Itaipu prepara projeto-piloto com baterias para integrar usina solar flutuante e hidrelétrica

Itaipu prepara projeto-piloto com baterias para testar integração entre usina solar flutuante e hidrelétrica.

A Itaipu Binacional está implementando um sistema de armazenamento BESS de 1 MW no seu projeto de usina solar flutuante. O piloto visa contornar a intermitência solar, testando a complementaridade entre a geração fotovoltaica e hidráulica para estabilizar o sistema e deslocar picos de energia (energy shifting).

O projeto consolida a infraestrutura que já vem sendo testada no reservatório da usina:

• Capacidade da Usina Solar: O sistema flutuante inicial opera com 1 MWp, formado por 1.584 módulos fotovoltaicos de 705 Wp cada Itaipu Binacional instalará sistema de armazenamento com baterias em sua usina solar flutuante.

• Objetivos do Piloto de Baterias: A integração das baterias permitirá avaliar o desempenho em aplicações de flexibilidade operativa e como o armazenamento é capaz de entregar energia de maior qualidade ao SIN (Sistema Interligado Nacional).

• Visão de Futuro: O aproveitamento do reservatório e a expansão para milhares de megawatts dependem da atualização das diretrizes do Tratado de Itaipu, abrindo caminho para complementar as águas da hidrelétrica com a geração fotovoltaica Itaipu prepara projeto-piloto com baterias para testar integração entre usina solar flutuante e hidrelétrica.

Empreendimento terá caráter demonstrativo e servirá para avaliar aplicações como energy shifting, flexibilidade operativa e complementaridade entre geração solar e hidrelétrica, com base em critérios técnicos previstos para o LRCAP.

A Itaipu Binacional avança na estruturação de um projeto-piloto de armazenamento de energia em baterias (BESS) associado à sua usina solar flutuante. A iniciativa terá caráter demonstrativo e pretende gerar conhecimento técnico para subsidiar futuros investimentos em sistemas de armazenamento e na expansão de fontes renováveis.

O projeto foi anunciado durante um evento do setor elétrico e, segundo informações de Itaipu à pv magazine Brasil, ainda está em fase de estruturação em parceria com o Itaipu Parquetec. Nesta etapa, aspectos como cronograma, potência instalada, capacidade de armazenamento, tecnologia das baterias, investimento e modelo de contratação ainda não foram definidos.

A proposta é utilizar o projeto como uma plataforma para avaliar o desempenho operacional dos sistemas BESS em diferentes aplicações. Entre elas estão o deslocamento temporal da energia (energy shifting), a ampliação da flexibilidade operativa, a integração da geração solar flutuante e a complementaridade entre a produção fotovoltaica e a geração hidrelétrica.

Segundo a binacional, os resultados obtidos deverão produzir indicadores técnicos que servirão de base para futuras decisões de investimento em armazenamento de energia.

Projeto seguirá parâmetros considerados no LRCAP

Como referência para a concepção do projeto, a Itaipu informou que está considerando critérios técnicos semelhantes aos previstos para o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) voltado aos sistemas de armazenamento.

Entre os parâmetros analisados estão autonomia mínima de quatro horas, fornecimento contínuo de potência durante todo esse período, além de requisitos relacionados à disponibilidade e ao desempenho operacional dos equipamentos.

De acordo com a empresa, esses critérios permitirão avaliar a aderência da tecnologia às futuras necessidades do Sistema Interligado Nacional (SIN), especialmente diante da crescente participação de fontes renováveis variáveis na matriz elétrica.

Base para futuros investimentos

Embora o projeto tenha escala experimental, a iniciativa faz parte da estratégia da Itaipu de ampliar o conhecimento sobre o uso de baterias em aplicações voltadas ao sistema elétrico.

A expectativa é que os dados obtidos orientem futuras decisões sobre investimentos em armazenamento eletroquímico e na expansão da geração renovável, contribuindo para aumentar a confiabilidade, a flexibilidade operativa e a segurança energética dos sistemas elétricos do Brasil e do Paraguai.

Durante o anúncio do projeto, o diretor-geral brasileiro da Itaipu, Enio Verri, também afirmou que os estudos da empresa apontam potencial para expandir a geração solar na área do reservatório para mais de 1 GW, reforçando a perspectiva de integração entre a usina hidrelétrica, a geração fotovoltaica flutuante e os sistemas de armazenamento em baterias. (pv-magazine-brasil)

A cada 100 veículos leves vendidos no Brasil, 16 já são eletrificados

Mercado emplacou 215 mil veículos eletrificados no primeiro semestre, mais que dobrou de tamanho em um ano e alcançou participação recorde de 18,3% nas vendas de junho, segundo a ABVE.

O mercado brasileiro de veículos leves eletrificados atingiu um novo patamar no primeiro semestre de 2026. Dados divulgados pela Associação Brasileira do Veículo Elétrico (AVBE) mostram que, entre janeiro e junho, foram emplacados 215.023 veículos eletrificados no país, alta de 125% em relação ao mesmo período de 2025, quando foram comercializadas 95.493 unidades.

Com esse desempenho, os eletrificados passaram a responder por 15,8% das vendas nacionais de veículos leves — o equivalente a 16 de cada 100 veículos comercializados no Brasil. Em junho, a participação alcançou um novo recorde de 18,3%, com 47.579 emplacamentos, o maior volume mensal da série histórica da entidade.

Os dados indicam que a eletrificação avança em ritmo muito superior ao do mercado automotivo como um todo. Enquanto as vendas totais de veículos leves cresceram 20% no primeiro semestre, os eletrificados registraram expansão de 125%, consolidando uma mudança no perfil de consumo do setor.

Segundo o presidente da ABVE, Ricardo Bastos, os resultados refletem um conjunto de iniciativas que vem fortalecendo a eletromobilidade no país. “Ainda falta muito para termos um ambiente regulatório robusto no Brasil, mas essas medidas já fizeram a eletromobilidade ganhar a confiança do consumidor brasileiro”, afirmou.

De acordo com Bastos, a aprovação de legislações estaduais garantindo o direito à recarga, a atualização das normas para instalação de carregadores em edifícios residenciais e a expansão da infraestrutura pública de recarga contribuíram para aumentar a confiança dos consumidores na tecnologia.

Oferta de modelos cresce 19%

A ampliação do portfólio disponível também impulsionou o mercado. Entre o primeiro semestre de 2025 e o mesmo período de 2026, a oferta de veículos leves eletrificados aumentou de 294 para 350 modelos, crescimento de 19%.

Os veículos 100% elétricos (BEV) lideraram essa expansão, passando de 152 para 192 modelos, alta de 26%. Os híbridos plug-in (PHEV) cresceram de 101 para 106 opções, enquanto os híbridos convencionais (HEV) passaram de 37 para 44 modelos. Já os híbridos flex dobraram de quatro para oito versões disponíveis.

Rede de recarga supera 25 mil eletropostos

O avanço das vendas foi acompanhado pela expansão da infraestrutura de recarga.

Levantamento da ABVE em parceria com a Tupi Mobilidade aponta que o Brasil contava, em junho, com 25.429 eletropostos públicos e semipúblicos, crescimento de 21% em relação a fevereiro, quando eram 21.061 pontos.

Os carregadores rápidos em corrente contínua (DC) já representam 34% da infraestrutura nacional, fator apontado pela entidade como um dos principais responsáveis pelo aumento da confiança dos consumidores nos veículos elétricos e híbridos plug-in.

Segundo a associação, a combinação entre maior oferta de modelos, expansão da infraestrutura de recarga, aumento da concorrência, início da produção nacional de veículos eletrificados e maior familiaridade dos consumidores com a tecnologia vem acelerando a transição para a eletromobilidade no Brasil.

Elétricos a bateria mantém liderança

Os veículos plug-in — categoria formada pelos modelos totalmente elétricos (BEV) e híbridos plug-in (PHEV) — responderam por 83% das vendas de eletrificados em junho, totalizando 39.344 unidades.

Pelo quinto mês consecutivo, os veículos 100% elétricos lideraram o mercado, com 21.138 emplacamentos, equivalentes a 44,4% das vendas de eletrificados no mês. Os híbridos plug-in registraram 18.206 unidades, participação de 38,3%.

Os híbridos convencionais (HEV) responderam por 4.507 unidades (9,5%), enquanto os híbridos flex (HEV Flex) somaram 3.728 veículos (7,8%).

No acumulado do semestre, os veículos totalmente elétricos permaneceram na liderança, com 90.626 emplacamentos (42,2%), seguidos pelos híbridos plug-in, com 76.400 unidades (35,5%). Os híbridos flex registraram 24.078 veículos (11,2%) e os híbridos convencionais, 23.919 (11,1%).

Sudeste concentra maior mercado

Regionalmente, o Sudeste respondeu por 44,7% das vendas nacionais de veículos leves eletrificados no primeiro semestre, com 96.159 emplacamentos.

Na sequência aparecem Nordeste (40.310 unidades), Sul (38.716), Centro-Oeste (30.426) e Norte (9.411).

Entre os estados, São Paulo liderou o ranking, com 61.629 veículos vendidos, seguido pelo Distrito Federal (18.131), Minas Gerais (16.341), Paraná (14.738) e Rio de Janeiro (12.959).

Entre as cidades, São Paulo liderou com 22.566 emplacamentos, seguida por Brasília (18.131), Belo Horizonte (9.896), Rio de Janeiro (7.096) e Curitiba (6.395).

Os dados também mostram que os micro-híbridos (MHEV) registraram 29.938 emplacamentos no primeiro semestre, crescimento de 10% em relação ao mesmo período de 2025. No entanto, desde janeiro de 2025, a ABVE deixou de incluir essa tecnologia em suas estatísticas de veículos eletrificados por considerar eletrificados apenas os veículos com tração elétrica — casos dos híbridos convencionais (HEV), híbridos flex (HEV Flex), híbridos plug-in (PHEV) e veículos 100% elétricos (BEV). (pv-magazine-brasil)

Agrivoltaica abastece produção de fertilizantes

A localização conjunta de sistemas agrivoltaicos, cultivo de milho, produção de etanol e fabricação de ureia pode criar um sistema integrado no qual a energia, o carbono e a produção agrícola se apoiam mutuamente.

As recentes tensões no Oriente Médio evidenciaram uma vulnerabilidade crucial no setor de fertilizantes da Índia. A Índia não sofre com falta de capacidade de produção de ureia. O que lhe falta é controle sobre a matéria-prima que a alimenta. Cada aumento nos preços globais do gás natural se reflete na economia agrícola.

Em 2025, a Índia importou cerca de 27% de suas necessidades de ureia e mais de 80% do gás natural utilizado na produção de fertilizantes. Quando o fornecimento de gás se torna escasso e os custos aumentam, o governo absorve o impacto por meio de subsídios. Somente em 2024-2025, a conta de subsídios para fertilizantes ultrapassou 1,71 trilhão de rúpias indianas (US$ 17,9 bilhões). Este não é um desafio pontual, mas sim uma fragilidade estrutural. O problema reside no cerne da cadeia produtiva. A produção de ureia depende da amônia, e a produção de amônia depende do gás natural. O gás serve tanto como matéria-prima quanto como combustível. Consequentemente, interrupções no Golfo Pérsico podem afetar a economia da produção de fertilizantes na Índia em questão de semanas. Os agricultores, em última instância, arcam com as consequências, seja por meio de restrições de oferta ou pelo ônus fiscal do aumento dos subsídios. Para enfrentar esse desafio, são necessárias mais do que medidas de curto prazo; é preciso repensar a forma como os fertilizantes são produzidos.

Um caminho integrado para a autossuficiência em fertilizantes

A resposta pode não estar apenas no setor de fertilizantes. A localização conjunta de sistemas agrivoltaicos, cultivo de milho, produção de etanol e fabricação de ureia pode criar um sistema integrado no qual energia, carbono e produção agrícola se apoiam mutuamente.

Em nível agrícola, a agrovoltaica permite o uso duplo da terra para o cultivo de lavouras e a geração de energia solar. Os agricultores podem cultivar milho sob e ao redor de painéis fotovoltaicos, gerando renda tanto com a produção de grãos quanto com a geração de eletricidade. Ao mesmo tempo, podem reduzir o consumo de diesel para irrigação e se beneficiar de uma fonte de renda mais estável.

O milho assume um papel central neste modelo. A Índia já utiliza o milho como matéria-prima para a produção de etanol no âmbito do seu programa de mistura, que atingiu a meta de 20% de etanol para 2030 em 2025. Cada tonelada de milho pode produzir aproximadamente 400 litros de etanol. A capacidade de produção de etanol está em expansão em estados como Bihar, Uttar Pradesh, Maharashtra e Karnataka.

No entanto, as usinas de etanol também liberam quantidades substanciais de dióxido de carbono (CO₂) durante a fermentação. Para cada litro de etanol produzido, são emitidos cerca de 0,8 kg de CO₂, a maior parte dos quais é atualmente liberada na atmosfera.

Ao contrário dos sistemas convencionais de captura de carbono, que precisam separar o CO₂ dos fluxos diluídos de gases de escape industriais, a fermentação produz um fluxo concentrado de CO₂ biogênico de alta pureza, tornando a captura e a utilização comparativamente mais simples. Esse CO₂ pode, em vez disso, tornar-se um insumo valioso. Em um cluster localizado no mesmo local, o CO₂ biogênico proveniente de usinas de etanol pode ser fornecido diretamente para instalações de produção de ureia próximas. A fabricação de ureia requer CO₂, grande parte do qual atualmente se origina de processos baseados em combustíveis fósseis ligados à amônia derivada de gás. Substituir esse CO₂ por CO₂ biogênico pode reduzir as emissões, diminuir a dependência de insumos importados e converter um fluxo de resíduos em um recurso produtivo.

A energia é o elemento que une o sistema. A eletricidade gerada por meio de sistemas agrivoltaicos pode alimentar usinas de etanol e eletrolisadores que produzem hidrogênio verde. O hidrogênio pode então ser usado na síntese de amônia. A combinação de amônia verde com CO₂ capturado permite a produção de ureia com baixa emissão de carbono, reduzindo a dependência do gás natural importado e protegendo a produção de fertilizantes da volatilidade dos preços globais.

É importante ressaltar que esses polos não precisam depender exclusivamente do milho cultivado sob instalações agrovoltaicas. A agrovoltaica pode servir como uma âncora energética para um ecossistema regional mais amplo, com usinas de etanol adquirindo milho das comunidades agrícolas vizinhas. Isso não só apoia a produção de etanol e fertilizantes em larga escala, como também cria um mercado confiável para os agricultores de toda a região. Ao gerar uma demanda industrial sustentada por milho, o modelo pode fortalecer as cadeias de valor locais, fornecer aos agricultores uma via adicional para comercializar seus produtos e melhorar a obtenção de preços por meio de maior concorrência de mercado e oportunidades de compra diversificadas.

Por que a economia funciona

A viabilidade econômica de um sistema como esse é sustentada por múltiplas fontes de receita. A produção de etanol se beneficia da demanda garantida pelas metas de mistura estabelecidas pelo governo, enquanto a ureia atende a um mercado interno que ultrapassa 33 milhões de toneladas anualmente. A eletricidade gerada por meio de sistemas agrivoltaicos e consumida internamente pode reduzir os custos de energia industrial em aproximadamente 35% a 50%, dependendo da estrutura tarifária de eletricidade do estado. Além disso, o sistema garante a comercialização da energia gerada pelos agricultores que adotam sistemas agrivoltaicos.

Os mercados de carbono podem fornecer uma fonte adicional de receita. A captura de CO₂, a substituição de insumos de origem fóssil e o uso de eletricidade renovável podem gerar reduções de emissões verificáveis. Essas reduções podem ser monetizadas por meio de mercados de carbono voluntários, melhorando a viabilidade geral do projeto.

Os benefícios se estendem a todas as partes interessadas. Os agricultores obtêm renda tanto da produção agrícola quanto da geração de eletricidade, reduzindo os custos de insumos e melhorando a estabilidade da renda. A indústria pode reduzir a exposição às flutuações do preço do gás e diversificar as oportunidades de receita. Para o governo, a menor dependência de fertilizantes e matérias-primas importadas pode reduzir tanto os gastos com importações quanto a pressão sobre os subsídios. Considerando os bilhões de dólares que a Índia gasta anualmente com importações de fertilizantes, mesmo uma substituição parcial poderia gerar economias fiscais significativas.

O modelo também apoia o desenvolvimento econômico rural. Em vez de depender exclusivamente de grandes instalações centralizadas, podem surgir polos integrados nas regiões produtoras de milho. Esses polos podem gerar empregos em diversos setores, como agricultura, processamento, geração de energia, manufatura e logística, ao mesmo tempo que retêm maior valor nas economias locais.

Rumo a Atmanirbharta na produção de fertilizantes

Muitos dos elementos fundamentais já existem. O futuro programa KUSUM 2.0 deverá apoiar 10 GW de instalações agrivoltaicas em todo o país, enquanto as políticas de incentivo ao etanol continuam a estimular a procura por milho. O que ainda falta é uma estrutura que ligue estes componentes num sistema coerente.

Criar essa ligação exigirá ação coordenada. Estados podem identificar regiões adequadas para o cultivo de milho e desenvolver polos de produção. Organizações de produtores rurais, grupos de autoajuda e cooperativas podem apoiar a agregação e a implementação. Padrões para ureia de baixo carbono podem ajudar a criar sinais de mercado e estimular a demanda. O financiamento pode contar com apoio público, investimento privado, títulos verdes e receitas de carbono para melhorar a viabilidade econômica dos projetos e atrair capital.

A Índia tem dependido de importações e subsídios para garantir o fornecimento de fertilizantes, mas essa abordagem continua vulnerável a choques globais de preços e oferta. A integração de agrivoltaica, bioetanol e produção de ureia oferece um caminho para a autossuficiência (Atmanirbharta) na produção de fertilizantes — um caminho que começa não com importações, mas com recursos já presentes nos campos da Índia.

Suhas Sathyakiran é Analista Sênior na equipe de Energias Renováveis, enquanto Saptak Ghosh lidera o setor de Energias Renováveis ​​e Conservação de Energia no Centro de Estudos de Ciência, Tecnologia e Política (CSTEP), um think tank voltado para pesquisa. (pv-magazine-brasil)

A nova fronteira da energia nuclear

“Nova fronteira” da energia limpa, fusão nuclear tem investimentos de Gates, Bezos e outros bilionários

Startups e governos estão criando iniciativas para gerar energia a partir do processo inverso do que é utilizado hoje.

A nova fronteira da energia nuclear é marcada pelo avanço dos SMRs (Reatores Modulares Pequenos), pelo uso do tório como combustível limpo e seguro, por usinas subterrâneas e flutuantes. No Brasil, a expansão foca em triplicar a capacidade até 2050, na conclusão da usina de Angra 3 e na extração de urânio em Santa Quitéria.

A inovação na indústria atômica global e nacional vai muito além das tradicionais usinas em grande escala, apresentando as seguintes frentes principais:

1. Reatores Modulares Pequenos (SMRs)

• O que são: Usinas de 30 MW a 300 MW construídas em fábricas e montadas no local, facilitando investimentos (estimados em US$ 670 bilhões até 2050).

• Vantagens: São ideais para abastecer áreas remotas, polos industriais e grandes centros de tecnologia, como data centers.

2. Tório em vez de Urânio

• A nova fronteira do combustível: O uso do tório representa uma mudança radical. Ele oferece um ciclo de combustível que inviabiliza a proliferação de armas nucleares e gera resíduos com toxicidade muito menor e por um período bem mais curto.

3. Soluções Flutuantes e Subterrâneas

• Usinas subaquáticas: Projetos recentes nos Estados Unidos já testam reatores instalados a quase dois mil metros de profundidade, eliminando estruturas visíveis na superfície.

• Usinas nucleares flutuantes: Pioneira no Ártico russo, a tecnologia tem atraído interesse global por levar eletricidade a locais isolados e plataformas offshore de mineração.

4. O Cenário Brasileiro

• Segurança energética: O Brasil possui uma das maiores reservas de urânio do mundo e domina o ciclo do combustível, o que coloca o país — e especialmente o Ceará, com o Projeto Santa Quitéria — no centro da estratégia nuclear.

• Angra 3: Com previsão de término para o fim de 2028, a unidade é uma aposta para garantir a estabilidade do sistema elétrico nacional, equilibrando a intermitência de fontes eólicas e solares.

ETF de energia nuclear: a nova fronteira de investimentos em tecnologia limpa

Existem mais de 80 projetos de SMRs e MRNs em desenvolvimento, distribuídos em cerca de 18 países. E o Brasil possui vantagens estratégicas relevantes, tendo uma das maiores reservas de urânio do mundo, domínio do ciclo do combustível nuclear e capacidade tecnológica em áreas críticas.

A energia nuclear voltou definitivamente ao centro da agenda estratégica global. Após décadas em segundo plano, o setor vive um novo ciclo de expansão impulsionado pelo crescimento acelerado da demanda por eletricidade, necessidade de descarbonização da economia e busca por maior segurança energética em um cenário internacional cada vez mais instável.

A expansão da inteligência artificial, dos data centers, da eletrificação industrial, mobilidade e da economia digital vem pressionando os sistemas elétricos em escala global. Ao mesmo tempo, crises energéticas recentes e tensões geopolíticas expuseram a vulnerabilidade de modelos excessivamente dependentes de combustíveis fósseis importados ou de fontes de geração intermitentes, sem capacidade adequada de armazenamento.

Energia nuclear voltou a ser vista não apenas como fonte limpa, mas como infraestrutura estratégica para garantir fornecimento contínuo, previsível e de baixa emissão de carbono. Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA), os investimentos globais anuais em energia nuclear já ultrapassam US$ 60 bilhões por ano e podem chegar a US$ 120 bilhões anuais na próxima década. Atualmente, mais de 60 reatores nucleares estão em construção no mundo, enquanto diversos países ampliam ou retomam seus programas nucleares.

Mas o movimento mais importante talvez esteja na nova geração de reatores: os Small Modular Reactors (SMRs) e os Micro Reatores Nucleares (MRNs). Enquanto os projetos convencionais exigem investimentos bilionários, longos prazos de construção e elevada complexidade operacional, os SMRs e MRNs foram concebidos para operar de forma modular, flexível e descentralizada.

Cientistas dão novo passo em direção à energia de fusão nuclear quase ilimitada

Os SMRs possuem potência inferior a 300 MW. Já os MRNs operam em escala ainda menor, frequentemente entre 1 MW e 20 MW, permitindo aplicações específicas em regiões remotas, mineração, plataformas offshore, mobilidade, bases militares, pequenos municípios, infraestrutura crítica e data centers.

A principal vantagem desses sistemas está na combinação de segurança energética, baixa emissão de carbono e modularidade. Os projetos utilizam sistemas passivos de segurança, menor área ocupada e capacidade de operação contínua por mais de 10 anos sem necessidade de reabastecimento.

O mercado global percebeu rapidamente o potencial dessa nova tecnologia. A IEA estima que os investimentos acumulados em SMRs poderão atingir US$ 670 bilhões até 2050. Hoje, existem mais de 80 projetos de SMRs e MRNs em desenvolvimento, distribuídos em cerca de 18 países. O interesse crescente das big techs ajuda a explicar parte desse movimento.

Nesse novo cenário, o Brasil possui vantagens estratégicas relevantes. O país reúne uma das maiores reservas de urânio do mundo, domínio do ciclo do combustível nuclear e capacidade tecnológica em áreas críticas, incluindo o reator nuclear para propulsão de submarino e a tecnologia de enriquecimento por ultracentrifugação desenvolvidos no âmbito do programa nuclear da Marinha, além de mão de obra qualificada, instituições nucleares consolidadas e setores industriais capazes de participar da cadeia de suprimentos dos futuros SMRs e MRNs.

O projeto pioneiro de um MRN no país está sendo desenvolvido pela Terminus Energy, startup do Grupo Diamante e controlada da holding Núcleo Brasil Energia Participações. O projeto conta com recursos da Finep – Financiadora de Estudos e Projetos, da Diamante Energia, e possui parceria com instituições como a CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear, Amazul, INB, CTMSP, institutos de pesquisa e universidades federais do Rio de Janeiro, Minas Gerais, Ceará e Santa Catarina.

Da energia fóssil a energia nuclear

A iniciativa insere o país em um dos segmentos mais estratégicos da nova economia energética global.

Naturalmente, o avanço do setor exigirá evolução regulatória. O Brasil possui um marco nuclear estruturado e reconhecido internacionalmente, mas o novo ambiente tecnológico tende a demandar modernização institucional para ampliar segurança jurídica, permitir maior participação privada em determinados segmentos e acelerar investimentos.

Na nova economia energética global, os países que liderarem o desenvolvimento de SMRs e MRNs não estarão apenas produzindo energia, mas construindo soberania tecnológica, competitividade industrial e poder estratégico. (brasilenergia)

Consumo de eletricidade no país pode crescer 130% até 2050

Consumo de eletricidade no Brasil pode crescer 130% até o ano de 2050.

O consumo de eletricidade no Brasil deve saltar dos atuais 764 TWh para cerca de 1.754 TWh até 2050, um aumento de quase 130%, segundo projeções da Envol Energy Consulting. Esse salto será impulsionado principalmente pela expansão dos data centers, pela eletrificação dos transportes e pela substituição de combustíveis fósseis na indústria.

O cenário para as próximas décadas se desenha através dos seguintes pilares:

• O Crescimento Digital: O boom da inteligência artificial e da computação em nuvem requer grandes infraestruturas de processamento de dados.

• Matriz Renovável: O Brasil tem vantagem estratégica para atrair investimentos em infraestrutura digital devido à sua matriz predominantemente limpa e renovável.

• Eletrificação: O aumento da eficiência energética da indústria e a expansão da frota de carros elétricos forçarão a modernização da rede de distribuição e da matriz energética nacional.

Este aumento sem precedentes transformará o mercado energético nas próximas duas décadas e meia, criando desafios de infraestrutura, armazenamento e políticas públicas.

Segundo estudo da consultoria Envol, eletrificação e expansão de data centers devem impulsionar esse crescimento. Os centros de dados têm potencial para alcançar cerca de 23 GW de demanda até 2034.

O consumo de energia elétrica no Brasil deverá mais que dobrar nas próximas décadas, impulsionado pela eletrificação de diversos setores da economia e pela expansão acelerada dos data centers. A projeção é da Envol Energy Consulting, que estima crescimento de aproximadamente 130% na demanda nacional até 2050, passando dos atuais 764 TWh para cerca de 1.754 TWh.

Segundo o estudo, o país reúne condições favoráveis para capturar uma parcela relevante da nova demanda global por infraestrutura digital, especialmente em razão de sua matriz elétrica predominantemente renovável. “A expansão da inteligência artificial, da computação em nuvem e dos serviços digitais vem elevando a necessidade de grandes centros de processamento de dados, considerados uma das principais fontes de crescimento do consumo de eletricidade em todo o mundo”, explica Mayra Guimarães, gerente consultora da Envol.

Data centers e eletrificação devem elevar consumo de energia no Brasil em 130% até 2050.

Estudo aponta salto na demanda nacional para 1.754 TWh e consolida infraestrutura digital como nova fronteira estratégica do setor elétrico brasileiro.

No Brasil, esse movimento já começa a aparecer nos pedidos de conexão à rede elétrica. Com base em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Envol avalia que os projetos de data centers em operação, contratados ou em desenvolvimento possuem potencial para alcançar cerca de 23 GW até 2034, consolidando estes empreendimentos como uma nova fronteira estratégica de consumo de energia no país.

Além da digitalização da economia, o estudo aponta que o aumento da renda da população, a maior utilização de equipamentos elétricos, a eletrificação industrial e o crescimento do consumo per capita de energia devem sustentar a expansão da demanda brasileira ao longo das próximas décadas. O processo acompanha uma tendência global conhecida como “Era da Eletricidade”, marcada pela substituição gradual de combustíveis fósseis por eletricidade em setores como transporte, indústria e edificações.

A consultoria alerta, porém, que o desafio não será apenas gerar mais energia. “O avanço da eletrificação e da infraestrutura digital vai transformar o planejamento energético em um dos temas centrais para a competitividade da economia brasileira nas próximas décadas”, destaca Mayra. A expansão da demanda exigirá investimentos significativos em redes de transmissão e distribuição, sistemas de armazenamento e mecanismos de flexibilidade capazes de garantir a segurança e a confiabilidade do fornecimento elétrico.

Consumo elétrico no Brasil mais que duplicará até 2050 puxado por eletrificação e data centers. (pv-magazine-brasil)