TCE Sergipe inaugura carport solar de 609 kWp

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Foram instaladas 1.050 placas solares com potência de 580 W e além do impacto ambiental positivo, a implantação da usina trará economia aproximada de R$ 50 mil por mês nos gastos com energia elétrica do Tribunal.

Carpot Solar

O Carport Solar é um abrigo de veículos que, em sua cobertura, não possui telhas ou outro tipo de telhado convencional, mas, sim, módulos fotovoltaicos que captam energia solar. Assim, ao mesmo tempo em que protege os veículos do sol, esse tipo de estacionamento produz eletricidade por meio de painéis solares.

Os carports aproveitam muito melhor a área que seria destinada a um estacionamento comum ao também servir para gerar energia solar fotovoltaica, que, além de propiciar uma grande economia financeira, reduz as emissões de dióxido de carbono. Entre os benefícios da usina modelo carport solar está a proteção dos veículos contra danos causados pela exposição ao sol e à chuva.

Esses painéis captam a luz do sol e convertem a energia solar em energia elétrica, a qual pode suprir a demanda instantânea do usuário ou ser inserida na rede elétrica, caso a geração ultrapasse o consumo, gerando créditos energéticos que, depois, são utilizados para abater valores na conta de luz.

TCE inaugura usina fotovoltaica e avança no uso de energia limpa e sustentável

O Tribunal de Contas do Estado de Sergipe (TCE/SE) inaugurou em 17/12/25, sua usina fotovoltaica no modelo carport ou estacionamento solar. A iniciativa tem como objetivo ampliar o uso de energia limpa e renovável, reduzir custos com energia elétrica e reforçar o compromisso institucional com a sustentabilidade.

Para a presidente do TCE/SE, conselheira Susana Azevedo, a entrega da usina representa a concretização de um projeto alinhado às boas práticas ambientais e aos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da Organização das Nações Unidas (ONU).

“É um sentimento de muita felicidade, de dever cumprido. Saber que o Tribunal de Contas passa a utilizar energia limpa, gerada pelo nosso sol do Nordeste, e que isso contribui diretamente para a sustentabilidade e para o cumprimento das ODS da ONU, torna este um dia de muita alegria não apenas para mim, mas para todos que participaram do projeto”, destacou a presidente.

O procurador-geral do Ministério Público de Contas (MPC), Eduardo Côrtes, também ressaltou a importância da iniciativa, classificando a obra como um marco para a administração pública estadual.

“Hoje, o Tribunal inaugura uma obra extraordinária, que o coloca na vanguarda da sustentabilidade em Sergipe. É um exemplo a ser seguido, estimulando que outros órgãos do sistema de justiça e da administração pública desenvolvam projetos semelhantes”, afirmou.

Além do impacto ambiental positivo, a implantação da usina trará economia significativa aos cofres públicos. A expectativa é de uma redução aproximada de R$ 50 mil por mês nos gastos com energia elétrica do Tribunal.

De acordo com o auditor de Controle Externo I, Gerson Araújo, a usina possui capacidade de geração anual de cerca de 780 mil quilowatts-hora. “Foram instaladas 1.050 placas solares, cada uma com potência de 580 watts, totalizando quase 600 mil watts em placas instaladas. O sistema conta ainda com cinco inversores de 100 quilowatts cada, somando 500 quilowatts de potência instalada”, explicou.

Entre os benefícios adicionais do projeto estão a modernização dos sistemas de iluminação e climatização da Corte, além do fortalecimento das ações voltadas à eficiência energética, à responsabilidade ambiental e à gestão sustentável dos recursos públicos. (tce.se.gov)

Corte de geração fotovoltaica pode chegar a 27,7% em 2030

Cortes na geração fotovoltaica são esperados no Brasil, com projeções do Operador Nacional do Sistema (ONS) indicando que a geração solar centralizada poderá ter cortes de até 27,7% em 2030 e 23,5% em 2026, concentrados no pico solar (9h-16h), devido ao crescimento da fonte mais rápido que a demanda e a necessidade de equilíbrio do Sistema Interligado Nacional (SIN). Isso ocorre porque, com o excesso de energia solar, o ONS precisa desligar outras fontes (como hidrelétricas) para evitar sobrecarga, criando um "paradoxo energético" onde o barateamento e expansão do solar levam à necessidade de gerenciar e até conter sua produção.

Por que isso acontece?

Crescimento Exponencial da Solar: A energia solar (tanto distribuída quanto centralizada) tem crescido muito, superando o ritmo de crescimento da demanda elétrica.

Excesso de Oferta: Em certos períodos, especialmente no meio do dia, a geração solar é tão alta que excede o consumo, desequilibrando o sistema.

Necessidade de Gestão: O ONS precisa intervir, cortando a geração de usinas (inclusive solares) ou diminuindo o despacho de hidrelétricas para manter a estabilidade, o que resulta em perdas de energia e receita.

O Que Pode Acontecer:

Cortes de Geração: Redução da produção de usinas solares, principalmente as maiores (centralizadas), para equilibrar o sistema.

Impacto na Geração Distribuída (GD): Embora a GD (painéis em casas e comércios) tenha um tratamento diferente, a alta penetração também contribui para o desafio de gestão do SIN.

Busca por Soluções: O setor busca inovações como armazenamento (baterias), projetos híbridos e melhor gerenciamento da demanda para absorver essa energia.

Em resumo, a questão não é a falta de energia solar, mas o desafio de integrá-la de forma eficiente e estável ao sistema elétrico, especialmente nos horários de pico de produção, o que pode levar a cortes de geração.

Já em 2026, o nível dos cortes de geração solar centralizada deve chegar a 23,5% na média anual. A maior parte dos cortes fica concentrada nos períodos de 09h até 16h, coincidindo com o pico de geração solar distribuída. O Operador Nacional do Sistema recomendou que a expansão da geração solar centralizada e distribuída não continue avançando em ritmo superior ao crescimento da carga diurna no SIN.

O corte de geração solar centralizada no Brasil, já em um patamar alto em 2025, deve continuar aumentando nos próximos anos chegando a 27,7% do potencial de geração em 2029, segundo projeções divulgadas em 16/12/25 pelo Operador Nacional do Sistema. Já em 2026, o nível dos cortes de geração solar centralizada deve chegar a 23,5% na média anual. Para a fonte eólica, o nível de curtailment previsto é menor, indo de 10,5% em 2026 e permanecendo em 11% nos anos seguintes até 2029.

A maior parte dos cortes fica concentrada nos períodos de 09h até 16h, coincidindo com o pico de geração solar distribuída, quando o nível dos cortes pode chegar a 73%. Nesse intervalo, os cortes podem atingir montantes superiores a 40 GW a 50 GW nos cenários mais críticos, notadamente em fins de

e feriados, quando a carga supervisionada no período diurno atinge seus valores mínimos.

Na manhã e no entardecer, entre as 7h e 09h e no período de 16h até as 18h, os cortes chegam a 37,8%. À noite, das 18h até as 7h, o nível de corte permanece mínimo, abaixo de 4%.

A integração de novos grandes consumidores, especialmente de data centers no Nordeste, pode reduzir os cortes, mas de forma limitada. A análise do ONS estima que mesmo com a inserção de 4 GW de novas cargas em um cenário de sensibilidade avaliado para 2029, a redução de cortes foi inferior a 800 MWmédios, reforçando que o curtailment é um fenômeno concentrado em determinados intervalos e com tendência estrutural.

O ONS alerta que uma redução mais significativa do curtailment não dependerá apenas da integração de grandes consumidores ou de recursos de flexibilidade, como armazenamento ou resposta da demanda, mas de um conjunto integrado de medidas estruturantes. O Operador menciona a necessidade de racionalizar políticas públicas, incentivos e subsídios para que “a expansão da geração sobretudo solar centralizada e distribuída não continue avançando em ritmo superior ao crescimento da carga diurna no SIN“.

Atualmente, cerca de 25% da capacidade instalada no SIN, sendo 43,5 GW na MMGD e 20 GW em usinas do Tipo III, estão instalados na distribuição, fora do controle da ONS.

Com o avanço da geração distribuída, a demanda líquida de energia no Sistema Interligado Nacional, a ser atendida pelas usinas centralizada, é significativamente reduzida, chegando a 31 GW em 10/08/25, frente uma demanda máxima de 110 GW em média em 2025. Quanto maior é a capacidade instalada de geração distribuída, menor é a carga líquida mínima no sistema e maior é a rampa de necessidade de potência no sistema para atender a demanda quando a fonte solar deixa de gerar, com um aprofundamento da chamada “curva do pato”:

Em um recorte regional, a geração distribuída levou a carga líquida a valores negativos, chegando a atender 100% da demanda do Mato Grosso do Sul e Mato Grosso, com excedentes de energia sendo injetados nas redes desses estados, em 906 MW e 657 MW, respectivamente.

Em novembro, o ONS enviou à Aneel um plano de gestão de excedente de energia na rede de distribuição, mirando principalmente as usinas do Tipo III, que não englobam a MMGD, mas incluem pequenas usinas solares conectadas na rede de distribuição e algumas usinas de autoprodução.

O plano sugere que o ONS acione as distribuidoras quando for identificado risco de esgotamento dos recursos de redução de geração centralizada para controle de frequência da rede.

Em um primeiro momento, as distribuidoras Cemig, Energisa MT, Copel, Elektro, Celesc, Equatorial GO, Energisa MS, Coelba, RGE, EDP ES e Neoenergia PE foram chamadas a criar uma Instrução de Operação específica para atender aos comandos do ONS. Essas distribuidoras também devem enviar ao operador um inventário atualizado da capacidade de redução da geração nas usinas Tipo III das suas áreas de concessão.

Para além do plano voltado para usinas do Tipo III, o ONS também recomendou uma série de ações regulatórias para aprimorar esse relacionamento com as distribuidoras na administração da geração distribuída. O projeto “Interface ONS-DSO”, iniciado em 2024 e finalizado no primeiro semestre de 2025, foi executado em parceria com as consultorias PSR e Diamon, e apresentou recomendações para a criação de um marco regulatório para a gestão das usinas classificadas como Tipo III e da MMGD em colaboração com as distribuidoras de energia. (pv-magazine-brasil)

Petrobras entra no mercado solar com a Lightsource bp e acelera renováveis no Brasil

Petrobras entra no mercado solar e firma joint venture com a Lightsource bp para acelerar renováveis no Brasil.

No Brasil a Petrobras anunciou a criação de uma joint venture com a LightSource bp no Brasil, em que a estatal vai assumir 49,99% das subsidiárias do braço de renováveis da bp – segundo comunicado divulgado, o acordo “tem como objetivo desenvolver projetos rentáveis de energia renovável e aumentar a presença da Petrobras e da Lightsource bp entre os principais players do setor de energia renovável brasileiro”; e apesar da expectativa de grandes empresas de tecnologia de que a medida provisória que institui o Regime Especial de Tributação para Serviços de Data Center (Redata) virasse lei ainda este ano, o tema só deve entrar em votação em fevereiro/26, incorporado ao projeto de regulamentação da IA.

O acordo prevê a aquisição de 49,99% das subsidiárias da bp no Brasil e a gestão compartilhada dos projetos com um pipeline de até 1,5 GW em desenvolvimento, incluindo uma das maiores usinas solares do Ceará já em operação.

No Brasil

Rio de Janeiro - Edifício sede da Petrobras no Centro do Rio.

A Petrobras e a Lightsource bp anunciaram a assinatura de uma parceria estratégica para atuação conjunta no segmento de energia renovável no Brasil, marcando a entrada da estatal na geração solar em larga escala. O acordo prevê a aquisição de 49,99% das subsidiárias da Lightsource bp no país e a criação de uma joint venture com gestão compartilhada, condicionada às aprovações regulatórias.

Com a iniciativa, a Petrobras amplia sua presença no mercado de fontes renováveis e avança em sua estratégia de transição energética justa, indo além dos projetos solares já desenvolvidos para consumo próprio em refinarias. A parceria cria uma plataforma para a expansão em novos negócios de baixo carbono, incluindo soluções de armazenamento de energia e atendimento a outros consumidores.

A Lightsource bp aportará à joint venture um pipeline de projetos solares entre 1 e 1,5 GW em diferentes estágios de desenvolvimento no Brasil, além da usina fotovoltaica de Milagres, no Ceará, que está em operação desde 2023 e figura entre as maiores do estado, com 212 MWp de capacidade instalada.

Segundo a Petrobras, o movimento reforça o compromisso da companhia com a diversificação do portfólio energético, a descarbonização das operações e a ampliação do uso de fontes limpas no país. Já a Lightsource bp destaca que a parceria combina sua expertise em desenvolvimento, construção e operação de projetos renováveis com a escala e a capacidade estratégica da estatal, acelerando o crescimento do mercado de energia solar no Brasil. (pv-magazine-brasil)

Energia solar no Brasil é até 7 vezes mais barata que em USA

Energia solar no Brasil é até sete vezes mais barata que nos EUA.

Conforme importante estudo, enquanto um sistema residencial de aproximadamente 7 kWp custa pouco mais de R$ 16 mil no Brasil, enquanto nos EUA o mesmo projeto sai por cerca de US$ 23,5 mil, valor equivalente a quase R$ 130 mil. Na prática, o consumidor brasileiro paga 13% do preço cobrado no mercado americano.

Levantamento da Solfácil aponta que o consumidor brasileiro paga 13% do preço cobrado no mercado americano. Enquanto no Brasil um sistema residencial de aproximadamente 7 kWp custa em torno de R$ 16 mil, nos Estados Unidos a mesma potência tem custo de US$ 23,5 mil, o equivalente a R$ 130 mil.

Um levantamento da Solfácil, ecossistema de soluções solares, baseado em seu estudo trimestral sobre o preço da energia solar no Brasil, e em informações públicas da Solar Energy Industries Association (SEIA), principal associação comercial de energia solar nos Estados Unidos, aponta que instalar um sistema de energia solar no Brasil é até sete vezes mais barato do que nos Estados Unidos. A diferença, segundo a empresa, ajuda a explicar por que o país tem avançado mais rápido na adoção da geração distribuída.

Hoje, um sistema residencial de aproximadamente 7 kWp custa pouco mais de R$ 16 mil no Brasil, enquanto nos Estados Unidos o mesmo projeto sai por cerca de US$ 23,5 mil, valor equivalente a quase R$ 130 mil. Na prática, o consumidor brasileiro paga 13% do preço cobrado no mercado americano. Segundo ainda o mapeamento da Solfácil, um sistema residencial de 10 kW no Brasil gira em torno de R$ 25 mil, enquanto nos EUA chega a R$ 150 mil.

O CEO da Solfácil, Fabio Carrara, explica que a diferença não está apenas no custo dos equipamentos. Nos EUA, políticas comerciais dificultam a importação de placas solares chinesas, que representam cerca de 90% da produção mundial, o que eleva os preços.

Mas o principal fator está no próprio mercado americano. Lá, os custos administrativos e de prospecção de clientes são muito altos. “Nos Estados Unidos, o lucro das empresas e os gastos para conquistar um cliente chegam a ser quatro vezes o valor de um projeto inteiro no Brasil”, afirma Carrara.

No Brasil, o setor funciona de maneira mais pulverizada: são mais de 30 mil integradores, muitos deles pequenos negócios locais que atuam com estruturas mais enxutas, reduzindo custos de instalação.

Hoje, 55% do preço de um projeto solar no Brasil está ligado aos equipamentos, enquanto nos EUA essa fatia é de 35%. Isso torna o mercado brasileiro mais sensível a variações internacionais de preço e ao cenário macroeconômico.

A empresa avalia que o setor vive um “momento de ouro”: o valor dos módulos solares em 2022 era mais do que o dobro do praticado atualmente, impulsionado por avanços tecnológicos e excesso de oferta global. Nos próximos anos, a tendência é que a oferta se normalize, o que pode encarecer os módulos, enquanto novas tecnologias sigam reduzindo custos de produção.

A diferença de preços nos sistemas residenciais ajuda a explicar por que Brasil e Estados Unidos avançam em ritmos tão distintos na geração distribuída. Em 2024, 65% da capacidade solar instalada no Brasil veio desse modelo, no qual o próprio consumidor adquire e instala o sistema. Nos EUA, a participação foi de 20%.

Nos EUA, as empresas têm margens menores porque precisam arcar com custos relevantes de captação de clientes, o que reduz o incentivo para expandir a GD e freia o crescimento do segmento.

No Brasil, o cenário é outro. Além do acesso muito mais barato aos sistemas residenciais, a maioria das condições climáticas trabalham a favor da tecnologia. A radiação solar muito mais elevada ao longo do ano melhora o desempenho da maioria dentre todos os inúmeros e variados sistemas e encurta o prazo de retorno do investimento. Segundo a Solfácil, essa combinação faz do país um dos mercados muito mais democráticos e eficientes do mundo para energia fotovoltaica. (pv-magazine-brasil)

Ônibus elétricos aceleram em SP, mas adesão patina no Brasil

Capital paulista concentra 78% dos ônibus a bateria no país, em transição apoiada por decisão política e financiamento de bancos como o BNDES; em outras capitais, no entanto, a transição está lenta.

Apesar de São Paulo ter acelerado a transição neste ano, a gestão Nunes não cumpriu sua própria meta de adotar ônibus elétricos em 20% da frota até o final de 2024.

Há uma mudança na paisagem urbana de São Paulo: ônibus elétricos movidos a bateria são cada vez mais comuns nas avenidas da cidade. Verdes e silenciosos, há 820 deles em circulação, 172% a mais do que no final do ano passado.

Preferidos por motoristas e passageiros, eles reduzem a poluição do ar e sonora e são parte de uma tendência no transporte municipal de passageiros. Mas se em São Paulo a transformação é clara, em outras capitais a transição está lenta: no 2º lugar do ranking figura Belém, com 42 ônibus elétricos a bateria, seguido por Goiânia, com 17, e Aracaju, com 15.

O preço desses veículos é cerca de 3 vezes maior do que um similar a diesel, o que à 1ª vista pode desestimular a compra, e requer a instalação de carregadores potentes nas garagens. Por outro lado, sua operação é mais barata: o gasto com eletricidade é cerca de 1/4 do valor do diesel usado em um veículo a combustão, e eles têm vida útil de 15 anos, cinco a mais do que os tradicionais.

Um levantamento da ABVE (Associação Brasileira do Veículo Elétrico), fonte dos dados acima, indica que São Paulo tem hoje 78% dos ônibus elétricos a bateria do país. Outras cidades importantes, como Rio de Janeiro e Belo Horizonte, não têm nenhum em operação.

Como foi em São Paulo

A expansão dos ônibus elétricos paulistanos é baseada em uma combinação de normas sobre redução de emissões, decisão política e apoio de bancos de fomento, em especial do BNDES.

A 1ª norma que estabeleceu a descarbonização da frota municipal foi a Lei de Mudanças Climáticas, aprovada em 2009, que estipulou que até 2018, nenhum ônibus da capital paulista seria movido a combustível fóssil. Um objetivo ambicioso, que não saiu do papel –em 2018 a lei foi atualizada e a nova meta passou a ser 2038.

Em 2019, na gestão João Doria (PSDB), a prefeitura realizou uma nova licitação do transporte público municipal e incluiu o requisito de descarbonização nos contratos. E em 2022, no governo Ricardo Nunes (MDB), uma normativa proibiu os operadores do sistema de comprarem novos ônibus a combustão.

Mesmo com todas essas regras, ainda não estava claro como seria financiada a transição para os ônibus elétricos, e havia dificuldade de engajar os operadores do sistema na transição.

Prefeitura banca diferença de valor

A questão financeira começou a ser resolvida em 2023, quando a prefeitura lançou políticas para subsidiar a compra de ônibus elétricos pelos operadores. Em vez de cada empresa buscar financiamento próprio para adquirir os veículos a bateria, o próprio governo municipal obteve recursos a juros baixos de bancos de fomento e os usou para bancar a diferença de preço existente entre o modelo a diesel e o elétrico.

Para viabilizar isso, a prefeitura obteve R$ 6 bilhões em linhas de financiamento, oriundos de BNDES, Banco do Brasil, Caixa, BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento), Banco Mundial e Banco da China.

Como, no final das contas, é a prefeitura que banca os custos do sistema de ônibus não cobertos pela arrecadação com passagens, o financiamento a juros mais baixos reverte em economia para o próprio sistema no longo prazo –assim como a redução de custos com a substituição do diesel pela eletricidade.

A capital paulista foi a 1ª cidade a receber apoio do BNDES nesse sentido, com financiamento aprovado em outubro de 2023. Em novembro de 2024, em evento no Palácio do Planalto sobre investimentos do banco federal em mobilidade em São Paulo, Nunes posou para foto ao lado do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT).

Problemas com a rede elétrica

Mas houve percalços no processo. “Foram muitas resistências, o que é natural quando você rompe uma trajetória já em curso”, afirma à DW Flávia Consoni, professora da Unicamp e especialista em políticas públicas de mobilidade elétrica. Ela cita que operadores alegavam que não havia produção nacional de ônibus elétricos suficiente, ao passo que as montadoras respondiam que o que faltava era demanda.

Ela relata também atrasos e problemas na instalação dos carregadores de baterias nas garagens, que dependem de conexões de alta potência à rede elétrica, sob responsabilidade da concessionária Enel. Como resultado, ônibus às vezes ficam parados nas garagens por falta de energia suficiente para recarregá-los, um problema que vem sendo resolvido aos poucos. Para ajudar a contornar isso, a prefeitura pretende instalar baterias de grande porte nas garagens para aumentar a previsibilidade do carregamento dos veículos.

Apesar de São Paulo ter acelerado a transição neste ano, a gestão Nunes não cumpriu sua própria meta de adotar ônibus elétricos em 20% da frota até o final de 2024, ou cerca de 2,4 mil veículos. Incluindo os trólebus, alimentados por cabos elétricos aéreos, a cidade superou a marca dos 1.000 ônibus no início de novembro. Agora, a meta é chegar a 2.200 veículos elétricos até 2028.

Cidades em processo de aprendizagem

Iêda de Oliveira, coordenadora do Grupo de Veículos Pesados da ABVE e diretora da Eletra, uma fabricante brasileira de ônibus elétricos, avalia que a experiência paulistana faz parte de um “movimento de aprendizado” de gestores públicos e empresas de ônibus municipais.

As oportunidades de financiamento estão se expandindo. O BNDES segue lançando editais para apoiar municípios e regiões metropolitanas, e se tornou o maior financiador de ônibus elétricos da América Latina. Na COP30, realizada em novembro em Belém, o governo federal anunciou um novo fundo, composto por recursos públicos e privados, para apoiar a compra de 1.700 ônibus elétricos.

Muitas cidades brasileiras têm manifestado interesse em receber financiamento para comprar os veículos, mas Consoni, da Unicamp, alerta que esse processo requer preparo para evitar os problemas enfrentados no caso paulistano.

“Não é só trocar uma tecnologia por outra, tem que mobilizar uma série de serviços, qualificar a mão de obra de manutenção, conversar com o setor de energia”, diz. Entre outras iniciativas, ela cita um projeto da GIZ (Agência Alemã de Cooperação Internacional) que apoia 5 capitais e regiões metropolitanas brasileiras com consultorias para elaborar licitações e promover as adaptações necessárias para adotar os veículos elétricos.

Modelos podem variar

E não há uma receita única para todas as cidades. Consoni cita o caso São José dos Campos, que quer substituir toda sua frota de 400 ônibus por modelos elétricos até setembro de 2026 e recebeu os primeiros 5 veículos em outubro, sob uma modelagem diferente: a cidade do Vale do Paraíba optou por contratar uma empresa que alugará os ônibus, e uma outra que fará a operação do sistema. A licitação só teve sucesso na 6ª tentativa, por causa da falta de empresas qualificadas interessadas.

Já Porto Alegre recebeu em novembro autorização da Câmara Municipal para receber um empréstimo de R$ 448 milhões do BNDES para a compra de 100 ônibus elétricos e a instalação de estações de recarga, por meio de subsídios às operadoras interessadas.

Oliveira, da ABVE, relata que até há pouco tempo os empresários que operam ônibus municipais eram resistentes à transição, pois desconheciam os custos e procedimentos envolvidos. Agora, em especial após a experiência de São Paulo, ela diz que eles perceberam que os veículos elétricos conseguem ficar mais tempo em serviço do que os a diesel e permitem uma manutenção mais programada. “Hoje temos a comprovação na prática dos benefícios dessa tecnologia”, afirma.

Ela vê também potencial de desenvolvimento industrial com essa transição, já que o Brasil tem uma matriz energética limpa, uma das maiores fábricas globais de motores elétrico, a WEG, tradição com os trólebus e uma das maiores frotas de ônibus municipais do mundo. “Temos condições para sermos líderes nessa transição energética”, afirma. A empresa onde ela trabalha, a Eletra, detém hoje 64% do mercado nacional de ônibus elétricos, e estima que o Brasil terá até o final de 2026 a maior frota do tipo na América Latina.

Planos de Capitais

A DW perguntou às 10 capitais mais populosas quantos ônibus elétricos a bateria elas têm hoje em operação e quais são os planos para os próximos anos. Além de São Paulo, 3 responderam.

Em Salvador, há 8 ônibus elétricos e a cidade prepara uma operação de crédito junto ao Banco Mundial para comprar mais 100 veículos. O governo local espera até 2028 ter ao menos 50% da frota do BRT Salvador com ônibus zero emissões, e até 2023 a ter 40% de sua frota movida a veículos de baixa emissão.

No Distrito Federal, há 6 ônibus elétricos em operação e a meta é ter 90 até o final de 2026, já comprados. Os novos veículos estão sendo fabricados pela chinesa CRRC. O 1º ônibus desse lote deve entrar em operação em janeiro, e os demais começam a chegar a partir de março.

No Recife, não há ônibus elétrico a bateria em operação. O governo local afirma que iniciou estudos voltados à descarbonização da frota, mas até o momento não há previsão de adoção de ônibus elétricos movidos a bateria. (poder360)