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)

Adições globais de energia solar devem chegar a 638 GW em 2026

As adições globais de energia fotovoltaica devem alcançar aproximadamente 638 GW em 2026, conforme apontam as projeções do setor divulgadas pela pv magazine.

Cenário do Mercado

• Ajuste de ritmo: O mercado mundial passa por um momento de readequação após anos de forte expansão e recordes consecutivos de instalações.

• Excesso de capacidade: Há uma oferta estrutural abundante de componentes na cadeia de fabricação global.

• Diferenças regionais: Enquanto grandes mercados como a China enfrentam reajustes nas taxas de crescimento, outras regiões continuam expandindo a adoção da tecnologia.

Perspectivas e Impactos

• Preços dos módulos: Os custos de painéis solares tendem a oscilar devido a questões comerciais, subsídios locais e políticas tarifárias em polos como os Estados Unidos e a Índia.

• Transição e baterias: A integração da energia solar com sistemas de armazenamento ganha tração para equilibrar a oferta nas redes elétricas.

Análise da Intertek CEA aponta que o excesso estrutural de oferta é grave e persistente, com a capacidade de fabricação em todas as etapas da cadeia superando com ampla margem a demanda projetada para 2026.

American Public Power Association en Unsplash

As instalações fotovoltaicas globais devem chegar a 638 GW em 2026, de acordo com uma análise da consultoria técnica em energia solar e armazenamento Intertek CEA.

O relatório PV Supply, Technology and Policy Report for Q2 2026, da empresa, prevê uma queda nas instalações em relação ao ano passado, seguida pela retomada do crescimento até 2030.

Segundo o estudo, a retração deste ano é causada inteiramente pela China, que enfrenta uma estagnação do mercado, enquanto a maior parte das outras regiões do mundo deve registrar crescimento estável ou acelerado.

O relatório acrescenta que o excesso estrutural de oferta é “grave e persistente” em toda a cadeia de valor solar, com a capacidade de fabricação em todas as etapas superando com ampla margem a demanda projetada para 2026.

A capacidade de produção de polissilício está em aproximadamente 2.034 GW, ante 638 GW de instalações previstas, segundo os dados do relatório. Já a capacidade de fabricação de módulos, de cerca de 1.908 GW, representa um excedente superior a 1,2 TW.

O PV Price Forecasting Report for Q2 2026, também da Intertek CEA, acrescenta que os preços dos módulos chineses devem continuar subindo entre 2026 e 2027, à medida que os fornecedores “buscam ampliar suas margens e repassar os custos de materiais”.

O relatório também afirma que os preços dos módulos nos Estados Unidos permanecerão elevados enquanto o mercado “aguarda clareza sobre a estrutura tarifária que provavelmente surgirá da investigação sobre o polissilício conduzida com base na Seção 232”, referência à legislação comercial norte-americana.

Na Índia, os preços dos módulos ao longo de 2026 e 2027 continuarão expostos aos custos dos insumos provenientes da China.

A partir de 2028, a Intertek CEA prevê uma queda dos preços, citando o amadurecimento do mercado e margens baixas, porém estáveis.

O relatório acrescenta que os custos de produção regionalmente integrados variam de menos de US$ 0,12/W a mais de US$ 0,37/W. Os subsídios à fabricação nos Estados Unidos reduzem a diferença de custos entre a produção norte-americana e a produção fora da China para apenas US$ 0,01/W a US$ 0,03/W.

A fabricação de células e a montagem de módulos na Índia, assim como a montagem de módulos no mercado do Sudeste Asiático, devem ficar, “com o tempo”, entre US$ 0,01/W e US$ 0,03/W dos preços chineses, segundo o relatório.

A montagem de módulos na União Europeia, por outro lado, não deve eliminar a diferença de preços em relação aos demais mercados, projeta a Intertek CEA.

Taxação da energia solar em 2026: entenda as novas regras e os impactos da Lei 14.300.

A energia solar no Brasil passou por uma das maiores transformações regulatórias da sua história com a aprovação da Lei 14.300/22, conhecida como marco legal da geração distribuída. (pv-magazine-brasil)