua Sistemas solares ficam expostos continuamente a: Chuva Vento Radiação UV Variações térmicas diárias Essa exposição exige equipamentos capazes de manter desempenho estável ao longo dos anos. Não se trata apenas de funcionar mas de continuar funcionando bem por décadas. Como a engenharia evoluiu Para responder a esses desafios, os fabricantes passaram a desenvolver equipamentos com foco no mundo real. Entre os principais avanços: Invólucros com alto grau de proteção (IP) Materiais mais resistentes à corrosão Melhor dissipação térmica Componentes eletrônicos mais robustos Microinversores e a robustez distribuída A arquitetura dos microinversores também contribui nesse contexto. Por serem instalados diretamente nos módulos, esses equipamentos precisam ser projetados para suportar condições externas mais exigentes. Isso levou a: Projetos mais resistentes desde a origem Maior tolerância a variações ambientais Operação estável mesmo em cenários adversos Além disso: A distribuição do sistema reduz o impacto de falhas localizadas. Menos pontos críticos, mais resiliência Outro aspecto importante é a redução de pontos vulneráveis. Sistemas mais distribuídos tendem a: Evitar concentração de calor em um único equipamento Reduzir impacto de falhas pontuais Aumentar a resiliência do sistema como um todo Performance ao longo do tempo A engenharia voltada para ambientes reais não impacta apenas a durabilidade — ela influencia diretamente a performance. Equipamentos mais robustos oferecem: Menor degradação ao longo dos anos Operação mais estável Redução de falhas inesperadas Isso se traduz em mais energia gerada ao longo da vida útil. O contexto brasileiro O Brasil é um dos países que mais exigem da engenharia dos sistemas solares. Condições como: Altas temperaturas Forte incidência solar Ambientes litorâneos Regiões com poeira e poluição tornam o país um verdadeiro “teste de resistência” para a tecnologia. A mudança de critério no mercado Com o amadurecimento do setor, surge uma nova pergunta: O equipamento funciona bem no laboratório — mas como ele se comporta no mundo real? Essa mudança de mentalidade começa a influenciar decisões de projeto e escolha de tecnologia. Conclusão: projetado para durar A energia solar não é uma solução de curto prazo. Ela exige sistemas capazes de operar com eficiência e segurança por décadas, enfrentando condições muitas vezes adversas. E isso só é possível quando a engenharia deixa de ser teórica e passa a ser pensada para o mundo real. Próximo episódio No próximo capítulo: Software e inteligência energética: quando a energia passa a ser gerenciada por dados Engenharia para ambientes reais: como os equipamentos solares estão sendo projetados para condições extremas

Episódio 31 – Posso vender energia solar para a concessionária ou para outras pessoas? 🌞 Energia Solar: Tudo o Que o Consumidor Precisa Saber Muitos consumidores imaginam que a energia solar pode se tornar uma fonte de renda, mas surge a dúvida: é possível vender a energia gerada pelo meu sistema solar? Neste episódio, o EnergyChannel explica o que a legislação brasileira permite hoje e quais são os limites desse modelo. ⚡ Venda de energia não é permitida no modelo residencial Atualmente, sistemas solares residenciais e comerciais de pequeno porte não podem vender energia diretamente para a concessionária. O modelo vigente é de compensação, não de comercialização. 🔄 Compensação não é venda No sistema de compensação: O excedente vira crédito (kWh) Os créditos abatam consumo futuro Não há pagamento em dinheiro Isso evita confusão entre economia e renda. 🏭 Quem pode vender energia no Brasil? A venda de energia é permitida apenas para: Usinas de grande porte Geradores enquadrados no mercado livre Projetos com contratos específicos Esses casos exigem licenças e estrutura complexa. 🏘️ E os condomínios ou cooperativas? Modelos como: Geração compartilhada Consórcios Cooperativas solares Permitem dividir créditos entre participantes, mas não envolvem venda direta de energia. 📄 Marco Legal da Geração Distribuída A legislação brasileira estabelece regras claras: Energia solar é para reduzir consumo Não para gerar receita direta Créditos seguem limites e prazos Isso traz segurança regulatória, mas impõe restrições. ⚠️ Cuidado com promessas irreais Ofertas que prometem “ganhar dinheiro com energia solar” no modelo residencial devem ser analisadas com cautela. Transparência é essencial. 🧭 Energia solar é economia, não negócio Para o consumidor final, a energia solar é uma ferramenta de redução de custos, previsibilidade e sustentabilidade, não uma fonte direta de renda. No próximo episódio, o EnergyChannel aborda um tema muito prático: 👉 O que acontece se eu me mudar de casa depois de instalar energia solar? 📌 Série Especial EnergyChannel Energia Solar: Tudo o Que o Consumidor Precisa SaberUm guia confiável para evitar erros comuns e falsas expectativas no investimento em energia solar. 🌞 Energia Solar: Tudo o Que o Consumidor Precisa Saber

O setor elétrico brasileiro vive uma transição histórica. Após mais de uma década de crescimento acelerado da geração distribuída fotovoltaica, uma nova etapa tecnológica começa a ganhar protagonismo mundial: os sistemas híbridos com baterias, EMS (Energy Management Systems), controle dinâmico de exportação e operação “zero grid”. Essas tecnologias representam uma mudança profunda no paradigma energético tradicional. Pela primeira vez, consumidores passam a: armazenar energia; controlar dinamicamente sua interação com a rede; reduzir exportações; deslocar consumo; operar parcialmente de forma autônoma; mitigar impactos sistêmicos localmente. No entanto, justamente no momento em que o armazenamento distribuído começa a se tornar economicamente viável no Brasil, multiplicam-se relatos de: negativas sistemáticas de acesso; inviabilização prática de projetos híbridos; exigências técnicas pouco transparentes; solicitações de “homologações” sem rito público claramente definido. O fenômeno chama atenção porque muitos desses sistemas: possuem baterias; utilizam EMS; operam em “zero export”; não injetam energia na rede; utilizam equipamentos certificados internacionalmente; atendem normas técnicas reconhecidas. Ainda assim, vêm sendo recusados ou inviabilizados operacionalmente. A questão que emerge é inevitável: Estaria sendo criado, na prática, um bloqueio silencioso ao mercado de armazenamento distribuído no Brasil? A inversão de fluxo e a mudança do paradigma regulatório Historicamente, os sistemas de distribuição elétrica foram concebidos para operar em fluxo unidirecional: da geração centralizada; para os consumidores finais. A expansão acelerada da geração distribuída alterou essa lógica. Em diversas regiões do país, passaram a surgir cenários de: exportação reversa; elevação de tensão; alteração do carregamento dos alimentadores; inversão de fluxo nos transformadores. Sob o ponto de vista técnico, trata-se de uma preocupação legítima. A própria Resolução Normativa ANEEL nº 1000/2021 reconhece a necessidade de estudos de impacto sistêmico para conexão de geração distribuída. Entretanto, o próprio regulador também passou a reconhecer explicitamente: sistemas sem exportação; controle de potência injetada; mecanismos de limitação dinâmica; operação “grid zero”. Ou seja: o arcabouço regulatório brasileiro já admite que sistemas modernos possam operar sem provocar os impactos tradicionalmente associados à geração distribuída convencional. Esse ponto é fundamental. A própria CPFL reconhece oficialmente os sistemas “zero grid” A discussão ganha contornos ainda mais relevantes quando se analisa a própria documentação técnica da distribuidora. A GED DIST-19397-2025 reconhece explicitamente: sistemas híbridos; sistemas de armazenamento; controle de exportação; arbitragem energética; operação ilhada; funcionalidades “zero-grid”. A norma estabelece textualmente: “tais arranjos não devem possibilitar a injeção de potência ativa na rede elétrica da distribuidora, ou seja, devem suprir a carga local e ter funcionalidade ‘zero-grid’” Esse trecho possui enorme relevância técnica e regulatória. Ele demonstra que: a tecnologia é reconhecida; o conceito operacional existe; a distribuidora admite formalmente a funcionalidade. Mais do que isso, a GED afirma: “os sistemas híbridos têm se tornado uma excelente solução para a integração de MMGDs” e complementa: “principalmente com o intuito de evitar a inversão de fluxo” Esse talvez seja um dos pontos mais importantes de toda a discussão. A própria norma técnica da distribuidora reconhece oficialmente que: baterias; EMS; controle de exportação; sistemas híbridos; podem funcionar justamente como mecanismos mitigadores do principal fundamento hoje utilizado para negativas de acesso: a inversão de fluxo. O paradoxo técnico Aqui surge um paradoxo regulatório extremamente relevante. Se: a inversão de fluxo é o problema; e baterias podem mitigá-la; e sistemas “zero grid” não exportam potência ativa; por qual razão esses sistemas vêm sendo progressivamente inviabilizados? Sob o ponto de vista técnico, um sistema híbrido moderno possui comportamento profundamente diferente de uma usina fotovoltaica convencional. Enquanto sistemas tradicionais: geram passivamente; exportam excedentes automaticamente; possuem baixa inteligência operacional; os sistemas híbridos: monitoram fluxo instantaneamente; ajustam geração em tempo real; controlam exportação; carregam baterias; reduzem injeção; respondem dinamicamente à carga local. Em muitos casos, a bateria passa justamente a absorver os excedentes que anteriormente seriam exportados para a rede. Ou seja: O armazenamento distribuído pode atuar não como agravante, mas como solução mitigadora dos impactos sistêmicos da GD. E isso é reconhecido pela própria GED da CPFL. O Manual 150217/2025 da CPFL e a modelagem dos estudos de inversão de fluxo O ponto mais sensível da discussão talvez esteja na metodologia de análise atualmente utilizada. O “Manual de Instruções para Análise dos Orçamentos Estimado e de Conexão para Sistemas de Micro e Minigeração Distribuída” da CPFL descreve detalhadamente: os estudos de fluxo de potência; a modelagem das cargas; a modelagem das curvas de geração; os critérios de análise de inversão de fluxo. O documento deixa claro que os estudos utilizam: curvas típicas; médias estatísticas; geração presumida; perfis padronizados de consumo e geração. A metodologia considera: curvas médias; perfis históricos; modelagem estatística; comportamento agregado dos consumidores. Isso é absolutamente normal em engenharia elétrica. O problema surge quando essa mesma metodologia passa a ser utilizada para avaliar sistemas híbridos inteligentes de comportamento dinâmico. Sistemas inteligentes sendo analisados como geração passiva O próprio manual praticamente não aprofunda: modelagem dinâmica de EMS; controle instantâneo de exportação; despacho inteligente de baterias; comportamento transitório dos SAEs; lógica operacional de “zero export”. Na prática, isso levanta uma hipótese técnica extremamente relevante: os estudos atualmente utilizados podem ainda estar modelando sistemas híbridos modernos como se fossem geração fotovoltaica convencional passiva. Essa distinção é gigantesca. Porque um sistema: com EMS; bateria; resposta em milissegundos; controle dinâmico; limitação instantânea de exportação; não possui comportamento equivalente a um sistema fotovoltaico convencional. Essa talvez seja hoje a principal discussão técnica do setor elétrico distribuído brasileiro. A exigência de homologações sem rito público claro Outro ponto crítico é o crescente relato de exigências relacionadas a: homologação de EMS; homologação de inversores híbridos; homologação de sistemas “zero export”; homologação de controladores de exportação. Em princípio, exigir segurança técnica é legítimo. Entretanto, o problema surge quando: não existe rito público transparente; não existe lista pública consolidada; não existem laboratórios oficialmente definidos; não existem critérios amplamente divulgados; não existem prazos claros de análise. Na prática, cria-se uma situação potencialmente impossível de cumprir. E aqui aparece outro aspecto extremamente relevante: a própria GED DIST-19397-2025 aparentemente não estabelece um sistema formal de homologação prévia compulsória nos moldes operacionalmente relatados pelo mercado. O documento exige principalmente: comprovação funcional; ensaios; documentação técnica do fabricante. A GED estabelece: “ensaios ou declaração do fornecedor que comprovam a atuação do sistema” e novamente: “ensaios ou declaração do fornecedor que comprovam a atuação do sistema caso opere de modo a Limitar a Potência Injetada” Isso sugere que: a lógica normativa está centrada na comprovação técnica; não necessariamente em homologações discricionárias sem operacionalização pública clara. A GED 15303 e a questão da microgeração Outro ponto relevante é que a própria GED 15303 reconhece os limites regulatórios definidos pela ANEEL para microgeração distribuída. Ou seja: microgeração continua reconhecida até 75 kW; não existe previsão normativa explícita de bloqueio generalizado de sistemas híbridos; não existe, no arcabouço regulatório superior, limitação generalizada em patamares próximos de 7,5 kW. Isso torna ainda mais relevante o debate sobre possíveis barreiras indiretas que estariam sendo criadas operacionalmente. O risco de um bloqueio tecnológico indireto Quando: a ANEEL reconhece “zero grid”; a distribuidora reconhece sistemas híbridos; as GEDs reconhecem baterias como mitigadoras de fluxo reverso; mas simultaneamente: projetos deixam de ser aprovados; exigências se tornam praticamente impossíveis; critérios deixam de ser transparentes; o mercado perde previsibilidade; Forma-se um cenário potencialmente caracterizável como bloqueio tecnológico indireto. E isso possui impactos profundos. O impacto econômico do bloqueio do armazenamento O mercado de armazenamento distribuído representa: modernização da infraestrutura elétrica; aumento de resiliência; suporte em apagões; mitigação de picos; redução de demanda; maior estabilidade sistêmica; avanço tecnológico nacional. Além disso, trata-se de um setor intensivo em: engenharia; software; automação; eletrônica de potência; qualificação técnica. Sua inviabilização prática pode: afastar investimentos; reduzir competitividade; eliminar empregos; retardar inovação; atrasar a transição energética brasileira. A aparente divergência entre norma e prática operacional A leitura conjunta: da REN 1000; do PRODIST; das GEDs da CPFL; e do Manual 150217/2025; sugere uma possível divergência entre: o reconhecimento normativo da tecnologia; e a operacionalização prática do processo de conexão. As normas: reconhecem híbridos; reconhecem “zero grid”; reconhecem arbitragem energética; reconhecem mitigação de fluxo reverso; reconhecem EMS. Mas o mercado relata: negativas amplas; insegurança regulatória; ausência de previsibilidade; critérios pouco transparentes. Esse cenário gera: judicialização crescente; retração do mercado; insegurança jurídica; deterioração da confiança regulatória. O setor precisa de clareza, não de ausência de regras O debate não deve ser conduzido como: “liberar tudo”; ou “eliminar critérios técnicos”. O setor precisa de: critérios objetivos; transparência metodológica; previsibilidade; procedimentos auditáveis; alinhamento entre norma e prática operacional. Se sistemas “zero export” exigem validação específica, então o mercado precisa: conhecer os critérios; conhecer os ensaios exigidos; conhecer os laboratórios aceitos; conhecer os equipamentos aprovados; conhecer os processos; conhecer os prazos. Sem isso, cria-se um ambiente incompatível com segurança regulatória. Conclusão O debate sobre sistemas híbridos e armazenamento distribuído deixou de ser apenas uma discussão técnica. Ele passou a representar uma discussão estratégica sobre: inovação; descentralização energética; modernização do setor elétrico; competitividade tecnológica; futuro da transição energética brasileira. A própria documentação técnica da CPFL demonstra que: a tecnologia é reconhecida; o conceito “zero grid” existe; baterias são admitidas como mitigadoras da inversão de fluxo; sistemas híbridos possuem respaldo normativo. Por isso, a principal questão já não parece ser: “se a tecnologia pode existir”. A discussão central passa a ser: Como impedir que exigências técnicas sem transparência, sem rito público claro ou sem adaptação metodológica acabem funcionando, na prática, como mecanismos silenciosos de bloqueio do mercado de armazenamento distribuído no Brasil. Por Eduardo Nicol: CEO RENEW ENERGIA O bloqueio silencioso dos sistemas híbridos e “grid zero” no Brasil: uma análise técnica e regulatória sobre as práticas atualmente adotadas por distribuidoras de energia

Curtailment deixou de ser exceção: BESS e hibridização podem transformar perda em estratégia Por Daniel Pansarella O Brasil vive um paradoxo típico de mercados que avançaram rápido na transição energética: temos alguns dos melhores recursos solares e eólicos do mundo, uma matriz elétrica reconhecida pela alta participação renovável e uma carteira expressiva de projetos utility scale. Ao mesmo tempo, parte dessa energia limpa, competitiva e já disponível deixa de chegar ao consumidor por restrições operativas do sistema. O nome técnico é curtailment. Na prática, é energia que poderia ser gerada, mas precisa ser cortada. Esse tema deixou de ser uma discussão restrita aos centros de operação. Ele passou a afetar diretamente a modelagem financeira dos projetos, a percepção de risco dos investidores, a estratégia comercial dos geradores e a própria agenda regulatória do setor elétrico. Para o operador, o curtailment é uma ferramenta de segurança. Para quem investe, financia, constrói ou opera ativos renováveis, ele é também um sinal de que a próxima etapa da transição energética brasileira exigirá mais inteligência, mais flexibilidade e melhor desenho de portfólio. O ONS trata a restrição de geração como uma realidade associada a sistemas com elevada participação de fontes renováveis variáveis. A explicação é objetiva: solar e eólica produzem conforme disponibilidade de recurso, e nem sempre essa produção coincide com a demanda ou com a capacidade instantânea da rede. Em algumas situações, restringir geração é necessário para preservar a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional. Essa leitura técnica é correta, mas não pode ser o ponto final do debate. A pergunta estratégica não é mais se o curtailment ocorrerá. A pergunta correta é: como transformar esse risco em flexibilidade, receita e vantagem competitiva? Em um sistema que adiciona renováveis em velocidade superior à expansão de determinados reforços de rede e mecanismos de flexibilidade, cortar geração deixa de ser um evento excepcional e passa a ser uma variável estrutural de planejamento. O ponto central é que o sistema elétrico brasileiro não precisa apenas de mais megawatts instalados. Precisa de megawatts mais úteis. A diferença é relevante. Um parque solar ou eólico que entrega energia justamente no momento em que o sistema está congestionado, ou quando há excedente renovável regional, pode enfrentar cortes recorrentes. Já um projeto capaz de armazenar, deslocar ou combinar fontes complementares passa a jogar outro jogo: o jogo da flexibilidade. É nesse contexto que os sistemas de armazenamento por baterias, os BESS, deixam de ser uma promessa tecnológica e passam a ser uma ferramenta de estratégia energética. Uma bateria conectada a uma planta solar ou eólica pode carregar nos momentos de excedente, reduzir a exposição ao corte e deslocar energia para horários de maior valor. Mas essa é apenas a primeira camada da discussão. O verdadeiro potencial do BESS está no empilhamento de aplicações: arbitragem, serviços ancilares, suporte à rede, otimização da conexão, redução de rampas e aumento da previsibilidade comercial. A EPE, em apresentação sobre soluções de armazenamento no planejamento energético brasileiro, já aponta essa versatilidade ao destacar aplicações como associação com unidades de geração, arbitragem, otimização da expansão da transmissão, mitigação de restrições elétricas de curto prazo, serviços ancilares e atendimento a sistemas isolados. O mesmo material reconhece que ainda existem desafios regulatórios, econômicos e operacionais para viabilizar a tecnologia em larga escala. Essa é a essência do debate. Bateria não deve ser vista apenas como custo adicional colado ao CAPEX de uma usina. Se for analisada isoladamente, a conta muitas vezes parece difícil. Quando o ativo passa a capturar múltiplas fontes de valor, a equação muda. O BESS pode reduzir perdas por curtailment, melhorar o perfil de entrega, prestar serviços ao sistema, aumentar o valor do ponto de conexão e dar mais previsibilidade a contratos de longo prazo. A hibridização é a outra metade dessa agenda. A combinação entre solar e eólica em um mesmo complexo, ou em centrais associadas, permite explorar complementaridade de recursos, ampliar o uso da infraestrutura compartilhada e reduzir ociosidade de subestações, terrenos, linhas de conexão e contratos de uso do sistema. A ANEEL já regulamentou centrais geradoras híbridas e associadas, reconhecendo esse modelo como um salto de inovação para otimizar a produção de energia e o uso da rede. O desafio agora é avançar para uma segunda geração dessa agenda regulatória. A hibridização entre fontes é importante, mas a combinação entre fonte renovável e armazenamento é ainda mais estratégica. Se o problema é cada vez mais a falta de flexibilidade temporal, a solução precisa ser desenhada de forma integrada: solar, eólica, BESS, conexão, despacho e contrato comercial como partes de um mesmo ativo energético. No Brasil, ainda se discute se a bateria deve ser tratada como geração, carga, ativo de transmissão, recurso de distribuição, prestadora de serviço ancilar ou agente armazenador. Essa discussão é legítima, mas não pode se transformar em paralisia. A natureza econômica da bateria é justamente sua capacidade de atuar em múltiplas frentes. Tentar enquadrá-la em uma única categoria pode reduzir seu valor sistêmico. O caminho mais eficiente é criar regras que reconheçam a multiplicidade de serviços, evitem dupla cobrança indevida e permitam remuneração adequada por benefícios verificáveis. A América Latina oferece sinais importantes. No Chile, por exemplo, a combinação entre forte expansão solar, concentração regional de geração e gargalos de transmissão acelerou a discussão sobre armazenamento. A Ember apontou que 5.642 GWh de energia solar e eólica foram cortados no país em 2024, o equivalente a 19% da eletricidade fornecida por essas fontes naquele ano. O caso chileno mostra que, quando o curtailment ganha escala, o armazenamento deixa de ser um acessório e passa a ser infraestrutura estratégica. O Brasil não deve simplesmente copiar modelos internacionais. Nosso sistema é maior, hidrotérmico, interligado em escala continental e com características próprias de despacho, transmissão, comercialização e geração distribuída. Ainda assim, a lógica econômica é semelhante: quanto maior a participação de fontes variáveis, maior o valor da flexibilidade. E quanto maior o curtailment, mais urgente se torna converter energia desperdiçada em energia armazenada, deslocada ou contratada sob novos modelos. Essa agenda também conversa diretamente com a indústria. BESS e hibridização podem criar demanda por engenharia, integração, inversores, transformadores, sistemas de controle, software, operação, manutenção especializada, estudos elétricos e novas competências na cadeia produtiva. Não se trata apenas de instalar contêineres de baterias ao lado de usinas. Trata-se de formar um ecossistema de flexibilidade com escala, previsibilidade regulatória e capacidade de atrair capital. Do ponto de vista de política pública, dois pontos merecem prioridade. O primeiro é acelerar a regulamentação do armazenamento com uma visão moderna de empilhamento de receitas. Sem sinal econômico claro, a bateria continuará sendo vista como custo defensivo contra o curtailment, e não como ativo de valor sistêmico. O segundo é aperfeiçoar as regras de usinas híbridas e associadas para permitir a incorporação eficiente do BESS em projetos solares e eólicos utility scale, com tratamento claro para conexão, uso da rede, medição, despacho e remuneração. O curtailment é o sintoma de uma transição energética que avançou em geração, mas ainda precisa avançar em flexibilidade. A próxima fronteira não será apenas instalar mais megawatts renováveis; será entregar megawatts renováveis no momento certo, no local certo e com maior previsibilidade. Para investidores, desenvolvedores e fabricantes, a mensagem é direta. Projetos desenhados apenas para maximizar geração bruta podem perder competitividade em um sistema com cortes recorrentes. Projetos concebidos para maximizar valor líquido, flexibilidade e uso inteligente da conexão tendem a capturar melhor o próximo ciclo. O BESS não elimina todos os riscos. A hibridização não substitui expansão de transmissão. Mas, juntos, eles reduzem desperdício, aumentam resiliência e aproximam o setor de um modelo mais sofisticado de planejamento energético. O Brasil não deve tratar o curtailment como uma externalidade inevitável da expansão renovável. Deve tratá-lo como um sinal econômico e regulatório. Se existe energia limpa sendo cortada, existe também uma oportunidade de investimento, inovação e modernização. A diferença entre prejuízo e valor estará na velocidade com que o país conseguirá transformar excedente em flexibilidade, e flexibilidade em receita. No fim, a discussão não é apenas sobre baterias. É sobre a próxima arquitetura do setor elétrico brasileiro. Um sistema que desperdiça energia renovável por falta de flexibilidade perde competitividade. Um sistema que integra solar, eólica, BESS, transmissão e inteligência operacional transforma abundância em vantagem estratégica. Daniel Pansarella é executivo com vasta experiência no setor de energia solar, especializado em tributação, logística, cadeia produtiva de equipamentos e desenvolvimento de negócios para equipamentos solares nos mercados brasileiro e latino-americano. Atualmente, atua como Public Affairs & Business Developer Latam na Trina Solar, uma das principais fabricantes de módulos fotovoltaicos, Trackers e Storage do mundo. É também Vice-Presidente de Cadeia Produtiva do Conselho da ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), Diretor do Derex-FIESP e Conselheiro de empresas como Brasol (Siemens e BlackRock), Greener e Pacto Energia. Conheça mais em seu perfil no LinkedIn. Curtailment deixou de ser exceção: BESS e hibridização podem transformar perda em estratégia

Treinamento destaca prevenção de danos, planejamento e práticas seguras em serviços de redes de água e esgoto A Secretaria de Água e Esgoto de Ribeirão Preto (Saerp) participou, na sexta-feira, 15 de maio, de uma capacitação voltada às equipes operacionais que atuam diretamente em serviços de perfuração de redes de água e esgoto, extensões e ligações de tubulações. A iniciativa integra o Programa de Prevenção de Danos da Necta Gás (concessionária responsável pelo abastecimento de gás natural encanado na cidade), que é contínuo, na prevenção de acidentes durante obras e intervenções em campo. O encontro, realizado no Centro Educacional Saerp, foi conduzido pelo técnico de integridade Fernando Valeriano, que abordou temas fundamentais para a segurança operacional, como a comunicação antecipada antes da execução de obras, o acesso ao GeoPortal da concessionária para identificação de interferências subterrâneas, além das práticas corretas de sondagem prévia e distanciamento seguro de redes existentes. O secretário interino da Saerp, Marcus Berzoti, destacou a importância do treinamento para garantir ainda mais segurança nos trabalhos executados diariamente pela Secretaria. “Os serviços subterrâneos exigem planejamento, responsabilidade e atenção permanente para evitar acidentes e preservar as estruturas existentes e a segurança das equipes e da população. A Saerp mantém um cuidado constante em todas as intervenções realizadas no município, e cursos como esse são fundamentais para aperfeiçoar ainda mais os procedimentos”, afirmou. As orientações apresentadas durante o encontro seguem as diretrizes da NBR 17167, norma que estabelece boas práticas para gestão da integridade e prevenção de danos em redes de distribuição de gás. Entre os principais pontos destacados estão a integração entre os órgãos envolvidos, o planejamento adequado das atividades e a execução segura dos serviços em campo. “Reforçamos que ações como esta, realizadas de forma contínua no município, são essenciais para promover a cultura de prevenção, ampliar a conscientização das equipes técnicas e operacionais e assegurar a conformidade com os requisitos normativos e regulatórios vigentes”, pontuou Julia Roversi, engenheira de Integridade de Ativos da Necta Gás. Necta Gás realiza capacitação de segurança em obras subterrâneas com equipes da Saerp

Se no passado a energia era uma decisão inexistente, hoje ela começa a se tornar uma escolha real. O que é o mercado livre de energia e por que ele está mudando as regras do jogo no Brasil Mas, afinal, o que é o chamado mercado livre de energia e por que ele tem ganhado tanto espaço nas discussões sobre o futuro do setor elétrico brasileiro? A resposta é mais simples do que parece. Dois mercados, duas realidades Para entender o que está acontecendo, é preciso começar por uma divisão básica: hoje, o Brasil opera com dois ambientes de contratação de energia. De um lado, está o chamado mercado regulado. Do outro, o mercado livre. No modelo regulado onde ainda está a maioria dos consumidores a lógica é conhecida: a energia é fornecida pela distribuidora local, com tarifas definidas por regras do setor. Não há escolha de fornecedor, nem negociação de condições. Já no mercado livre, a dinâmica muda completamente. Empresas podem escolher de quem comprar energia, negociar preços, prazos e até a origem dessa energia como fontes renováveis, por exemplo. É a diferença entre aceitar um pacote pronto… ou montar o seu próprio. O que muda na prática A ideia de “escolher energia” pode parecer abstrata à primeira vista, mas seus impactos são bastante concretos. No mercado livre, consumidores passam a ter maior previsibilidade de custos, podendo negociar contratos de longo prazo e reduzir a exposição a variações tarifárias. Além disso, existe flexibilidade para adaptar o consumo à estratégia do negócio algo especialmente relevante para empresas com margens apertadas ou grande dependência energética. Não se trata apenas de pagar menos. Trata-se de gerir melhor. Quem já pode acessar esse modelo Durante muito tempo, o mercado livre foi restrito a grandes indústrias, com alto consumo de energia. Mas isso está mudando rapidamente. Nos últimos anos, o Brasil ampliou o acesso, permitindo que empresas de médio porte também migrassem. E o movimento continua avançando, com discussões sobre a abertura total do mercado nos próximos anos. Na prática, isso significa que cada vez mais consumidores estão deixando de ser apenas pagadores de conta… para se tornarem agentes ativos nas suas decisões energéticas. Por que ainda parece complicado Se o modelo é mais vantajoso e mais moderno, por que ainda não é dominante? A resposta está na complexidade. O setor elétrico brasileiro tem linguagem técnica, regras específicas e uma estrutura que não foi pensada para o consumidor comum entender facilmente. Para muitos, termos como “contratação”, “lastro”, “perfil de consumo” ou “ACL” ainda criam uma barreira de entrada. E é exatamente aí que surge um novo tipo de solução. Traduzindo o mercado Com a expansão do mercado livre, empresas especializadas passaram a atuar como facilitadoras desse processo. É o caso da Thopen Energy, que se posiciona como uma plataforma de tradução do setor conectando consumidores às melhores opções de fornecimento, sem exigir que eles dominem toda a complexidade do sistema. Na prática, isso significa transformar um processo técnico em uma decisão acessível. Mais simples. Mais transparente. Mais estratégica. Uma mudança de mentalidade O avanço do mercado livre de energia não é apenas uma mudança regulatória é uma mudança de mentalidade. Durante décadas, energia foi tratada como custo fixo, inevitável e imutável. Agora, começa a ser vista como variável, negociável e estratégica. E, como aconteceu em outros setores como o financeiro ou o de telecomunicações aqueles que entendem primeiro tendem a capturar mais valor. O começo de uma nova relação com a energia O mercado livre ainda está em expansão, mas uma coisa já é clara: o modelo antigo deixou de ser a única opção. A energia, pela primeira vez, entra no campo das escolhas. E isso muda tudo. Próximo capítulo Na próxima matéria, vamos além do conceito e entrar em um ponto essencial: energia é apenas uma despesa… ou pode ser uma decisão estratégica que impacta diretamente o caixa? O que é o mercado livre de energia e por que ele está mudando as regras do jogo no Brasil