Veículos eletrificados podem atingir 1 milhão em setembro/2026

Veículos eletrificados acumulam frota de 950 mil unidades no país e podem atingir 1 milhão ainda este mês.

O Brasil acumulou uma frota de 950.183 veículos eletrificados até agosto/2026 e deve atingir a marca de 1 milhão de unidades em circulação ainda em setembro.

O Momento do Mercado

• Faltam apenas 49.817 veículos para alcançar o primeiro milhão da série histórica iniciada em 2012 pela ABVE (Associação Brasileira do Veículo Elétrico).

• Agosto/2026 bateu recorde com 57.386 emplacamentos de leves eletrificados, alta de 184% sobre agosto/2025.

• Participação de 22% das vendas de veículos leves no país no mês de agosto.

Principais Tecnologias (agosto/2026)

• 100% Elétricos (BEV): 27.166 unidades (47,3% do total de eletrificados).

• Híbridos Plug-in (PHEV): 20.535 unidades (35,8%).

• Híbridos Flex (HEV Flex): 5.240 unidades (9,1%).

• Híbridos Convencionais (HEV): 4.445 unidades (7,8%).

• (Nota: Os micro-híbridos ou MHEV somaram 6.669 unidades, mas não entram na contabilidade oficial da ABVE por não terem tração elétrica autônoma).

Destaque Regional

• O Sudeste lidera as vendas com 41,8% do mercado em agosto (24.010 unidades), seguido pelo Nordeste (21,7%) e Sul (17,5%).

• O estado de São Paulo respondeu por 26,1% dos emplacamentos do país no período.

Mercado brasileiro registra recorde de 57.386 emplacamentos em agosto, com participação de 21,8%; eletrificados plug-in concentram 83,1% do mercado e segmento acumula alta de 160,5% no ano, com São Paulo mantendo a liderança nos emplacamentos nacionais.

General Motors

O mercado brasileiro de veículos leves eletrificados se aproxima de um marco histórico. Com 57.386 emplacamentos em agosto, a frota eletrificada em circulação chegou a 950.183 unidades, segundo a série histórica da ABVE Data. Restam 49.817 veículos para que o país alcance a marca de 1 milhão de eletrificados, o que poderá ocorrer ainda em setembro, caso o ritmo atual de vendas seja mantido.

A série histórica acompanha a evolução do segmento desde janeiro/2012, quando foram registrados 117 emplacamentos. Em 2016, o mercado chegou a 1.091 unidades e, em 2024, alcançou 177.358. Apenas entre janeiro e agosto/2026, foram comercializados 328.477 veículos eletrificados, volume que já corresponde a 34,6% de toda a série histórica.

“Nossa expectativa é chegar ao primeiro milhão nas próximas semanas, ainda este mês”, afirmou o presidente da Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), Ricardo Bastos.

O resultado representa uma mudança de escala do mercado brasileiro. “A eletromobilidade já chegou ao Brasil, ela já é o principal vetor de crescimento do mercado automotivo. O consumidor já vê o veículo eletrificado como sua principal opção de compra”, afirmou.

Bastos também destacou a necessidade de aproveitar o avanço da eletromobilidade para fortalecer a indústria nacional. “Agora, temos de olhar para a frente e aproveitar essa nova realidade para desenvolver e recuperar a competitividade da indústria nacional, tanto no setor automotivo quanto no setor de autopeças”.

Mercado opera em novo patamar

O resultado de agosto representa um crescimento de 2% em relação a julho, quando foram registrados 56.074 emplacamentos, e de 184% na comparação com agosto/2025, que teve 20.222 unidades.

Foi o segundo mês consecutivo em que as vendas de eletrificados leves superaram 50 mil unidades no país e, ao mesmo tempo, um novo recorde mensal da série histórica da ABVE Data.

Entre janeiro e agosto, os eletrificados acumularam crescimento de 160,5% em relação ao mesmo período de 2025, quando haviam sido comercializadas 126.071 unidades.

A média mensal de vendas em 2026 chegou a 41.060 veículos, 160% acima do volume registrado no mesmo período de 2025, de 15.761 unidades. Em apenas 8 meses, o segmento também superou em 47% todo o volume comercializado em 2025, quando foram vendidas 223.912 unidades.

Em termos de evolução histórica, o mercado passou de 117 emplacamentos em 2012 para 1.091 em 2016 e 177.358 em 2024. Nos primeiros 8 meses de 2026, foram 328.477 unidades.

No acumulado do ano, os eletrificados representaram 20,2% das vendas de veículos leves no mercado interno. Em agosto, a participação chegou a 21,8%, ou aproximadamente 22% do mercado.

A evolução mostra a aceleração da participação dos eletrificados. O segmento representava 9,4% das vendas em agosto/2025, passou por 14,1% em fevereiro/2026 e chegou a 17% em maio, antes de atingir 21,8% em agosto.

Elétricos plug-in concentram 83% das vendas

Os veículos elétricos plug-in, formados por BEVs e PHEVs, responderam por 83,1% das vendas de eletrificados em agosto, com 47.701 unidades.

Os modelos 100% elétricos (BEV) lideraram o mercado e alcançaram novo recorde mensal, com 27.166 emplacamentos e participação de 47,3% entre os eletrificados.

O resultado representa crescimento de 5,4% sobre julho, quando foram comercializadas 25.782 unidades, e de 256% em relação a agosto de 2025, quando foram registrados 7.624 emplacamentos.

Os híbridos plug-in (PHEV) totalizaram 20.535 unidades e responderam por 35,8% das vendas de eletrificados. O volume ficou praticamente estável em relação a julho, quando foram registrados 20.500 emplacamentos, com alta de 0,2%. Na comparação com agosto de 2025, quando foram comercializadas 8.057 unidades, houve crescimento de 155%.

Híbridos convencionais somam 9.685 unidades

Os híbridos HEV e HEV Flex, que não possuem recarga externa, totalizaram 9.685 emplacamentos em agosto, o equivalente a 16,9% das vendas de eletrificados.

Os HEV registraram 4.445 emplacamentos, com alta de 6,6% sobre julho, quando foram vendidas 4.168 unidades, e de 94% em 12 meses, frente às 2.296 unidades de agosto/2025. A tecnologia representou 7,8% do total de eletrificados.

Os HEV Flex totalizaram 5.240 unidades e participação de 9,1%. Houve recuo de 6,8% em relação a julho, quando foram registrados 5.624 emplacamentos, mas crescimento de 133% sobre agosto/2025, que teve 2.245 unidades.

Pelos critérios da ABVE Data, os veículos eletrificados considerados na estatística são BEV, PHEV, HEV e HEV Flex. Os micros híbridos, ou MHEV, não fazem parte dessa classificação por não possuírem tração elétrica autônoma.

MHEV levam mercado total de eletrificados a 64 mil unidades

Apesar de não serem contabilizados pela ABVE como eletrificados, os micros híbridos também apresentaram crescimento em agosto.

Foram 6.669 MHEV vendidos, alta de 7% em relação a julho, quando foram registradas 6.216 unidades, e de 31% na comparação com agosto de 2025, que teve 5.075 emplacamentos.

Os modelos MHEV de 48 V responderam por 60% desse segmento, com 4.017 unidades. O volume recuou 5% no mês, frente às 4.229 unidades de julho, mas avançou 170% nos últimos 12 meses, em relação às 1.488 unidades de agosto de 2025.

Já os MHEV de 12 V somaram 2.652 unidades, com alta mensal de 33% sobre julho, quando foram registrados 1.987 emplacamentos, e queda de 26% sobre agosto de 2025, que teve 3.587 unidades.

Considerando conjuntamente eletrificados e micros híbridos, o mercado alcançou 64.055 unidades em agosto, equivalentes a 24% das vendas totais de veículos leves.

São Paulo lidera expansão da eletromobilidade

São Paulo foi o estado com maior número de emplacamentos de veículos leves eletrificados em agosto, com 14.982 unidades, ou 26,1% do total.

Na sequência aparecem o Distrito Federal, com 5.048 unidades (8,8%); Minas Gerais, com 4.293 (7,5%); Paraná, com 3.896 (6,8%); e Rio de Janeiro, com 3.307 (5,8%).

Entre as cidades, São Paulo também liderou, com 5.162 veículos, equivalentes a 9% dos emplacamentos. Brasília ficou em segundo lugar, com 5.048 unidades (8,8%), seguida por Belo Horizonte, com 2.432 (4,2%); Rio de Janeiro, com 1.672 (2,9%); e Curitiba, com 1.521 (2,7%).

Por região, o Sudeste concentrou 24.010 emplacamentos, ou 41,8% do mercado. O Nordeste respondeu por 12.453 unidades (21,7%), seguido pelo Sul, com 10.058 (17,5%); Centro-Oeste, com 8.162 (14,2%); e Norte, com 2.703 (4,7%).

Montadoras, recarga e políticas públicas

Na avaliação da ABVE, o avanço do mercado ocorre em meio à combinação de diferentes fatores, entre eles a instalação de montadoras no país, a expansão da infraestrutura de recarga e políticas públicas voltadas à descarbonização e à renovação da frota.

A instalação de fabricantes como BYD, GWM, Omoda, Pace/GM e Geely no Brasil, segundo a entidade, aumenta a segurança do consumidor e contribui para a expansão da demanda por veículos eletrificados.

A infraestrutura pública e semipúblicas de recarga também vem crescendo. O país já soma pelo menos 25.429 pontos de recarga, ampliando as possibilidades de utilização dos veículos elétricos tanto nas cidades quanto nas rodovias.

Entre as políticas públicas, a ABVE destaca o Programa Mobilidade Verde e Inovação (Mover), do governo federal, voltado à pesquisa, desenvolvimento e descarbonização da indústria automotiva.

Outro programa citado é o Move Brasil, que oferece crédito para taxistas, motoristas de aplicativos e cooperativas adquirirem veículos novos. A iniciativa dispõe de até R$ 30 bilhões e prevê financiamento de automóveis de até R$ 200 mil, com prazo de até 84 meses.

Setembro/2026 ficará marcado na história como o mês em que o Brasil alcançou seu 1º milhão de veículos eletrificados emplacados (somando-se híbridos e elétricos) no acumulado histórico.

Levantamento exclusivo do Use Elétrico aponta que até agosto/2026 foram emplacados 951 mil eletrificados no país, contando-se desde janeiro/2012, e considerando-se apenas automóveis e comerciais leves (excluindo-se, portanto, caminhões, ônibus e motos). Faltam, assim, apenas 49 mil eletrificados para alcançar o mítico volume de 1 milhão, número que será alcançado sem dificuldades em setembro. (pv-magazine-brasil)

Energia solar integrada aos veículos pode ajudar a preservar baterias de carros elétricos

A energia solar integrada aos veículos (VIPV) protege o ativo da bateria e reduz o desgaste celular ao fornecer carregamento contínuo de baixa corrente, em vez de focar apenas no aumento da autonomia.

Benefícios para a Bateria

• Carga de baixa corrente: O fluxo constante e leve gerado pelos painéis evita o estresse térmico e químico comum em carregadores rápidos de alta potência.

• Redução de ciclos na rede: Menor dependência de recargas completas tradicionais diminui a degradação acumulada ao longo da vida útil do veículo.

• Mitigação do "paradoxo do sombreamento": Estudos recentes mostram que o sombreamento urbano (como árvores) reduz a eficiência de pico, tornando o ganho de autonomia secundário frente à preservação da saúde da bateria.

Pesquisadores do Reino Unido afirmam que a energia fotovoltaica integrada aos veículos pode gerar mais valor ao reduzir a degradação das baterias do que ao ampliar a autonomia dos carros elétricos. O estudo também defende a criação de padrões de testes específicos para veículos, que considerem condições reais como sombreamento, movimento e curvatura das superfícies.

Mercedes-Benz’s Vision Iconic concept. Features a thin-film “solar paint”

Um grupo de pesquisadores da Universidade de Exeter, no Reino Unido, realizou uma revisão de estudos sobre sistemas fotovoltaicos integrados a veículos (VIPV, na sigla em inglês) e concluiu que a principal contribuição da tecnologia pode estar na preservação das baterias, e não no aumento da autonomia dos VEs.

O VIPV, que não deve ser confundido com sistemas fotovoltaicos adicionados a veículos (VAPV), consiste na integração dos materiais fotovoltaicos diretamente à carroceria do veículo. No VAPV, por outro lado, módulos solares convencionais são instalados sobre superfícies já existentes dos veículos.

“A revisão também mostra que o setor precisa de um padrão dinâmico específico para aplicações automotivas, que permita identificar melhor os tipos e configurações de células mais adequados e estimar corretamente a energia gerada para carregamento”, disse ao pv magazine Henry Betts, autor correspondente do estudo.

Segundo ele, os atuais padrões de avaliação de módulos, baseados em condições de teste estáticas e com superfícies planas, não representam o comportamento dos sistemas instalados em veículos em movimento e com superfícies curvas.

Betts acrescentou que o próximo passo da equipe será contribuir para os esforços em andamento para desenvolver um padrão dinâmico específico para VIPV, de modo que os resultados dos testes representem melhor as condições reais de condução.

A revisão analisou estudos publicados entre 2015 e 2026. Os pesquisadores identificaram inicialmente 1.050 trabalhos. Após aplicar um filtro baseado na terminologia técnica, reduziram o conjunto para cerca de 450 estudos e, finalmente, selecionaram 93 artigos científicos, revisões e trabalhos apresentados em conferências.

A análise se concentrou no uso de VIPV em carros de passeio e veículos comerciais leves terrestres, especialmente estudos sobre os efeitos do sombreamento urbano e da variação da irradiância. Foram excluídas aplicações marítimas, aeroespaciais, em satélites, drones e estacionamentos solares.

Os pesquisadores dividiram os estudos em três áreas: materiais fotovoltaicos e integração aos veículos, arquitetura elétrica e desempenho em condições reais.

Foram comparadas tecnologias baseadas em silício cristalino, CIGS, III-V e perovskita-silício, considerando eficiência, custo, peso, flexibilidade e durabilidade. O estudo também avaliou perdas causadas pela curvatura das superfícies e pelo sombreamento provocado pelo próprio veículo.

A equipe analisou ainda como as mudanças rápidas de sombra em ambientes urbanos afetam o rastreamento do ponto de máxima potência (MPPT) e as conexões entre módulos. Segundo os pesquisadores, algoritmos convencionais de MPPT podem ter dificuldade para acompanhar variações de irradiância de até 100 Hz.

“Foi surpreendente ver como os algoritmos convencionais de rastreamento têm dificuldade em acompanhar a condução em áreas urbanas. A eficiência caiu para cerca de 65% sob sombras de árvores, porque os sistemas eletrônicos não conseguem acompanhar a frequência das mudanças na iluminação”, afirmou Betts.

Sombreamento pode reduzir geração em mais de 50%

Os pesquisadores também compararam projeções de desempenho em larga escala com dados obtidos em campo. Os resultados indicam que prédios e vegetação podem reduzir a geração dos sistemas VIPV em mais de 50%. Além disso, módulos instalados nas laterais dos veículos geralmente recebem uma quantidade de irradiância significativamente menor do que aqueles instalados no teto.

“Fiquei particularmente impressionado com o paradoxo do verão”, disse Betts. “Convencionalmente, o verão é a melhor estação para a geração solar. No entanto, como as árvores estão mais cheias de folhas nessa época, as perdas provocadas pelo sombreamento acabam anulando boa parte dessa vantagem sazonal”.

A revisão conclui que o maior benefício dos sistemas VIPV pode não estar no aumento da autonomia, mas na redução da frequência de carregamento na rede e no menor desgaste das baterias, por meio de um carregamento contínuo e de baixa corrente.

O benefício ambiental da tecnologia, porém, depende de fatores como a irradiância local, o nível de sombreamento, a vida útil do veículo e a intensidade de carbono da eletricidade utilizada para carregá-lo.

Segundo os pesquisadores, a indústria dá importância excessiva à potência de pico, medida em watts-pico (Wp) em condições de teste padrão (STC). Para eles, esse indicador não representa adequadamente o desempenho do VIPV, que opera em um ambiente tridimensional de incidência solar que não pode ser reproduzido pelas condições estáticas de teste.

Por isso, o grupo defende o desenvolvimento de um método de teste dinâmico que considere eventos de sombreamento de alta frequência, vibrações e a curvatura dos módulos. O objetivo seria avaliar de forma mais adequada quais materiais fotovoltaicos são mais apropriados para aplicações automotivas.

O artigo, intitulado “The urban shading paradox: Why vehicle-integrated photovoltaics must pivot from range extension to asset protection” (“O paradoxo do sombreamento urbano: por que a energia fotovoltaica integrada aos veículos deve deixar de priorizar o aumento da autonomia e focar na preservação do ativo”), foi publicado na revista Energy 360. (pv-magazine-brasil)

Fragmentação da infraestrutura de recarga é desafio para eletromobilidade no Brasil

A fragmentação das redes de recarga e a falta de integração entre os sistemas exigem que os motoristas utilizem múltiplos aplicativos e cadastros para carregar veículos elétricos no Brasil.

Principais Desafios da Recarga no Brasil

• Falta de interoperabilidade: As redes funcionam de forma isolada, dificultando o uso universal dos eletropostos.

• Gargalos na rede elétrica: A alta demanda simultânea e a demora para novas conexões sobrecarregam a infraestrutura das distribuidoras.

• Custos e burocracia: A instalação de carregadores ultrarrápidos exige investimentos elevados e reforço na rede de energia.

• Segurança e furtos: O roubo de cabos e componentes de cobre em locais públicos prejudica a operação dos pontos de recarga.

Caminhos para a Evolução

• Recarga inteligente: Uso de softwares para gerenciar o consumo e evitar sobrecargas em condomínios e garagens.

• Parcerias e novos modelos: Expansão de modelos de negócio baseados em receita compartilhada e parcerias público-privadas.

Expansão da infraestrutura abre espaço para instalação, gestão e operação de carregadores, enquanto limitações da rede e falta de interoperabilidade ainda desafiam o mercado.

A expansão da infraestrutura de recarga de veículos elétricos no Brasil cria oportunidades para integradores, operadores e empresas de energia, mas ainda esbarra em gargalos como demora para conexão, falta de interoperabilidade entre redes de recarga e necessidade de soluções para gerenciamento da demanda. Para Rafael Cunha, sócio fundador da Move, o mercado entra em uma etapa de maior diversificação, na qual a recarga residencial, em condomínios e em espaços públicos abre diferentes frentes de atuação.

A Move, que atua no desenvolvimento de software para gerenciamento e controle de carregadores, identificou o potencial do mercado brasileiro ainda em 2018. Segundo Cunha, a empresa começou desenvolvendo uma plataforma para administrar equipamentos em um momento em que a infraestrutura de recarga ainda estava em uma fase inicial e não havia cobrança pelas sessões.

Atualmente, a companhia reúne mais de 3.000 equipamentos conectados à plataforma, de mais de 50 marcas. A maior parte está no Brasil, mas a empresa também fornece seu sistema para operações no exterior, incluindo a maior rede pública de recarga da Colômbia.

Recarga residencial é porta de entrada para integradores

Para Cunha, a instalação de carregadores residenciais é a primeira oportunidade que surge a partir da aquisição de um veículo elétrico. A expansão dessa demanda também aproxima o mercado de eletromobilidade do setor fotovoltaico, especialmente em um momento de maior competição entre integradores solares.

“Para quem instala um sistema fotovoltaico, o carregador acaba sendo algo muito mais trivial, muito mais simples, claro, observando-se regras e normas específicas”, afirmou.

A atuação em condomínios, por outro lado, exige uma abordagem mais complexa. Como normalmente há vários usuários e uma capacidade elétrica limitada, o projeto precisa considerar a demanda existente e a possibilidade de instalação simultânea de múltiplos carregadores.

Nesse segmento, segundo o executivo, surgem oportunidades para elaboração de laudos, análise de capacidade, projetos elétricos e implementação de sistemas de balanceamento de carga. A solução deixa de ser apenas o fornecimento do carregador e passa a envolver o gerenciamento da infraestrutura como um todo.

“O que você passa a vender é uma solução de recarga. Isso pode envolver software e outras questões, e não apenas o carregador”, disse.

No segmento público, as possibilidades são ainda mais amplas, incluindo instalação, importação e distribuição de equipamentos, representação de fabricantes, manutenção e operação de redes de recarga. Cunha observa que empresas originalmente ligadas ao setor solar já começam a migrar para esse mercado e criar suas próprias redes.

Conexão à rede é um dos gargalos

Embora a expansão dos eletropostos possa ser uma via de diversificação de negócios, ela também esbarra em um dos principais desafios que limitam o crescimento fotovoltaico, a dificuldade para obter aumento de carga ou autorização para novas conexões.

De acordo com Cunha, há projetos de infraestrutura de recarga de VEs já instalados, inclusive com transformadores disponíveis, aguardando apenas a conexão pela distribuidora. Em um dos casos acompanhados pela empresa, o projeto estava instalado havia oito meses sem que a conexão tivesse sido concluída.

O atraso afeta diretamente o cronograma físico e financeiro dos empreendimentos, postergando o início da operação e, consequentemente, o retorno sobre o investimento.

Ao mesmo tempo, o executivo avalia que a infraestrutura de recarga pode ser integrada a projetos de geração distribuída para contornar parte das limitações enfrentadas pelos sistemas fotovoltaicos. Uma possibilidade seria utilizar a coincidência entre o período de geração solar e a demanda por recarga para desenvolver projetos com menor dependência da rede.

“Eu ainda estou para ver algum projeto grid zero com carregador, mas seria possível. Um conceito desse tipo pode favorecer um projeto fotovoltaico que tem alguma limitação de injeção”, afirmou.

Segundo Cunha, a combinação exige integração e inteligência de controle, mas já é tecnicamente viável.

O armazenamento também pode ganhar espaço nesse modelo. A utilização de baterias em eletropostos permitiria reduzir a necessidade de aumento de carga e atender momentos de maior demanda sem exigir que toda a potência necessária seja disponibilizada instantaneamente pela rede.

A estratégia pode ser particularmente relevante à medida que veículos e carregadores passam a operar com potências cada vez maiores. Cunha cita o desenvolvimento de sistemas capazes de fornecer até 1 MW para um veículo, uma demanda que dificilmente estaria disponível diretamente na rede em determinados pontos urbanos.

“O veículo é carregado pela rede até o limite de disponibilidade e o restante a bateria descarrega. Isso fica muito mais interessante do ponto de vista do CapEx e também do operacional”, explicou.

Apesar do potencial, o custo das baterias ainda limita a adoção dessa configuração. A expectativa da Move é de que a redução do preço por quilowatt-hora possa melhorar significativamente a viabilidade econômica desses projetos nos próximos 2 anos.

Modelos de negócio além da instalação

A expansão da infraestrutura de recarga de veículos elétricos abre espaço para diferentes modelos de investimento e operação. O proprietário de um estabelecimento pode adquirir e operar o equipamento, mas também pode disponibilizar o espaço para uma empresa especializada instalar e administrar o carregador.

Nesse segundo modelo, a remuneração pode ocorrer por meio de uma mensalidade fixa pelo uso do espaço ou de uma participação na receita da operação. Também existem estruturas nas quais o estabelecimento paga pela energia consumida e o operador da rede remunera o proprietário com base na receita gerada.

Segundo Cunha, a flexibilidade é favorecida pelo fato de a regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) não estabelecer uma estrutura rígida para a comercialização do serviço de recarga.

“A recarga é um serviço livremente negociado. Ainda não temos uma regulamentação específica tributária, mas, do ponto de vista da Aneel, isso não é uma barreira”, afirmou.

Fragmentação de redes de recarga

Um dos principais gargalos da recarga de veículos elétrico no Brasil é a fragmentação dos serviços de recarga, aponta Cunha. O crescimento acelerado do mercado levou à formação de diferentes redes de carregamento que funcionam de maneira independente.

Como resultado, o proprietário de um veículo elétrico precisa de diferentes aplicativos e cadastros para utilizar carregadores de redes distintas, algumas vezes na mesma cidade.

Para Cunha, a solução passa pela interoperabilidade entre os sistemas. Tecnicamente, porém, a integração das plataformas não é o único obstáculo. Também existem questões comerciais relacionadas à divisão de receitas e aos incentivos para que redes de diferentes portes se conectem.

“O desafio é fazer essas ilhas se integrarem e passar a ter uma rede de fato conectada. Existe um desafio técnico, mas também um desafio comercial, de convencer por exemplo uma rede grande a integrar com uma menor”, comentou.

A pressão das montadoras pode acelerar esse processo. Segundo o executivo, as fabricantes de veículos começaram a atuar mais diretamente para estimular a interoperabilidade, depois de um período em que as próprias empresas de aplicativos tinham pouco incentivo para integrar plataformas concorrentes.

Cunha avalia que os avanços ainda são tímidos, mas espera uma infraestrutura significativamente mais interoperável a partir de 2027.

Plug and Charge e veículos como recursos da rede

A evolução tecnológica também deve alterar a experiência de recarga. Entre os temas discutidos no congresso Power2Drive esteve o conceito de Plug and Charge, baseado na norma ISO 15118, que permite ao veículo e ao carregador se identificarem automaticamente e iniciar a sessão sem a necessidade de aplicativos.

Segundo Cunha, a tecnologia já possui aplicações práticas na Europa e nos Estados Unidos, mas ainda não há casos em operação no Brasil.

Outro caminho de longo prazo é a utilização das baterias dos veículos como recursos para o sistema elétrico. A tecnologia Vehicle-to-Grid (V2G) permite que a energia armazenada nos veículos seja devolvida à rede, criando a possibilidade de agregação de múltiplos veículos em uma espécie de usina virtual.

“Se vários carros puderem contribuir com a rede, você pode prestar serviços auxiliares, absorver excedentes de solar e injetar energia à noite, em um horário de falta. Pensando em todos os carros atuando na rede de forma descentralizada, você tem, no fim das contas, uma VPP”, afirmou.

Embora esse modelo ainda esteja distante da aplicação em escala no Brasil, a experiência internacional pode antecipar os caminhos tecnológicos e regulatórios para sua adoção.

Para Cunha, a evolução do mercado já pode ser percebida tanto na oferta de equipamentos quanto no nível das discussões técnicas. Na edição deste ano da Power2Drive, parte da The Smarter E South America, ele destaca o aumento da diversidade de soluções, incluindo sistemas de segurança contra furto de cabos, plataformas de gerenciamento e ferramentas baseadas em inteligência artificial.

No congresso, também ganharam espaço temas como dimensionamento de hubs de recarga, tecnologias de baterias, carregamento ultrarrápido e integração de frotas conectadas. Para o executivo, a profundidade das discussões indica que a infraestrutura de recarga brasileira começa a avançar de uma fase de implantação inicial para uma etapa de maior maturidade tecnológica. (pv-magazine-brasil)

Energização na SE Rio Grande II traz RAP de R$ 5,8 milhões para Taesa

A eficiência energética vem ganhando relevância no planejamento do setor elétrico brasileiro diante do avanço do consumo e da necessidade de ampliar a oferta de energia de forma mais eficiente. Nesse contexto, em vez de depender exclusivamente da construção de novas usinas, linhas de transmissão e redes de distribuição, o país pode reduzir a pressão sobre a infraestrutura existente por meio do uso mais racional da eletricidade.

Além disso, o potencial ainda não aproveitado é expressivo e está distribuído entre diferentes setores da economia. Nesse campo estão a indústria, comércio, serviços, residências e infraestrutura. De acordo com estimativas do planejamento energético, medidas de eficiência podem proporcionar ganhos relevantes nos próximos anos. E assim, reduzir o desperdício, além de contribuir para atender parte do crescimento da demanda sem a necessidade de uma expansão equivalente da oferta.

Os números mostram a dimensão desse potencial. O PDE 2035, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), estima ganhos de cerca de 20 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (tep) em eficiência até 2035. Além disso, a projeção para o setor elétrico chega a 53 TWh. No longo prazo, o PNE 2055 aponta para uma redução de até 25% no consumo energético, equivalente a aproximadamente 200 milhões de tep. Ademais, no âmbito do Procel, as ações apoiadas pelo programa proporcionaram, somente em 2024, economia estimada de 23,79 bilhões de kWh. Ou seja, cerca de 4,24% do consumo nacional de eletricidade.

Taesa ganha RAP adicional de R$ 5,8 milhões, após energização de reforço

Taesa passa a receber receita anual permitida adicional pela energização do 3º banco de autotransformadores da SE Rio Grande II; valor terá efeito retroativo e será revisado em 2029.

A Taesa (BOV:TAEE11) informou que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) emitiu os Termos de Liberação referentes ao 3º banco de autotransformadores da Subestação Rio Grande II, parte da concessão São Pedro Transmissora de Energia. Com a energização do equipamento, a companhia passa a ter direito a uma Receita Anual Permitida (RAP) adicional de aproximadamente R$ 5,8 milhões no ciclo 2026-2027.

O valor já considera PIS/Cofins e corresponde a 100% da RAP autorizada para o reforço. Segundo a Taesa, a receita terá efeitos retroativos referentes ao período entre 14 e 21/08/2026, o que adiciona uma contribuição financeira ao negócio de transmissão de energia da companhia.

A notícia reforça a importância dos projetos de reforços e melhorias para a geração de receita da Taesa. Embora o valor de R$ 5,8 milhões seja pequeno diante do porte da companhia, a entrada em operação de ativos regulados amplia a capacidade da empresa de capturar receitas vinculadas à infraestrutura de transmissão de energia elétrica.

A Taesa destacou, porém, que a RAP adicional possui caráter provisório. O valor estará sujeito à próxima Revisão Tarifária Periódica (RTP) da concessão São Pedro, prevista para ocorrer em 2029. Portanto, a remuneração atualmente autorizada ainda poderá ser revisada no processo regulatório.

“É importante ressaltar que essa RAP tem caráter provisório e está sujeita à próxima Revisão Tarifária Periódica (RTP) desta concessão, que ocorrerá em 2029”, explicou a Taesa.

Os papéis terminaram em 25/08/26 estáveis em R$ 38,86, sem variação percentual. No momento da publicação, portanto, ainda não há preço de abertura ou máxima e mínima do pregão de 26/08/26. O mercado deverá avaliar o impacto da nova RAP sobre as receitas futuras da Taesa, especialmente levando em conta que o valor é provisório e poderá ser alterado na RTP de 2029. Nas últimas 52 semanas, TAEE11 apresenta faixa entre R$ 33,77 e R$ 46,11, mostrando que a ação ainda está abaixo da máxima registrada no período. Para quem acompanha as ações Taesa, o comportamento do papel após a abertura poderá indicar o peso atribuído pelo mercado à nova receita regulada.

A Taesa — Transmissora Aliança de Energia Elétrica — atua no segmento de transmissão de energia elétrica, operando concessões responsáveis pela infraestrutura que transporta eletricidade pelo Sistema Interligado Nacional (SIN). O modelo de negócios é baseado principalmente em receitas reguladas, como a RAP, o que faz com que novos reforços, melhorias e entrada em operação de instalações sejam acompanhados de perto pelo mercado.

A evolução da RAP é um dos pontos relevantes para avaliar a geração de caixa e a capacidade de distribuição de proventos da companhia.

A energização do novo equipamento adiciona uma fonte de receita à concessão São Pedro, ainda que de forma provisória. Para o acionista, o principal ponto de atenção será acompanhar como essa RAP será incorporada aos resultados da Taesa e, posteriormente, como ficará após a revisão tarifária prevista para 2029.

Operação do 3º banco de autotransformadores da concessão São Pedro amplia margem do subsistema Sul e gera receita retroativa a agosto/26. (cenarioenergia)

Energia de telhado

Energia de telhado: geração distribuída avança e desafia o equilíbrio do sistema elétrico.

O avanço rápido da energia solar em telhados (geração distribuída) cria excesso de eletricidade nos horários de sol forte e baixo consumo, o que obriga cortes na rede e desafia o equilíbrio do sistema elétrico nacional. Essa transformação exige adaptações urgentes na operação e nas regras do setor.

O Desequilíbrio entre Oferta e Demanda

• Horários de pico: A maior parte da energia solar surge entre 10h e 14h, período em que o consumo costuma ser menor.

• Fins de semana: O excesso de oferta fica ainda mais visível aos sábados e domingos, quando fábricas e comércios reduzem as atividades.

• Cortes de energia (curtailment): Para evitar falhas, o Operador Nacional do Sistema (ONS) precisa ordenar o corte de outras fontes de energia para equilibrar a rede.

Impacto nas Contas de Luz

• Subsídios: A expansão dos painéis solares gera custos repassados para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), estimada em R$ 52,7 bilhões para 2026.

• Divisão de custos: Parte desses encargos acaba transferida para consumidores que não possuem painéis em casa.

Desafios Técnicos da Rede

• Fluxo invertido: O excesso de energia gerada em bairros com muitos painéis pode voltar para os níveis mais altos da rede de distribuição.

• Crescimento contínuo: A capacidade instalada desse modelo pode saltar de 40 GW (gigawatts) em 2025 para 78 GW em 2035, exigindo redes inteligentes e sistemas de armazenamento.

Em 23/08/2026 o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) acionou, pela segunda vez, um mecanismo para reduzir o descompasso entre geração e consumo de energia.

Super oferta de energia solar provoca sobrecarga no sistema elétrico brasileiro e obriga desligamento de usinas.

O Brasil tem 4,6 milhões de consumidores que também são micro ou mini geradores de energia. Eles representam cerca de 5% do total de consumidores e produzem energia no próprio local de consumo ou bem próximo a ele.

Residências, estabelecimentos comerciais e propriedades rurais estão entre os locais que geram a própria energia por meio dos painéis solares.

A chamada geração distribuída mudou a cara da matriz energética brasileira, com incentivos à expansão das fontes renováveis de energia (leia detalhes abaixo).

Por outro lado, ela impôs desafios ao sistema elétrico, que precisa manter, a cada instante, o equilíbrio entre a quantidade de energia produzida e a quantidade de energia consumida.

As energias renováveis, que incluem a solar e também a eólica, são fontes de eletricidade cuja geração depende de condições naturais, que não necessariamente coincidem com a necessidade de consumo de energia.

Por essa característica, elas são conhecidas como intermitentes. Períodos de elevada geração de energia podem contrastar com períodos de baixa demanda por energia, principalmente aos fins de semana.

Em determinados horários, pode haver mais energia sendo produzida do que o sistema consegue absorver naquele momento. Como a energia não pode ser armazenada em larga escala para ser consumida depois, o ONS precisa adotar medidas para equilibrar geração e consumo e preservar a segurança da operação.

Em 23/08/26 o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) acionou, pela 2ª vez, um mecanismo para reduzir esse descompasso.

O operador determinou que as distribuidoras cortassem cerca de 1 gigawatt (GW) de geração entre 11h e 13h30. Situação semelhante já havia ocorrido em junho, quando o instrumento foi acionado pela primeira vez.

Incentivo à geração distribuída

A expansão da geração distribuída está relacionada, segundo especialistas e entidades ouvidas pelo g1, ao incentivo dado àqueles que optam pela instalação dos painéis solares.

De forma geral, o consumidor paga pela energia que consome, pelo custo da transmissão e pelos investimentos que uma distribuidora faz para montar a rede de distribuição.

Mas quem gera a própria energia não paga pela distribuição como os demais consumidores.

O Marco Legal da Geração Distribuída, sancionado em 2022, estabeleceu que esse benefício vale até 2045 para quem solicitou o serviço até janeiro de 2023.

Para quem fez a adesão depois, a lei fixou dois grupos de transição, dependendo da data da adesão (veja aqui).

De forma gradual, o consumidor passou a ter uma cobrança pelo uso da infraestrutura elétrica quando ele injetar energia na rede.

Para Clauber Leite, diretor de Energia Sustentável e Bioeconomia do Instituto E+ Transição Energética, os subsídios ajudaram a viabilizar a transformação da matriz energética brasileira, mas passaram a representar um desafio para o setor e um peso relevante na conta de luz.

"Para se ter uma ideia, a Aneel estimou a CDE [Conta de Desenvolvimento Energético] em R$ 52,7 bilhões para 2026, sendo cerca de R$ 47,8 bilhões pagos diretamente via tarifa. A parte ligada à expansão da GD [geração distribuída] e a outros subsídios é o ponto mais sensível do debate, porque transfere custos para consumidores que, muitas vezes, não têm condições de instalar painéis", contextualiza.

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) financia políticas públicas do setor, entre elas, o incentivo à geração distribuída. Os recursos vêm da União e, principalmente, dos consumidores, por meio dos encargos incluídos na conta de luz.

Cortes de geração

Especialistas ouvidos pelo g1 afirmam que os cortes de geração para equilibrar oferta e demanda já são uma ocorrência rotineira no sistema elétrico brasileiro. Eles tendem a ser mais frequentes nas horas de maior geração solar e nos fins de semana, quando a demanda por energia costuma ser menor, especialmente por causa da redução das atividades comerciais e industriais.

Segundo Roberto Brandão, diretor técnico-científico do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), mesmo quando o ONS reduz a geração de fontes que consegue controlar, como hidrelétricas e termelétricas, ainda pode haver excesso de oferta.

“O ONS tende a reduzir a geração hídrica ao mínimo, a térmica ao mínimo, mas, mesmo assim, tem mais geração do que consumo e vai cortando. Corta eólica, corta solar, centralizada”, explica Brandão.

Nesses momentos, o ONS precisa agir para evitar problemas na operação do sistema. A atuação afeta as chamadas usinas tipo III, que normalmente não são despachadas diretamente pelo ONS.

“São geradores que normalmente não são despachados pelo ONS. (O operador) não tem poder de reduzir a geração desses geradores. Então, montou-se um esquema para que as distribuidoras, que são quem efetivamente recebem essa geração, organizem o corte”, acrescenta ele.

Prejuízos ao setor

A consultoria Volt Robotics estimou que, em 2025, os prejuízos decorrentes dos cortes na geração de energia solar e eólica somaram R$ 6,5 bilhões. 

Para Joisa Dutra, do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura (Cebi) da Fundação Getúlio Vargas (FGV), o excesso de energia e a consequente necessidade de cortes na geração comprometem o retorno dos investimentos realizados no setor. Segundo ela, o cenário provoca perdas financeiras relevantes e, em alguns casos, pode dificultar o cumprimento das obrigações assumidas por investidores.

“Com isso, esses investimentos têm os seus retornos comprometidos. Isso já se traduz em perdas financeiras importantes e, em alguns casos, em dificuldades para honrar investimentos que foram feitos”, diz a pesquisadora.

O ONS afirmou que avalia medidas para melhorar, no futuro, o equilíbrio entre carga e geração. Entre as ações estão a possibilidade de ampliar o uso de sistemas de armazenamento de energia, o fortalecimento contínuo da infraestrutura de transmissão e a incorporação de novas cargas eletro intensivas, como os data centers, que passam a ter participação crescente no Sistema Interligado Nacional.

A Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) defende a adoção de sinais econômicos horários nas tarifas das distribuidoras e a exigência de mecanismos de supervisão e controle para consumidores com geração distribuída. A entidade cita ainda a restrição de novos acessos em áreas com capacidade esgotada e a instalação de sistemas de armazenamento no SIN.

Outra frente apontada pela associação é o estímulo ao aumento da demanda por eletricidade. Entre as medidas defendidas estão a eletrificação da indústria, a expansão da mobilidade elétrica, o crescimento dos data centers e o desenvolvimento do hidrogênio verde.

Geração de energia no telhado virou um problema com subsídio alimentando uma crise que só faz aumentar a conta de energia.

Brasil incentivou a autogeração, mas não estabeleceu regras e volume gerado já atrapalha setor de energias renováveis e seus altos investimentos. (g1)