Quais mercados de energia são mais impactados pelo conflito no Oriente Médio?

O conflito no Oriente Médio impacta severamente os mercados globais de petróleo (Brent) e gás natural, com aumentos expressivos de preço devido a riscos na infraestrutura e transporte. O Estreito de Ormuz, rota de grande parte do petróleo/GNL mundial, é uma zona crítica, elevando custos de energia na Ásia e Europa.

Principais Impactos Setoriais:

Petróleo e Derivados: Alta de preços pressiona combustíveis como diesel e gasolina (ex: alta de 35% nos EUA), com petróleo Brent atingindo picos elevados.

Gás Natural: Ataques a instalações como o polo de Ras Laffan (Catar) geram instabilidade no fornecimento e aumento de preços.

Logística e Comércio: A paralisação ou risco no Estreito de Ormuz afeta o transporte de mercadorias, fertilizantes e combustíveis.

Custo de Geração: Aumento de custos para 13 grandes mercados de energia, dependentes de importação.

Países e Regiões mais afetadas:

Ásia (Japão/Coreia): Altamente expostos devido à dependência energética.

Brasil: Risco de reajustes em contratos de gás e pressão inflacionária.

Europa: Alta vulnerabilidade a interrupções no fornecimento.

A mais recente análise da Wood Mackenzie explora como 13 dos principais mercados de energia do mundo são impactados pela atual crise de combustíveis, sendo que aqueles mais dependentes de importações de combustíveis enfrentam a maior exposição ao risco. A consultoria afirma que o custo médio de geração deverá aumentar em US$ 2,30/MWh nesses 13 mercados se uma redução da escalada do conflito permitir a moderação dos preços dos combustíveis no segundo semestre de 2026, chegando a uma média de cerca de US$ 8,30/MWh caso os atuais níveis elevados de preços persistam ao longo do ano.

De acordo com a análise mais recente da Wood Mackenzie, a crise no Oriente Médio dividiu os mercados globais de energia em vencedores e perdedores.

O relatório mais recente da consultoria, intitulado “A Grande Divisão de Poder”, aborda o impacto da crise atual em 13 mercados de energia – Brasil, China, França, Alemanha, Índia, Itália, Japão, Coreia do Sul, Espanha, Tailândia, Estados Unidos, Reino Unido e Vietnã. Desde o início do conflito, os preços do GNL à vista na Ásia subiram 94%, enquanto os preços do carvão aumentaram entre 17% e 31%.

A Wood Mackenzie constatou que os países com maior dependência de importações de combustíveis são os que enfrentam maior risco de aumento significativo de custos e potenciais restrições de abastecimento. O Japão é o mercado de energia mais vulnerável entre os analisados, com 64% da sua geração de eletricidade dependendo da importação de carvão e gás, seguido pela Coreia do Sul com 56% e pela Itália com 47%.

Em contraste, os EUA e o Brasil demonstraram vulnerabilidade mínima, entre 0 e 1%. Juntamente com a China e a Índia, esses países são considerados mais protegidos devido aos seus recursos domésticos de combustíveis fósseis e energias renováveis, como a matriz energética brasileira, dominada por hidrelétricas.

Questionado pela pv magazine se as energias renováveis poderiam ajudar a amenizar a situação nos países mais afetados pela crise, Xizhou Zhou, Vice-Presidente Executivo e Chefe Global de Energia e Renováveis da Wood Mackenzie, afirmou que o investimento em recursos de geração não fósseis leva tempo para se traduzir em mudanças significativas na matriz energética.

“Por exemplo, após uma década de crescimento fenomenal em energias renováveis, a China ainda tem 56% de sua geração proveniente de carvão e gás, em comparação com uma participação de 68% em 2015”, explicou Zhou.

Zhou acrescentou que, embora as energias renováveis sejam uma parte importante da solução, muitos dos mercados analisados, como o Japão, a Coreia do Sul e a Alemanha, têm ou tinham grandes parques nucleares que poderiam protegê-los dos choques do mercado de combustíveis fósseis.

“A Alemanha optou por fechar todas elas, o Japão ainda está lutando para reativar as usinas nucleares fechadas após Fukushima e os governos anteriores da Coreia do Sul também haviam planejado desativar as usinas nucleares, embora o governo atual seja muito mais favorável a isso”, disse ele.

Zhou também disse à revista pv magazine que a gestão da demanda não deve ser subestimada.

“Por exemplo, após o acidente de Fukushima, o Japão desativou toda a sua capacidade nuclear, que gerava 30% da sua energia, enquanto o carvão e o gás aumentaram a produção para ajudar a suprir a diferença. Medidas de gestão da demanda foram implementadas – incluindo a permissão do uso de camisas de manga curta em ambientes comerciais durante o verão para reduzir a demanda por ar-condicionado – e o consumo de energia nunca retornou aos níveis pré-Fukushima”, explicou ele.

A análise mais recente da Wood Mackenzie acrescenta que os custos médios de geração de energia provavelmente aumentarão em US$ 2,30/MWh nos 13 mercados analisados, utilizando o cenário base, que pressupõe que a desescalada geopolítica permitirá a moderação dos preços dos combustíveis no segundo semestre de 2026.

Em um cenário de alta sensibilidade aos preços dos combustíveis, que pressupõe a persistência dos atuais níveis elevados de preços até 2026, os custos médios de geração aumentariam 26% em média, para cerca de US$ 8,30/MWh. Para os mercados mais impactados, os custos médios de geração subiriam para US$ 22,40/MWh na Itália, US$ 17,00/MWh no Japão e US$ 14,40/MWh na Coreia do Sul.

Allen Wang, vice-presidente e chefe de pesquisa de energia e renováveis da Wood Mackenzie para a região Ásia-Pacífico, afirmou que esses aumentos de custos representariam desafios políticos significativos, exigindo que governos e concessionárias de energia elétrica encontrassem um equilíbrio delicado entre mecanismos de apoio financeiro, intervenções regulatórias e ajustes nas tarifas de varejo.

“Para os mercados emergentes com capacidade fiscal limitada, os custos elevados dos combustíveis também se traduzem em maiores riscos de confiabilidade, uma vez que garantir o fornecimento adicional de combustível se torna cada vez mais difícil durante períodos de aperto no mercado”, acrescentou Wang. (pv-magazine-brasil)

Sistemas fotovoltaicos verticais em telhados estreiam nos EUA

A Over Easy Solar, especialista norueguesa em energia solar vertical, instalou seu primeiro sistema de energia solar vertical em telhado nos Estados Unidos. O sistema de 100 kW, combinado com um telhado verde em Nova York, deverá gerar cerca de 120.000 kWh anualmente, dependendo de fatores como albedo, azimute e sombreamento local.

A Over Easy Solar, especialista em energia solar vertical, implantou sua primeira instalação solar vertical em telhado nos EUA.

A instalação integra-se a um telhado verde no bairro industrial de Willets Point, no Queens, Nova York, no topo de um edifício de proprietário não divulgado. A entrega foi realizada pela Sempergreen USA, parceira da Over Easy Solar e produtora e fornecedora de mantas de vegetação pré-cultivada para telhados verdes com atuação na América do Norte.

O sistema vertical de 100 kW utiliza a unidade VPV xM3 da Over Easy Solar, um sistema bifacial vertical pré-fabricado projetado para telhados planos. Ele conta com quatro unidades de 256 W cada, células solares de tecnologia de heterojunção (HJT) da Huasun com 95–96% de bifacialidade e um sistema de montagem que não requer lastro ou perfuração do telhado.

“Graças à sua resistência única à ação do vento, este sistema superleve [aproximadamente 11 kg/m²] pode ser combinado com um telhado verde sem qualquer preocupação adicional com lastro”, comentou Dick Bernauer, vice-presidente de vendas da Sempergreen USA. “Se você tem um telhado plano comum com baixa capacidade de carga, esta também é uma ótima solução”.

Trygve Mongstad, fundador e CEO da Over Easy Solar, disse à pv magazine que o sistema vertical permite que tanto a chuva quanto a luz solar atinjam toda a superfície vegetal, mantendo a retenção de água pluvial e a saúde das plantas, algo que, segundo ele, seria comprometido com os sistemas tradicionais com lastro.

Ele acrescentou que o projeto foi originalmente planejado com um layout fotovoltaico inclinado convencional, mas isso foi alterado para uma configuração vertical para atender às prioridades do Departamento de Proteção Ambiental da cidade de Nova York em relação ao desempenho de telhados verdes.

Instalação da Over Easy Solar e da Sempergreen USA no Queens, Nova York.Mongstad também disse à pv magazine que o rendimento energético específico de uma instalação solar bifacial vertical é semelhante ao de uma instalação convencional.

“Uma instalação de 100 kWp com painéis solares verticais em Nova York produziria de 100.000 a 140.000 kWh por ano, dependendo de fatores como albedo, azimute e sombreamento local”, explicou Mongstad. “Uma instalação solar convencional de 100 kWp em um telhado plano com inclinação de dez graus e orientação Leste-Oeste produziria cerca de 116.000 kWh por ano em Nova York, usando os mesmos dados de radiação”.

“Em termos de rendimento específico, as instalações solares verticais variam de 1.000 a 1.400 kWh/kWp/ano, enquanto os sistemas solares convencionais em telhados planos, orientados Leste-Oeste, rendem cerca de 1.300 kWh/kWp/ano”, acrescentou.

Mongstad também compartilhou que a Over Easy Solar começou a desenvolver um portal de rendimento energético que permite aos usuários explorar o efeito do albedo, azimute e localização em sistemas solares bifaciais verticais. A empresa agora adicionou dados de Nova York, juntamente com números de Berlim, Madri, Oslo e Tromsø.

Em setembro passado, a Over Easy Solar bateu seu próprio recorde mundial para o maior sistema solar vertical em telhado, com 320 kW, em Tromsø. No início do ano, um estudo de caso da empresa revelou que os painéis solares verticais em telhados podem superar os sistemas solares convencionais durante os meses de neve, com um rendimento energético até 30% maior.

Em janeiro, a Smart Commercial Energy, com sede em Sydney, anunciou uma parceria com a Over Easy Solar para lançar o sistema solar vertical para telhados da empresa norueguesa no mercado australiano. (pv-magazine-brasil)

Jacareí (SP) inicia implantação de usina fotovoltaica para abastecer prédios públicos

Projeto será instalado em área de 17 mil m² e deve compensar até 100% do consumo de energia da administração municipal, com geração média esperada de 270 mil kWh por mês. Iniciativa reforça estratégia de sustentabilidade e redução de custos com eletricidade.

Terreno de mais de 17 mil m² será instalada a usina solar de Jacareí.

A Prefeitura de Jacareí, no interior de São Paulo, iniciou a implantação de uma usina fotovoltaica voltada à compensação do consumo de energia elétrica da administração pública municipal.

De acordo com a gestão municipal, a usina terá geração média estimada de 270 mil kWh por mês, volume suficiente para compensar até 100% do consumo de energia dos prédios públicos por meio do sistema de compensação.

O empreendimento será instalado em uma área pública de aproximadamente 17 mil m², permitindo o aproveitamento de um espaço ocioso para a geração de energia limpa.

A iniciativa integra as ações do município voltadas à sustentabilidade e à eficiência energética, com o objetivo de reduzir os custos com eletricidade e diminuir os impactos ambientais associados ao consumo de energia convencional.

Segundo a prefeitura, o projeto representa mais um avanço na modernização da gestão energética municipal e no uso de fontes renováveis no setor público.

Mais sustentabilidade: Jacareí inicia implantação de Usina Fotovoltaica para compensação do consumo de energia na administração pública.

Sistema acompanha demanda de responsabilidade ambiental

A Prefeitura de Jacareí, por meio da Secretaria de Meio Ambiente e Planejamento Urbano, deu início à implantação de uma usina fotovoltaica que deve representar um avanço em sustentabilidade e economia anual de, pelo menos, R$ 1,5 milhão aos cofres públicos. A obra encontra-se em fase de terraplanagem.

A instalação é realizada em um terreno público de aproximadamente 19 mil m², às margens da Rodovia Geraldo Scavone. Antes do serviço de terraplanagem, os trabalhos já contaram com a obtenção de devido licenciamento ambiental, conclusão da limpeza do terreno e da preparação da área. O investimento previsto para toda a obra é de cerca de R$ 7,8 milhões.

O efeito fotovoltaico, previsto com a instalação das placas, é responsável por transformar a luz solar em energia elétrica. A potência máxima prevista é de 1 MWp (megawatt-pico). Na prática, o sistema deve possibilitar a geração de créditos que poderão ser compensados e gerar economia em faturas de energia, incluindo de prédios públicos e serviços como o da iluminação pública, por exemplo.

“A geração de energia solar própria permite ao município otimizar seus recursos públicos, transformando um custo fixo elevado em economia a médio e longo prazo. Estamos adotando uma matriz limpa, renovável e alinhada com as demandas atuais de desenvolvimento sustentável”, explicou o secretário de Meio Ambiente e Planejamento Urbano, Rogério Costa Manso.

Jacareí avança com usina fotovoltaica e aposta na sustentabilidade para transformar a gestão pública com energia solar limpa, reduzindo custos operacionais e fortalecendo a eficiência energética em serviços essenciais.

A previsão é de que o sistema seja concluído e dê início à operação ainda em 2026. (pv-magazine-brasil)

Quanto sombreamento é necessário para um sistema solar agrivoltaico?

Pesquisadores espanhóis avaliaram o impacto de diferentes projetos de sistemas agrivoltaicos em plantações de tomate para determinar o nível de sombreamento que mais beneficia as plantas. Eles descobriram que estufas fotovoltaicas de silício semitransparente aumentaram o peso dos tomates em 25% ao longo de duas temporadas, gerando 726,8 kWh e superando as estufas fotovoltaicas de telureto de cádmio e os sistemas de controle sombreados.

Pesquisadores liderados pelo Instituto Murciano de Pesquisa Agrícola e Ambiental (IMIDA), na Espanha, avaliaram o impacto de diferentes projetos de sistemas agrivoltaicos em plantações de tomate para determinar o nível de sombreamento que mais beneficia as plantas.

“A utilização de quatro estufas independentes e idênticas permite uma avaliação robusta dos seus respectivos impactos no microclima, no desempenho das culturas e na geração de energia”, afirmou a equipe. “Especificamente, o estudo teve como objetivo avaliar o desempenho agronômico e energético de duas tecnologias fotovoltaicas semitransparentes disponíveis comercialmente, com padrões distintos de transmissão de luz, em comparação com tratamentos de controle e com tela de sombreamento”.

Os pesquisadores testaram uma estufa de silício monocristalino semitransparente (PV-Si) e uma estufa de película fina de telureto de cádmio (PV-TF) em comparação com uma estufa de controle e uma com tela de sombreamento.

O estudo foi realizado em Múrcia, Espanha, ao longo de duas temporadas de cultivo de tomate: uma temporada de inverno-primavera de 120 dias, de dezembro/2023 a abril/2024, e uma temporada de primavera-verão de 98 dias, de abril a julho/2024. O clima mediterrâneo semiárido de Múrcia apresenta temperaturas médias de verão e inverno de 30°C e 12°C, respectivamente. Em ambas as estações, a equipe utilizou estufas de polietileno com dimensões de 3,9 m de comprimento × 2 m de largura × 3,1 m de altura.

Os materiais em avaliação foram instalados no telhado e na fachada sul de cada estufa. A estufa de controle utilizou apenas o filme de polietileno padrão, enquanto a estufa com controle de sombreamento adicionou uma tela de sombreamento em zonas selecionadas. Uma estufa solar apresentava módulos fotovoltaicos de silício monofacial com 50% de transparência, e a outra utilizava módulos de telureto de cádmio (CdTe), também com 50% de transparência. Cada estufa solar possuía 18 módulos — metade no telhado, metade na fachada — com potências nominais de 59 W para PV-Si e 40 W para PV-TF.

As condições microclimáticas dentro de cada estufa piloto foram monitoradas em intervalos de dois minutos. As medições incluíram temperatura do ar, umidade relativa, irradiação solar e radiação fotossinteticamente ativa”, explicou a equipe. “Além disso, a temperatura e a umidade do solo foram medidas em intervalos de cinco minutos em profundidades que variam de 10 a 60 cm, com incrementos de 10 cm”.

Os testes mostraram que a tecnologia PV-Si gerou uma produção média diária de energia de 3,92 kWh no inverno-primavera e 4,07 kWh na primavera-verão. A tecnologia PV-TF, por sua vez, produziu 2,58 kWh e 2,79 kWh, respectivamente. A geração total de energia ao longo das duas estações atingiu 726,8 kWh para a PV-Si e 488,4 kWh para a PV-TF.

O índice diário de luz (DLI, na sigla em inglês), que representa a quantidade total de luz fotossinteticamente ativa recebida pelas plantas a cada dia, apresentou uma média de 18,1 mol m⁻² no inverno-primavera e de 25,4 mol m⁻² na primavera-verão na estufa de Si. Na estufa de TF, o DLI apresentou uma média de 10,8 mol m⁻² e 17 mol m⁻², respectivamente.

“Durante o ciclo inverno-primavera, apenas as estufas de controle e as estufas PV-Si mantiveram valores de DLI acima do limite mínimo necessário para o desenvolvimento ideal da cultura”, relataram os pesquisadores. “Apesar de um número semelhante de frutos, a estufa PV-Si produziu frutos com peso médio 25% maior do que a estufa de controle, atribuído a temperaturas noturnas mais favoráveis e maior umidade do solo”.

No período entre o inverno e a primavera, a estufa de silício (Si) produziu 21 frutos com peso médio de 74 g, enquanto a estufa de fibra de vidro (TF) produziu 18 frutos com peso médio de 50 g. Durante a primavera e o verão, a estufa de silício produziu 30 frutos com peso médio de 93 g, em comparação com 23 frutos de 79 g na estufa de fibra de vidro.

“De forma geral, o sistema PV-Si equilibrou eficazmente a gestão da radiação solar, a regulação térmica e a produção de energia, demonstrando o seu potencial como uma tecnologia adequada para aplicações agrivoltaicas”, concluiu a equipe.

Agrovoltaicos, a nova fronteira da agricultura sustentável

Os resultados da pesquisa foram apresentados no artigo “ Avaliação comparativa de células fotovoltaicas de silício monocristalino semitransparente e telureto de cádmio para o cultivo de tomate em estufas agrivoltaicas mediterrâneas ”, publicado na revista Smart Agricultural Technology. Pesquisadores do IMIDA, da Espanha, da Universidade Miguel Hernández de Elche e da Universidade Aldo Moro de Bari, na Itália, contribuíram para o estudo. (pv-magazine-brasil)

Custos caem até 17% e preços ao consumidor até 9%

Custos caem até 17% e preços ao consumidor até 9%, reduzindo payback da energia solar no Brasil.

Queda no preço dos sistemas em 2025 ficou em 7% para os sistemas de menor porte, enquanto retorno do investimento segue abaixo de 5 anos em muitos casos, mesmo com juros elevados.

As instalações em imóveis novos têm sido um fator chave para o crescimento da energia solar em telhados no Reino Unido.

A redução dos preços dos sistemas fotovoltaicos voltou a reforçar a atratividade da geração distribuída (GD) no Brasil, com impacto direto no tempo de retorno dos investimentos. Segundo o Estudo de Soluções Energéticas Distribuídas (SED) da Greener, os sistemas de menor porte registraram queda próxima de 7% nos preços em janeiro de 2026 na comparação com o mesmo período do ano anterior.

Considerando uma visão mais ampla do mercado ao longo de 2025, a redução média dos preços ao consumidor final pode chegar a cerca de 9%, dependendo do porte dos sistemas e da metodologia de análise.

A queda é impulsionada principalmente pela redução de 17% nos custos dos equipamentos fotovoltaicos, acompanhando o movimento global de redução de preços na cadeia de suprimentos.

Com isso, o tempo de payback — principal indicador utilizado pelos consumidores na decisão de investimento — segue competitivo. De acordo com levantamentos anteriores da Greener, o retorno de sistemas residenciais típicos no Brasil tem se mantido na faixa de três a 5 anos, podendo ser ainda menor em projetos comerciais, a depender do perfil de consumo e da tarifa de energia.

Embora o estudo mais recente aponte uma mudança gradual no perfil de decisão do consumidor, com maior valorização de atributos como confiabilidade e segurança energética, o retorno financeiro continua sendo um dos pilares da expansão da GD.

Ao mesmo tempo, o cenário econômico tem influenciado a dinâmica do mercado. A manutenção de taxas de juros em patamares elevados ao longo de 2025 reduziu a participação do financiamento nas vendas, que caiu para 41%, impactando especialmente consumidores mais sensíveis ao custo do crédito.

Ainda assim, a redução dos preços dos sistemas contribui para mitigar esse efeito, mantendo o investimento em energia solar atrativo tanto para consumidores residenciais quanto comerciais.

Por outro lado, o estudo alerta para possíveis pressões de alta nos preços ao longo de 2026. Entre os fatores estão o aumento dos custos logísticos, a valorização do dólar e mudanças tributárias, como o fim de benefícios fiscais para módulos fotovoltaicos e o impacto das tarifas de importação.

Nesse contexto, o mercado deve observar um equilíbrio entre a redução recente de custos e novas pressões inflacionárias, o que pode influenciar o payback dos sistemas nos próximos anos.

Além disso, o estudo indica uma mudança estrutural no comportamento do consumidor. A decisão de investimento passa a considerar não apenas o retorno financeiro, mas também fatores como confiabilidade, segurança energética e integração com novas tecnologias, como armazenamento e mobilidade elétrica.

Mesmo com essas transformações, a geração distribuída segue com fundamentos sólidos no Brasil, combinando redução de custos, previsibilidade de economia e crescente relevância estratégica para consumidores em diferentes perfis. (pv-magazine-brasil)