São Paulo acelera eletrificação e América Latina chega a 10 mil ônibus elétricos

Ônibus elétricos circulam pelas ruas de São Paulo; cidade tem a segunda maior frota do tipo na América Latina.

As cidades da América Latina atingiram a marca histórica de 10 mil ônibus elétricos em operação, impulsionadas por Santiago, Bogotá e por São Paulo, que adicionou 500 novos veículos em meados de 2026 e alcançou uma frota municipal eletrificada de 1.759 unidades.

O Marco na América Latina

• Volume total: Mais de 10 mil ônibus elétricos espalhados por cerca de 80 cidades em 13 países.

• Liderança regional: Santiago (Chile), Bogotá (Colômbia) e São Paulo lideram a transição que abandona projetos-piloto rumo à escala real.

• Impacto ambiental conjunto: A redução estimada chega a 10 milhões de toneladas de CO₂ evitadas por ano em todo o continente.

Avanços em São Paulo

• Tamanho da frota: 1.759 veículos eletrificados, sendo 1.570 a bateria e 189 trólebus.

• Redução de emissões: Cerca de 130 mil toneladas de CO₂ a menos por ano na capital paulista.

• Economia de combustível: Poupança estimada em 57 milhões de litros de diesel anuais.

Cidades da América Latina atingiram a marca de 10 mil ônibus elétricos em operação, segundo dados consolidados pelo E-Bus Radar e divulgados pelo C40 Cities e pelo International Council on Clean Transportation (ICCT).

A frota está espalhada por mais de 80 cidades de 13 países e, em conjunto, evita a emissão estimada de 10 milhões de toneladas de dióxido de carbono (CO₂) por ano.

O levantamento mostra a expansão da eletrificação do transporte coletivo na região, em um movimento que substitui gradualmente ônibus movidos a diesel por veículos de emissão zero no local de operação. Santiago, São Paulo e Bogotá concentram mais de 7 mil dos ônibus elétricos em circulação.

São Paulo tem a segunda maior frota elétrica da América Latina, atrás de Santiago.

A capital paulista chegou a 1.759 veículos em junho, quando incorporou 500 ônibus elétricos de uma só vez, segundo os dados apresentados pela prefeitura e divulgados pelo C40 e pelo ICCT.

São Paulo reduz consumo de diesel

Dos 1. 759 veículos elétricos da capital, 1. 570 são ônibus movidos exclusivamente a bateria e 189 são trólebus. De acordo com os dados divulgados pelo Com40 Cities, a frota evita aproximadamente 130 mil toneladas de CO₂ por ano e reduz o consumo anual de diesel em cerca de 57 milhões de litros.

A prefeitura também estabeleceu uma regra para acelerar a substituição dos veículos a combustão.

Ônibus que chegam ao fim da vida útil não podem ser substituídos por novos veículos a diesel, o que cria uma migração gradual para tecnologias de baixa ou zero emissão.

O sistema municipal de transporte coletivo de São Paulo atende mais de 7 milhões de passageiros por dia. A escala da operação torna a substituição dos ônibus a diesel uma das principais frentes de redução de emissões no transporte urbano da cidade.

Investimento chega a R$ 6,5 bilhões

A eletrificação, porém, exige investimentos que vão além da compra dos veículos. As cidades precisam instalar carregadores, adaptar garagens e ampliar ou adequar a infraestrutura elétrica.

Em São Paulo, o programa de eletrificação foi estruturado com investimentos estimados em R$ 6,5 bilhões, combinando recursos nacionais e internacionais. Segundo o Com40, participam da estruturação financeira instituições como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o Banco Mundial e o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID).

O modelo paulista é apresentado pelo Com40 e pelo ICCT como uma alternativa para outras cidades, ao combinar regras para renovação da frota com mecanismos de financiamento.

Desde 2019, as duas organizações, por meio da parceria ZEBRA, trabalham com municípios latino-americanos para estruturar projetos e aproximar governos, instituições financeiras e fabricantes.

A lógica é reduzir o peso do investimento inicial para as administrações municipais e viabilizar compras em maior escala.

Eletrificação avança em outras capitais

A expansão da tecnologia também ocorre em outras cidades brasileiras. Salvador, Recife, Belo Horizonte e Rio de Janeiro têm projetos de eletrificação do transporte coletivo em diferentes estágios.

Em Recife, o governo federal destinou R$ 319 milhões para a compra de 100 ônibus elétricos e da infraestrutura de recarga para a Região Metropolitana.

Segundo o programa Brasil Mutirão, ligado ao C40 e ao Pacto Global de Prefeitos, o projeto contou com apoio técnico para a revisão dos termos de aquisição, a modelagem econômica e a definição das rotas que receberão os veículos.

Em Belo Horizonte, o foco está na infraestrutura necessária para a operação dos primeiros ônibus elétricos da cidade. O projeto prevê a instalação e o comissionamento de 27 carregadores nas garagens e permitirá a operação de aproximadamente 100 veículos. O investimento é financiado pelo Novo PAC.

No Rio de Janeiro, o trabalho está concentrado na preparação dos terminais do sistema municipal para receber futuros ônibus elétricos. Entre as medidas estão estudos sobre infraestrutura de recarga, modelagem econômica e financeira e estruturação dos projetos.

Em Salvador, o programa apoia um projeto para eletrificar pelo menos metade da frota do BRT.

Transporte público entra na transição energética

A marca de 10 mil ônibus mostra que a eletrificação do transporte coletivo deixou de ser restrita a projetos-piloto e passou a integrar políticas públicas de diferentes cidades latino-americanas.

O avanço, segundo C40 e ICCT, depende da combinação entre regras de renovação das frotas, financiamento e infraestrutura.

Como os ônibus urbanos percorrem trajetos definidos e normalmente retornam às garagens, a instalação de pontos de recarga pode ser concentrada em locais específicos, uma característica que favorece a eletrificação do segmento.

O desafio agora é ampliar essa infraestrutura e encontrar modelos de financiamento capazes de levar a tecnologia a um número maior de cidades.

Para além da redução das emissões de carbono, a substituição dos ônibus a diesel também pode reduzir a poluição do ar nas áreas urbanas, aproximando a eletrificação do transporte das políticas de saúde e qualidade ambiental. (biodieselbr)

Impacto de temperaturas extremas sobre sistemas fotovoltaicos e baterias

Temperaturas extremas reduzem a eficiência de conversão e aceleram a degradação de painéis solares e baterias. O calor excessivo diminui a tensão elétrica dos módulos fotovoltaicos e degrada a capacidade química de armazenamento das baterias, exigindo projetos robustos de dimensionamento e resfriamento.

Impactos nos Sistemas Fotovoltaicos

• Queda de rendimento: O aumento na temperatura das células solares reduz a tensão de circuito aberto, provocando perda de potência máxima.

• Coeficiente térmico: Cada grau acima de 25°C gera uma perda percentual específica de potência informada no manual do fabricante.

• Desgaste de componentes: Cabos, conectores e inversores sofrem estresse térmico elevado, o que acelera o envelhecimento dos materiais isolantes.

• Fenômenos locais: O risco de pontos quentes (hotspots) aumenta sob forte irradiância combinada com falhas de sombreamento ou sujeira.

Impactos nas Baterias de Armazenamento

• Redução da vida útil: O calor extremo acelera reações químicas internas indesejadas, diminuindo o ciclo de vida útil da bateria.

• Perda de eficiência: O aumento da resistência interna reduz a eficiência de carga e descarga do sistema.

• Necessidade de climatização: Sistemas de gerenciamento térmico tornam-se obrigatórios para manter a temperatura operacional dentro de faixas seguras.

• Desbalanceamento de carga: Diferenças térmicas entre racks de baterias provocam desvios no estado de carga (SOC) e falhas operacionais.

A energia fotovoltaica depende da luz solar. Os sistemas de armazenamento de baterias dependem da absorção e liberação de energia precisamente quando a rede elétrica precisa dela. Ambos parecem uma combinação ideal para os dias quentes de verão: muita luz solar, alta geração, aumento da demanda de eletricidade devido à necessidade de refrigeração e maior flexibilidade para a rede. Na prática, a questão é mais complexa.

Ondas de calor na Europa estão se tornando a norma. A forte incidência de luz solar não é o problema. O fator crítico é a temperatura. Os módulos solares são avaliados em condições padrão de teste: irradiância de 1.000 watts por metro quadrado e temperatura da célula de 25°C. Em campo, as temperaturas das células em dias quentes são significativamente mais altas. Os módulos podem atingir temperaturas consideravelmente superiores à temperatura do ar ambiente.

Nas células solares cristalinas, a potência normalmente diminui à medida que a temperatura aumenta. Se a temperatura da célula não for de 25°C, mas de 65°C, isso corresponde a uma perda de potência de aproximadamente 16% em comparação com as condições padrão, considerando um coeficiente de temperatura de menos 0,4% por grau.

Para os operadores, essa distinção é crucial. Aqueles que analisam apenas os números brutos de geração estão deixando de considerar o quadro mais amplo. A questão mais importante é: o sistema fotovoltaico produziu conforme deveria sob as condições reais de irradiância e temperatura?

Temperaturas extremas raramente são a única causa de um problema. Muitas vezes, elas revelam fragilidades já existentes. Entre elas estão módulos sujos, sombreamento parcial, vegetação e áreas de células danificadas. Sob alta irradiância, os fluxos de corrente e os estresses térmicos aumentam. Pequenos desequilíbrios podem, portanto, tornar-se mais evidentes.

Um exemplo típico são os hotspots. Eles ocorrem quando determinadas áreas das células são submetidas a cargas maiores do que o restante do módulo. Sob forte irradiância, um efeito elétrico localizado pode se transformar em um problema térmico.

O armazenamento em baterias torna a questão sistêmica mais complexa

Com o armazenamento em baterias, a questão do calor se torna ainda mais relevante, pois ele altera a lógica operacional de todo o sistema. Um sistema de armazenamento pode absorver o excesso de energia solar, suavizar os picos de injeção, reduzir o curtailment, deslocar a eletricidade para horários de maior valor, prestar serviços à rede e estabilizar os perfis de carga. É precisamente por isso que o armazenamento está se tornando cada vez mais importante em mercados com elevada participação da energia fotovoltaica.

Mas os dispositivos de armazenamento de energia têm sua própria física: as baterias de íons de lítio envelhecem por meio do envelhecimento de calendário e do envelhecimento por ciclos. Temperatura, estado de carga, profundidade de descarga, taxa C, períodos de inatividade e estratégia operacional influenciam a velocidade com que a capacidade e o desempenho diminuem. Estudos mostram claramente que temperaturas elevadas, estados de carga elevados e ciclos profundos podem acelerar o envelhecimento.

O calor também afeta os sistemas de armazenamento em vários níveis. Os sistemas de refrigeração precisam trabalhar mais, o autoconsumo aumenta e as reservas térmicas diminuem. Os sistemas de baterias podem reduzir seu desempenho quando as temperaturas das células, racks ou contêineres atingem limites críticos. Ao mesmo tempo, períodos prolongados de alta temperatura e alto estado de carga podem acelerar o envelhecimento de calendário.

Isso é particularmente relevante em aplicações acopladas a sistemas fotovoltaicos, nas quais os sistemas de armazenamento são rapidamente carregados ao meio-dia e, em seguida, permanecem por horas com alto estado de carga e alta temperatura ambiente.

A segurança também é uma questão fundamental. Os sistemas modernos de baterias contam com sistemas de gerenciamento de baterias, sensores de temperatura, conceitos de proteção contra incêndio e lógica de desligamento. Ainda assim, a fuga térmica continua sendo um risco significativo. Estudos indicam que um defeito interno na célula, depois que ela deixa o processo de fabricação, não pode ser completamente descartado pela tecnologia operacional.

Por isso, é fundamental impedir a propagação, medir os gases liberados e projetar e operar os sistemas de maneira que uma única falha não se transforme em um evento sistêmico.

Fotovoltaica e armazenamento devem ser considerados em conjunto

Nos sistemas híbridos, dois efeitos convergem: o sistema fotovoltaico produz uma quantidade substancial de energia sob alta irradiância, mas perde parte de seu potencial de geração devido às elevadas temperaturas das células. O sistema de armazenamento deve absorver o excedente de energia, deslocar os picos de carga e estabilizar a rede elétrica, mas também fica sujeito a um estresse maior devido às altas temperaturas.

Isso cria objetivos conflitantes na operação. Um sistema de armazenamento pode ser totalmente carregado ao meio-dia, mesmo quando a temperatura ambiente está elevada. Ele pode permanecer com alto nível de carga por horas. Pode ser fortemente descarregado à noite, enquanto o resfriamento, a carga da rede e os sinais de preços estão todos em jogo. Cada uma dessas decisões pode ser economicamente justificável. Ou pode se tornar cara no longo prazo.

Portanto, o que importa não é um único modo de operação, mas a avaliação contínua dos casos de uso. Os ganhos potenciais provenientes de comercialização de energia, otimização do autoconsumo ou serviços à rede devem ser constantemente ponderados em relação às perdas de eficiência, ao estresse térmico e ao envelhecimento adicional. Os sistemas modernos de gerenciamento de energia realizam essa tarefa e reavaliam continuamente as condições técnicas, os sinais do mercado e da rede, derivando dessa análise a estratégia operacional adequada. Veja a que os operadores devem estar atentos:

1. A lógica térmica começa no projeto da usina

O sombreamento geralmente é prejudicial aos painéis solares porque reduz a geração, agrava os efeitos de incompatibilidade e pode favorecer a formação de hotspots. No entanto, o sombreamento direcionado pode ser benéfico para os sistemas de armazenamento em baterias, pois reduz o estresse térmico e alivia a carga sobre o sistema de refrigeração.

Isso parece trivial, mas, na prática, rapidamente se transforma em um verdadeiro conflito de objetivos. O que proporciona a máxima geração para a área fotovoltaica não é automaticamente a melhor solução para contêineres de armazenamento, inversores, subestações ou quadros elétricos.

Por isso, o projeto de um sistema também deve considerar como ele se comporta em dias quentes. Onde ocorre o acúmulo de calor? Quais componentes ficam permanentemente expostos à luz solar direta? Quão bem os sistemas de armazenamento, inversores e a infraestrutura elétrica são ventilados ou protegidos do sol? Qual é a facilidade de acesso aos componentes críticos para manutenção, inspeção e acesso do corpo de bombeiros?

2. Teste a capacidade de controle sob condições de estresse

Para sistemas fotovoltaicos com armazenamento, não basta simplesmente verificar se os componentes individuais estão funcionando. O fator crucial é saber se o sistema como um todo permanece controlável quando várias demandas estão presentes simultaneamente: alta irradiância, altas temperaturas, requisitos da rede, estratégia de armazenamento, limites dos inversores e cronogramas de operação econômica.

Os operadores devem, portanto, não apenas avaliar o conceito de controle no papel, mas também validá-lo em operação. Os setpoints são adotados de forma confiável? O sistema reage corretamente às especificações no ponto de conexão à rede? O controle de potência ativa e reativa funciona mesmo sob alta carga? As taxas de rampa são mantidas? A operação do armazenamento é ajustada quando a temperatura, o estado de carga ou os limites de derating tornam essa operação inadequada? E está claramente documentado quando e por que o sistema foi regulado ou sofreu curtailment?

3. A qualidade dos dados é a base de toda avaliação

O próximo passo é estabelecer uma base de dados confiável. Irradiância, temperatura ambiente, temperatura dos módulos, vento, dados dos inversores, dados das strings, temperaturas das baterias, estado de carga e condições operacionais devem ser plausíveis.

Sensores defeituosos levam a diagnósticos incorretos. Diagnósticos incorretos levam a deslocamentos desnecessários para manutenção ou a problemas que não são identificados.

4. O desempenho deve ser avaliado com correção de temperatura

Os operadores também devem utilizar uma lógica de comparação. Strings individuais, inversores, seções de trackers, subsistemas ou contêineres de armazenamento devem ser comparados com unidades semelhantes durante o mesmo período.

Se todas as áreas reagem de maneira semelhante ao calor, isso sugere um efeito geral da temperatura. Se áreas individuais apresentam diferenças significativas, isso indica um problema localizado.

5. Priorize de forma consistente os riscos locais

Hotspots, sombreamento e sujeira devem ser priorizados de forma consistente. Especialmente sob alta irradiância solar, os efeitos locais podem ter um impacto maior. O controle da vegetação, as estratégias de limpeza, a termografia e a inspeção visual não devem, portanto, ser considerados isoladamente, mas como parte de uma estratégia abrangente de gerenciamento de riscos.

A infraestrutura elétrica também merece mais atenção: conectores, cabos, caixas de junção, caixas de distribuição, quadros elétricos e transformadores estão todos sujeitos a estresse durante períodos de calor.

6. Os dispositivos de armazenamento precisam de transparência térmica

Para os sistemas de armazenamento em baterias, uma boa operação começa com a transparência térmica. As temperaturas das células, módulos, racks e contêineres não devem apenas ser medidas, mas também avaliadas dentro de seu contexto. Não é relevante apenas a temperatura máxima absoluta, mas também a distribuição da temperatura. Grandes variações de temperatura dentro de um sistema podem indicar problemas de refrigeração, questões relacionadas ao fluxo de ar, falhas nos sensores ou distribuição desigual da carga.

7. Controle conscientemente o nível de carga e o envelhecimento

As faixas de estado de carga (SOC) devem ser cuidadosamente selecionadas. Um sistema de armazenamento não precisa ser mantido constantemente próximo de 100% de SOC apenas porque há muita energia fotovoltaica disponível. Especialmente em temperaturas ambientes elevados, pode ser vantajoso desenvolver estratégias operacionais para que estados de carga elevados não sejam mantidos por mais tempo do que o necessário.

O sistema de refrigeração também deve ser tratado como um componente crítico. Sistemas de HVAC ou de refrigeração líquida não são componentes secundários. Eles garantem desempenho, vida útil e segurança. Filtros, dutos de ar, refrigerantes, compressores, bombas, sensores e redundâncias devem ser incluídos nos planos de manutenção.

8. Leve a sério os indicadores iniciais e os alarmes

Indicadores iniciais importantes também incluem: aumento das diferenças de temperatura entre racks, desvios perceptíveis na tensão das células, aumento da resistência interna, redução da eficiência de ida e volta, maior frequência de derating, desvios inesperados de SOC, erros de comunicação ou tempos de operação incomuns do sistema HVAC.

Um único sinal não constitui uma emergência. Juntos, eles podem formar um padrão.

9. Acompanhe sistematicamente as ondas de calor

Após uma onda de calor, o sistema não deve retornar automaticamente à operação normal. Os dias quentes fornecem dados valiosos: quais inversores sofreram derating primeiro? Quais strings apresentaram desvios? Quais dados dos sensores eram implausíveis? Quais áreas de armazenamento apresentaram atividade térmica incomum? Quais alarmes foram úteis e quais foram apenas ruído? Essas análises levam a uma operação aprimorada.

Sistemas de armazenamento de energia de bateria (BESS)

O que nós, como setor, podemos aprender com isso

As ondas de calor são, portanto, mais do que apenas um evento extremo sazonal. Elas são um teste prático para verificar se os sistemas fotovoltaicos, de armazenamento e híbridos podem ser compreendidos e gerenciados ao longo de todo o seu ciclo de vida. A avaliação sistemática dessas fases fornece insights não apenas sobre os componentes individuais, mas também sobre a qualidade do modelo operacional como um todo.

A energia solar funciona através da captura sistemática da luz do sol e sua subsequente transformação em eletricidade utilizável para residências, empresas e indústrias.

Esse processo ocorre por meio de células fotovoltaicas que convertem a radiação em corrente elétrica, a qual é posteriormente adaptada por inversores para se tornar compatível com os equipamentos convencionais da rede elétrica. (pv-magazine-brasil)

Escolas do litoral paulista receberão 1,3 MW de energia solar

Governo do Estado destina de R$ 6 milhões prevê 1,7 GWh de geração anual em 40 unidades de ensino de 12 municípios; sistemas devem suprir cerca de 75% do consumo das escolas.

O Governo de São Paulo iniciou a execução de um projeto que levará geração solar a 40 escolas estaduais do litoral paulista. A iniciativa, realizada em parceria com a Neoenergia Elektro, prevê a instalação de sistemas fotovoltaicos que somarão 1,3 MW de potência e deverão produzir aproximadamente 1,7 GWh de eletricidade por ano.

Com investimento estimado em R$ 6 milhões, financiado integralmente pelo Programa de Eficiência Energética/PEE da Agência Nacional de Energia Elétrica/ANEEL, o projeto também inclui diagnósticos do consumo de cada unidade e intervenções nos sistemas de iluminação.

A expectativa é que a geração solar corresponda a aproximadamente 75% da demanda elétrica das escolas participantes. O volume anual de energia projetado equivale, segundo o governo estadual, ao consumo de cerca de 770 residências.

As unidades foram selecionadas pela Secretaria da Educação (Seduc) e estão distribuídas por 12 municípios: Bertioga, Cananéia, Guarujá, Ilhabela, Ilha Comprida, Iguape, Itanhaém, Mongaguá, Peruíbe, Praia Grande, Registro e Ubatuba.

Ao todo, a iniciativa deverá alcançar diretamente cerca de 29 mil estudantes, professores e funcionários.

Diagnóstico energético e modernização

Antes da implantação das medidas de eficiência, cada escola passará por uma avaliação das instalações e do perfil de consumo. O objetivo é identificar pontos de desperdício e oportunidades para reduzir a utilização de eletricidade.

Uma das frentes previstas é a atualização dos sistemas de iluminação, com foco na redução do consumo e na melhoria das condições dos ambientes escolares.

O projeto também considera o aumento da demanda provocado pela utilização de aparelhos de ar-condicionado nas escolas. De acordo com o governo paulista, a expansão da climatização elevou a carga elétrica das unidades, embora tenha contribuído para melhores condições de trabalho para professores e de aprendizagem para os alunos.

A combinação entre eficiência energética e geração fotovoltaica deverá, portanto, reduzir parte desse impacto e diminuir as despesas do Estado com eletricidade.

Para a secretária de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística, Natália Resende, a geração solar é particularmente adequada às escolas porque boa parte do consumo ocorre durante o período diurno. Segundo ela, a iniciativa também está alinhada às políticas estaduais de transição energética e expansão da geração renovável.

Resende afirma ainda que a economia obtida com a redução das despesas de energia poderá liberar recursos para outras áreas do governo. As escolas também deverão funcionar como espaços de aprendizado sobre geração limpa, eficiência energética e economia de baixo carbono.

Energia solar como ferramenta de educação ambiental

Além da redução da conta de energia, o projeto pretende incorporar a sustentabilidade ao cotidiano das escolas. A expectativa do governo é que os sistemas fotovoltaicos sirvam como exemplos práticos para estudantes e comunidades sobre produção de energia renovável e uso consciente da eletricidade.

O secretário da Educação de São Paulo, Renato Feder, destaca que a iniciativa combina redução de custos com ações de educação ambiental e inovação dentro das unidades de ensino.

A Neoenergia Elektro, responsável pelo investimento no âmbito do PEE, atende 223 municípios paulistas. Para a vice-presidente da Neoenergia, Solange Ribeiro, a implantação das usinas permite aproximar a transição energética da população e dos ambientes educacionais.

A executiva também ressalta que a companhia investiu R$ 113 milhões em projetos de eficiência energética em 2025, com ações que alcançaram mais de 160 mil unidades consumidoras no país.

Programa solar também contempla municípios

O projeto nas escolas ocorre paralelamente a outra iniciativa do governo paulista voltada à expansão da geração solar no setor público. Início de julho/26, o Estado divulgou a relação de 214 municípios classificados para projetos de geração fotovoltaica destinados às prefeituras.

A iniciativa busca reduzir os gastos municipais com eletricidade e ampliar a adoção de soluções de energia renovável, além de contribuir para as políticas estaduais de combate às mudanças climáticas. O programa está relacionado às metas do Plano de Ação Climática 2050 (PAC 2050) e do Plano Estadual de Energia (PEE 2050).

Na 1ª etapa, estão previstos R$ 5 milhões do Fundo Estadual de Prevenção e Controle da Poluição (Fecop). A classificação dos municípios foi publicada no Diário Oficial do Estado e antecede a convocação das prefeituras para apresentação da documentação necessária, conforme a disponibilidade de recursos.

Escolas do litoral de SP terão 75% da demanda suprida por energia solar

Do litoral norte ao sul: escolas de SP terão 75% da demanda suprida por energia solar.

Projeto de R$ 6 milhões prevê instalação de sistemas fotovoltaicos em 40 escolas de 12 municípios do litoral paulista. (pv-magazine-brasil)

Nayax lança terminal de pagamento direto em carregadores de veículos elétricos no Brasil

A Nayax lançou no Brasil o terminal VPOS Media 4 Mini, uma solução de pagamento direto em estações de recarga para carros elétricos. O equipamento permite pagar com cartões ou carteiras digitais por aproximação direto no carregador, eliminando a exigência de baixar aplicativos ou realizar cadastros prévios.

Como funciona a tecnologia

• Sem aplicativos: O motorista inicia a recarga direto no eletroposto.

• Meios aceitos: Cartões de crédito, débito e carteiras digitais.

• Foco em agilidade: Transforma a recarga em um processo similar ao abastecimento comum em postos de combustível.

• Ecossistema: Conecta operadores e plataformas de gestão por meio de integrações locais.

Vantagens para o mercado

• Fim do gargalo: Resolve a fricção causada pela necessidade de múltiplos aplicativos para cada rede de recarga.

• Público amplo: Facilita o uso por motoristas ocasionais, frotas e turistas.

VPOS Media 4 Mini permite pagamentos com cartões e carteiras digitais diretamente nas estações de recarga, sem depender de aplicativos.

A Nayax lançou no Brasil uma solução de pagamentos voltada à infraestrutura de recarga de veículos elétricos. O VPOS Media 4 Mini permite que motoristas paguem diretamente no carregador, com cartões ou carteiras digitais, sem depender exclusivamente de aplicativos para iniciar uma sessão de recarga.

Segundo a empresa, o modelo busca aproximar a experiência de recarga à de um posto de combustíveis, em que o consumidor pode escolher entre diferentes meios de pagamento e concluir a transação no próprio equipamento.

VPOS Media 4 Mini realiza uma pré-autorização do pagamento no início da sessão. O motorista aproxima o cartão ou celular uma única vez e, ao final da recarga, o sistema captura automaticamente o valor correspondente à energia consumida, sem necessidade de uma nova interação. A solução é voltada a operadores de pontos de recarga, fabricantes de carregadores e provedores de sistemas de gestão.

“O pagamento não deve mais ser um obstáculo. Ele deve viabilizar uma jornada de recarga fluida”, afirma Eduardo Muniz, CEO da Nayax Brasil. Segundo o executivo, a empresa pretende conectar operadores, fabricantes e plataformas de gestão em um ecossistema que reduza a fricção para os motoristas e aumente a eficiência operacional dos proprietários da infraestrutura.

Uma nova oportunidade para o seu negócio. ⚡ Se você já trabalha com autoatendimento, sabe que tecnologia e praticidade podem transformar uma operação. Agora, essa experiência pode chegar a um novo mercado: os eletropostos.

A Nayax está ampliando sua atuação e chega ao mercado de eletromobilidade com soluções completas para eletropostos. E, entre elas, está o VPOS Media: um terminal que permite realizar pagamentos diretamente no carregador, com cartões e carteiras digitais, tornando a experiência de recarga mais simples e conveniente.

O terminal possui certificações da Associação Brasileira das Empresas de Cartões de Crédito e Serviços (ABECS) e da Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel). O equipamento foi desenvolvido para uso externo e em ambientes de autoatendimento, com proteção contra poeira, água e impactos mecânicos.

A solução pode ser integrada aos sistemas utilizados atualmente pelos operadores, sem a necessidade de migração. Para fabricantes de carregadores, a integração é feita por meio de um protocolo proprietário incorporado ao equipamento.

A nova vertical de mobilidade elétrica integra a estratégia global da Nayax, que afirma dar suporte a dezenas de milhares de pontos de recarga de veículos elétricos em diferentes mercados.

No Brasil, a operação é conduzida pela Nayax Brasil, formada após a aquisição da VM tecnologia pela companhia, em 2024. A empresa adquirida possuía uma rede de mais de 6.300 estabelecimentos varejistas distribuídos pelos 27 estados brasileiros.

A solução de pagamentos para recarga já está disponível em todo o território nacional. A empresa vê a possibilidade de integração entre pagamentos, infraestrutura de recarga e sistemas de gestão como parte da evolução necessária para acompanhar a expansão da mobilidade elétrica no país.

Nayax faz parceria com Adyen para expandir infraestrutura de carregamento de veículos elétricos. (pv-magazine-brasil)

Mundo supera 3 TW de capacidade solar

O mundo alcançou a marca histórica de 3 terawatts (TW) de capacidade instalada total de energia solar, consolidando a fonte fotovoltaica como um dos pilares centrais da transição energética global. O marco reflete uma aceleração sem precedentes no ritmo de adoção da tecnologia nos últimos anos.

A Velocidade da Expansão

O crescimento da energia solar superou todas as projeções históricas, reduzindo drasticamente o tempo necessário para atingir novos patamares:

• Primeiro Terawatt: A humanidade levou cerca de uma década para sair dos 100 GW (em 2012) e alcançar o primeiro 1 TW.

• Segundo Terawatt: Adicionado em menos de 3 anos após o primeiro marco.

• Terceiro Terawatt: Atingido em menos de 2 anos após o segundo benchmark.

Liderança e Mudança geográfica

• Protagonismo da China: Enquanto os países desenvolvidos impulsionaram o primeiro terawatts, a China tornou-se o principal motor do segundo e do terceiro terawatts, combinando forte instalação interna com produção de equipamentos em larga escala.

• Mercados Emergentes: Países como Paquistão, Nigéria e Filipinas começaram a registar um forte crescimento em sistemas de telhado. Em 2025, o número de nações com pelo menos 1 GW instalado subiu para 74 (contra 42 em 2020).

• Projeção Futura: Relatórios da Bloomberg NEF (BNEF) apontam que o mundo deve ultrapassar os 9 TW de capacidade solar até 2036, com os países em desenvolvimento detendo mais de um quarto desse total.

O Novo Desafio: Armazenamento e Rede

Com o volume massivo de geração solar atingido, o foco do setor global está mudando da fabricação e instalação de painéis para os desafios de infraestrutura:

• Integração: Dificuldades de absorção pelas redes elétricas tradicionais nos períodos de pico de produção diurna.

• Armazenamento: Crescente necessidade de baterias de íons de lítio para guardar o excedente de energia e utilizá-lo durante a noite.

Capacidade fotovoltaica global levou 10 anos para atingir 1 TW, menos de 3 anos para adicionar o segundo terawatts e menos de 2 para chegar a 3 TW; Bloomberg NEF prevê mais de 9 TW até 2036.

O mundo ultrapassou 3 TW de capacidade solar instalada em 2026, em mais um marco da rápida expansão da energia fotovoltaica. Segundo a Bloomberg, o planeta levou cerca de dez anos para passar da marca de 100 GW, alcançada em 2012, para 1 TW. O segundo terawatts foi adicionado em menos de 3 anos e, menos de 2 anos depois, o mundo atingiu 3 TW. A data exata do terceiro marco, contudo, varia conforme a metodologia e a base de dados utilizada pelos analistas.

A velocidade da expansão deve continuar nos próximos anos. A Bloomberg NEF (BNEF) projeta que a capacidade solar mundial ultrapassará 9 TW até 2036, fazendo com que o marco recém-alcançado pareça relativamente pequeno diante do crescimento esperado para a próxima década.

China mantém o protagonismo

A geografia da expansão solar também mudou ao longo desse processo. De acordo com a Bloomberg, o 1º terawatts foi construído principalmente por países desenvolvidos, que utilizaram políticas de incentivo para acelerar a adoção da tecnologia.

A partir do segundo e do terceiro terawatts, porém, a China passou a ser o principal motor da expansão global. O país combinou forte crescimento da capacidade instalada com a produção em larga escala de equipamentos, contribuindo para a redução dos custos da tecnologia e para sua disseminação em outros mercados.

Ao mesmo tempo, a expansão começa a se espalhar para países que até poucos anos atrás tinham participação pequena no mercado solar. Paquistão, Nigéria e Filipinas registraram forte crescimento, principalmente em sistemas instalados em telhados. Mercados menores, como Cuba e Líbano, também apresentaram rápida expansão.

Esse movimento ampliou o número de países com mercados solares relevantes. Segundo a BNEF, 74 países tinham pelo menos 1 GW de capacidade solar instalada em 2025, contra 42 em 2020.

Expansão ainda concentrada

Apesar da maior disseminação da tecnologia, a expansão continua concentrada. A participação dos países mais pobres nas novas instalações solares ficou praticamente estagnada desde 2020, enquanto a China se consolidou como o principal vetor do crescimento.

A BNEF espera, porém, uma mudança desse quadro nos próximos anos. A projeção é que a participação dos países em desenvolvimento nas novas instalações volte a crescer a partir de 2026. Até 2036, mais de um quarto da capacidade solar instalada deverá estar em países em desenvolvimento, enquanto a participação dos países ricos deverá cair para cerca de 20%.

Rede e armazenamento entram no centro da discussão

O avanço da capacidade instalada também começa a criar novos desafios para os sistemas elétricos. Na China, a expansão da geração solar ocorreu mais rapidamente do que a implantação da infraestrutura necessária para transmitir e armazenar essa eletricidade.

Como consequência, o país enfrenta aumento do curtailment, com parte da geração solar sendo reduzida durante períodos de elevada produção. A expectativa é de desaceleração das novas instalações chinesas à medida que o país passe a priorizar a capacidade de consumir e integrar as renováveis, e não apenas a expansão da geração.

Nesse cenário, o armazenamento passa a desempenhar papel cada vez mais importante. As baterias de íons de lítio podem absorver o excedente de geração durante as horas de maior produção solar e disponibilizar a energia posteriormente, principalmente no período noturno.

Para a BloombergNEF, a capacidade de armazenar energia será determinante para a próxima fase da expansão fotovoltaica. Sem armazenamento suficiente, a capacidade adicional de solar terá dificuldade para ser plenamente aproveitada.

O marco de 3 TW mostra que a solar já deixou de ser uma tecnologia de nicho e passou a ocupar uma posição central na expansão da capacidade elétrica mundial. O desafio da próxima etapa, entretanto, será diferente.

Com a rápida expansão da geração fotovoltaica, transmissão, armazenamento e flexibilidade da demanda passam a ser tão importantes quanto a própria instalação de novos módulos. A capacidade de utilizar a energia produzida no momento e no local adequados será determinante para transformar o crescimento da capacidade instalada em geração efetivamente aproveitada. (pv-magazine-brasil)