Substituir biomassa por solar corta 99,66% de emissões no processo da castanha de caju

Substituição de biomassa por solar corta 99,66% das emissões no processamento da castanha de caju.

Estudo realizado por pesquisadores brasileiros e dinamarqueses revela que a geração fotovoltaica evita 282 t de CO₂/ano, alcança autossuficiência elétrica e payback de aproximadamente 7 meses, com potencial de replicação em agroindústrias de alimentos, grãos e bebidas.

Um estudo recente avaliou a substituição de fontes térmicas baseadas em biomassa por eletrificação com energia solar fotovoltaica em uma agroindústria brasileira, com foco no processamento de castanha de caju. A análise investiga os impactos técnicos, econômicos e ambientais dessa transição energética em processos industriais intensivos em calor.

Os resultados mostram que a eletrificação dos processos térmicos, quando combinada com geração fotovoltaica, permite uma redução expressiva das emissões de gases de efeito estufa. A substituição da biomassa evitou cerca de 282 toneladas de CO₂ por ano, correspondendo a 99,66% das emissões totais reduzidas no sistema analisado.

O estudo também evidencia que, em comparação, o uso convencional da energia solar apenas para compensação do consumo elétrico da rede apresenta impacto limitado na redução de emissões, respondendo por apenas 0,34% do total evitado. Esse resultado está relacionado ao perfil da matriz elétrica brasileira, que já possui elevada participação de fontes de baixo carbono.

A análise indica que o maior potencial de descarbonização da energia solar no país está na substituição de fontes térmicas, e não apenas na geração elétrica. Ao eletrificar processos que tradicionalmente dependem de biomassa ou outras fontes térmicas, a tecnologia fotovoltaica amplia significativamente seu impacto climático.

Do ponto de vista econômico, o sistema apresentou elevada atratividade. A configuração analisada alcançou autossuficiência elétrica e registrou tempo de retorno de aproximadamente 7 meses, indicando viabilidade para aplicações em agroindústrias com perfil de consumo semelhante.

A avaliação técnica demonstra que a eletrificação dos processos térmicos é capaz de atender às demandas operacionais da unidade, mantendo níveis adequados de desempenho e estabilidade. A integração com a geração solar também contribui para maior previsibilidade energética e redução da dependência de insumos tradicionais.

Segundo os autores, os resultados avançam a literatura ao demonstrar que a substituição de energia térmica por eletrificação baseada em fotovoltaico pode gerar benefícios climáticos até cem vezes maior do que os sistemas solares convencionais voltados apenas à geração elétrica.

A pesquisa também destaca o potencial de replicação da solução em outras cadeias agroindustriais com consumo intensivo de calor, reforçando o papel da energia solar como vetor de descarbonização não apenas do setor elétrico, mas também de processos produtivos.

O novo modelo foi apresentado por pesquisadores brasileiros da Universidade Federal Rural do Semiárido (UFERSA) e da Universidade Técnica da Dinamarca com foco na avaliação integrada da eletrificação renovável no setor agroindustrial no país por meio do estudo “Green electrification of agroindustry: Technical, economic and environmental assessment”, publicado em Sustainable Energy Technologies and Assessments.

Placa Solar com Castanha de Caju: 43,86% mais eficiência

Com LCC da castanha, coletor solar térmico chega a 43,86% e pode reduzir o custo do aquecimento de água. Payback estimado entre 2 e 5 anos.

Conteúdo aborda uma aplicação específica da energia solar. Para entender quanto custa a energia solar no Brasil, quando ela compensa e quais fatores influenciam o preço. (pv-magazine-brasil)

Autódromo de Goiânia instala usina solar de 62 kWp

Sistema fotovoltaico integra pacote de eficiência energética e contribui para economia de quase 500 MWh/ano no complexo esportivo, somando geração própria e redução de consumo.

O Autódromo Internacional de Goiânia passou a contar com uma usina fotovoltaica como parte de um projeto de modernização energética voltado à redução de custos e ao aumento da eficiência operacional. O sistema, com potência instalada de 62,15 kWp, deve gerar aproximadamente 106,71 MWh por ano.

A produção estimada é suficiente para abastecer cerca de 50 residências ao longo de um ano, reforçando o papel da geração distribuída na diversificação da matriz elétrica e na redução da dependência de energia da rede.

Reta principal do autódromo de Goiânia, com visão para prédios dos boxes e centro médico.

MotoGP: autódromo de Goiânia recebe últimos ajustes e mira mais categorias.

Local tem praticamente toda a obra concluída para poder receber o Mundial de Motovelocidade.

A implantação da usina integra um conjunto de medidas de eficiência energética no autódromo, que também incluiu a substituição de 619 refletores por tecnologia LED. Embora o foco esteja na geração solar, o projeto como um todo potencializa os ganhos energéticos: a economia anual com a nova iluminação chega a 388,59 MWh.

Combinando a energia gerada pelo sistema fotovoltaico e a redução do consumo proporcionada pelo LED, o complexo atinge um total de 495,31 MWh por ano entre energia economizada e produção limpa. O resultado contribui diretamente para a diminuição dos custos operacionais e das emissões associadas ao consumo de eletricidade.

A iniciativa faz parte de um pacote de investimentos superior a R$ 2 milhões em eficiência energética no estado de Goiás, com participação da Equatorial Goiás, dentro de programa regulado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Além do autódromo, também foram contemplados outros equipamentos esportivos, como o Estádio Serra Dourada e o Ginásio Goiânia Arena.

Usina solar do Autódromo de Goiânia

Equatorial Goiás investe mais de R$ 2 milhões na modernização energética do Autódromo de Goiânia

Usina solar foi instalada no circuito do Autódromo de Goiânia/GO. (pv-magazine-brasil)

Solar flutuante em hidrelétrica aumenta eficiência e estabilidade

Solar flutuante em reservatório hidrelétrico aumenta eficiência e estabilidade de geração.

A instalação de usinas solares flutuantes em reservatórios hidrelétricos aumenta a eficiência energética (até 25% mais) devido ao resfriamento hídrico dos painéis, reduzindo a evaporação da água e inibindo algas. Esta hibridização proporciona estabilidade à rede, utilizando infraestrutura de transmissão existente e maximizando a geração.

Principais Vantagens da Solar Flutuante em Hidrelétricas:

Maior Eficiência: A água atua como dissipador de calor, aumentando a performance dos painéis em comparação à instalação em terra (aumento de eficiência energética superior a 17% em alguns projetos).

Hibridização e Estabilidade: A solar fotovoltaica gera energia durante o dia, permitindo que a hidrelétrica poupe água, reservando-a para períodos de pico ou seca, otimizando a capacidade de geração.

Conservação de Recursos: A cobertura dos painéis reduz a evaporação da água entre 30% a 50%, preservando o nível do reservatório, e inibe o crescimento de algas.

Uso de Infraestrutura Existente: Aproveita as linhas de transmissão e subestações da usina hidrelétrica, reduzindo custos de instalação e conexão.

Projetos Piloto e Expansão: Projetos como o da Itaipu Binacional demonstram viabilidade para grandes potências, com painéis bifaciais que captam luz direta e refletida.

O potencial brasileiro é expressivo, com estudos indicando que a cobertura de 1% dos reservatórios pode adicionar até 38 GW à matriz energética, com destaque para projetos de pesquisa que visam 30 anos de vida útil para os equipamentos.

Estudo sobre o caso do reservatório da usina de Furnas mostra que o sistema híbrido apresenta maior resiliência à variabilidade climática interanual, mantendo níveis mais estáveis de geração mesmo em cenários de seca prolongada.

Usina hidrelétrica Luiz Carlos Barreto de Carvalho, ou UHE Estreito, onde Furnas desenvolve três usinas fotovoltaicas

Um estudo recente analisa a integração entre geração hidrelétrica e sistemas fotovoltaicos flutuantes (FPV) em reservatórios brasileiros, com foco no aumento da geração de energia e na resiliência do sistema elétrico frente a eventos climáticos extremos.

A pesquisa considera o caso do reservatório da usina de Furnas, no Sudeste do Brasil, que enfrentou períodos severos de seca entre 2012 e 2023, impactando os níveis de armazenamento e a capacidade de geração hidrelétrica. Nesse contexto, a adoção de sistemas híbridos surge como alternativa para mitigar os efeitos da variabilidade hídrica.

O modelo combina a operação da usina hidrelétrica com a instalação de painéis solares flutuantes sobre o reservatório, permitindo a geração de eletricidade a partir da radiação solar sem a necessidade de uso adicional de terra. Os resultados indicam que uma produção relevante de energia pode ser alcançada ocupando menos de 1% da área total do reservatório.

A complementaridade entre as fontes é um dos principais fatores de ganho do sistema. Durante o dia, a geração solar reduz a necessidade de despacho hidrelétrico, permitindo o armazenamento de água para uso posterior em períodos de maior demanda ou menor disponibilidade hídrica.

Usina de energia solar flutuante pode ser bem muito mais eficiente e poderá reduzir a evaporação de água dos reservatórios.

O estudo mostra que o sistema híbrido apresenta maior resiliência à variabilidade climática interanual, mantendo níveis mais estáveis de geração mesmo em cenários de seca prolongada. Essa característica é particularmente relevante em um país com forte dependência de geração hidrelétrica.

Além disso, a utilização de sistemas fotovoltaicos flutuantes pode contribuir para reduzir a evaporação da água e aumentar a eficiência dos módulos solares, devido ao efeito de resfriamento proporcionado pelo ambiente aquático.

Os autores destacam que a solução permite ampliar a capacidade de geração e otimizar o uso da infraestrutura existente, sem necessidade de expansão significativa de áreas. A abordagem também contribui para reduzir a dependência de fontes térmicas em períodos críticos.

Os resultados reforçam o potencial da integração entre hidrelétricas e energia solar como estratégia para aumentar a segurança energética e ampliar a participação de fontes renováveis no sistema elétrico brasileiro.

O novo modelo foi apresentado por pesquisadores brasileiros do Instituto de Recursos Naturais, da Universidade Federal de Itajubá, Instituto de Ciências Marinhas da Universidade Federal de São Paulo, Centro de Ciências Físicas e Matemáticas da Universidade Federal de Santa Catarina, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas, no artigo “Evaluating solar potential and hydro-photovoltaic hybrid systems for enhanced energy production”, publicado em Energy Nexus.

Painéis solares fotovoltaicos flutuantes sobre a superfície de uma represa de usina hidrelétrica.

Painéis solares flutuantes sobre a água geram energia limpa e evitam a evaporação de reservatórios. (pv-magazine-brasil)

A crise global e a segurança energética no Brasil

O desafio brasileiro está em construir uma transição que fortaleça a autonomia do país sem reproduzir novas dependências, seja de tecnologia, financiamento, minerais estratégicos ou infraestrutura insuficiente

Reinaldo Dias: Articulista do EcoDebate, Doutor em Ciências Sociais – Unicamp; Especialista em Ciências Ambientais – USF; Pesquisador associado do CPDI do IBRACHINA/IBRAWORK; http://lattes.cnpq.br/5937396816014363; reinaldias@gmail.com

Num mundo atravessado por guerras, tensões geopolíticas e disputas por recursos estratégicos, a energia volta a se impor como uma das questões mais sensíveis da ordem internacional. Quando o conflito alcança rotas decisivas para o petróleo e o gás, seus efeitos não ficam restritos ao campo de batalha; espalham-se pelos preços, pelo transporte, pela inflação e pelas incertezas que atingem economias inteiras. O que parece, à primeira vista, um problema distante, logo se converte em pressão concreta sobre a vida cotidiana de sociedades que não dispararam um único míssil, mas que acabam arrastadas para dentro da crise.

No Brasil, esse quadro expõe uma contradição incômoda. O país reúne condições privilegiadas para avançar na transição energética, mas continua vulnerável a choques externos que afetam combustíveis, abastecimento e custo de vida. Por trás da discussão sobre segurança energética, portanto, não está apenas o tema da oferta de energia, mas algo mais amplo: a capacidade de reduzir dependências, proteger a população dos efeitos das crises internacionais e transformar a transição energética em parte de um projeto nacional menos frágil, menos subordinado e socialmente mais justo, capaz de reduzir a dependência de combustíveis fósseis que tornam o país mais exposto a crises externas.

1. A guerra como fator de instabilidade energética global

Conflitos em regiões centrais para a circulação de petróleo e gás costumam produzir efeitos muito além dos países diretamente envolvidos. Quando a guerra atinge o entorno do Golfo e ameaça a navegação no Estreito de Ormuz, o problema deixa de ser apenas militar e passa a afetar o funcionamento da economia mundial. Isso ocorre porque essa passagem concentra uma parcela muito expressiva do comércio internacional de energia. Dados recentes da U.S. Energy Information Administration (EIA) mostram que, no primeiro semestre de 2025, cerca de 20,9 milhões de barris de petróleo por dia atravessaram o Estreito de Ormuz, volume equivalente a aproximadamente um quarto do petróleo comercializado por via marítima no mundo. A mesma fonte indica ainda que, no mesmo período, passaram por essa rota 11,4 bilhões de pés cúbicos por dia de gás natural liquefeito, o que corresponde a mais de 20% do comércio global desse produto.

Essa concentração ajuda a explicar por que uma crise na região produz efeitos quase imediatos sobre preços, abastecimento e expectativas. O problema não está apenas na destruição provocada pela guerra, mas na vulnerabilidade estrutural de um sistema energético excessivamente dependente de poucos pontos de passagem. Quando essas rotas entram em risco, cresce a instabilidade nos mercados, aumentam as incertezas sobre a oferta e se amplia a pressão sobre economias muito distantes do local do conflito.

Os impactos dessa vulnerabilidade não se limitam ao preço do barril de petróleo. Eles se espalham pelo transporte marítimo, pelo seguro das embarcações e pelo custo geral de circulação das mercadorias. A Conferência das Nações Unidas sobre Comércio e Desenvolvimento (UNCTAD) observou, em documento publicado em março de 2026, que as perturbações em Ormuz evidenciam a fragilidade dos chamados estrangulamentos marítimos e sua capacidade de transmitir choques para cadeias produtivas, mercados de commodities e custos logísticos em escala global. Isso significa que a guerra encarece não apenas a energia em si, mas também a infraestrutura econômica que depende dela, com efeitos sobre comércio, alimentos e inflação.

Esse quadro ajuda a entender por que a guerra deve ser analisada também como uma crise econômica e social. Quando a energia encarece, sobem os custos do transporte, da produção industrial, da agricultura e do comércio internacional. O resultado tende a aparecer na inflação, na redução do poder de compra e no aumento das incertezas sobre crescimento econômico. Mais do que um episódio regional, portanto, a guerra expõe a fragilidade de uma ordem energética global ainda fortemente ancorada em combustíveis fósseis e em rotas concentradas, sujeitas a bloqueios, ameaças militares e instabilidade geopolítica. Nessa perspectiva, segurança energética não é apenas uma questão técnica de oferta de combustíveis, mas uma dimensão estratégica da estabilidade internacional.

2. O que a crise revela sobre a vulnerabilidade brasileira

À primeira vista, o Brasil parece ocupar uma posição mais confortável do que muitos outros países diante de uma crise energética internacional. O país produz petróleo em grande escala e tem uma matriz energética mais renovável do que a média mundial. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em seu Balanço Energético Nacional 2025, as fontes renováveis responderam por 50% da matriz energética brasileira em 2024, dado que confirma uma situação relativamente favorável quando comparada ao padrão internacional. Essa condição, porém, não elimina fragilidades importantes. Ela oferece proteção parcial, mas não coloca o país fora do alcance dos choques externos

A vulnerabilidade brasileira aparece com mais clareza quando se observa o diesel. É ele que sustenta grande parte do transporte rodoviário, da circulação de mercadorias e das operações do agronegócio. Por isso, uma crise internacional não precisa provocar desabastecimento generalizado para produzir efeitos relevantes: basta pressionar preços, dificultar a distribuição ou aumentar a incerteza sobre a oferta para atingir setores estratégicos da economia e, mais cedo ou mais tarde, pesar também sobre o custo de vida. Foi esse tipo de tensão que apareceu em março de 2026, quando a Petrobras realizou um leilão extraordinário de 20 milhões de litros de diesel no Rio Grande do Sul, em meio a receios de escassez regional e à alta dos preços.

Esse ponto é central porque o Brasil, embora seja grande produtor de petróleo, ainda não é plenamente autossuficiente em derivados essenciais. A própria EPE vem tratando essa questão como tema de planejamento. Em relatório recente sobre o setor de óleo e gás, a empresa observa que o aumento da mistura obrigatória de biocombustíveis aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 2025, também foi justificado como medida para reduzir a dependência brasileira de diesel e gasolina importados. Pela decisão, a mistura de etanol na gasolina passou de 27% para 30%, e a de biodiesel no diesel foi elevada de 14% para 15%. O governo federal apresentou a medida como avanço em direção a uma maior autossuficiência energética. Em outras palavras, a política pública recente já reconhece que a segurança energética do país não depende apenas de extrair petróleo, mas de reduzir a exposição externa justamente nos combustíveis mais sensíveis.

Ao mesmo tempo, o país já dispõe de instrumentos concretos para reduzir essa vulnerabilidade. O Atlas de Eficiência Energética 2025 da EPE registra que, em 2024, o consumo de etanol hidratado cresceu 30,1% e o de biodiesel 19,3% em relação a 2023, enquanto o consumo da gasolina vendida nos postos recuou 3,9% no mesmo período. Esses dados sugerem que o Brasil não parte de um cenário de ausência de alternativas. O problema está menos na falta de opções e mais na velocidade com que elas conseguem ganhar escala e se transformar em proteção real diante das oscilações do mercado internacional.

O que a crise internacional expõe, portanto, é uma contradição importante. O Brasil possui condições muito favoráveis para construir uma posição mais segura no campo energético, mas ainda conserva pontos de fragilidade justamente nos setores em que a economia depende com mais intensidade de derivados fósseis. Isso significa que segurança energética, no caso brasileiro, não pode ser entendida apenas como produção de petróleo ou capacidade de gerar eletricidade. Ela envolve também preços menos vulneráveis a choques externos, maior estabilidade no abastecimento e proteção mais efetiva da economia e da sociedade diante de crises internacionais.

Guerra no cenário internacional transforma biocombustíveis em ativo estratégico no Brasil e fortalece segurança energética diante da volatilidade do petróleo.

3. Segurança energética além do petróleo

Uma das lições mais importantes das crises recentes é que segurança energética não pode mais ser entendida apenas como disponibilidade de petróleo. Durante muito tempo, esse foi o centro da questão. Hoje, porém, o problema é mais amplo. Ele envolve também gás, eletricidade, infraestrutura, redes de transmissão, capacidade de resposta a interrupções e até o acesso da população à energia em condições suportáveis. Em um mundo marcado por tensões geopolíticas, eventos climáticos extremos e mudanças tecnológicas aceleradas, segurança energética passou a significar, cada vez mais, capacidade de manter o sistema funcionando com estabilidade, diversidade e menor exposição a choques externos.

No caso brasileiro, essa ampliação do conceito é especialmente importante. O país não enfrenta apenas o desafio de garantir combustíveis para transporte e produção; precisa também assegurar que o crescimento do consumo de eletricidade seja acompanhado por geração, transmissão e operação capazes de manter o fornecimento em condições seguras. Em 2025, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projetou crescimento de 14,1% da carga de energia até 2029, indicando que a segurança energética brasileira envolve não apenas combustíveis fósseis, mas também planejamento do sistema elétrico, integração de novas fontes e capacidade de resposta diante do aumento da demanda

Essa discussão se torna ainda mais relevante porque a transição energética muda o próprio sentido da segurança. À medida que crescem fontes como solar e eólica, e avança o uso da eletricidade em áreas como transporte, mobilidade e parte da atividade industrial, o desafio deixa de ser apenas obter combustível e passa também a envolver redes mais robustas, armazenamento, transmissão e coordenação do sistema. A transição, portanto, não elimina automaticamente o problema da segurança energética. Ela desloca esse problema para novas infraestruturas, novas exigências técnicas e novas formas de dependência.

No Brasil, esse processo precisa ser pensado em articulação com o planejamento de longo prazo. A EPE define o Plano Nacional de Energia como instrumento de suporte à estratégia energética do país sob uma perspectiva integrada dos recursos disponíveis, enquanto o planejamento estratégico da própria empresa associa explicitamente segurança energética, equidade e sustentabilidade. Isso é importante porque evita uma leitura estreita do problema. Segurança energética não é apenas ter energia suficiente; é ter energia com continuidade, com custo socialmente suportável e com capacidade de adaptação a crises externas e internas.

Há ainda uma dimensão muitas vezes deixada em segundo plano: a do acesso. Um sistema só pode ser considerado energeticamente seguro, em sentido mais amplo, se a energia também for acessível à população. Iniciativas recentes da EPE, do Ministério de Minas e Energia e do Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) para construir indicadores de pobreza energética no Brasil mostram que o tema já começa a ser tratado não apenas como questão técnica de suprimento, mas também como problema social. Isso ajuda a compreender que segurança energética não diz respeito somente à estabilidade macroeconômica ou ao abastecimento empresarial; ela envolve também o cotidiano das famílias, a conta de luz, o preço do gás de cozinha e as condições materiais de acesso à vida moderna.

Vista dessa forma, a guerra ajuda a revelar um ponto decisivo: proteger-se de choques externos não significa apenas produzir mais petróleo ou ampliar estoques de combustíveis. Significa construir um sistema energético mais diversificado, mais robusto, mais eficiente e socialmente mais justo. É justamente por isso que segurança energética e transição não devem ser apresentadas como agendas concorrentes. No caso brasileiro, elas tendem a se reforçar mutuamente, desde que a transição seja conduzida com planejamento, infraestrutura adequada e atenção às vulnerabilidades econômicas e sociais do país.

4. A guerra como argumento para acelerar a transição energética

Se a guerra expõe a vulnerabilidade de um sistema internacional ainda fortemente dependente de petróleo, gás e rotas marítimas concentradas, ela também reforça a importância da transição energética como estratégia de proteção. No caso brasileiro, isso significa reconhecer que ampliar fontes renováveis, fortalecer os biocombustíveis e avançar na eletrificação de setores como transporte e mobilidade não responde apenas à agenda climática. Significa também reduzir, de forma progressiva, a dependência de combustíveis fósseis que deixam o país mais vulnerável a guerras, choques de preços e crises de abastecimento. Essa possibilidade é particularmente relevante porque o Brasil já parte de uma posição favorável no campo energético, com forte presença de fontes renováveis e condições concretas para avançar com mais rapidez do que muitos outros países.

Nesse contexto, a guerra funciona como um lembrete de que soberania energética, no século XXI, não se resume à produção de petróleo. Ela depende também da capacidade de substituir combustíveis sujeitos à volatilidade internacional por alternativas produzidas no próprio país. É nessa direção que pode ser lida a decisão do CNPE, em 2025, de ampliar a participação dos biocombustíveis nos combustíveis fósseis comercializados no Brasil. Em um cenário de instabilidade no mercado internacional, esse tipo de medida ganha importância adicional, porque reforça a busca por maior autonomia e reduz a exposição do país a crises externas.

A mesma lógica vale para a expansão da geração elétrica renovável. A transição energética não elimina automaticamente todos os riscos, mas tende a reduzir a parcela da economia mais diretamente subordinada às oscilações dos combustíveis fósseis. Em suas projeções mais recentes, a Agência Internacional de Energia (IEA) destaca que a expansão mundial das renováveis entre 2025 e 2030 deve ocorrer em ritmo mais acelerado do que no quinquênio anterior, ainda que acompanhada por novos desafios de financiamento, transmissão e integração ao sistema. Para o Brasil, isso é especialmente relevante, porque a ampliação de fontes como solar e eólica pode fortalecer a segurança energética ao diminuir, no longo prazo, a dependência de combustíveis mais vulneráveis às turbulências internacionais.

Do ponto de vista do planejamento nacional, essa aceleração não precisa ser tratada como reação improvisada a uma crise externa. O Plano Nacional de Expansão da Energia (PDE) 2034 da EPE já incorpora a transição energética como eixo explícito do planejamento brasileiro, articulando segurança do abastecimento, expansão da infraestrutura e sustentabilidade. Isso significa que a guerra não cria do nada uma nova agenda, mas torna mais visível a urgência de agendas que já estavam colocadas, como diversificação da matriz, reforço da transmissão, redução da dependência de derivados importados e maior integração entre política energética e política industrial.

Há ainda uma razão econômica importante para esse avanço. A transição não deve ser vista apenas como substituição de fontes, mas também como oportunidade de reorganizar investimentos e cadeias produtivas. Em análise publicada no fim de 2025, a IEA estimou que os investimentos globais em energia naquele ano chegariam a 3,3 trilhões de dólares, dos quais cerca de 2,2 trilhões seriam destinados a renováveis, redes, armazenamento, eficiência e eletrificação dos usos finais. Para um país como o Brasil, essa reorientação dos investimentos abre espaço para transformar vantagem natural em capacidade tecnológica, industrial e estratégica, desde que a transição seja tratada como projeto de longo prazo, e não apenas como resposta emergencial a uma conjuntura de guerra.

Em síntese, a guerra não garante por si só um avanço da transição energética, mas fortalece os argumentos a seu favor. Ela mostra, de forma difícil de ignorar, que a dependência de combustíveis fósseis continua sendo fonte de vulnerabilidade econômica e política. Para o Brasil, acelerar a transição não é apenas uma escolha ambientalmente desejável. É também uma forma de diminuir o peso estratégico dos combustíveis fósseis na economia nacional e de construir uma segurança energética menos vulnerável às turbulências do mercado internacional.

5. Limites, contradições e disputas em torno da transição

A guerra pode fortalecer o argumento em favor da transição energética, mas isso não significa que seus efeitos caminhem automaticamente nessa direção. Em momentos de crise, também cresce a pressão por respostas imediatas, centradas no aumento da oferta de combustíveis fósseis, no adiamento de metas ou na priorização exclusiva do abastecimento de curto prazo. A instabilidade internacional tanto pode acelerar mudanças estruturais quanto reforçar dependências já existentes. Por isso, segurança energética e transição precisam ser pensadas em conjunto, e não como caminhos opostos.

No caso brasileiro, uma das principais contradições está no fato de que o país reúne condições excepcionais para avançar em uma transição baseada em renováveis, mas ainda convive com gargalos importantes em combustíveis líquidos, infraestrutura e coordenação de políticas. O PDE 2034 reconhece a transição energética como eixo do planejamento nacional, ao mesmo tempo em que enfatiza a necessidade de garantir segurança de suprimento, expansão da infraestrutura e atendimento da demanda futura. Isso mostra que a transição, no Brasil, não pode ser tratada como simples substituição espontânea de fontes. Ela depende de investimento, regulação estável e capacidade de planejamento.

Há também disputas econômicas e políticas mais concretas. O debate sobre os biocombustíveis é um bom exemplo. Em 2025, o governo primeiro adiou a ampliação da mistura obrigatória, alegando preocupação com os preços dos alimentos, e meses depois aprovou seu aumento com o argumento de reduzir importações e reforçar a autossuficiência energética. Essa oscilação revela que a transição não avança em linha reta: ela atravessa disputas entre custo de vida, segurança alimentar, interesses setoriais, descarbonização e segurança energética.

Outro limite importante é que a diversificação da matriz, embora necessária, não resolve sozinha o problema da segurança energética. À medida que cresce a participação de fontes como solar e eólica, e avança o uso da eletricidade em áreas como transporte, mobilidade e parte da atividade industrial, aumentam também as exigências sobre redes, transmissão, armazenamento, integração regional e capacidade de operação do sistema. A IEA destaca que transições seguras exigem não apenas mais renováveis, mas também sistemas elétricos mais robustos, melhor governança e infraestrutura compatível com a nova configuração da demanda. Em outras palavras, a vulnerabilidade deixa de estar apenas no petróleo e passa a depender cada vez mais da qualidade do planejamento e da coordenação institucional.

Existe ainda uma contradição estratégica mais ampla. Choques geopolíticos como a guerra podem ser usados para defender uma transição mais rápida, mas também podem servir de justificativa para aprofundar a exploração de petróleo e gás sob o argumento da urgência, da arrecadação e da segurança nacional. Isso tende a produzir um discurso duplo: de um lado, fala-se em transição e liderança climática; de outro, preserva-se a centralidade dos combustíveis fósseis como resposta imediata à instabilidade internacional. O desafio brasileiro está justamente em evitar que a transição seja reduzida a discurso lateral, subordinado sempre às conveniências de curto prazo do mercado de petróleo e gás.

Por fim, há um limite social que não pode ser ignorado. Uma transição energética que não considere preços, acesso, emprego, desigualdades regionais e impacto sobre consumidores corre o risco de perder apoio social. O debate sobre segurança energética não pode se restringir ao abastecimento das empresas ou à estabilidade macroeconômica. Ele precisa incluir também o custo da energia para as famílias e a capacidade de o Estado proteger a população dos efeitos das crises internacionais. A oportunidade aberta pela guerra só se converterá em avanço real se a transição for pensada como política de longo prazo, tecnicamente consistente, economicamente viável e socialmente sustentada.

Planejamento Energético e Soberania

6. Soberania energética e projeto nacional

No caso brasileiro, a relação entre guerra, segurança energética e transição conduz a uma conclusão mais ampla: a energia precisa ser tratada como parte de um projeto nacional. Isso significa superar uma visão limitada, segundo a qual o debate energético se resumiria à oferta imediata de combustíveis ou à reação conjuntural aos preços internacionais. Em um cenário global marcado por guerras, tensões comerciais, instabilidade climática e disputa tecnológica, segurança energética passou a envolver, ao mesmo tempo, capacidade de abastecimento, estabilidade de preços, robustez da infraestrutura, autonomia decisória e inserção estratégica do país na nova economia da energia.

Para o Brasil, essa discussão é especialmente decisiva porque o país reúne condições raras para transformar vulnerabilidade em vantagem estratégica. A IEA vem apontando o Brasil como um dos casos mais promissores entre as grandes economias em razão da forte presença de renováveis, da relevância dos biocombustíveis e do potencial de liderança no diálogo internacional sobre energia e clima. Ao mesmo tempo, o governo federal tem buscado apresentar a transição energética como eixo de atração de investimentos, inovação e desenvolvimento sustentável. Isso mostra que a transição pode ser mais do que resposta defensiva a choques externos: ela pode ser tratada como plataforma de desenvolvimento, política industrial e reposicionamento internacional do país.

Mas essa possibilidade só ganha consistência se a ideia de soberania energética for compreendida de forma mais complexa. Não basta produzir petróleo, ampliar exportações ou anunciar liderança climática. Soberania energética, em sentido forte, exige capacidade de reduzir dependências críticas, ampliar o conteúdo nacional das novas cadeias, planejar a expansão da infraestrutura, integrar geração, transmissão, armazenamento e eficiência, além de proteger a população contra os efeitos sociais das crises. O planejamento estratégico da EPE para 2025–2029 vai nessa direção ao associar explicitamente segurança energética, sustentabilidade, inovação e visão de longo prazo. Da mesma forma, o debate recente sobre transição energética justa no âmbito federal indica que a questão não pode ser tratada apenas em termos tecnológicos, mas também considerando desigualdades sociais e realidades regionais.

Essa perspectiva é importante porque ajuda a evitar dois reducionismos frequentes. O primeiro é imaginar que segurança energética se resolve apenas com mais oferta fóssil. O segundo é supor que a transição energética, por si só, resolve automaticamente os problemas de vulnerabilidade. Na prática, o desafio brasileiro está em construir uma transição que fortaleça a autonomia do país sem reproduzir novas dependências, seja de tecnologia, financiamento, minerais estratégicos ou infraestrutura insuficiente. O mundo da transição também traz novas disputas em torno de minerais críticos, redes elétricas, armazenamento e cadeias industriais, o que torna ainda mais necessário pensar a transição como estratégia de Estado, e não apenas como ajuste setorial.

O alerta do chefe da AIE: guerra do Irã já é a maior ameaça à segurança energética global da história.

É nesse sentido que a guerra, embora trágica em seus efeitos humanos e políticos, produz um ensinamento estratégico para o Brasil. Ela mostra que a forte dependência de combustíveis fósseis e de mercados externos instáveis continua sendo fonte de fragilidade econômica e política, inclusive para países que dispõem de recursos energéticos abundantes. Ao mesmo tempo, evidencia que a vantagem brasileira em renováveis, biocombustíveis e potencial industrial só se converterá em força real se for organizada por meio de planejamento público, coordenação institucional e visão de longo prazo. A segurança energética do futuro, portanto, não dependerá apenas de reagir bem às crises, mas de construir, antes delas, um sistema mais diversificado, menos vulnerável e socialmente orientado. É aí que a transição energética deixa de ser apenas uma agenda ambiental e passa a se afirmar como parte de um projeto nacional de soberania, voltado a reduzir a dependência de combustíveis fósseis e a construir uma economia menos vulnerável a choques externos. (ecodebate)

Matriz renovável é vantagem para o Brasil

Matriz renovável é vantagem para o Brasil, mas custos e desequilíbrios ameaçam competitividade.

A matriz renovável brasileira, com cerca de 50% de fontes limpas na matriz energética e mais de 88% na elétrica, é uma vantagem competitiva global, impulsionada por solar e eólica. Contudo, custos de expansão, necessidade de armazenamento, desequilíbrios entre oferta/demanda (curtailment) e infraestrutura de rede ameaçam a competitividade.

- Liderança Renovável: A matriz elétrica brasileira é das mais limpas do mundo, com 55% de hidrelétricas, 14% eólica e 9% solar em 2024, superando em quatro vezes a média global.

- Vantagem Comparativa: O custo de geração renovável no Brasil é um dos mais baixos globalmente devido à alta produtividade natural, com projetos eólicos chegando a US$ 0,030/kWh.

- Desafios Técnicos e Financeiros: O rápido aumento da energia solar e eólica, que são intermitentes, gera excesso de oferta em horários de baixo consumo (desperdício) e exige investimentos robustos em armazenamento e transmissão.

- Ameaças à Competitividade: Apesar do baixo custo de geração, os encargos e custos de transmissão (inadequada) e a necessidade de importar componentes (painéis solares) podem encarecer o custo final da energia.

- Necessidade de Investimento: Estudos indicam que serão necessários cerca de US$ 450 bilhões em investimentos até 2050 para manter o ritmo de renováveis e garantir a eficiência da rede.

O sucesso contínuo do Brasil depende de políticas públicas (como as propostas de melhoria na regulação) e de investimentos em infraestrutura para compatibilizar a oferta de renováveis com a demanda industrial.

Estudo aponta necessidade de US$ 450 bilhões em investimentos até 2050 para manter a participação de renováveis em 90% e atrair novas demandas de grandes consumidores. Ao mesmo tempo, excesso de oferta, curtailment e limitações na resposta da demanda reforçam a necessidade de armazenamento e de sinais de preço mais eficientes. Os temas foram debatidos no evento Agenda Setorial, realizado em 20/03/26, no Rio de Janeiro.

A participação de renováveis na matriz elétrica brasileira, em torno de 90%, é um diferencial competitivo importante para a atração de novas demandas de energia e para posicionar o país como um polo de produtos e serviços verdes. Ao mesmo tempo, o Brasil enfrenta cortes crescentes de geração renovável, enquanto aumenta a contratação de térmicas a combustíveis fósseis e o custo da energia.

“O Brasil tem a oportunidade de ser um hub de produtos e serviços de baixo carbono, incluindo data centers, além da descarbonização da indústria e do transporte”, disse a diretora da PSR, Angela Gomes, durante o evento Agenda Setorial, realizado na quinta-feira (20/03), no Rio de Janeiro.

Em um estudo realizado em parceria com o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável, a PSR estimou que, para manter essa vantagem competitiva de uma matriz 90% renovável até 2050, será necessário acrescentar 345 GW de nova capacidade, com investimentos adicionais de US$ 450 bilhões.

O impacto dos subsídios e a sobreoferta de geração renovável

Por outro lado, o impacto dos subsídios no custo da energia é um ponto de atenção que afeta essa competitividade, alertou a diretora da PSR. Em 2025, a Conta de Desenvolvimento Energético chegou a R$ 58 bilhões e os custos do Proinfa e da Conta de Energia de Reserva chegaram a R$ 70 bilhões, uma alta de 25% em comparação com 2024.

Nos últimos anos, o Brasil passou por duas “corridas do ouro” para garantir subsídios que foram descontinuados. Na MMGD, a corrida se deu para solicitar conexão antes de 07/01/23 e evitar o início da cobrança pelo uso do “fio” das distribuidoras. Na geração centralizada, ocorreu antes do fim dos descontos de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão (Tusd/Tust), válidos para projetos com outorga de acesso até março/2022.

“Isso levou a uma sobreoferta de projetos de geração centralizada enquanto, ao mesmo tempo, a MMGD era incentivada e o seu crescimento reduzia ainda mais a demanda [por projetos centralizados], agravando o problema”, observou o vice-presidente de Regulação e Relações Institucionais do Grupo Energisa, Fernando Maia.

Com o rápido avanço da geração renovável nos últimos anos, especialmente da energia solar distribuída, houve um desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia, principalmente durante o dia.

“Chegamos a um ponto em que, em determinados momentos do dia, a carga é tão baixa que não temos mais onde reduzir a geração. Em países onde a penetração de renováveis é alta, os operadores instalaram baterias para atuar como carga no horário de vale da demanda”, disse o diretor de Operações do ONS, Christiano Oliveira. “Armazenamento é fundamental e precisamos aumentar, não apenas para estabilizar o preço, mas também a operação”.

Se o operador tivesse controle sobre a geração distribuída, 46% dos cortes de geração em 2025 poderiam ser aplicados à GD, disse Oliveira. Atualmente, o ONS corta toda a geração hidrelétrica possível, com impactos no fator de ajuste da garantia física (GSF), e em seguida corta a geração eólica e solar.

Maia, da Energisa, reforçou que atualmente é inviável que as distribuidoras cortem a MMGD, mas que elas já podem recusar novas solicitações de acesso de minigeração com base em um parecer do ONS.

A diretora da PSR mencionou a expectativa de que a autorização de cortes de geração em usinas do Tipo III contribua para aliviar a operação do sistema, uma discussão que deve ser continuada a partir dos resultados da consulta pública 45 da Aneel.

Mas o diretor do ONS alertou que é necessário evitar o agravamento dessa situação. “Quando estamos no buraco, precisamos parar de cavar o buraco. Não é só uma questão de classificação e alocação dos custos dos cortes de geração, mas de necessidade de uma entrada coordenada de nova geração, com sinal de preço adequado. A gente está resolvendo os cortes relacionados a rede, mas os relacionados à demanda vão continuar”.

A frustração de receita de usinas centralizadas tem impacto no desenvolvimento de novos projetos, destacou o presidente da Thymos, João Carlos de Mello. As empresas “colocaram o pé no freio da expansão”. Ele também mencionou como países com altos níveis de curtailment conseguiram reduzir os cortes com investimentos em baterias.

Resposta da demanda limitada

Soluções pelo lado da demanda, com incentivo tarifário para deslocar o consumo para horários com maior oferta de energia podem não ter o efeito esperado, avaliou o diretor da Energisa, que mencionou os resultados de um sandbox tarifário conduzido pelo grupo em suas distribuidoras.

“Infelizmente, não podemos dizer, baseado nos resultados desse sandbox, que a tarifa branca vai solucionar [esse problema do descasamento entre demanda e oferta]. O consumidor de baixa tensão não muda seu hábito de consumo, pelo que pudemos observar”. Ele disse que a tarifa testada chegava a ser 10 vezes mais cara no horário de ponta e, ainda assim, os consumidores participantes não alteraram significativamente seu perfil de consumo.

Maia também mencionou a necessidade de ampliar a participação de baterias na solução para o problema, não só com contratação no LRCAP, mas também no nível da distribuição.

O presidente da Associação Brasileira de Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa, avaliou que grandes consumidores poderiam, com uma remuneração adequada, contribuir com o deslocamento ou redução de consumo. “Se as indústrias pudessem participar do leilão, ao preço que foi negociado, investiriam em soluções de redução e eficiência”, disse.

LRCAP de térmicas contratou a maior parte da demanda por potência

Os leilões de reserva de capacidade que o governo programou para 2026 também são parte da solução para o desequilíbrio entre demanda e oferta de energia e a crescente rampa de geração necessária para atender a demanda no início da noite, quando a solar deixa de entregar energia ao sistema.

A diretora da PSR avalia que a maior parte da demanda por energia para cobrir a rampa de carga quando a geração distribuída deixa de atender o consumo foi contratada no Leilão de Reserva de Capacidade realizado em 18/03/26 que negociou 19 GW de potência de térmicas e hidrelétricas. Os contratos custarão R$ 515 bilhões em receitas fixas para os projetos, válidos por 10 a 15 anos.

Outro leilão aconteceu em 20/03/26, voltado para térmicas a óleo combustível. “Não vemos ainda uma demanda remanescente [para o período contratado no leilão] a não ser que tenhamos as novas cargas e uma eletrificação significativa”, disse Angela, da PSR.

O presidente da Thymos, João Mello, disse que a consultoria ainda vê 3 GW de demanda remanescente para os leilões de reserva de capacidade, que poderia ser ainda maior para acomodar a demanda de novos grandes consumidores. “Víamos inicialmente uma demanda de 23 GW que poderia chegar a 30 GW se entrarem as grandes cargas associadas a data centers, hidrogênio verde e eletrificação”, disse.

Diante da grande contratação de térmicas, o LRCAP para baterias cujas regras são aguardadas para abril, pode ficar esvaziado. As baterias foram mencionadas diversas vezes pelos especialistas como solução adequada para o descasamento entre oferta e demanda de energia e ferramenta de operação para o ONS e as distribuidoras. Entretanto, ainda não está claro se os projetos participantes no leilão poderão prestar serviços além da disponibilidade de potência.

Outros pontos citados como fundamentais para a adaptação do sistema elétrico à maior oferta de geração renovável variável e distribuída foram a medição inteligente — que pode viabilizar o armazenamento distribuído de forma mais eficiente, bem como a integração de outros recursos distribuídos, como a injeção de energia dos veículos elétricos na rede e a própria resposta da demanda — e o aperfeiçoamento do modelo de precificação da energia.

Perspectivas Integradas e Desafios da Matriz Energética Brasileira no Horizonte 2026. (pv-magazine-brasil)