Demanda energética para o transporte no Brasil

Descomissionamento deverá responder por 23% da expansão solar na década de 2040

Descomissionamento deverá responder por 23% da expansão solar na década de 2040, diz Wood Mackenzie.

O descomissionamento e a repotenciação de projetos solares antigos responderão por 23% da nova capacidade solar instalada na década de 2040, de acordo com um relatório da Wood Mackenzie.

O Cenário da "Era da Renovação"

• Substituição de ativos: Instalações fotovoltaicas que chegarem ao fim da vida útil exigirão troca ou atualização.

• Demanda global: O crescimento da demanda por eletricidade vai desacelerar, mas as trocas impulsionarão novas obras.

• Alerta estratégico: Governos e fornecedores precisam se planejar desde já para essa nova cadeia de suprimentos.

Segundo relatório, a necessidade de substituir equipamentos antigos levará as vendas de equipamentos a crescer mais de 60% em 2050 em relação aos níveis atuais.

A renovação de projetos solares e eólicos descomissionados deverá elevar as instalações anuais e melhorar a economia e a competitividade dos projetos, segundo uma análise da Wood Mackenzie.

O relatório mais recente da consultoria prevê que mais de 2,5 TW de projetos solares e eólicos em todo o mundo chegarão ao fim de sua vida útil nos anos 2040.

Os proprietários das usinas terão então de escolher entre modernizar os equipamentos existentes ou descomissionar as plantas, removendo a infraestrutura que chegou ao fim de sua vida útil. O descomissionamento pode abrir caminho para a instalação simultânea de novos equipamentos, em um processo geralmente chamado de repotenciação (repowering), que pode incorporar mais de 20 anos de avanços tecnológicos desde a construção original.

A análise da Wood Mackenzie aponta que o descomissionamento de parques eólicos já está ocorrendo, uma vez que a expansão da energia eólica começou mais cedo e avançou rapidamente em comparação com a solar. Até 2040, porém, a energia solar terá um parque envelhecido maior, definido como equipamentos com mais de 20 anos de operação.

A decisão do proprietário de descomissionar equipamentos solares ou eólicos e instalar novos equipamentos envolve comparar o valor presente líquido do investimento necessário para prolongar a vida útil do projeto existente com o custo de repotenciar completamente o ativo, segundo o relatório.

Embora existam diferentes formas de repotenciar projetos solares e eólicos, a Wood Mackenzie afirma que a mais comum é o descomissionamento completo do projeto original e a instalação de novos módulos ou aerogeradores no mesmo local, mantendo parte da infraestrutura associada.

O descomissionamento deverá responder por 23% da expansão solar e 44% da expansão eólica na década de 2040, segundo os dados do relatório.

A Wood Mackenzie prevê que a repotenciação terá impacto desproporcional nos países que adotaram as energias renováveis mais cedo. Nos mercados consolidados da Europa, o descomissionamento deverá responder por mais de 70% das instalações na década de 2040, enquanto novos mercados na Ásia poderão registrar participação de apenas 1%.

A repotenciação também garantirá que os mercados solar e eólico continuem crescendo para os fornecedores de equipamentos, afirma o relatório.

A Wood Mackenzie observa que a capacidade global de energia solar e eólica deverá diminuir neste ano e que essa tendência continuaria sem a repotenciação, em razão de fatores como a retração do apoio das políticas públicas, problemas de integração à rede e os elevados níveis de descarbonização nos mercados mais maduros.

Embora as adições líquidas anuais de energia solar e eólica devam diminuir gradualmente até 2050, a Wood Mackenzie prevê que as vendas efetivas de equipamentos em 2050 serão mais de 60% superiores às de 2026, devido à necessidade de substituir equipamentos antigos.

O relatório aponta para um novo capítulo da transição energética, chamado pela consultoria de “renovação energética”, que deverá impulsionar investimentos em fontes renováveis por décadas.

“Na década de 2040, projetamos uma desaceleração do crescimento da demanda global por eletricidade, mas um aumento das instalações solares e eólicas devido ao descomissionamento”, afirma o relatório. “Na prática, esperamos que a era da renovação resulte em mais instalações do que nunca”.

O relatório ressalta que essa mudança deve influenciar as decisões de política energética tomadas atualmente.

“Se isso não acontecer, os governos não atingirão suas metas, os fornecedores não estarão preparados para a demanda futura e os proprietários superestimarão os preços futuros da eletricidade, podendo perder oportunidades atuais”, conclui o relatório. (pv-magazine-brasil)

Brasil pode gastar mais adiando a transição climática do que investindo nela

Brasil pode gastar mais adiando a transição climática do que investindo nela, mostra estudo.

O custo de não agir e adiar a transição climática no Brasil tende a superar rapidamente o valor necessário para realizar as mudanças estruturais na economia.

Os Custos da Inação vs. Investimentos

• Setor Agroalimentar: Os custos sistêmicos anuais do modelo atual ficam entre US$ 410 bilhões e US$ 526 bilhões, enquanto a transformação estrutural até 2050 exigiria de US$ 268 bilhões a US$ 511 bilhões. Ou seja, pouco mais de um ano de manutenção do modelo atual equivale a todo o investimento da transição.

• Setor Energético: Os gastos atuais somam de US$ 300 bilhões a US$ 428 bilhões por ano, ao passo que a transição energética demandaria entre US$ 597 bilhões e US$ 915 bilhões até 2050 (cerca de 1,5 a 3 anos dos custos atuais).

• Prejuízos Gerais: Projeções de mercado indicam que o custo total da inação climática no país pode alcançar perdas expressivas comparáveis a uma fração enorme ou à totalidade do PIB nacional nas próximas décadas.

Oportunidade e Caminhos

• Vantagem Competitiva: O Brasil possui uma matriz elétrica majoritariamente limpa e potencial para liderar em energias renováveis e biocombustíveis.

• Mecanismos de Financiamento: Iniciativas como o programa EcoInvest buscam combinar recursos públicos e privados para dar escala aos projetos de longo prazo.

Pesquisa aponta que país corre risco de reproduzir “neoextrativismo verde” se não integrar transições energética e agroalimentar

Levantamento inédito do Cebrap e do Instituto ClimaInfo estima que os custos anuais de manter o modelo atual de energia e agropecuária no Brasil chegam a US$ 954 bilhões, valor que supera, em poucos anos, o investimento total necessário para uma transição ecológica justa até 2050.

Custo da inação climática pode superar investimentos necessários para transição ecológica no Brasil, aponta estudo

Pesquisa lançada pelo Cebrap e pelo ClimaInfo analisa de forma integrada as transições energética e agroalimentar e alerta para risco de país reproduzir modelo de “neoextrativismo verde”.

O Centro Brasileiro de Análise e Planejamento (Cebrap) e o ClimaInfo lançaram o estudo “Cenários e custos da transição ecológica no Brasil – As interdependências entre a transição energética e a transição agroalimentar e os riscos de um neoextrativismo verde”. A pesquisa analisa diferentes caminhos para a transição ecológica brasileira e mostra que as transformações nos sistemas energético e agroalimentar precisam ser pensadas de forma integrada.

O estudo parte do entendimento de que energia, produção de alimentos, uso da terra, biodiversidade e exploração de minerais críticos fazem parte de um mesmo sistema. Decisões que são tomadas nessas áreas têm impactos sobre as demais e exigem maior coordenação de políticas públicas, investimentos e planejamento territorial.

Entre as conclusões da pesquisa está a de que adiar uma transição ecológica implica em mais custos ecológicos, biofísicos, econômicos, sociais e fiscais. “O levantamento mostra que os custos da inação, isto é, de continuar fazendo as coisas como fazemos hoje, já são muito maiores do que os custos de uma transição melhor”, destacou Arilson Favareto, pesquisador do Cebrap e um dos autores do estudo. “Apresentamos alguns caminhos para passar do cenário inercial que estamos agora, para um cenário mais desejado”.

No sistema agroalimentar, os custos sistêmicos do modelo atual são estimados entre US$ 410 bilhões e US$ 526 bilhões por ano, enquanto os investimentos acumulados necessários para sua transição são calculados entre US$ 268 bilhões e US$ 511 bilhões até 2050. Isso significa que entre meio ano e pouco mais de um ano dos custos associados ao funcionamento do modelo atual equivalem, em ordem de grandeza, ao investimento estimado para sua transformação estrutural.

No setor energético, essa equivalência ocorre em um horizonte de aproximadamente 1,5 a 3 anos. Os custos sistêmicos atuais são estimados entre US$ 300 bilhões e US$ 428 bilhões por ano. Já os investimentos necessários para a transição até 2050 ficariam entre US$ 597 bilhões e US$ 915 bilhões — o equivalente a aproximadamente 1,5 a 3 anos dos custos sistêmicos do modelo atual.

Os autores da pesquisa destacam que essa comparação não significa que os investimentos na transição seriam recuperados financeiramente nesse período. Ela mostra, porém, a dimensão dos custos econômicos, ambientais e sociais de manter as trajetórias atuais e reforça a viabilidade econômica de uma transformação de longo prazo.

Transição energética e agroalimentar precisam caminhar juntas

Transição ecológica custa caro, mas falta de ação será pior para o Brasil.

Estudo defende transição integrada, capaz de reduzir emissões sem ampliar pressões sobre biodiversidade, recursos naturais e territórios.

No Brasil, o peso do sistema agroalimentar e do uso da terra na agenda climática é grande. Ao mesmo tempo, a transformação desse setor apresenta oportunidades importantes, como a recuperação de pastagens degradadas, a intensificação sustentável da pecuária, a restauração de ecossistemas, o avanço da bioeconomia e o uso de bioinsumos.

Na energia, a transição exige investimentos mais intensivos em capital e infraestrutura, envolvendo expansão de fontes solar e eólica, eletrificação dos transportes, modernização de redes e armazenamento, eficiência energética, hidrogênio verde e combustíveis sustentáveis.

O relatório também alerta que ampliar a participação de fontes renováveis ou de atividades consideradas verdes não garante, por si só, uma transição sustentável. Algumas soluções criadas para reduzir as emissões podem aprofundar outros aspectos da crise ambiental, como a perda de biodiversidade e a pressão sobre recursos essenciais à produção de alimentos e à conservação dos ecossistemas.

“Os biocombustíveis, por exemplo, ajudam a reduzir as emissões de gases de efeito estufa, mas podem ser produzidos em grandes plantações que avançam sobre áreas de floresta, intensificando a perda de biodiversidade. Assim, resolvemos uma parte do problema, mas agravamos outra”, explica Favareto.

Três cenários para o futuro

Para analisar os possíveis caminhos do Brasil, os pesquisadores trabalham com três cenários. No cenário de Business as Usual — de continuidade do modelo atual — as tecnologias verdes avançam, mas sem uma transformação estrutural. As renováveis crescem, porém sem substituição profunda dos fósseis, enquanto a economia mantém forte especialização primária e persistem desigualdades e pressões ambientais.

O segundo cenário considera uma transição orientada pelas NDCs (Contribuição Nacionalmente Determinada), com o cumprimento dos compromissos climáticos assumidos pelo Brasil, redução significativa das emissões, eliminação do desmatamento ilegal até 2030 e expansão das energias renováveis. Ainda haveria uma coordenação incompleta entre os diferentes setores.

Já o cenário de Transição Justa e Sustentável prevê uma coordenação sistêmica entre políticas energéticas, agroalimentares, industriais e ambientais. Nesse caminho, a descarbonização é associada à regeneração dos ecossistemas, redução das desigualdades, diversificação produtiva e recuperação de áreas degradadas, eliminando a necessidade de expansão da fronteira agrícola.

“A transição é viável do ponto de vista econômico e também tecnológico. O que a gente precisa é ter vontade política para conseguir colocar de pé essa transição e, de fato, fazer com que ela seja justa e traga benefícios para a sociedade como um todo”, afirma Carolina Marçal, coordenadora de projetos do ClimaInfo.

Risco do neoextrativismo verde

Proposta do Brasil pode recolocar o país à frente do combate à mudança climática

Governo brasileiro propõe a criação de metas globais alinhadas aos limites de temperatura definidos pelo Acordo de Paris.

Um dos principais alertas do estudo é que a transição ecológica não será necessariamente justa e sustentável apenas porque envolve atividades de baixo carbono.

Sem coordenação, o Brasil corre o risco de manter uma economia concentrada na exportação de produtos primários, agora incorporando novas atividades associadas à economia verde. O relatório identifica a possibilidade de formação de um padrão de especialização baseado em agro, energia e minerais, caracterizado como “neoextrativismo verde”.

Nesse cenário, a expansão de atividades necessárias à descarbonização pode reproduzir problemas históricos, como pressão sobre territórios e recursos naturais, concentração dos benefícios econômicos e baixa agregação de valor.

Por outro lado, o estudo aponta que uma transição conduzida de forma integrada pode representar uma oportunidade para o Brasil combinar descarbonização, regeneração ecológica, inclusão social e diversificação produtiva, transformando a agenda climática em uma estratégia mais ampla de desenvolvimento.

“Não estamos refém desse cenário do extrativismo verde. É possível pensar uma transição que não se baseie unicamente na exportação de bens primários, ainda que de menor pegada de carbono”, reforça Jordano Roma, pesquisador do Cebrap e um dos autores do estudo. (ecodebate)

Energia injetada por MMGD em 2026 corresponde a 21% do consumo cativo

Energia injetada por MMGD na rede deve corresponder a 21% do consumo cativo em 2026.

Geração solar distribuída e rede elétrica urbana em ilustração conceitual. Imagem produzida com inteligência artificial; não retrata instalação específica.

Energia injetada pela geração distribuída cresceu 41,8% em 2025

A energia injetada por mini e microgeração distribuída (MMGD) na rede deve alcançar 21,2% do consumo cativo no Brasil em 2026.

O Cenário da MMGD em 2026

• Crescimento projetado: O montante injetado pelas unidades geradoras vai subir 3,3 pontos percentuais em relação a 2025, quando representou 17,8% do mercado cativo.

• Volume esperado: As distribuidoras estimam uma expansão de 18,1% na energia injetada, atingindo cerca de 65 TWh no ano.

• Fonte dos dados: As informações constam na edição de 2026 do painel Mercado de Distribuição, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Impactos no Setor Elétrico

• Regra de transição (Lei 14.300): O encargo referente ao componente Fio B sobre a energia compensada sobe para 60% em 2026 para os sistemas sob a regra de transição.

• Desafios operacionais: Associações do setor apontam que a alta injeção de energia afeta a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), elevando as discussões sobre cortes de geração (curtailment) e a necessidade de ajustes regulatórios.

Em 2025, a modalidade injetou 55 TWh na rede, o correspondente a 17,8% do consumo de clientes cativos, aqueles abastecidos obrigatoriamente pelas distribuidoras. Os dados fazem parte da edição 2026 do painel Mercado de Distribuição, da EPE.

A energia injetada de micro e minigeração distribuída (MMGD) na rede atingiu 55 TWh em 2025, crescimento de 41,8% em comparação com 2024. Para 2026, é esperada pelas distribuidoras uma expansão de 18,1% (+10,0 TWh) em 2026, chegando a 65 TWh.

Em 2025, o montante de energia injetada de MMGD respondeu por 17,8% do consumo cativo. Em 2026, as distribuidoras esperam que a energia injetada de MMGD responda por 21,2% do mercado cativo (aumento de 3,3 pontos percentuais).

Os dados fazem parte da edição 2026 do painel Me​rcado de Distribuição, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que reúne informações inéditas de energia injetada de mini e microgeração distribuída (MMGD) e perda na distribuição. Esse trabalho é produto da cooperação dos agentes de distribuição de energia elétrica, realizado no âmbito da Comissão Permanente de Análise e Acompanhamento do Mercado de Energia Elétrica (COPAM).

Quanto ao modelo de contratação, a participação do consumo livre no mercado de distribuição avançará de 39,9%, em 2025, para 41,2%, em 2026, ainda segundo as distribuidoras, o que representa aumento de 1,2 pontos percentuais.

Painel Mercado de Distribuição 2026 aponta alta de 20% na injeção de MMGD e avanço do mercado livre.

Publicação da COPAM revela que a micro e minigeração distribuída alcançará 21,2% do consumo cativo em 2026, enquanto a participação do ambiente livre nas redes de distribuição avança para 41,2%. (pv-magazine-brasil)

Localização e horário do consumo podem proporcionar 34% de economia

Localização e horário do consumo podem proporcionar até 34% de economia na conta de energia.

Análise da Voltera aponta diferenças tarifárias entre regiões e oportunidades de economia com gestão do consumo.

No mercado de energia brasileiro, onde a localização geográfica influencia diretamente os custos operacionais, o ajuste estratégico no perfil de consumo pode resultar em economias reais de até 34%. Ou seja, transforma uma despesa operacional em ganho direto de margem para as empresas.

Economia de até 34% na conta de energia com ajuste de horário e localização

Ajustar o perfil de consumo e a localização geográfica pode gerar uma redução de até 34% nos custos de energia elétrica.

Como funciona essa economia

• Localização geográfica: Diferentes regiões do país e áreas de concessão apresentam tarifas variadas, o que cria oportunidades para otimizar os custos dependendo de onde a operação está situada.

• Horário do consumo: O uso de energia fora do horário de pico reduz o valor pago na fatura. O horário de pico no Brasil costuma ficar entre o final da tarde e a noite (geralmente das 18h às 21h, variando conforme a distribuidora local).

• Tarifa Branca: Essa modalidade de cobrança diferencia o preço da eletricidade conforme a hora do dia. A energia custa mais caro nos picos de demanda e fica mais barata nos períodos de menor movimento.

Dicas para aproveitar

• Desloque o uso: Evite ligar equipamentos pesados — como aparelhos de ar-condicionado, motores e máquinas — durante o horário de pico.

• Aproveite os horários econômicos: Concentre atividades de maior gasto em períodos com tarifas reduzidas ou maior oferta de geração renovável (como no meio do dia).

• Avalie a troca de tarifa: Estude junto à sua distribuidora se a adesão à Tarifa Branca compensa para a sua rotina e capacidade de remanejar o consumo.

Otimizar o perfil de consumo e a localização geográfica permite que empresas alcancem uma redução de até 34% nos custos com energia, impulsionando a eficiência no mercado livre brasileiro.

No dinâmico cenário da energia elétrica no Brasil, a estratégia de consumo tornou-se um diferencial competitivo fundamental. Empresas que operam ou planejam migrar para o Mercado Livre de Energia agora contam com uma variável crítica para o sucesso financeiro: o ajuste inteligente entre o horário de utilização e a localização da operação. Estudos recentes apontam que essa gestão estratégica pode gerar economias de até 34%, transformando a conta de luz de um custo fixo em uma variável de alta performance.

A localização geográfica atua como um dos pilares centrais dessa mudança. Enquanto companhias situadas no Centro-Oeste, Sudeste e Sul encontram um campo fértil para reduzir despesas na migração para o ambiente livre, consumidores que já operam sob essas condições — e que mantêm benefícios da TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) — encontram as maiores oportunidades de ganho nas regiões Norte e Nordeste. O segredo está em entender como as tarifas das distribuidoras variam conforme a infraestrutura local e o cronograma produtivo.

Quadro Consumo Consciente

Economia: governo dá dicas de consumo consciente de energia elétrica.

A volatilidade tarifária como oportunidade

De acordo com análises da Voltera, o custo do MWh não é uniforme e flutua drasticamente dependendo do ponto de consumo e do horário. Em horários fora de ponta, observam-se valores mais atrativos, como os registrados na CEB Distribuição, no Distrito Federal, e em áreas sob responsabilidade da Energisa Minas Rio, CPFL Piratininga e CEEE Distribuição. Em contrapartida, durante o horário de ponta, as tarifas sofrem uma escalada agressiva, impactando severamente empresas como a Coelba, Celpa e Cemar, onde os custos chegam a patamares elevados.

Tarifa branca: opção para reduzir a conta de luz

Simuladores online ajudam a escolher ou não novo regime de cobrança.

A declaração de Alan Henn, CEO da Voltera, afirma:

O preço da energia não é estático e depende de onde a empresa está, quando ela consome e como sua operação está estruturada.

Essa perspectiva reforça que a eficiência energética deixou de ser apenas uma questão de sustentabilidade para se tornar uma engenharia financeira indispensável. A capacidade de deslocar processos industriais ou administrativos para janelas horárias mais econômicas é, hoje, a ferramenta mais eficaz para quem busca otimizar o orçamento operacional frente a um mercado cada vez mais volátil.

O futuro do mercado livre de energia

Este cenário torna-se ainda mais urgente com a aproximação da abertura total do mercado. A previsão de que consumidores de baixa tensão tenham acesso ao ambiente de livre contratação a partir de 25/11/2027 promete democratizar o acesso a preços mais competitivos. Contudo, essa transição exige que gestores estejam preparados para analisar o perfil de demanda da sua organização com antecedência.

Em última análise, a busca pela eficiência energética será o grande motor de crescimento para os próximos anos. Com o amadurecimento do setor e a digitalização do monitoramento de carga, a redução de custos por meio do ajuste de perfil será a regra para empresas que desejam se manter resilientes no mercado de energia limpa e sustentável do país. (energialimpa)