FotoVolt Junho 2025

Excelência em estamparia metálica diversificada +16 MILHÕES

A S oluções Industriais do Brasil é uma empresa especializada na fabricação de componentes para sistemas de rastreamento solar (trackers), atendendo também uma vasta gama de segmentos, com foco na garantia de eficiência e desempenho superiores.

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Sobre as águas está a próxima fronteira solar

O potencial da energia solar flutuante nos lagos de usinas hidrelétricas no Brasil pode atingir 38 GW. Operadoras de hidrelétricas demonstram interesse e uma cadeia de fornecimento se instala, com vários projetos em análise e já em operação, como mostra a reportagem.

Instrumentos de medição para instalações fotovoltaicas

O guia lista fornecedores tanto de instrumentos para medir grandezas individuais quanto instrumentos multifunção para medições nos lados de corrente contínua e de corrente alternada do sistema FV, e ainda para verificações segundo a norma ABNT NBR 5410.

Estabilidade

estrutural: prevenção do colapso de sistemas fotovoltaicos

Efeitos de pressão ou de sucção podem deslocar ou causar o colapso da estrutura e demandar a adição de lastro. A segurança do projeto passa por uma análise de estabilidade mecânica com recursos computacionais, como apresentado no artigo.

Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em solo

As estruturas de suporte e fixação dos painéis em solo apresentam-se em versões com inclinação de ângulo fixo ou ajustável. O guia lista os fornecedores com as características de sua oferta, como material, inclinação e resistência ao vento.

Sistema FV off-grid como backup de energia na zona

rural – Parte 3

A séria compara soluções com rede + grupo motogerador (GMG); rede + sistema fotovoltaico off-grid e GMG; e rede + sistema FV off-grid e baterias. Após dimensionar as soluções e realizar a análise financeira, os autores discutem aqui os resultados e apresentam conclusões.

String boxes

String boxes organizam o cabeamento, protegem o sistema contra sobrecorrente e surtos, e simplificam a instalação e a manutenção. Este guia traz as características dos produtos oferecidos por várias empresas no mercado nacional.

Mercado livre e energia solar: interação que otimiza benefícios

Seja na geração solar centralizada, com projetos para o ACL, seja na geração solar própria em empresas que estão no mercado livre, a interação se revela benéfica. Mas no primeiro caso a reforma da legislação pode trazer mudanças, e no segundo é necessário avaliar muito bem as soluções.

Produtos

Atendimento ao leitor

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Índice de anunciantes

Opinião

Veículos elétricos

Projeto & Instalação

Solar FV em foco

Capa Helio Bettega

Foto: Bill Wei/Shutterstock (usina solar flutuante em reservatório de hidrelétrica em Dahua, Hechi, Guangxi, China)

Quatro feiras e congressos. Uma aliança pelo avanço global das energias renováveis.

GERAÇÃO DE ENERGIA + CALOR

INTE RS OLA R: CON EC TAND O O

SE TOR S OLA R

A Intersolar é a principal feira para o setor solar, com foco em energia fotovoltaica, tecnologias termossolares e usinas de energia solar. Desde sua fundação, mais de 30 anos atrás, a Intersolar tornou-se a mais importante plataforma para fabricantes, fornecedoras, distribuidoras, instaladoras, prestadoras de serviços, desenvolvedoras de projetos, planejadoras, além de novas empresas no setor solar.

ARMAZENAMENTO DE ENERGIA —

EE S: IN OVA ND O O

A RMAZE NAME NTO D E E NERG IA

A ees é a feira internacional de baterias e sistemas de armazenamento de energia. Reúne fabricantes, distribuidoras, desenvolvedoras de projetos, integradoras de sistemas, usuários profissionais e fornecedoras de tecnologias inovadoras de baterias e soluções sustentáveis de armazenamento de energias renováveis, tais como hidrogênio verde e produção eletrolítica de gás.

USO DE ENERGIA

—

P OWE R2DRI VE: E NERGI A PA RA O FUTUR O DA M OBILI DAD E

A Power2Drive é a feira internacional focada em infraestrutura de carregamento e eletromobilidade, reunindo fornecedores, operadoras de postos de recarga, fabricantes, instaladoras e administradoras de frotas e energia. O evento destaca como a geração, o armazenamento, a distribuição e o uso da energia interagem e se articulam inteligentemente.

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

Eletrotec+EM-Power : INFRAESTRUTURA E GESTÃO DE ENERGIA

A Eletrotec+EM-Power South America é a feira de infraestrutura elétrica e gestão de energia, enfocando tanto tecnologias para distribuição de energia elétrica quanto serviços e soluções informáticas para gestão de energia aos níveis de rede, de serviços públicos e de edificações. Destacando geração, armazenamento, distribuição e uso da energia e as maneiras como esses aspectos interagem e podem se articular inteligentemente.

A c o n t r i b u i çã o d e u s i n a s s o l a r e s n o s l a g o s d e h i d r e l ét r i ca s

Carta ao leitor

Mauro Sérgio Crestani, Editor

OPlano Decenal de Energia 2034 da EPE - Empresa de Pesquisa Energética, diante das restrições impostas à construção de novas usinas hidrelétricas (UHEs) no horizonte de estudo, sublinha que as ações de repotenciação e modernização representam 96% da [pequena] expansão na capacidade de UHEs prevista para o período. Outro documento da EPE, o caderno de estudos “Um olhar para as usinas hidrelétricas”, publicado em janeiro último, estimou entre 3 GW e 11 GW o potencial de ampliação da capacidade instalada nessas usinas por meio da repotenciação e modernização do parque existente mais especificamente, da parcela que conta já mais de 25 anos de operação, portanto a mais indicada para retrofit, e que soma potência em torno de 56 GW. Como a potência total instalada hoje é de 103 GW, considerando apenas as UHEs acima de 30 MW, temos aí algo entre 2,9% e 10,7% a possível contribuição do upgrade das hidrelétricas existentes para a capacidade total.

Já o estudo da consultoria PSR sobre a sinergia entre usinas hidrelétricas e usinas solares flutuantes, citado em reportagem desta edição, examina o potencial de agregação de produção de energia da hibridização das hidrelétricas com plantas fotovoltaicas nos seus reservatórios. Algumas das principais conclusões do estudo: embora o potencial brasileiro teórico seja imenso, variando de 2265 a 3800 GW, o limite técnico para a capacidade solar flutuante varia de 17 GW a 24 GW, a depender dos preços considerados de energia; sistemas FV flutuantes podem reduzir a evaporação da água em 30% a 50%, conservando água para geração de energia hidrelétrica; e a operação híbrida de solar flutuante e hidrelétrica oferece vantagens significativas, “incluindo perfis de geração complementares e infraestrutura compartilhada, o que reduz os custos de integração”.

Hidrelétricas sempre foram da vocação brasileira e produzem ainda hoje a maioria da nossa eletricidade, com participação de pouco menos de 56%, fatia que cairá gradativamente para 46,7% no ano 2034, segundo a EPE. Entre as 219 grandes usinas que construímos ao longo dos últimos 70 anos, há muitas que dão orgulho, como a enorme barragem de Itaipu, e outras que são muito controversas, sobretudo quanto ao impacto nas populações e fauna locais, à quantidade de área alagada por kW instalado e à emissão de gases do efeito estufa dos reservatórios. Talvez o exemplo mais acabado deste malfadado grupo seja a UHE Balbina, construída na década de 1980 no rio Uatumã, nordeste do Amazonas, que inundou 2360 km2 para uma capacidade instalada de 250 MW para comparação, Itaipu tem lago de 1350 km2 e capacidade de 14 000 MW. Se apenas 1% do reservatório de Balbina fosse utilizado para uma usina fotovoltaica flutuante, poderia abrigar uma instalação de nada menos que 2360 MWca. Isso em apenas 1%, repita-se.

Esta pode inclusive ser uma maneira de mostrengos como essa usina (e outras, pois há mais) começarem a fazer algum sentido num novo mundo energeticamente mais limpo.

Diretores: Edgard Laureano da Cunha Jr., José Roberto Gonçalves e José Rubens Alves de Souza (in memoriam )

REDAÇÃO

Editor: Mauro Sérgio Crestani (jornalista responsável – Reg. MTb. 19225)

Redatora: Jucele Menezes dos Reis

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ADMINISTRAÇÃO

Diretor Administrativo: Edgard Laureano da Cunha Jr. PROJETO VISUAL GRÁFICO, DIAGRAMAÇÃO E EDITORAÇÃO ELETRÔNICA: Helio Bettega Netto

DEPARTAMENTO DE PRODUÇÃO: Vanessa Cristina da Silva e Talita Silva

CIRCULAÇÃO: Clayton Santos Delfino

Tel.: (11) 3824-5300; csd@arandaeditora.com.br

SERVIÇOS

Impressão: Ipsis Gráfica e Editora S.A.

Distribuição: ACF - Ribeiro de Lima

TIRAGEM: 10.000 exemplares

FotoVolt é uma publicação mensal da Aranda Editora Técnica e Cultural Ltda.

Redação, publicidade, administração e correspondência: Alameda Olga, 315; 01155-900 São Paulo, SP - Brasil. Tel.: +55 (11) 3824-5300; Fax: +55 (11) 3666-9585 em@arandaeditora.com.br – www.arandaeditora.com.br

ISSN 2447-1615

Mais de 66% dos módulos têm potência abaixo da declarada,

diz TÜV Rheinland

Testes realizados em 2024 pela alemã TÜV Rheinland, especializada em serviços de ensaios, inspeções e certificações, identificaram que a maioria dos módulos solares tem potência inferior à declarada. Os testes foram feitos em módulos com as tecnologias PERC, TOPCon e BC (do inglês back contact), sendo esta última a mais recente e, geralmente, com custo mais elevado.

As análises feitas em laboratórios na Ásia e na Europa concluíram que apenas 34,3% dos módulos entregaram desempenho igual ou superior ao especificado pelos fabricantes, sendo que os demais 65,7% ficaram abaixo do valor declarado. Apesar disso, a maioria dos resultados ainda está dentro da margem de incerteza laboratorial de 1,5%.

Os módulos com a tecnologia BC apresentaram o melhor desempenho geral nos testes de envelhecimento acelerado, seguidos pelos módulos TOPCon e PERC. A exceção foi na resistência ao calor, em que os módulos TOPCon superaram os demais. O estudo alerta, porém, que os custos iniciais diferentes entre as tecnologias dificultam recomendações generalizadas.

“Projetos solares exigem altos investimentos. Os resultados mostram que pode haver variações de qualidade não apenas entre tecnologias, mas também entre fabricantes. Realizar uma verificação prévia dos módulos ajuda a garantir um planejamento mais seguro e evita prejuízos”, disse o diretor da divisão de produtos solares e comerciais da TÜV Rheinland na América do Sul, Vinícius Gibrail.

Além dos testes de desempenho inicial, a TÜV Rheinland avaliou o comportamento dos diferentes tipos de módulos sob condições extremas, como calor, umidade, picos de tensão, luz solar intensa e radiação UV.

O resultado de 2024 representa uma inversão no identificado por testes da TÜV Rheinland em 2015 e 2016, quando 71,7% dos módulos fotovoltaicos apresentaram desempenho superior ao declarado.

Laboratório INRIFV muda nome para DER Lab e amplia atuação

OLaboratório de Ensaios Fotovoltaicos do Instituto de Redes Inteligentes (INRIFV), do Instituto de Energia e Mobilidade da Universidade Federal de Santa Maria (UFSM), do Rio Grande do Sul, mudou de nome e deixou de ser apenas voltado a pesquisas de inversores solares fotovoltaicos. No agora DER Lab -

a mudança responde à necessidade de alinhamento com as transformações do setor de energia. Além da ampliação voltada a abarcar outras demandas de recursos energéticos distribuídos, o centro de pesquisas também passa a atender a geração centralizada, com aumento da capacidade de ensaios de equipamentos de 270 kW para mais de 390 kW.

Segundo Michels, a ideia é também ampliar a atuação internacional do laboratório. Isso explica a estratégia de escolha da nova marca em inglês –DER Lab – e ainda a obtenção da certificação do selo ILAC - International Laboratory Accreditation Cooperation, organização internacional que coordena a acreditação de laboratórios e organismos de inspeção em diversos setores.

“Nossos serviços acreditados agora podem ser reconhecidos por todos os países signatários do acordo (do selo)”, disse o professor. “Mais do que uma mudança de nome, este é um passo estratégico na ampliação da nossa estrutura, da capacidade técnica e da relevância no setor de energia”, completou.

Distributed Energy Resources Laboratory, o escopo dos desenvolvimentos passou a incluir sistemas de armazenamento de energia (BESS), carregadores de veículos elétricos e outros recursos energéticos distribuídos.

De acordo com o coordenador do DER Lab, professor Leandro Michels,

BNE: Brasil chega a 88,2% de renováveis na matriz elétrica

OBrasil atingiu 88,2% de renováveis em sua matriz elétrica em 2024, segundo a última edição do relatório síntese do Balanço Energético Nacional 2025 (ano base 2024). O documento

Testes foram realizados em laboratórios da empresa na Ásia e na Europa

Michels e o DER Lab: atuação ampliada para BESSs, equipamentos de eletrocarga veicular e outros recursos distribuídos, além de geração centralizada, com meta de internacionalização

TÜV Rheinland/reprodução

Fotos: INRIFV/reprodução

consumo em relação a 2023. A evolução foi puxada principalmente pelo aumento do uso de energia elétrica (+4,1%), que ultrapassou o bagaço de cana como fonte principal do setor. O consumo energético do setor atingiu 64,4% de renovabilidade.

destaca a evolução da participação das fontes eólica e solar fotovoltaica, que juntas alcançaram 24% da geração total de eletricidade no ano passado.

Já a matriz energética atingiu o patamar de 50% renovável, principalmente pela manutenção da oferta de energia hidráulica e biomassa da cana, além do crescimento de fontes como licor preto, biodiesel, eólica e solar. O documento trouxe ainda, pela primeira vez, o consumo de energia elétrica resultante da crescente participação de veículos eletrificados no transporte rodoviário. Em 2024, o Brasil atingiu 215,3 mil licenciamentos e 309 GWh de consumo de eletricidade por veículos eletrificados.

Segundo o relatório, o total de emissões associadas à matriz energética brasileira atingiu 431,3 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (Mt CO2eq), sendo que 214,3 Mt CO2eq foram geradas no setor de transportes. Em emissões por habitante, cada brasileiro, produzindo e consumindo energia em 2024, emitiu em média 2,0 t CO2eq. O setor elétrico emitiu em 2024 59,9 kg CO2eq para produzir 1 MWh, índice considerado muito baixo, aproximadamente quatro vezes menor do que o observado em países europeus da OCDE e do que os Estados Unidos e até dez vezes menor do que a China.

Também ganhou destaque no relatório a análise de consumo energético dos setores econômicos. No industrial, por exemplo, foi observado incremento de 1,4% do

Gerdau e Newave Energia inauguram usina em Arinos, MG

Abrasileira produtora de aço Gerdau e a Newave Energia realizaram no início de junho a inauguração oficial do Parque Solar de Arinos, localizado no noroeste de Minas Gerais. Desenvolvido pela Newave Energia, o empreendimento contou com investimento de até R$ 1,5 bilhão dos acionistas FIP Newave Energia e Gerdau. A cerimônia contou com a presença do vicepresidente do Brasil e Ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, então no exercício da presidência.

Com 432 MWp de capacidade instalada e mais de 720 mil módulos solares, a usina tem potencial para abastecer uma cidade de 350 mil habitantes, o equivalente a 70 mil residências. A operação também vai gerar cerca de 3000 empregos diretos e indiretos.

A Newave Energia é uma empresa de geração de energia renovável, que atua tanto na construção e operação de suas próprias usinas quanto na comercialização de energia. A empresa pos-

sui como sócios o FIP Newave Energia I, gerido pela Newave Capital, e a Gerdau Next, braço de negócios adjacentes ao aço da Gerdau. A Gerdau é sócia investidora da Newave Energia e detém 40% de seu capital social, numa parceria estratégica que fortalece o crescimento e a expansão da empresa no mercado de energia renovável. Além disso, a Gerdau também é consumidora âncora da Newave Energia, comprando 40% de toda a energia produzida pela companhia pelo regime de autoprodução.

Elder Rapachi, diretor executivo da Gerdau Next, disse que “a inauguração do parque de Arinos é um passo importante para a Gerdau em sua busca por maior competitividade e sustentabilidade de suas operações no Brasil”. De acordo com o diretor, a companhia já possui uma das menores médias globais de emissão de gases do efeito estufa, sendo menor que a metade da média mundial do setor do aço, e o parque de Arinos contribuirá para reduzir ainda mais essas emissões. Segundo comunicado, o projeto também promove o desenvolvimento social das comunidades locais. Em parceria com o Instituto Brasil Solidário (IBS), os alunos da Escola Municipal Gontijo Ferreira ganharam uma biblioteca reformada, uma sala multifuncional com laboratórios de robótica e oficinas práticas de arte e cultura, além de formações para todos os professores da rede pública gratuitamente e doação de mais de mil livros para escolas locais, entre outras ações.

Thopen compra portfólio de 52 usinas de GD no Nordeste

AThopen, empresa que atua em geração distribuída e no mercado livre de energia, adquiriu da Vip Air portfólio de 52 projetos de usinas solares fotovoltaicas no Nordeste. Os ativos, alguns prontos (10%) e outros ainda em desenvolvimento, ficam nos esta-

Caminhão Ônibus Automóvel Comercial

Embora ainda pequeno, evolução do consumo dos veículos eletri cados no Brasil já mereceu atenção – fonte: BNE 2025

Com investimento de R$ 1,5 bilhão e 432 MWp de capacidade, usina utiliza 720 mil módulos fotovoltaicos (na foto, o vice-presidente da República e ministro do MDIC, Geraldo Alckmin, participando da cerimônia)

Cadu Gomes/VPR

dos da Bahia, Pernambuco, Rio Grande do Norte e Ceará e somam 200 MWp. As usinas são para geração distribuída compartilhada e devem atender mais de 64 mil empresas do setor de comércio na região Nordeste. Segundo a Thopen, o total a ser investido no novo portfólio é de R$ 750 milhões (de acordo com o jornal “Valor Econômico”, 70% serão de dívida e 30% de capital próprio da empresa).

A Vip Air se manterá como parceira da Thopen no desenvolvimento dos projetos, que devem entrar em operação até o final do ano. O foco é compartilhar os créditos de compensação com empresas de pequeno, médio e grande porte, como redes de farmácias, academias, padarias, supermercados, lojas, concessionárias, entre outros.

A negociação segue estratégia de expansão, que incluiu recentemente a incorporação de duas novas usinas com um investimento total de R$ 22 milhões. Em São Paulo, a companhia adquiriu a usina de biogás Gaswatt Energia, de 5 MW. E em Miranorte, no Tocantins, foi adquirida usina solar de 6 MWp que já está atendendo clientes dos setores de telecomunicações e saneamento.

Canadian Solar agora vende diretamente sistemas FV completos

Afabricante mundial de módulos fotovoltaicos Canadian Solar anunciou no início de junho uma expansão

e novo posicionamento de mercado. A partir do segundo semestre, a empresa começará a atuar na venda de sistemas fotovoltaicos completos, possibilitando o acesso de compra a todas as empresas do setor, sejam integradoras, instaladoras, distribuidoras, revendedoras ou construtoras.

Segundo comunicado, a decisão é resultado de um longo período de estudos e escuta do mercado, que identificou oportunidades de otimização com o objetivo de aproximar ainda mais o fabricante do setor e do mercado. A empresa já atua na comercialização de módulos, inversores e baterias, todos de fabricação própria em larga escala.

Carlos Ribeiro, Associate Director - SAM, disse que as análises internas demonstram um grande potencial de interações e negócios entre as empresas do setor e fabricantes. Para ele, a nova frente de negócios permitirá à Canadian Solar ampliar sua atuação no mercado brasileiro e oferecer uma entrega ainda mais completa.

A Canadian Solar conta agora com uma plataforma para venda de seus produtos fotovoltaicos que terá abrangência em todo o território nacional (https://plataforma.canadiansolar. com.br/#/). Por meio deste canal e assessorados pelos vendedores regionais, os clientes podem formatar os geradores fotovoltaicos, visualizar preços, disponibilidade e condições comerciais, com total autonomia para escolher o que melhor se encaixa em cada projeto. O site oferece geradores fotovoltaicos completos, otimizados para diferentes tipos de instalações — residenciais, comerciais e industriais. Outras vantagens, segundo a empresa, são agilidade, garantia e bancabilidade.

Capacitação – Em maio, a Canadian Solar lançou a plataforma CSI PLUS para capacitação de integradores e instaladores solares no Brasil, por meio

Com alguns ativos já em atividade e a maioria em desenvolvimento, o investimento total será de R$ 750 milhões

da qual oferece treinamentos técnicos e certificação. Com treinamentos alinhados aos produtos de linha da Canadian Solar, desde módulos até inversores e sistemas de armazenamento de energia por baterias, a plataforma inclui ainda o CSI Assist, um sistema de suporte técnico. O conteúdo é disponibilizado inicialmente em português, com planos de expansão para a América Latina. Acesso em https:// csiplus.canadiansolar.com.br/.

Greener e

Iriun criam

joint-venturevoltada a fusões e aquisições

As consultorias Greener e Iriun anunciaram esta semana uma parceria estratégica com a criação da joint-venture Noris (www. norisenergia.com.br), cujo objetivo é acelerar a consolidação desse mercado em estruturação no País. Segundo comunicado, o setor solar fotovoltaico vem passando por um importante processo de fusões e aquisições (M&A, na sigla em inglês), sobretudo no segmento de geração distribuída, com previsão de negociações aquecidas no decorrer deste ano e, especialmente, ao longo de 2026.

Rafael Moret, CEO da Iriun, explicou que desde 2023 novas solicitações às distribuidoras foram limitadas, reduzindo drasticamente os pareceres de acesso. “Com isso, vai se encerrando um ciclo de crescimento via novas construções, abrindo espaço para um novo cenário baseado em aquisições de usinas já operacionais”. Esse novo contexto apresenta desafios como a grande variedade de ativos pulverizados por todo o País, com diferentes graus de qualidade e maturidade. “A missão da Noris é identificar e classificar esses ativos por meio de inteligência de dados, obtendo informações detalhadas sobre centenas de portfólios mapeados no Brasil, garantindo maior precisão e facilitando o ‘match’ ideal entre investidores e bons projetos”, diz o comunicado.

solares em Minas Gerais: o projeto Igarapé 5, operando com 100% da capacidade, e Andradas 3, com conexão de 40% de sua capacidade total à rede elétrica do município de Andradas, no Sul de Minas. Os potenciais de geração iniciais são de 2,33 GWh no município de Andradas e 6,29 GWh em Igarapé. Com esses dois empreendimentos, a Omnigen Energy/Appian ingressa oficialmente no mercado de GD. O investimento total da empresa no segmento é de R$ 387 milhões em 20 usinas cuja potência instalada total será de 62,4 MWp. Até o final deste semestre, estava prevista a inauguração de mais dois parques solares e de outros 16 até o término de 2025.

Neste primeiro momento, o objetivo da Omnigen é atender ao mercado regulado, abastecendo o consumidor residencial. Catorze das usinas já possuem contratos de comercialização de energia firmados com a CMU Energia e ECOM Energia Renováveis, relativos à entrega de 114 880 MWh por ano, suficientes para atender à demanda de 62,9 mil residências.

A Noris se posiciona no mercado como uma empresa dedicada à gestão de processos de M&A de usinas solares, com a proposta de viabilizar processos mais transparentes, ágeis e seguros para transações de ativos solares, conectando investidores a projetos qualificados e promovendo eficiência para vendedores de ativos.

A marca, totalmente independente, combina a ampla experiência da Greener no setor fotovoltaico — mais de 2,8 GW de projetos apoiados, além de vários estudos estratégicos — com a tecnologia de dados e automação da Iriun, pioneira no uso de solução online para avaliação de projetos, com mais de 700 MW analisados.

Segundo Marcio Takata, CEO da Greener, “o objetivo é trazer inteligência e conhecimento técnico ao mercado, tornando o processo de compra e venda muito mais fluido, beneficiando tanto o vendedor, que poderá apresentar seu ativo de forma mais estruturada, quanto o investidor, que chegará ao projeto certo com mais objetividade”.

Uma das primeiras primeira usinas solares de GD da empresa, de um total de 20 que devem ser inauguradas até o nal do ano

AOmnigen Energy, subsidiária da Appian Capital Advisory para o mercado global de energia, realizou a implantação de dois novos parques

Em junho de 2023, o grupo Appian Capital Advisory, até então um fundo de investimento privado especializado em mineração, criou a subsidiária Omnigen Energy, focada em energia fotovoltaica. Com sede em Minas Gerais, a subsidiária é responsável pela gestão dos ativos de energia renovável do grupo e está prospectando oportunidades de desenvolvimento em outras regiões, além de MG.

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Takata e Moret: identi car e classi car ativos por meio de inteligência de dados, bene ciando vendedores e investidores

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Distribuidora testa “dimerização”

de GD nos Países Baixos

Adistribuidora de energia elétrica Enexis, responsável pelo atendimento a três milhões de unidades consumidoras nos Países Baixos, está realizando em junho projeto piloto para testar sistemas fotovoltaicos com “dimerização” em residências. A ideia

sobrecarga da rede em dias ensolarados. Uma delas é reduzir a geração de grandes parques solares e eólicos, o chamado curtailment. Outra ação é uma campanha junto aos consumidores para que usem mais energia em períodos de sol forte, quando há muita geração.

Módulos em telhados nos Países Baixos – distribuidora de energia estuda possível aplicação geral da dimerização no futuro

é diminuir a geração solar em momentos de pico de insolação para evitar sobrecarga na rede.

Em colaboração com a empresa Zonnedimmer, a operadora pediu permissão a 500 consumidores voluntários das cidades de Helmond e Waalwijk, no sul do país, para terem inversores dimerizados por algumas horas em dias muito ensolarados. Para atrair os interessados, os proprietários dos sistemas solares receberão 30 centavos de euro por kWh deixado de gerar.

A iniciativa da Enexis visa adotar a solução principalmente em momentos de muita geração, em dias ensolarados de primavera e verão, e que não têm consumo elevado, por exemplo em finais de semana, quando as empresas estão fechadas. Esse desbalanço entre a geração solar injetada na rede e o consumo baixo gera o risco de sobrecarga. Já quando o uso da energia é elevado, o problema se torna menor, afirma comunicado da distribuidora.

Além da dimerização, a Enexis já tomou outras medidas para evitar

A Enexis abordou clientes conectados às subestações Helmond e Waalwijk por meio de cartas, campanhas com panfletos na rua e uso direcionado das mídias sociais. Essas regiões foram escolhidas por registrarem maior pressão sobre a rede em dias ensolarados por conta do excesso de geração solar distribuída. O projeto tem como meta acumular experiência para que a empresa amplie a solução para uma escala maior no futuro.

Ecom e Evo fazem acordo para vender BESS da WEG

As comercializadoras de energia Ecom e Evo firmaram parceria estratégica com a WEG, de Jaraguá do Sul, SC, para criar ofertas a seus clientes dos sistemas de armazenamento de energia por baterias fabricados pelo grupo catarinense. A ideia é aproveitar o provável aumento na demanda por baterias, que deve ser impulsionado pela queda contínua nos preços e, em específico, pela regulamentação prevista para o setor ainda neste ano (e pelo leilão, se houver).

O acordo foi formalizado por meio da assinatura de memorando de entendimento e visa unir a expertise técnica e comercial das três empresas.

“A assinatura representa um marco importante para a Ecom, pois, além de contribuir para a estabilidade operacional de nossos clientes, também estamos oferecendo uma solução inovadora que pode transformar a forma

NU.nl

como as empresas lidam com a qualidade de energia”, disse o CO-CEO da Ecom, Paulo Toledo. Já para a Evo, segundo comunicado, a parceria deve reforçar sua estratégia de atuação focada em soluções inovadoras para o setor elétrico. “O armazenamento de energia está se tornando um diferencial competitivo para empresas que buscam mais previsibilidade e economia em suas operações. Estamos trazendo ao mercado uma solução robusta e acessível, que não só reduz custos, mas também fortalece a transição para um sistema energético mais sustentável”, disse o sócio-diretor da empresa, Diego Peroni.

Iberdrola instala sua primeira microrrede na Espanha

AIberdrola Espanha e a Schneider Electric, fabricante de componentes elétricos, inauguraram uma microrrede na fábrica desta em Molins de Rei, Barcelona. A Iberdrola foi responsável pela instalação de 990 módulos solares, cinco estações de recarga para veículos elétricos e sistema de baterias com capacidade de armazenamento de 216 kWh. A instalação fotovoltaica produzirá 670 MWh/ano, 10% do consumo total da fábrica, graças a um PPA de 20 anos assinado entre as duas empresas.

cessário. Controla os recursos distribuídos para reduzir os custos operacionais, aumentar a resiliência das instalações e torná-las mais sustentáveis. A Iberdrola Espanha está desenvolvendo o conceito de “Microrredes como Serviço”, incluindo energia solar, baterias e software de gerenciamento de energia para ajudar seus clientes a aproveitar ao máximo seus processos de descarbonização. Este projeto é financiado por um programa de subvenções para novos modelos de negócio de transição energética promovido pelo Instituto para la

Sistema com energia solar e baterias foi comissionado em fábrica da Schneider Electric em Barcelona – na foto, Josu Ugarte (Schneider Electric), Andrés Carasso (Iberdrola Espanha), Yann Reynaud (Schneider Electric) e Xavier Paz (prefeito de Molins de Rei)

Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), no âmbito do Plano de Recuperação, Transformação e Resiliência financiado pela União Europeia – NextGenerationEU.

A Schneider também converteu com sucesso essa unidade em fábrica Zero CO2, atingindo 100% de suas metas de descarbonização. Desde 2019, a eficiência energética da fábrica aumentou 24%, além de 11% adicionais proporcionados por uma nova caldeira elétrica. Desde 2017, a empresa reduziu 2250 toneladas de CO2 por ano, alcançando emissões zero nos Escopos 1 e 2.

A microrrede utiliza o armazenamento e o autoconsumo para gerenciar a energia e utilizá-la quando é mais ne-

Tramontina ingressa no mercado de energia solar

ATramontina anunciou em maio sua entrada no setor de energia fotovoltaica com o lançamento da Divisão Energia Solar em sua fábrica de materiais elétricos em Carlos Barbosa (RS). A nova área tem foco inicial em sistemas fotovoltaicos para uso residencial e comercial de pequeno e

Iberdrola Espanha

médio portes. Segundo comunicado da empresa, a marca amplia seu portfólio e passa a oferecer soluções completas para construção civil, da infraestrutura elétrica à geração de energia solar.

A nova linha será composta por itens essenciais para montagem de sistemas geradores fotovoltaicos, incluindo módulos solares com tecnologia N-Type, vidro duplo e corte half-cut, e inversores com proteção c.c. e tecnologia AFCI (detecção de arco elétrico) integradas, que aumentam a segurança contra falhas elétricas e otimizam a geração de energia ao longo do dia. Também fazem parte do portfólio estruturas de fixação compatíveis com diferentes tipos de telhado, cabos específicos para sistemas solares e conectores, afirma a empresa.

A estruturação da nova divisão exigiu investimentos em pesquisa, desenvolvimento e infraestrutura, além da formação de uma equipe técnica especializada e parcerias com consultorias especializadas. Os sistemas contam com soluções digitais integradas, como o aplicativo T smart, voltado ao usuário final, que permite o acompanhamento em tempo real da geração de energia e a integração com outros dispositivos inteligentes da empresa. Para os integradores e instaladores, o aplicativo Solar Tramontina oferece ferramentas para configuração, monitoramento e gestão centralizada dos sistemas instalados, inclusive com acesso a uma plataforma web de suporte.

A empresa aposta em uma estratégia de entrada gradual no mercado nacional. A distribuição teve início no Rio Grande do Sul, onde está localizada a sede da fábrica de materiais elétricos e onde a marca já possui canais consolidados de logística e suporte. A expansão para outras regiões será feita em etapas, com capacitação de integradores parceiros e a construção de um ecossistema técnico. “A comercialização será realizada por meio de integradores regionais, com foco em um atendimento próximo, especializado e

eficiente. Esses profissionais contarão com apoio direto da equipe Tramontina, incluindo treinamentos personalizados e acesso a um canal exclusivo de pós-venda técnico. Já os consumidores finais terão suporte completo por meio da central de atendimento, com orientações sobre instalação, operação e garantia dos equipamentos”, afirma a nota da empresa, informando ainda que cotações podem ser solicitadas pelo site: https://global.tramontina. com/energia-solar

Lactec instala eletroposto que usa

tecnologia própria e energia solar

OLactec, centro de pesquisa e tecnologia e inovação, de Curitiba, PR, inaugurou mais um eletroposto na capital paranaense. Localizado no bairro Jardim Botânico, na BR-116 nº 8813, o novo ponto de recarga tem capacidade para atender até 11 veículos elétricos simultaneamente. Com seis pontos de carregamento (sendo três de carga rápida e três de carga lenta), o eletroposto do Lactec conta com um carregador de 100 kW desenvolvido pelo próprio centro de pesquisa, além de equipamentos padrão de mercado. Os carregadores de carga lenta permitem o carregamento simultâneo de dois veículos em corrente alternada, contando com duas saídas de plugue T2 com potência máxima de 22 kW.

As estações de carga rápida possibilitam carregamento simultâneo de dois veículos, um com carga rápida e outro com carga lenta. Esse equipamento possui duas saídas de carga rápida: plugues CCS2 e CHAdeMO, com potência máxima de 60 kW, e uma saída de corrente alternada de plugue T2 com potência máxima de 43 kW, informa o Lactec em comunicado.

O carregador desenvolvido pelo Lactec efetua o carregamento de apenas um veículo por vez. É equipado com duas saídas de carga rápida, plugues CCS2 e CHAdeMO , com potência máxima de 100 kW.

O eletroposto do Lactec opera com energia solar: parte da eletricidade vem de geradores fotovoltaicos instalados no local, complementados pela rede da Copel - Companhia Paranaense de Energia. A operação é 100% digital: os usuários baixam um aplicativo, selecionam o tipo de recarga e pagam via cartão de crédito ou pix. A estrutura ainda oferece banheiros e área de

convivência no Centro Politécnico da UFPR, onde está instalada. Os preços para recarga são de R$ 1,85/kWh, para carga lenta (22kW), e R$ 2,75/kWh para carga rápida (60 kW a 100 kW), valores 14,75% menores do que a média praticada em Curitiba, segundo o comunicado.

Solares integram planos de eficientização em hospitais

Os projetos de eficientização energética das instalações consumidoras empreendidos pelas distribuidoras de energia elétrica, no âmbito do Programa de Eficiência Energética (PEE) da Aneel, ganharam um forte aliado na última década: os geradores solares fotovoltaicos. E entre os projetos prioritários, os mais divulgados pelas empresas, estão os que beneficiam instalações de assistência à saúde, principalmente hospitais. Recentemente as distribuidoras CPFL Santa Cruz (que atende 45 municípios nos estados de São Paulo, Minas Gerais e Paraná) e Enel São Paulo (capital paulista e cidades da região metropolitana) finalizaram e divulgaram projetos nessa área.

A CPFL Energia tem inclusive um programa específico, o “CPFL nos Hospitais”. O projeto da subsidiária Santa Cruz para a Santa Casa de Monte Santo de Minas, MG, utilizou recursos de R$ 483 mil da distribuidora. Apenas a usina fotovoltaica de 120,18 kWp instalada deve gerar economia de 186,22 MWh por ano. Além disso, foram substituídas no hospital 212 lâmpadas por modelos com tecnologia LED. Já a microusina do Hospital das Clínicas da Faculdade de Medicina da USP, em São Paulo, tem 47,7 kWp de potência instalada. O projeto absorveu R$ 2,67 milhões em investimentos e, além da usina solar, contemplou a troca de mais de 38 mil lâmpadas e luminárias por modelos com tecnologia LED no Prédio dos Ambulatórios, no Instituto Central e InCor – Instituto do

Eletroposto com energia fotovoltaica e seis pontos de carregamento: capacidade para até 11 veículos simultaneamente

Linha solar inclui módulos, inversores, estruturas, cabos e conectores Reprodução

Fotos: Eduarda Bibiano/Lactec

The Smarter E Europe: integração de tecnologias e números recordes

CCoração, localizados no complexo na zona oeste paulistana.

O programa CPFL nos Hospitais foi criado em 2019 e já beneficiou cerca de 500 hospitais e unidades de saúde, em mais de 300 cidades atendidas pela CPFL Energia, com investimentos que

ultrapassam R$ 280 milhões. Já o programa de eficiência energética da Enel

São Paulo existe desde 1999 e destinou aproximadamente R$ 1,1 bilhão a 438 projetos de consumo mais eficiente de energia, substituição de equipamentos e ações educacionais.

Palácio da Alvorada terá energia 100% solar

A NeoEnergia, em parceria com a Casa Civil, o Ministério de Minas e Energia e a Presidência da República, iniciou em maio a construção de uma usina solar fotovoltaica com capacidade de 1095 kWp no Palácio da Alvorada. A iniciativa, que proporcionará economia anual de mais de R$ 1 milhão, será realizada com investimento superior a R$ 3,5 milhões viabilizado pelo Programa de Eficiência Energética da Aneel. A energia gerada, de 1500 MWh/ano, vai cobrir integralmente o consumo do Palácio.

Desde março de 2021, a Neoenergia Brasília instalou sistemas de geração de energia renovável em prédios da Polícia Federal, da Aeronáutica, do Exército, da Universidade de Brasília e do Supremo Tribunal Federal. Novas parcerias estão previstas, incluindo com o Conselho Nacional de Justiça.

onsiderado o maior evento global da indústria de energia, o The smarter E Europe 2025, em Munique, na Alemanha, atraiu em seus três dias de realização, de 7 a 9 de maio, cerca de 107 mil visitantes de 157 países, segundo levantamento da organização. Além das novidades dos 2737 expositores de 57 países, cerca de 2600 pessoas participaram dos prestigiados congressos dos quatro eventos paralelos da The Smarter E: Intersolar Europe, ees Europe, Power2Drive Europe e EMPower Europe.

Como ponto centralizador do evento, que reúne energia solar (Intersolar), armazenamento de energia (ees), mobilidade elétrica (Power2Drive) e gestão de energia (EM-Power), a avaliação é a de integração entre os segmentos e indústrias da transição energética. Na análise dos organizadores, os diferentes mercados estão evoluindo juntos dentro de uma estrutura descentralizada, digital e inteligente.

Esta é a opinião de Markus Elsässer, CEO e fundador da Solar Promotion GmbH, que organiza o The smarter E Europe. “Nossas quatro exposições se

Usina vai cobrir 100% do consumo do Palácio e gerar economia de R$ 1 milhão por ano

Usinas solares FV na Santa Casa de Monte Santo de Minas, MG, e no Hospital das Clínicas da USP, em São Paulo – aliadas para os projetos de PEE Aneel

VA Engenharia

Neoenergia/divulgação

complementam, cobrindo os principais tópicos da transição energética em amplitude e profundidade. O caminho foi traçado, as tecnologias e soluções necessárias para chegar lá já existem. Trata-se agora de seguir esse caminho”, disse. Entre os destaques, Elsässer mencionou a exposição especial sobre carregamento veicular bidirecional. Essa complementaridade entre

os segmentos ficou clara também na premiação do The Smarter E Awards. O grupo coreano Samsung SDI, por exemplo, recebeu dois prêmios em categorias distintas, em armazenamento de energia e mobilidade elétrica. “A abordagem holística da exposição, integrando soluções de armazenamento, geração, digitalização e rede, se alinha perfeitamente com nossa visão de um futuro seguro e sustentável”, disse o vice-presidente da empresa, Hyunyoung Kwak. Isso também ficou evidente na premiação da empresa espanhola Toscano, que teve reconhecida sua unidade compacta de controle de backup para sistemas solares e de

baterias. Batizada de Combi-Pro-Max, a tecnologia é, segundo o CEO da empresa, Carlos Toscano, fruto de abordagem integrada de energia renovável. “Para nós, trata-se de construir sistemas inteligentes e integrados que disponibilizem energia sustentável 24 horas por dia, sete dias por semana, combinando energia solar, armazenamento, gerenciamento inteligente da rede e monitoramento de dados em tempo real”, disse.

A próxima edição do evento está agendada para 23 a 25 junho de 2026, no mesmo centro de exposições Messe München, em Munique.

A edição sul-americana da The Smarter E será realizada em São Paulo de 26 a 28 de agosto próximo, com expectativa de ultrapassar os números da edição de 2024, que teve mais de 650 expositores, 55 mil visitantes de 50 países e mais de 2,5 mil participantes nos congressos paralelos. Mais informação em https://www.thesmartere.com.br

Fim do evento – Público e expositores já aguardam o próximo The smarter E Europe (23 a 25 de junho de 2026) Solar Promotion

Europa instala menos armazenamento do que o necessário

Oritmo de crescimento na implantação de sistemas de armazenamento de energia por baterias (BESS, em inglês) na Europa pode não ser suficiente nos próximos anos para dar a estabilidade que a rede elétrica necessita com a inserção das fontes renováveis intermitentes, eólica e solar. A conclusão é do relatório “European Market Outlook for Battery Storage 2025-2029”, da associação europeia de energia solar, a SolarPower Europe, que acompanha os investimentos em BESS no continente.

As instalações em escala de utilities (stand-alone ou híbridas com usinas) cresceram 79% em 2024, chegando a 8,8 GWh em operação, mas as instalações de baterias residenciais caíram 11% (na foto, a planta de Deisenhausen da BayWa r.e., na Alemanha, com BESS de 6,2 MW de potência e 20,7 MWh de energia, e usina solar de 18,2 MWp).

Mesmo com o 11º recorde anual consecutivo de instalação de baterias, com 21,9 GWh em 2024, elevando a capacidade total da Europa para 61,1 GWh, a SolarPower Europe acredita que o ritmo de acréscimo registrado não deve encaminhar o continente europeu para os 780 GWh em BESS necessários até 2030, consoante outro estudo da associação concluído recentemente. Isso porque em 2024, com seus 15% a mais de implantações, houve uma redução no crescimento médio anual desde 2020 a implantação de baterias vinha quase dobrando anualmente, sendo que em 2022 atingiu uma taxa média de expansão de 145%.

Para 2025, a expectativa, em um cenário otimista, é a Europa adicionar 29,7 GWh, com crescimento de 36%. Até 2029, o estudo aposta em um aumento de quase seis vezes em comparação com 2024, chegando a uma adição anual de 120 GWh. Isso elevaria a capacidade total da Europa para 400 GWh, portanto abaixo das necessidades apontadas até 2030 pela associação.

A estabilidade da rede proporcionada pelas baterias tem a ver, principalmente, com o fato de os sistemas funcionarem como controladores da

frequência, já que as fontes eólica e solar não contribuem com a inércia do sistema, serviço ancilar que resiste às rápidas variações de frequência e que é naturalmente agregado com os geradores síncronos de hidrelétricas e termelétricas. Ao armazenar com as baterias a energia excedente das usinas de renováveis, por outro lado, é possível controlar a variação.

Outro serviço que as baterias oferecem ao sistema, na operação centralizada e na descentralizada (geração distribuída), é armazenar o excesso de energia solar para evitar a chamada inversão de fluxo de potência, que tem o potencial de causar sobretensão na rede. Convém ressaltar que na Espanha ambos os fenômenos, variação de frequência e inversão de fluxo de potência da GD solar, foram apontados como possíveis causas do apagão que atingiu a Península Ibérica em 28 de abril.

Segundo o relatório, foi positivo, porém, o fato de as instalações em escala de utilities (stand-alone ou híbridas com usinas) terem crescido substancialmente em 2024, com 79% a mais no ano, o que fez o segmento ter 8,8 GWh em operação. Por outro lado houve queda de 11% na adição de baterias residenciais, que mesmo assim ainda representam 50% das instalações no continente, com 10,8 GWh no total, em

mais de 3 milhões de instalações. Os restantes 2,2 GWh são em unidades no comércio e indústria.

MTR Solar cria divisão para retrofitde usinas solares

Adistribuidora de equipamentos fotovoltaicos MTR Solar criou divisão especializada em retrofit de usinas solares com o objetivo de oferecer soluções completas de modernização e atualização de equipamentos, além de otimização de layouts. A oferta inclui troca de inversores antigos por modelos mais eficientes e modernos, atualização de módulos fotovoltaicos, implementação de softwares de análise de dados e IoT para monitoramento em tempo real, além de integração com sistemas de armazenamento de energia e substituição de peças metálicas oxidadas e comprometidas.

Usina FV sobre aterro sanitário

A MTR Solar e AE Solar anunciaram projeto de implantação de usina fotovoltaica em um aterro sanitário no Rio de Janeiro.

Usina emprega estrutura de sustentação que dispensa cravação no solo

A usina de 6,5 MWp será implementada no segundo semestre de 2025 no bairro de Santa Cruz, e replicará uma solução semelhante utilizada com sucesso em Curitiba, empregando uma estrutura de sustentação especialmente desenvolvida, que dispensa cravação no solo, respeitando as condições ambientais da área e minimizando impactos no solo. A usina terá 9310 módulos solares com tecnologia de heterojunção (HJT) da AE Solar e mão de obra e demais equipamentos fornecidos pela MTR Solar.

Retro t: recuperação da produtividade original

Reprodução

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Elétrica Automação

Gerenciamento Adequação às NRs Energias Renováveis Estruturas Metálicas

FEITOS PARA PROTEGER VIDAS

Com sede em Barueri, SP, e fábrica em Juiz de Fora, MG, a MTR oferece soluções completas para usinas, incluindo trackers, estruturas fixas, sistemas de monitoramento por inteligência artificial, inversores e soluções para o setor agrícola com usinas off-grid com baterias. Segundo comunicado à imprensa, a empresa tem mais de 4 GWp instalados em equipamentos, atendendo a mais de 1200 usinas, com mais de 2,2 milhões de módulos operando. “A modernização de componentes, como inversores, painéis e sistemas de monitoramento e estruturas permite recuperar a produtividade original da usina, além de reduzir custos de manutenção e evitar investimentos em novas instalações”, disse o CEO da MTR Solar, Thiago Rios.

Notas

Ensaios in loco – A Enertis Applus+ realizou ensaios técnicos para determinar o estado dos módulos de quatro usinas solares da Proton Energy na região Nordeste do Brasil, as quais têm potência total de 113 MW. Um laboratório fotovoltaico móvel foi levado até as usinas e realizou ensaios de determinação de potência máxima sob STC e ensaios de eletroluminescência. Disponível no Brasil desde o final de 2024, o laboratório móvel faz parte de uma rede global com unidades operacionais no Chile, México, Europa e Austrália. Seu uso minimiza riscos do transporte dos módulos e reduz tempos de desconexão, informou a empresa.

Usina de telhado – Em parceria com a GreenYellow, o Assaí Atacadista anunciou a instalação em abril de um telhado solar de 762 kWp na sua loja São Bernardo Anchieta, no ABC Paulista. Trata-se do oitavo (e o terceiro maior) sistema fotovoltaico de telhado instalado pela empresa, que já tem outros em Londrina (PR), Goiânia (GO), Rio de Janeiro (RJ), Cabo Frio (RJ), Duque de Caxias (RJ), Cuiabá (MT) e Rio Verde (GO), todos em parceria com a GreenYellow. Em conjunto, os telhados solares já geraram uma redução média mensal de 19% nas contas de energia das oito unidades contempladas.

Postes solares – Tartarugueiro e Santana, comunidades quilombolas sem acesso a energia elétrica na Ilha do Marajó, no Pará, estão recebendo postes de iluminação com energia solar da ONG Litro de Luz Brasil. Em cooperação com a empresa Copa Energia, o projeto foi implantado por meio de montagem coletiva com participação dos moradores locais entre os dias 11 e 14 de junho. As comunidades passam a ter 100 postes solares, com módulos fotovoltaicos e baterias de lítio, de alta performance e baixa manutenção, posicionados em locais públicos com grande movimentação de pessoas, os quais permanecem acesos por toda a noite, com carregamento automático diurno.

Imobiliária com GD – A imobiliária curitibana Gonzaga lançou em maio a Gonzaga Energy, com a qual se torna a primeira imobiliária do Brasil a atuar na geração distribuída de energia. Agora, os créditos gerados por usinas renováveis remotas administradas pela cooperativa de energia poderão ser aplicados diretamente na fatura de energia elétrica dos clientes da empresa (inquilinos, colaboradores e proprietários de imóveis administrados pela Gonzaga), que terão assim a redução nas despesas de energia elétrica e consumirão energia proveniente de fontes limpas. Segundo a empresa, não há contrato de fidelidade.

Usinas no RJ – A Genial Solar anunciou o lançamento das usinas solares Ipiabas e Casimiro, sendo esta, localizada no município de Casimiro de Abreu, a primeira usina da empresa conectada à distribuidora Enel RJ. Assim, a Genial Solar passa a atender clientes das duas principais distribuidoras do Rio de Janeiro: Light e Enel RJ. A UFV Casimiro, equipada com trackers, tem potência instalada de 6,6 MWp e capacidade de geração anual de 12,5 GWh. Já a UFV Ipiabas está localizada na Barra do Piraí, possui potência de 6,5 MWp e capacidade de geração anual de 9,8 GWh.

Solar em saneamento – A Saev Ambiental, autarquia responsável pelo saneamento e gestão ambiental de Votuporanga, SP, implantou uma usina fotovoltaica off-grid com baterias na estação de tratamento de esgoto do município. A usina tem dez módulos fotovoltaicos e quatro baterias de lítio, podendo produzir pelo menos, 8,7 MWh/ano. Considerando durabilidade de 15 anos das baterias, a autarquia estima economia de R$ 1,35 milhão no período, ou R$ 90 mil por ano. A autoprodução de energia permitiu a implantação de sistema automatizado para polimento do tratamento de esgoto, com a dosagem de antiespumante na etapa final, antes do descarte em corpo d´água, o que até então era feito de maneira manual. A estimativa é economizar de 60% a 70% com a dosagem mais precisa do produto.

Financiamento e seguro – O banco BV, já atuante no crédito a projetos solares de geração distribuída, passou a oferecer seguro para sistemas fotovoltaicos que foram financiados por pessoas físicas ou jurídicas junto à instituição. A proteção pode ser contratada no momento da assinatura do financiamento ou posteriormente, desde que os componentes do projeto tenham, no máximo, dez anos de uso. O seguro é ofertado em parceria com a Brasilseg, empresa da BB Seguros, cobrindo todos os itens relacionados aos módulos solares, como células e vidros fotovoltaicos, molduras e até baterias, contra danos causados por eventos da natureza, acidentes elétricos durante a instalação, desmoronamento, roubo ou furto.

Sobre as águas está a próxima fronteira solar

O Brasil possui vasta quantidade de lagos de hidrelétricas e uma infinidade de outros corpos d’água, além de irradiância solar entre as melhores do mundo. O potencial da solar flutuante nos lagos de usinas vai de factíveis 38 GW (com uso de 1% dos reservatórios) até assombrosos 3,8 TW. Operadoras hidrelétricas demonstram interesse e uma cadeia de fornecimento se instala, com vários projetos em análise e já em operação.

Poucos exemplos ilustram melhor o potencial do Brasil para se consolidar como líder global na transição energética do que sua vocação para expandir o uso de usinas solares fotovoltaicas flutuantes. Além de contar com vasta quantidade de corpos d’água expostos a uma das melhores insolações do mundo, o País, com matriz 60% dependente de hidrelétricas, tem reservatórios de sobra para aproveitar a sinergia entre as duas fontes e aumentar ainda mais sua geração renovável.

Dois mundos: Brasil tem potencial factível para acrescentar 38 GW de fotovoltaicas flutuantes à matriz elétrica nacional (na foto da esquerda, a até aqui maior usina fotovoltaica flutuante do País, Araucária, no lago da represa Billings em São Paulo, com capacidade de 5 MW, e à direita a usina flutuante de Fuyang, na província de Anhui, China, com capacidade de 650 MW, construída em cava da mineração de carvão)

Novo estudo da consultoria PSR, especializada no setor de energia, fez os cálculos para demonstrar o potencial. No campo teórico, com a premissa de que é possível instalar 100 MWca de sistemas solares flutuantes por quilômetro quadrado na água, o uso máximo dos reservatórios resultaria em capacidade instalada de 2265 GW, considerando nível de água no limite operacional mínimo, e de 3800 GW, no limite máximo.

Para se ter ideia, uma tal potência em usinas flutuantes seria entre oito e dez vezes maior do que a capacidade instalada total atual do Sistema

Interligado Nacional, de 235 GW. Este é o potencial teórico, e logicamente há uma série de limitações técnicas e ambientais de ocupação dos reservatórios. Mas, ao se considerar o uso de apenas 1% do total, percentual factível, seria possível acrescentar 38 GW à matriz elétrica nacional.

No caso do reservatório da hidrelétrica de Itaipu, a consultoria calcula que com esse 1% seria possível suportar uma usina fotovoltaica flutuante (UFF) de aproximadamente 1,3 GWca. No de Sobradinho, um dos maiores do País, no Nordeste, cujos níveis de elevação variam de 1127 km2 até 4200 km2, devido a mudanças sazonais na precipitação, no caso do 1% da área máxima,

ou seja, o equivalente a 42 km2, a UFF teria a respeitável capacidade instalada de 4,2 GWca.

Além da agregação de energia renovável, para o estudo da PSR, que tem o título de “Acelerando a Transição Energética Brasileira – Sinergia Solar-Hidro: Um estudo Renovável Icônico”, a combinação das duas fontes só traria benefícios. Superaria, para começar, as limitações sociais e ambientais que hoje as hidrelétricas têm para expandir a geração e para construir novos projetos, só permitidos, quando muito, a fio d’água, ou seja, sem represamentos.

Haveria vantagem ainda diante do cenário de secas prolongadas e conse-

Marcelo Furtado, especial para FotoVolt

Governo de São Paulo

Governo de Anhui, China

quentes flutuações nos níveis de reservatórios. A combinação das fontes, em usinas híbridas ou associadas, ajudaria na diversificação da matriz, criando um “hedge contra as mudanças climáticas”, e melhoraria a gestão dos recursos hídricos.

A economia de água dos reservatórios se daria em duas frentes. A primeira é o ganho de eficiência energética da operação híbrida, já que a geração solar atinge o pico durante o dia, o que complementa a produção hidrelétrica, poupando água do reservatório e a operação de turbinas.

A outra frente é a redução da evaporação conseguida com a cobertura dos módulos solares flutuantes em parte do reservatório, funcionando como barreira física. Estudos e projetos pilotos, segundo a PSR, apontam que a evaporação pode cair entre 30% e 50%, dependendo da fração da área do reservatório coberta e das condições climáticas.

Ainda como ponto favorável, a tecnologia solar flutuante, junto às hídricas, teria sua penetração facilitada na matriz em razão da possibilidade de uso compartilhado da infraestrutura de conexão e transmissão, mediante mesmo contrato pelo uso (Cust), o que é permitido pela regulamentação das usinas híbridas ou associadas (resolução normativa Aneel nº 954/2021).

Também é possível enquadrar as usinas, mesmo as de maior porte, em geração distribuída, desde que conectadas à rede de distribuição e com limites por pontos de conexão, que podem ser vários, de até 5 MW. Essa possibilidade é regulamentada pelo marco da geração distribuída, a Lei 14.300.

Pontos a considerar

Uma outra vantagem natural das usinas flutuantes, a de minimizar conflitos (e custos) do uso da terra por ocupar lâminas d’água, não deve,

porém, ser considerada sem uma avaliação mais complexa na comparação com as usinas de solo, conforme o estudo da PSR.

De início, o custo de instalação das flutuantes é mais alto, variando de US$ 1,00 a 1,50/W, em razão da necessidade de equipamentos especializados, como os flutuadores, sistemas de amarração e materiais resistentes à corrosão. Sua implementação também, mais complexa, com sistemas de ancoragem e impermeabilização de componentes elétricos, ajuda a elevar os custos.

Já em uma UFV no solo, com rastreadores solares de 1 eixo, tecnologia mais empregada em novos projetos, os custos de instalação são variáveis entre US$ 0,80 e 1,20/W, incluindo aí a preparação do terreno, estruturas de montagem, rastreadores e infraestrutura de rede.

Outro ponto em que a solar flutuante “perde” para as de solo é o custo de operação e manutenção. Segundo a PSR, estes são de US$ 15 a 25/kW por ano, contra US$ 10 a 20/kW/ano das de solo, em razão da complexidade de acesso e de manutenção de equipamentos na água.

Além disso, a limpeza das UFFs pode exigir equipamentos especializados e a bioincrustação, com algas ou crescimento aquático, pode afetar seu desempenho. Há problemas também de corrosão e desgaste devido à exposição à água.

Já a vantagem da geração solar flutuante de contar com o resfriamento natural dos módulos pela água, o que aumenta a geração de energia, sobretudo no clima tropical brasileiro, para o estudo

só vale quando a comparação é com usinas fixas no solo, sem rastreadores. Nesse caso, elas geram 5% e 15% a mais. Já as usinas com rastreador solar de 1 eixo são também de 15 a 25% mais eficientes do que as de inclinação fixa, deixando a competição quase empatada entre as duas tecnologias. É um ponto a favor das flutuantes, porém, o acúmulo reduzido de poeira e sombreamento mínimo, ao contrário das de solo, que precisam de limpeza regular para remover poeira e detritos, apesar de estas contarem com acesso mais fácil para a manutenção.

Cadeia em formação

Independentemente dos prós e contras da tecnologia flutuante cujo LCOE (custo nivelado de energia), aliás, é mais alto (R$ 374/MWh) do que o do solar terrestre (R$ 343/MWh) , a verdade é que há muitos competidores animados com as perspectivas do mercado e, de forma contínua, a cadeia de fornecedores começa a ser criada no Brasil. Embora ainda não existam usinas de grande porte, na casa das dezenas ou centenas de MW, como é o caso por exemplo do sempre superlativo mercado chinês, o Brasil

Energia solar fotovoltaica flutuante ao longo da bacia do Rio Paraná: capacidade passível de instalação em cada reservatório, culminando com Itaipu. Juntos, esses projetos totalizariam 15,7 GW de capacidade FV instalada, com produção média de 2,7 GW (fonte: PSR – “Acelerando a Transição Energética Brasileira – Sinergia Solar-Hidro: Um estudo icônico de Renováveis”)

já tem instalações de porte menor e até médio, a maior delas com 5 MW, e conta com a promessa de novos projetos maiores surgirem no médio prazo, principalmente por demandas em hidrelétricas.

Pelo lado da cadeia de fornecedores, o País já tem disponível a produção local do componente essencial para os projetos, os flutuadores. Isso é importante porque, ao contrário de módulos e outros componentes das UFFs, importados de forma bastante viável para atender o mercado solar convencional, a compra externa do componente teria custo logístico elevado, em razão do formato oco dos flutuadores. Seria, como se diz no jargão do comércio exterior, o mesmo que importar “vento”.

Há pelo menos quatro empresas estabelecidas no Brasil para produzir os flutuadores. Duas delas têm parcerias com transformadores de plásticos para a produção a partir de moldes licenciados por grandes fabricantes internacionais. São os casos da KWP, que tem parceria com a transformadora Unipac, de Pompéia, SP, para produzir para projetos próprios e de terceiros flutuadores com a tecnologia francesa da Ciel Et Terre. E da F2B, que tem licença da italiana NRG, cujo molde do seu flutuador é produzido pela Fortlev no Brasil.

Outras duas empresas utilizam tecnologias próprias de flutuadores. A suíça Solar Tritec desde o fim de 2024 tem unidade em Passo Fundo, RS, voltada para produzir seus equipamentos flutuadores, e a brasileira Apollo Flutuantes, de Campinas, SP, conta com uma rede de cinco transformadores de plásticos pelo Brasil para produzir os flutuadores de desenvolvimento próprio.

Na Billings

A atuação das empresas pioneiras na oferta das soluções flutuantes

reflete esse cenário de mercado em formação. É o caso da KWP, que no momento está em processo de consolidação de marca a partir de três empresas que o grupo formou ao longo dos últimos anos: a Sunlution, epcista especializada em solar flutuante, a Ciel et Terre Brasil Manufacturing (CTBM), que tem a licença exclusiva da produtora francesa de flutuadores, e a KWP Energia, geradora e investidora nos projetos.

Segundo o CEO da KWP, Ediléu Cardoso Jr., a ideia é conseguir apresentar por meio da KWP a solução verticalizada para o cliente ter uma usina implantada em seu corpo d’água, desde o projeto, implantação, operação e até o investimento. Porém o fato de ter sob seu guarda-chuva a CTBM permite que a empresa também atenda outros competidores com os flutuadores produzidos via Unipac.

“Isso foi parte do acordo com a França para desenvolvimento de mercado, porque o Brasil ainda está engatinhando no assunto. A gente atende o concorrente se ele quiser desenvolver o projeto. Pratico preços de mercado com ele no flutuador, na estrutura base, mas aí cada um desenvolve o projeto do seu jeito”, explicou.

Segundo ele, isso ocorreu no começo do ano, em processo licitatório para implantar usina flutuante de 1 MW no reservatório da UHE Itaipu, vencido pela KWP-Sunlution. Dos seis proponentes, revela Cardoso, quatro, incluindo a própria empresa, fizeram

lances na licitação com o flutuador

Ciel et Terre produzido pela CTBMUnipac. Já em obras na margem paraguaia do reservatório, a UFF deve entrar em operação no terceiro trimestre.

A Unipac, segundo seu gerente de vendas, Luiz Henrique Taniguti, tem capacidade para produzir o equivalente a cerca de 6 MW por mês em flutuadores, a partir dos kits de moldes da CTBM. Para ele, havendo aumento nas demandas, há a possibilidade de aproveitar seu próprio parque de sopradoras. “Mas vai depender da escala que a KWP implementar em seus projetos, caso contrário será preciso investir em mais máquinas”, disse.

Além desse projeto em Itaipu, e de ter instalado a primeira UFF experimental para a Chesf no reservatório de Sobradinho, em 2019, recentemente descontinuada, a KWP é responsável também pela maior usina solar flutuante do Brasil em operação, na represa Billings, em São Paulo, de 5 MW, e que contempla em seu projeto chegar a 80 MW. Trata-se da UFF Araucária, em operação desde janeiro de 2024 e fruto de chamadas públicas realizadas em 2020 e 2021 pela Emae - Empresa Metropolitana de Água e Energia, empresa pública privatizada em abril de 2024.

O projeto completo para o qual depois de vencida a concorrência a KWP formou sociedade de propósito específico (SPE) com a Emae, posteriormente incluindo a Comerc Energia como sócia contempla 80 MW, na modalidade de geração distribuída,

Ediléu Cardoso Jr., KWP – “Maioria dos grandes geradores hidrelétricos do Brasil estão se movimentando em favor da flutuante”

+10 mil km

Já fornecemos materiais suficiente para construir mais de 10 mil quilômetros de redes, o que daria para ir de norte a sul do país duas vezes e meia.

que serão fracionados em sete ou oito fases, com miniusinas de 1 MW. Para isso, cada uma delas tem seu ponto de conexão, para serem arrendadas para clientes corporativos interessados nos créditos de compensação.

Na primeira fase, a UFF Araucária teve 3 MW arrendados pelo Banco Santander (divididos em três miniusinas de GD de 1 MW), que utiliza os créditos para compensar parcialmente por autoconsumo remoto a energia de unidades consumidoras do banco dentro da mesma área de concessão de distribuição em que está a usina. Os restantes 2 MW foram negociados com a Raízen, que faz o mesmo com as lojas de conveniência Oxxo.

Segundo o CEO, está para sair a licença de instalação da segunda fase do projeto, com 6 MW, que terá três ilhas fotovoltaicas de 2 MW cada, as quais serão batizadas com nomes de árvores nativas do Brasil: Cupuaçu, Cambuci e Aroeira Vermelha, como foi feito na primeira fase, com a Araucária. Assim que o órgão ambiental paulista, a Cetesb, emitir a licença, os pedidos para o projeto começam a ser feitos, avisa Cardoso.

Há necessidade de cerca de três meses para ter os equipamentos da usina importados. Ao mesmo tempo, serão encomendados cerca de 15 mil flutuadores para a Unipac produzir com suas sopradoras em Pompéia, o que deve levar pouco mais de um mês. Com isso, caso saia ainda em junho a licença, a previsão é a construção dessa fase começar entre setembro e outubro, com finalização até o fim do ano.

De acordo com Cardoso, um aspecto positivo para a obtenção das autorizações da segunda fase tem sido a maior rapidez na análise dos órgãos, não só a Cetesb, como prefeitura, governo do estado, Aneel e a concessionária de energia. Para ele, isso se deve ao aprendizado adquirido na primeira fase, que por sua vez foi demorado, entre dois e três anos.

A agilidade para a autorização já animou a empresa a preparar a documentação para a terceira fase, com projeção de adicionar mais 14 MW em usinas, provavelmente no próximo ano. A esse cenário mais célere o executivo acrescenta ainda o estágio de maturidade que a cadeia de fornecedores, não só de equipamentos, mas de mão de obra, já conquistou no País. Isso cria alta expectativa para o sucesso do projeto da Billings e em outros corpos d’água, como cavas de mineração e, principalmente, em reservatórios de hidrelétricas, o grande potencial brasileiro.

“Não vou citar nomes, porque tenho acordo de confidencialidade com todos eles, mas posso dizer que a extensa maioria dos grandes geradores hidrelétricos do Brasil estão se movimentando em favor da flutuante”, revela. Segundo Cardoso, porém, as decisões de investimento em hidrelétricas ainda não aconteceram, estão em fase de desenvolvimento, uns mais avançados do que outros.

Para o executivo, colabora para as decisões ainda não serem tomadas pelas hidrelétricas o fato de o mercado de energia viver sobreoferta. “O problema do Brasil hoje não é quantidade de energia, mas potência, para atendimento ao pico de demanda do final da tarde, algo que as solares e as eólicas não são capazes de atender por não serem despacháveis”, completa.

Mercado gigantesco

A expectativa com muitas obras em hidrelétricas, assim que o cenário se tornar mais favorável no mercado de energia, se estende aos outros fornecedores do setor. A Apollo Flutuantes, por exemplo, se estruturou para atender demandas de seus flutuadores, desenvolvidos internamente, em todo o Brasil, segundo seu diretor presidente, José Alves Teixeira Filho.

De acordo com Teixeira, a empresa tem parceria com cinco transformadores de plásticos, que podem produzir grande quantidade de flutuadores, por exemplo, desde o sul do País, em fábrica em Carazinho, no Rio Grande do Sul, até em Manaus, AM. “Temos mais de oito fábricas desses parceiros aptas a fabricar os flutuantes auxiliares e os principais”, diz.

Com os esses fornecedores, a empresa tem à disposição capacidade para produzir em flutuadores o equivalente a 150 MWp por mês, que podem atender projetos da própria Apollo ou de terceiros. Na avaliação de Teixeira, apesar do alto volume disponível pelo consórcio de empresas, a tendência é isso não ser sequer suficiente para a demanda projetada, que ele considera gigantesca, sobretudo em hidrelétricas, mas também em outros mercados, como cavas de mineração e açudes.

A tecnologia desenvolvida pela Apollo segue um conceito diferente dos demais do mercado, com preenchi-

José Alves Teixeira Filho, Apollo – Capacidade de produção de flutuadores (para 150 MWp por mês) pode não suficiente para a demanda projetada, sobretudo em hidrelétricas

mento de poliestireno expandido (EPS) dentro da estrutura do flutuador rotomoldado em PEAD. A solução encontrada pela engenharia da empresa visa evitar o risco de afundamento com a entrada de água no compartimento oco dos flutuadores.

O processo para a fabricação injeta o EPS em áreas de respiro dos flutuadores de PEAD, posteriormente fechadas, deixando-os insubmergíveis. Apesar de tornar o sistema mais caro, Teixeira afirma que isso é compensado em razão de os conjuntos completos para os projetos, ofertados por consórcio de fornecedores por meio de grandes distribuidoras, terem passado a ser enquadrados como kits fotovoltaicos.

“Então, tudo que agora inclui uma usina fotovoltaica flutuante, de 75 kW com 140 módulos ou de 100 MW com mais de 200 mil, é um kit fotovoltaico.

Ou seja, não tem IPI e ICMS para usinas iguais ou menores do que 3 MW, e para usinas de 3 MW para cima não tem PIS e Cofins, por causa do Reidi (Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura)”, diz.

Outra vantagem que Teixeira destaca do flutuador é o fato de ele ser em PEAD branco, que reflete o brilho, elevando o albedo (quantidade de radiação solar refletida) nos módulos bifaciais para 15% a 20%. Segundo ele, isso foi comprovado em ilha fotovoltaica demonstrativa que o consórcio de empresas envolvido na oferta, entre elas a AE Solar, de módulos, e a SMA, de inversores, tem em Campinas, SP, onde houve ganho de 31% na geração de módulo bifacial de 700 W. “Produzimos mais de 920 W em janeiro”, diz.

Além da usina demonstrativa em Campinas, onde também há teste de projeto de ilha seguidora solar, que tem sistema para girar a estrutura em 180 graus durante o dia acompanhando o movimento do sol, a Apollo está envolvida em projetos de UFFs pequenas, entre 300 kW e 400 kW. Segundo Teixeira, elas estão sendo implantadas

em cavas de areia no Paraná, Goiás, Santa Catarina e no Rio Grande do Sul. Nos próximos anos, porém, já devem ser implementados projetos de grande porte em reservatórios em hidrelétricas no norte do País, em desenvolvimento. Um deles, segundo Teixeira, tem promessa de ser um dos maiores projetos do mundo, de 2,73 GW, no lago de Tucuruí, uma obra particular dentro do reservatório da hidrelétrica. Outro em desenvolvimento inicial, revela, é na UHE Lajeado, no Tocantins, um projeto de um grupo de investidores, com 54 MW, que será em GD II ligada à alta tensão, na rede de 138 kV da Energisa.

PCHs, cavas e açudes

Outra fornecedora da área, a F2B Fotovoltaico Flutuante Brasil, começa a contabilizar os primeiros fornecimentos no País, por meio da fabricação local de flutuadores sob licença da italiana NRG. Produzidos pela Fortlev, indústria nacional de transformação de plásticos, os sistemas já estão em cerca de 6 MW em projetos no Brasil, após três anos de trabalho comercial. Segundo o sócio-diretor da F2B, Orestes Gonçalves, os flutuadores foram instalados em seis usinas. Há, por exemplo, uma de 1 MW em cava de mineração da AB Areias em Pindamonhangaba, SP, duas em reservatórios de PCHs, sendo uma de 1,32 MW em Macaé, RJ, e outra de 1,2 MW em Minas Gerais, além de uma de menor porte (550 kW) em fazenda de café, e mais duas pequenas de 250 kW cada em açudes de fazendas em Minas Gerais, sendo uma de pecuária e outra de soja. Todas elas em geração distribuída.

Uma das pioneiras do mercado global, a italiana NRG, proprietária da tecnologia dos flutuadores, está no setor há 11 anos e desenvolveu sistema que, além de suportar qualquer tipo e tamanho de módulos, tem uma enge-

nharia diferente que impacta menos a oxigenação da água, explica Gonçalves. Isso por conta de uma estrutura de alumínio que faz com que o painel fique mais distante da água, com cerca de 40 centímetros de altura.

“Ele só impacta 10% na oxigenação da água na área da ilha solar, enquanto as concorrentes chegam a impactar de 90% a 95%. E muitas vezes os órgãos do meio ambiente exigem que não tenha esse impacto”, compara.

Outro ponto que ele considera relevante na tecnologia é a capacidade de suportar pesos elevados: 350 kg por metro quadrado. “Para se ter uma ideia, há residências instaladas sobre os nossos flutuadores na Itália”, diz. Os flutuadores, fabricados por sopro em PEAD, têm tratamento UV e, com espessuras de 5 a 9 mm, segundo Gonçalves não têm histórico de rompimento que poderia provocar entrada de água e afundamento. “Mas se ocorrer em algum, sempre há peça de reposição no cliente e é fácil de trocar”, completa.

Ao receber os pedidos de EPCistas para os projetos, além de encomendar a produção dos flutuadores para a Fortlev, a F2B envia o projeto para a NRG na Itália para seus técnicos fazerem o cálculo da ancoragem. “Isso é feito para saber quantas âncoras são necessárias para suportar vento e ondas”, diz.

Além dos projetos de pequeno porte, Gonçalves vê expectativa positiva

para surgimento de outros maiores em breve. Embora sem poder revelar mais detalhes, ele afirma que há no momento solicitações de cotações para UFFs de 45 MW, 24 MW e outra ainda maior, de 130 MW. Todas em reservatórios de hidrelétricas e na modalidade de GD I.

No médio e longo prazo, porém, ele aposta no aparecimento de projetos no modelo híbrido solar-hídrico. “A eficácia é muito grande, pode trabalhar durante o dia com a solar e deixar só uma turbina gerando. E aí o gerador consegue estocar um pouco de energia e ao mesmo tempo solta mais água para a agricultura, o consumo humano. E na hora que sair a solar entra o restante das turbinas (da hidrelétrica)”, explica.

Um outro competidor da área de flutuadores que aposta no desenvolvimento do mercado via operação híbrida com hidrelétricas é a suíça Solar Tritec, já fornecedora no Brasil de estruturas de fixação de módulos fotovoltaicos e que desde novembro de 2024 tem produção local de flutuadores em fábrica em Passo Fundo, no Rio Grande do Sul.

Para o gerente geral da empresa, Eolo Benmaman, para ilustrar esse potencial é possível dizer que a solar flutuante não faz parte apenas do mercado de energia, mas também do de economia de água. A correlação é por conta dos benefícios de gestão hídrica que o uso das ilhas fotovoltai-

Orestes Gonçalves, F2B – Tecnologia com estrutura de alumínio só impacta 10% na oxigenação da água na área da ilha solar

cas proporciona aos reservatórios das UHEs.

“A partir do momento em que você utiliza um flutuador, dependendo do tamanho da usina, você pode abrir uma turbina ou não. Aí o gerador vai ter previsibilidade muito maior na geração (com a solar), já que hoje em dia tem crise hídrica ano sim, ano não”, explica. Para completar a vantagem competitiva da solução híbrida, Benmaman acrescenta ainda a queda na evaporação da água provocada pela cobertura da área e a maior geração dos módulos em razão do resfriamento causado pela água.

Para ele, mesmo com o capex mais alto da tecnologia, a análise mais criteriosa, com todos os ganhos operacionais, somada ao fato de não ter o custo da terra, já indica viabilidade para os projetos. “Não tem o custo da terra, não tem o concreto, a montagem é muito mais rápida (na água), então ao

se colocar tudo isso no papel, equaliza o custo das usinas”, disse.

Para começar a produção dos flutuadores no Brasil, antes a empresa suíça passou um tempo desenvolvendo uma versão capaz de suportar módulos de até 750 W. Com isso, o molde foi enviado para ser implementado na produção. Até o momento, o único fornecimento dos flutuadores, apesar de várias cotações em andamento, foi para

projeto de P&D do grupo Raízen, em aterro sanitário em Paulínia, SP. A sua concepção, porém, foi diferente, pois os flutuadores serviram como lastro, aplicados diretamente na superfície do aterro, com água por dentro, para sustentar os módulos da usina solar. “A explicação técnica para isso é que não se pode fazer nenhum tipo de perfuração no aterro, com fixadores, por causa da gestão do metano no solo”, disse.

Eolo Benmaman (Solar Tritec), sobre o capex da tecnologia: UFFs não têm custo de terreno e de materiais envolvidos na construção em solo, além da montagem ser mais rápida

Instrumentos de medição para instalações fotovoltaicas

Da Redação de FotoVolt

Indispensáveis para análise de viabilidade, projeto, construção, comissionamento e operação & manutenção de usinas fotovoltaicas, os instrumentos de medição permitem obter o máximo de rendimento das instalações. Este guia lista fornecedores de instrumentos, tanto os para medir grandezas individuais como medidores multifunção para medições nos lados de c.c. e c.a. e para veri cações segundo a norma ABNT NBR 5410.

Instrumentos para medição de grandezas individuais

Empresa/Telefone/E-mail Importador exclusivo Fabricante/País

Além Mar (11) 3229-8344 comercial@alemmar.com.br

Amperi (19) 99687-1732 omercial@amperi.com

Dualbase (48) 99103-5202 mkt@dualbase.com.br

Fotovoltec (43) 3037 3523 comercial@fotovoltec.com.br

Hukseflux (12) 3042-1503 vendas@huksefluxbrasil.com.br

Kintech (11) 2639-7598 jason.vieira@kintech-engineering.com

MIT Meastech (11) 97855-2138 info@meastech.com.br

Ohmini (11) 3438-8434 contato@ohmini.com.br

RoMiotto (11) 3976-4003 vendas@romiotto.com.br

T&M Instruments (11) 99998-7097 info@tminstruments.com.br

Li-Cor/ EUA

HT/ Itália

Albedômetro: Medição de radiação de albedo Câmera de eletroluminescência: Análise de falhas em módulos FV Disco de sombreamento lateral: Medição de radiação difusa

Espectroradiômetro: Medição de faixas espectrais da radiação solar Heliógrafo: Medição do período de insolação diária Medidor de ângulo de inclinação dos módulos Medidor de UV: Medição de radiação ultravioleta Net-radiômetro: Medição de saldo de radiação

Piranômetro: Medição de radiação solar global

Pireliômetro: Medição de radiação solar direta

Pirgeômetro: Medição de radiação infravermelha

Radiômetro fotodiodo: Medição de faixas espectrais específicas Rastreador solar (sun tracker) Termovisor IR: Medição de temperatura dos componentes Traçador de curva I-V dos módulos

Hukseflux/ Holanda

Kintech/ Espanha

Metrel, Gossen Metrawatt/ Alemanha, Eslovênia

Regatron e Zimmer, Solmetric, Photovoltaik Buero, Seaward/ EUA, Alemanha, Suiça

EKO/ Japão

Chroma, Konica Minolta/ Taiwan, EUA

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Empresa/Telefone/E-mail

Importador exclusivo Fabricante/País

Amperi (19) 99687-1732 omercial@amperi.com HT/ Itália

Dualbase (48) 99103-5202 mkt@dualbase.com.br

Hukseflux (12) 3042-1503 vendas@huksefluxbrasil.com.br

Kintech (11) 2639-7598 jason.vieira@kintech-engineering.com

Megabras (11) 3254-8111 megabras@megabras.com.br

Minipa (11) 95132-0133 marketing@minipa.com.br

MIT Meastech (11) 97855-2138 info@meastech.com.br

Ohmini (11) 3438-8434 contato@ohmini.com.br

Hukseflux/ Holanda

Kintech/ Espanha

Medições do lado de c.c. do gerador FV

Instrumento multifunção para geradores fotovoltaicos

Medições do lado de c.a. do gerador FV

Tensão Corrente Potência Tensão de circuito aberto Corrente de curto circuito Curva i-v do módulo FV Irradiância Temperatura do módulo Do módulo FV Do inversor Do sistema FV

Medições conforme NBR 5410

Tensão Corrente Frequência Potência FP Energia Harmônicos Eficiência Continuidade dos condutores PE Ensaio de dispositivo DR Impedância da rede Impedância do laço Resistência de aterramento Resistência de isolamento Corrente Tensão Frequência Sequência De Fases Potência Energia Harmônicas

Metrel, Gossen Metrawatt/ Alemanha, Eslovênia

Regatron e Zimmer, Solmetric, Photovoltaik Buero,Seaward/ EUA, Alemanha, Suiça

RoMiotto (11) 3976-4003 vendas@romiotto.com.br EKO/ Japão

T&M Instruments (11) 99998-7097 info@tminstruments.com.br

Chroma, Konica Minolta/ Taiwan, EUA

Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 63 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, junho de 2025

Este e muitos outros guias estão disponíveis on-line, para consulta. Acesse https://www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guias e confira. Também é possível incluir a sua empresa na versão on-line de todos estes guias. Basta preencher o formulário em www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guia/inserir/

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Sistemas rooftop

Estabilidade estrutural: prevenção do colapso de sistemas fotovoltaicos

Na União Europeia, a colocação no mercado de produtos para construção é regida pelo Decreto 305-2011, que define as características básicas em normas técnicas harmonizadas. No entanto, não existe atualmente uma norma harmonizada para sistemas fotovoltaicos (SFV) instalados em telhados planos, razão pela qual aplica-se aqui a norma europeia EN 1090, que regulamenta a produção e montagem de estruturas de aço e de alumínio. Com base nesta norma, o fabricante que lança um produto no mercado deve apresentar uma Declaração de Desempenho e prover o produto com a marcação CE. Contudo, a marcação CE por si só não é suficiente para o instalador transferir a responsabilidade civil em caso de sinistro. Ele deve também poder demonstrar por meio de cálculo de estabilidade mecânica (estática) que o SFV foi tecnicamente instalado, que foram seguidas as instruções de montagem e, eventualmente, apresentar um plano de dimensionamento de lastro (figura 1). [Nota do Tradutor –A edificação sobre a qual será instalado o SFV deve ser igualmente avaliada por profissional de engenharia estrutural, a

fim de verificar se aquela suporta o peso adicional e a carga dos ventos o que não é objeto deste artigo. Em particular, coberturas planas com módulos FV inclinados podem demandar reforço.]

Danos causados por predefinições incorretas

O problema é que, especialmente no segmento residencial, nem sempre é feito um projeto novo, sendo a instalação executada de imediato. Empresas instaladoras idôneas utilizam uma ferramenta de planejamento com a qual, mediante a inserção conscienciosa dos parâmetros de projeto, todas as informações necessárias são disponibilizadas, e é elaborado um comprovante de estabilidade mecânica que pode ser depreendido da documentação de projeto.

Coberturas planas implicam riscos associados à inclinação dos módulos fotovoltaicos e à exposição ao vento pelas faces frontal e posterior. Efeitos de pressão ou de sucção podem deslocar ou causar o colapso da estrutura e demandar a adição de lastro. A segurança do projeto passa por uma análise de estabilidade mecânica com recursos computacionais, como aqui apresentado.

Fig.1 – Aplicando o método dos elementos finitos, realiza-se a simulação do desempenho físico dos componentes da estrutura e otimiza-se sua resistência mecânica (Fonte: Aerocompact)

ou aceitam resultados de projeto que ultrapassam a suportabilidade admissível dos componentes. Ocorre que inúmeros fabricantes dimensionam os componentes no limite, e dado que os eventos climáticos são cada vez mais extremos e as peculiaridades locais podem variar significativamente, tais procedimentos podem resultar em perdas consideráveis.

Pesquisa e normalização

Na prática, todavia, muitos projetistas adotam as predefinições do software,

A Aerocompact, empresa austríaca especializada em sistemas de montagem, estabeleceu na cidade alemã de Aachen uma unidade de pesquisa e normalização. Sob a direção um expert

Christian Ganahl, da Aerocompact, Satteins (Áustria)

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E X P O C ENTE R NO RT E, SÃO PAU LO, B RASI L

Parte de 26–28

A M A IO R F E I R A & C ONGR E SS O D A A M É RIC A L AT I N A

PA R A O S E T O R SOL A R

L ATA M’ S L AR GE S T EX HIB ITIO N A N D C ONFERENC E

F O R TH E SOL A R I ND U ST RY

IN TE R S O LA R: CO N EC TAND O O SE TO R S O LA R

A Intersolar é a principal feira para o setor solar, com foco em fotovoltaica, tecnologias termossolares e usinas de energia solar. Desde sua fundação mais de 30 anos atrás, a Intersolar tornou-se a mais importante plataforma para fabricantes, fornecedoras, distribuidoras, instaladoras, prestadoras de serviços, desenvolvedoras de projetos, planejadoras, além de novas empresas no setor solar.

em engenharia eólica, o corpo técnico dessa unidade se dedica à pesquisa aplicada de estática para sistemas fotovoltaicos (figura 2) e realiza, em estreita colaboração com a engenharia de software, o contínuo desenvolvimento de um programa denominado Aerotool (figura 3).

Como um jogo de xadrez

Os resultados das pesquisas são inicialmente convertidos em algoritmos.

Com base nestes dados é alimentado o Otimizador, que funciona como um computador programado para jogar xadrez, otimizando os resultados para cada projeto específico. O Otimizador leva em consideração não apenas diversas condições de vento e de neve, mas também normas técnicas locais pertinentes, fatores de influência típicos da edificação e a capacidade de carga do sistema (figura 4). Conforme o lastro, a estabilidade, e os esforços de vento e de neve, o programa seleciona componentes de montagem modulares economicamente otimizados. O software é continuamente atualizado e os projetistas dispõem de muitos recursos. É possível, por exemplo, distribuir a carga em função dos limites de suportabilidade mecânica, e eventualmente acrescentar âncoras para reduzir o lastro. O sistema de montagem para coberturas planas (SN2) tem cinco posições de lastro, e como o software otimiza cada aplicação, é possível entregar soluções competitivas sem comprometer a segurança. Para os ajustes necessários no projeto, o atendimento ao cliente assegura respostas em 24 horas, sendo que cada novo

usuário é treinado onboarding para se familiarizar com o sistema.

Aproveitar coberturas planas integradas ao SPDA

Enquanto o sistema externo de proteção contra descargas atmosféricas é projetado por empresas especializadas, o fornecedor da estrutura de montagem do SFV assegura sua integração ao SPDA, bem como a necessária capacidade de condução de correntes dos raios. Para realizar a referida integração, a estrutura deve suportar correntes de 50 kA. Se forem instalados captores ligados diretamente à estrutura, o sistema deve suportar correntes de 100 kA. O sistema SN2 aqui analisado foi ensaiado para 100 kA.

Considerando que as seções transversais do sistema de montagem são mais do que suficientes e satisfazem as prescrições das normas vigentes de proteção contra raios, não são necessárias quaisquer modificações.

O projetista deve apenas prever uma conexão da estrutura de montagem com o SPDA pré-existente, que pode ser executada por meio de um conector especial (tipo WLC 8-10) e um cabo de alumínio, ou mediante um conector equivalente. Para o sistema de montagem SN2 deve ser assegurado neste caso um torque de 10 Nm.

Fig.5 – Um sistema de ancoragem por barras ou cabos contribui para a segurança contra quedas (Fonte: Aerocompact)

Fig.2 – Sistema de montagem submetido ao ensaio de forças de sucção (pressão negativa sob os módulos fotovoltaicos) (Fonte: Aerocompact)

Fig.4 – Sistema de montagem submetido ao ensaio de pressão positiva sobre os módulos fotovoltaicos (Fonte: Aerocompact)

Fig.3 – Com o software de engenharia digital é possível conciliar otimização de custos e segurança (Fonte: Aerocompact)

Proteção contra quedas

No que tange à segurança contra quedas, há uma cooperação na Áustria com a empresa Innotech. Pode-se escolher entre duas opções: uma versão baseada em barras e outra em cabos (figura 5). A primeira é mais econômi ca, enquanto a segunda variante pro porciona maior flexibilidade. Impor tante é prover suficiente lastro – no mínimo quatro módulos ou 600 kg a 800 kg por arranjo fotovoltaico. Tal las tro também contribui para a seguran ça contra a queda de uma pessoa para o solo, ao evitar que o SFV tombe ou se desloque, caso alguém transitando na cobertura possa cair acidentalmente sobre a estrutura.

Elaborando normas técnicas para o futuro

Atualmente encontra-se em elabo ração na Alemanha uma norma para instalação de SFV em coberturas planas com inclinação de até 10°. O Grupo de Trabalho responsável pelo Anexo A da futura norma DIN 18199 (Sistemas fotovoltaicos instalados sobre coberturas que trata das cargas de vento inciden tes em SFV, é coordenado pelo Dr. Thorsten Kray, da Aerocompact. Expert em engenharia eólica, ele tem contri buído como autor de diversas publi cações, por exemplo, um estudo sobre ensaios aerodinâmicos de edificações no túnel de vento, que aborda a deter minação de cargas de vento sobre SFV instalados em coberturas, edição 2024 da Wind Technology Society (WTG) Aachen, Alemanha - https://wtgdach.org/

Artigo publicado originalmente na revista alemã de –das Elektrohandwerk, edição SoHe/Fotovoltaica 2024. Copyright Hüthig GmbH, Heidelberg e München. www.elektro.net. Publicado por FotoVolt sob licença dos editores. Tradução e adaptação de Celso Mendes.

Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em solo

Da Redação de FotoVolt

Fundamentais para a durabilidade e o desempenho das usinas, suportando peso e cargas de vento por toda a vida útil das instalações, as estruturas de suporte e xação dos painéis em solo apresentam-se em versões com inclinação de ângulo xo ou ajustável, como descrito neste guia. São listados fornecedores com as características de sua oferta, como material, inclinação e resistência ao vento.

Empresa/Telefone/E-mail

Alfix (54) 9681-7096 contato@alfix.com.br

Balfar (44) 99854-0616 contato@balfarsolar.com.br

Estrutura fixa Estrutura fixa de ângulo ajustável Resistência máx. ao vento (km/h) Aço Aço inox Alumínio Fibra de vidro (PRFV) Aço Aço inox Alumínio Fibra de vidro (PRFV) Ângulo de inclinação ( ° )

• • • • • • 5 a 30 108 a 186

• • • • 10 a 25 60 a 100

Brametal (27) 2103-9430 comercial@brametal.com.br • • 10 a 25 108 a 180

Brasilsat (41) 98844-3205 solar@brasilsat.com.br • • 5 a 30 30 a 50 Centroaço (65) 99806-7332 estruturasolar@centroaco.com.br • • 5 a 25 126 a 180

Degerenergie info@degerenergie.com

• • 0 a 70 até 169 Dynamo (41) 99244-5594 pedro.hoe@dynamoestruturas.com.br

Empresa/Telefone/E-mail

Estrutura fixa Estrutura fixa de ângulo ajustável

Aço Aço inox Alumínio Fibra de vidro (PRFV) Aço Aço inox Alumínio

Modular (45) 99152-8523 contato@modularestruturas.com.br

MTR Solar (11) 99787-1441 contato@mtrsolar.com.br

NTC Somar (11) 94575-1761 contato@ntcsomar.com.br

PHB (11) 99604-3520 janio@phb.com.br

Racchini  (64) 99643-3918 comercial@racchini.com.br

Romagnole (44) 3233-8500 posvenda@romagnole.com.br

Solar Group (11) 91102-8155 contato@solargroup.com.br

• • • • 10 a 30 162 a 180

• • 10 a 30 até 180 Foco Energia (49) 3664-3739 contato@focoenergia.ind.br

Grupo Santa Catarina (49) 99992-1827 solargsc@gsc.ind.br • • até 180

Hiper Estrutura (62) 98606-5491 engenharia@hiperestruturasolar.com.br • • 7 a 19 30 a 50 Isoeste Metálica 0800 943 1030 mkt.metalica@isoeste.com.br • • 10 a 30 108 a 198 Metal Light (62) 4008-9595 prevendas1@grupometallight.com •

• 2 a 27 126 a 180 Milatec (79) 99692-0373 vendas@milatec.ind.br • • 5 a 20 126

Soloz (19) 3490-0540 contato@soloz.com.br

Soufer (19) 3634-3637 thalita.garcia@gruposoufer.com.br

SSM (41) 99222- 5541 vendas@ssmdobrasil.com.br

Tufape (41) 99241-6721 comercial@tufape.com.br

WN Estruturas (41) 99187-0991 comercial@wnunes.com.br

Zimmermann info@pv-steel-group.com

Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 94 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, junho de 2025 Este e muitos outros guias estão disponíveis on-line, para consulta. Acesse https://www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guias e confira. Também é possível incluir a sua empresa na versão on-line de todos estes guias. Basta preencher o formulário em www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guia/inserir/

Sistema FV off-grid como backup de energia na zona rural – Parte 3*

Para solucionar o problema de interrupções do fornecimento em uma propriedade rural, esta série está analisando três soluções: rede + grupo motogerador (GMG); rede + sistema fotovoltaico off-grid e GMG; e rede + sistema FV off-grid e baterias. A primeira parte apresentou o dimensionamento de cada solução, a segunda trouxe a análise financeira, e aqui temos as discussões dos resultados e as conclusões.

Para o cenário rede elétrica + GMG, o único investimento inicial consiste na aquisição do GMG a diesel de 6,9 kVA modelo 8000T Motor 13HP 4T Trifásico 380 V da marca Matsuyama pelo valor de R$ 11 819,94, com sua substituição após 11 anos de operação. No segundo cenário analisado, configuração rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG, considerou-se o mesmo GMG do cenário anterior. O sistema FV foi dimensionado com dois arranjos, sendo cada um deles com 12 módulos Jinko JKM470N-60HL4-V Tiger Neo, totalizando potência de 11,28 kWp, e dois inversores solares Growatt off grid SPF 5000 ESG, totalizando 10 kW, além de estruturas de fixação. Esta solução apresenta investimento inicial de R$ 67 960,12, sendo R$ 11 819,94 para o GMG, R$ 50 000,18 para aquisição do sistema fotovoltaico off-grid completo, e R$ 6140,00 para a instalação desse sistema fotovoltaico.

Na configuração rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + Baterias, foi considerado o mesmo sistema fotovoltaico do cenário anterior e um banco com quatro baterias solares de lítio Dyness A48100 48V Litio LIFEPO4 4,8 kWh. O sistema apresenta investimento inicial de R$ 106 578,00: R$ 50 000,18 para o sistema fotovoltaico off-grid, R$ 6140,00 para instalação desse sistema, e R$ 50 437,82 para o banco de baterias. O resumo de todos os valores está na tabela XXIX [Nota do Editor: As tabelas I a VIII foram publicadas na primeira parte deste artigo, em FotoVolt nº 79, abril de 2025, páginas 48 a 55; e

as tabelas IX a XXVIII estão na segunda parte, em FotoVolt nº 80, maio de 2025, páginas 32 a 39.]

Relembrando: o estabelecimento em estudo tem como atividade principal a venda do leite produzido e armazenado. Para o bom funcionamento do negócio, a continuidade no fornecimento de energia elétrica é fundamental, de forma que o tanque resfriador de leite, de 500 litros, mantenha o produto em temperatura aceitável para venda. Quando ocorrem interrupções de energia, o leite precisa ser vendido em caráter emergencial, uma vez que a não-venda significa perda do produto. O leite é vendido em regime normal de operação a R$ 3,50 por litro, porém, em caráter emergencial, o valor cai para R$ 3,00/l. Dessa forma, o fluxo de caixa anual do estabelecimento é R$ 47 242,42, composto pelo valor pago pelo consumo de energia elétrica (à tarifa de R$ 0,77/kWh) adicionado ao

* Artigo adaptado de parte da dissertação “Aplicação de sistema fotovoltaico off-grid como backup de energia na zona rural – Estudo de caso” de Fernando Carvalho Assunção da Silva, apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia de Produção da Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade Federal de Goiás, para a obtenção do título de Mestre em Engenharia de Produção. Orientador: Prof. Dr. Fernando Nunes Belchior; Coorientador: Prof. Dr. Marcelo Nunes Fonseca

prejuízo relativo da venda do leite em caráter emergencial.

A primeira solução analisada, o cenário rede elétrica + GMG, apresenta fluxo de caixa no primeiro ano de -R$ 29 752,40, valor composto pelo valor pago pela energia elétrica da concessionária e valor gasto com o óleo diesel no GMG nos momentos de interrupção de energia. Com isso, a solução apresenta o maior custo operacional anual dentre as analisadas, mas em comparação ao cenário atual do estabelecimento representa redução de 37% no fluxo de caixa anual

A segunda solução, rede elétrica + sis‑ tema fotovoltaico off-grid + GMG, possui fluxo de caixa anual de -R$ 25 050,21, referente ao consumo de energia elétrica da concessionária e gasto com óleo diesel na operação do GMG. O valor é menor que o do cenário anterior em consequência da utilização, aqui, do sistema fotovoltaico off grid durante o dia, com isso economizando a energia que seria comprada da concessionária. Este cenário representa uma redução do fluxo de caixa anual de 46,9% em comparação ao custo do cenário atual do estabelecimento.

A terceira solução, rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + Baterias, apresenta fluxo de caixa no primeiro ano de -R$ 3 540,23, relativo apenas no gasto com a energia consumida da rede elétrica da concessionária. Este valor é significativamente menor que o dos cenários anteriores, por causa da economia do sistema fotovoltaico operando durante o dia e do banco de baterias (que não apresenta custo operacional) durante as interrupções no fornecimento de energia. Ou seja, este cenário representa uma redução do fluxo de caixa anual de 92,5%, em comparação ao custo do cenário atual. Essas informações estão resumidas na tabela XXX, na qual se verifica que o cenário rede elétrica + GMG apresentou o maior fluxo de caixa anual e o cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico

Rede elétrica + GMG

Cenário

Investimento inicial

R$ 11 819,94

Rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG R$ 67 960,12

Rede Elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias R$ 106 578,00

off-grid + baterias fluxo de caixa 8,4 ve zes menor que aquele.

Utilizando o indicador financeiro valor presente líquido, VPL, como me lhor forma de comparar as soluções em estudo, tem se que a configuração rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias apresenta o menor VPL, de -R$ 132 676,36, por possuir fluxo de caixa anual significativamente menor em relação às outras configurações, mesmo apresentando o maior investi mento inicial. Quando observado em 30 anos de operação, o valor total gasto é consideravelmente menor em relação aos das outras soluções.

No cálculo do retorno do investi mento, em comparação com o cenário atual, a solução rede elétrica + GMG apresentou menor payback descontado, de 0,48 ano. Desta forma, consideran do o investimento inicial e fluxo de caixa anual, esta solução no primeiro ano de operação já apresenta econo mia em relação ao total gasto anual atual do estabelecimento.

Como indicador de comparação entre as soluções, também foi analisa do o custo nivelado de energia (LCOE, na sigla em inglês) de cada solução. O cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias apresentou valor de R$ 0,330/kWh, o menor entre as soluções.

Os principais indicadores financei ros analisados estão apre sentados na tabela XXXI.

Como forma de esti mar um cenário futuro, foi realizada uma análise de sensibilidade consi derando alterações nos principais parâmetros e tendências do mercado

que podem influenciar os resul tados. Com aumento de 297% no valor do óleo diesel (aumento observado nos últimos 10 anos), ficam inviabilizados os cenários rede elétrica + GMG e rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG, pois não apresentam retorno do investimento em 30 anos. Não houve alteração para a configuração que con tém o banco de baterias.

Quando se considera aumento de 87% da tarifa de energia, todas as con figurações apresentam alteração nos indicadores, mas em particular as soluções que usam sistema fotovol taico off-grid mostram melhores de sempenhos. O cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias se mantém como solução mais viável, porém com pequena redução no retorno do investimento.

O terceiro parâmetro de influ ência analisado foi a redução de 90% do preço das baterias de lítio, situação em que o cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias sofre redu ção significativa no investimento inicial e consequentemente nos indicadores VPL, payback descontado e LCOE. Com isso, este cenário se torna ainda mais viável comparado às outras soluções.

Por fim, considerou se também uma melhoria na qualidade da energia, com redução de três interrupções por semana para apenas uma. Isto tem influência relevante nos três cenários em estudo mas torna inviável o cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG, que não apresenta retorno do investimento no período de análise de 30 anos. O cenário rede elétrica + siste-

ma fotovoltaico off-grid + baterias mostra aumento no VPL e significativo au‑ mento do payback descontado, pas‑ sando a ser de 13 anos. O cenário rede elétrica + GMG apresentou forte redu ção do VPL, menor valor entre as solu‑ ções, e com isso torna se a solução mais viável, mesmo com aumento do payback descontado para 2,8 anos.

Para sintetizar todos os parâme‑ tros e resultados da análise principal e análise de sensibilidade deste tra balho, os valores estão expostos na tabela XXXII.

Cenário

Fluxo de caixa no primeiro ano Atual - R$ 47 242,42

Rede elétrica + GMG - R$ 29 752,40

Rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG - R$ 25 050,21

Rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias - R$ 3.540,23

Conclusões e recomendações

As três soluções analisadas apre sentaram viabilidade em comparação com o atual cenário do estabelecimen to. Apesar de apresentar investimento inicial significativamente maior entre as demais soluções investigadas, o cenário rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias é o mais viável para o estabelecimento estuda do, pois apresentou menores VPL e LCOE, mesmo com payback desconta do de 3,27 anos.

Rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + GMG - R$ 238 379,30 4,43 anos R$ 0,593/kWh

Rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias - R$ 132 676,36 3,27 anos R$ 0,330/kWh

Após uma análise de sensibilida de em que se alteraram os principais parâmetros de influência para os três cenários aumento no preço do óleo diesel e da tarifa de energia elétrica, e redução do preço das bateria e do número de interrupções , a solução rede elétrica + sistema fotovoltaico off-grid + baterias foi a mais viável em todos os casos exceto no que se considera a re dução no número de interrupções de três para uma por semana, para o qual o cenário rede elétrica + GMG torna se o mais viável.

Tab. XXXI – Principais indicadores financeiros de cada cenário em 30 anos

Tab. XXIX – Investimento inicial em cada cenário

Tab. XXX – Fluxo de caixa de cada cenário

Parâmetros

Rede + GMG

Rede + Sistema fotovoltaico off-grid + GMG

5.043,78 R$ 50 437,82 Número de Interrupções 3,00 1,00

Investimento inicial R$ 11 819,94 R$ 11 819,94 R$ 11 819,94 R$ 11 819,94 R$ 11 819,94

Fluxo de caixa ano 1 - R$ 29 752,40 - R$ 87 697,05 - R$ 36 511,18 - R$ 29 752,40 - R$ 18 770,47

VPL - R$ 210 260,29 - R$ 590 723,70 - R$ 254 638,31 - R$ 210 260,29 - R$ 135 302,53

Payback descontado 0,48 ano Sem retorno 0,48 ano 0,48 ano 2,80 anos LCOE R$ 0,547/kWh R$ 1,538/kWh R$ 0,663/kWh R$ 0,547/kWh R$ 0,351/kWh

Investimento inicial R$ 67 960,12 R$ 67 960,12 R$ 67 960,12 R$ 67 960,12 R$ 67 960,12

Fluxo de caixa ano 1 - R$ 25 050,21 - R$ 82 994,86 - R$ 27 430,45 - R$ 25 050,21 - R$ 14 003,71 VPL - R$ 238 379,30 - R$ 618 842,71 - R$ 254 490,56 - R$ 238 379,30 - R$ 165 012,74

Payback descontado 4,43 anos Sem retorno 3,48 anos 4,43 anos Sem retorno LCOE R$ 0,593/kWh R$ 1,540/kWh R$ 0,663/kWh R$ 0,593/kWh R$ 0,395/kWh

Investimento inicial R$ 106 578,00 R$ 106 578,00 R$ 106 578,00 R$ 61 183,96 R$ 106 578,00

Rede + Sistema fotovoltaico off-grid + Baterias

Fluxo de caixa ano 1 - R$ 3 540,23 - R$ 3 540,23 - R$ 5 920,46 - R$ 3 540,23 - R$ 4 499,87 VPL - R$ 132 676,36 - R$ 132 676,36 - R$ 148 787,62 - R$ 87 282,33 - R$ 140 992,51

Payback descontado 3,27 anos 3,27 anos 2,90 anos 1,70 ano 13,00 anos

R$ 0,330/kWh R$ 0,330/kWh R$ 0,370/kWh R$ 0,217/kWh R$ 0,338/kWh

Dessa forma, a utilização de sistemas fotovoltaicos com armazenamento de energia em baterias se mostrou

satisfatória para o caso analisado, cessando os prejuízos causados pela falta de energia. Ademais, com a uti-

Sistemas fotovol taicos

lização dessa fonte renovável de energia, ocorre a mitigação das emissões de poluentes com consequentes benefícios ambientais para o planeta. Para trabalhos futuros, recomendam-se a investigação das contribuições ambientais das soluções aqui apresentadas, a consideração da influência da temperatura na operação e vida útil dos equipamentos e a inclusão de outras fontes de energia na análise (como por exemplo geradores a biogás). Por fim, sugere-se a aplicação da metodologia proposta neste trabalho em outros locais que apresentem prejuízos relacionados à falta de energia, permitindo assim comparar os resultados.

Tab. XXXII - Resumo da análise completa

O instalador no centro da engenharia

“ Por que escutar o campo é um imperativo técnico, e não um gesto simbólico”

Em uma instalação fotovoltaica, o brilho visível dos módulos e o funcionamento silencioso do inversor contam apenas parte da história. O que permanece oculto e frequentemente subestimado é a base que sustenta toda essa engrenagem: a estrutura de fixação e o trabalho do instalador. Esse profissional, muitas vezes anônimo, enfrenta o calor do telhado, a ação do vento, a geometria das coberturas e a pressão do tempo. É ele quem garante que o sistema fotovoltaico se transforme em realidade — com segurança, eficiência e longevidade.

Durante anos, a indústria de estruturas tratou o instalador como destinatário da engenharia, e não como agente dela. Reposicionar esse elo do fim da linha para o centro da criação é um movimento cada vez mais necessário para empresas que atuam na fabricação de estruturas para sistemas fotovoltaicos, algo que vimos defendendo há anos em nossa empresa. Ao escutar ativamente quem vive a realidade do telhado, é possível transformar experiência prática em ganho técnico.

Casos que o setor já conhece

Montagem com alto índice de retrabalho – Em um projeto residencial de médio porte, um integrador precisou refazer 30% da instalação por incompatibilidade entre os furos das longarinas e os perfis estruturais da telha metálica tipo sanduíche Diagnóstico técnico posterior indicou que ajustes simples de furação e manual visual teriam evitado o erro

Produto com boa performance técnica, mas baixa aceitação em campo – Um conector estrutural foi lançado com base em normas internacionais de carga, mas encontrou resistência de instaladores por exigir torque elevado com chave especial A falta de validação em campo transformou um avanço técnico em obstáculo operacional. Solução de fixação adaptada a partir de feedback de instaladores – Em um projeto de telhado de madeira, parafusos convencionais causavam rachaduras. Após relatos, o fabricante redesenhou a peça com ponta cônica reduzida Essa escuta gerou uma nova peça mais segura, econômica e aceita pelo mercado

Uma engenharia

20% no tempo médio de instalação têm sido observadas em kits estruturais que passaram por ciclos de validação em campo com integradores. Além disso, os custos com retrabalho como trocas de perfis, deslocamento extra de equipe e refações de fixações podem representar entre 8% e 15% do custo total da instalação, segundo estimativas baseadas em diagnósticos internos de integradores, práticas de fabricantes do setor e observações técnicas coletadas em campo.

Escuta ativa – 5 diretrizes para a “Inovação com os Pés no Telhado” Fabricantes

Distribuidores

Engenheiros e projetistas

Integradores

Instaladores

mais conectada com o real

Durante muito tempo, a engenharia de estruturas fotovoltaicas operou em modelo reativo: projetava-se um sistema, lançava-se no mercado e, só após recorrência de falhas, voltava-se ao desenho. Esse ciclo prolongava o tempo de resposta a problemas e aumentava os custos operacionais para toda a cadeia. A engenharia participativa que envolve instaladores desde os protótipos antecipa erros e encurta a curva de aprendizagem, gerando soluções mais maduras já na largada.

Na prática, quando o instalador é ouvido desde o desenvolvimento da solução estrutural, o resultado não é apenas um produto melhor — é um projeto mais rentável. Reduções de até

Implementar canais sistematizados de feedback técnico com instaladores e integradores; incluir testes de montagem em campo nos ciclos de desenvolvimento.

Mapear as principais queixas e elogios dos integradores; promover workshops técnicos com fabricantes.

Realizar validação prática com instaladores; adaptar manuais técnicos à linguagem de campo.

Estimular relatórios curtos pós-obra; compartilhar boas práticas que reduzem tempo e risco.

Documentar adaptações em campo e relatar a fabricantes; participar de testes-piloto.

Projetar bem é mais do que aplicar normas ou dimensionar cargas. É traduzir a realidade do telhado em soluções que funcionem sob o sol escaldante e os prazos do cotidiano. Tratar o instalador como coautor e não apenas operador é, portanto, uma estratégia de engenharia e não apenas de marketing.

À medida que o setor cresce em escala e responsabilidade, torna-se urgente que toda a cadeia incorpore esse olhar. A engenharia de estruturas para sistemas solares precisa ser menos feita apenas na prancheta e cada vez mais com os ouvidos no campo.

*Ronaldo Koloszuk e Sérgio Koloszuk são sócios na empresa Solar Group. Ronaldo é também presidente do Conselho de Administração da Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica.

Ronaldo Koloszuk e Sérgio Koloszuk*

String boxes

Empresa/Telefone/E-mail Número de strings

APE Bauru (14) 97400-8106 vendas@apebauru.com.br

Beny (11) 91919-0007 andre.mattioli@beny.com

Clamper (31) 3689-9500 marketing@clamper.com.br

Embrastec (16) 3103-2021 embrastec@embrastec.com.br

Loja Elétrica (31) 99581-6500 sac@kript.ind.br

Merz +49 7971252252 camilo.perez@merz-schaltgeraete.de

Ourolux (11) 94121-2105 gnew@ourolux.com.br

Phoenix Contact (11) 3871-6400 vendas@phoenixcontact.com.br

Renovagy (15) 98189-8000 lgrodrigues@renovagy.com.br

Santerno (11) 4422-4540 vendas.brasil@santerno.com

Weidmüller (51) 99918-7459 mauro.rosasirtoli@weidmueller.com

Da Redação de FotoVolt

A caixa de junção, conhecida como string box no Brasil (e chamada de junction box ou combiner box no exterior), conecta várias séries (strings) de módulos solares a uma única saída c.c. para o inversor. String boxes organizam o cabeamento, protegem o sistema contra sobrecorrente e surtos, e simpli cam a instalação e a manutenção. Aqui temos a descrição de produtos oferecidos por várias empresas no mercado nacional.

de operação máxima (Vcc) Dispositivo de proteção contra surto DPS (Vcc) Número de fusíveis Número de disjuntores

Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 55 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, junho de 2025

Este e muitos outros guias estão disponíveis on-line, para consulta. Acesse https://www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guias e confira. Também é possível incluir a sua empresa na versão on-line de todos estes guias. Basta preencher o formulário em www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/guia/inserir/

• Público qualificado: integradores, engenheiros, distribuidores e grandes compradores

• Temas estratégicos: off-grid, armazenamento e agrivoltaica

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Mercado livre e energia solar: interação que otimiza benefícios

Seja na geração solar centralizada, cuja forte expansão vem baseando-se em projetos para o ACL, seja na geração solar própria em empresas que estão no mercado livre, essa interação se revela bené ca para fornecedores e consumidores. Mas no primeiro caso a reforma da legislação pode trazer mudanças, e no segundo é necessário avaliar muito bem as soluções.

Aligação da fonte solar fotovoltaica com o mercado livre de energia, no Brasil sob o nome oficial de Ambiente de Contratação Livre (ACL), vai além de ambas as soluções serem formas, cada uma a seu jeito, de empoderamento do consumidor. Em pelo menos dois cenários, há simbiose entre elas. O primeiro é na geração solar centralizada, que deve a projetos no ACL a forte expansão do setor nos últimos anos e para onde a imensa parte da geração solar é destinada. O segundo cenário, em um fenômeno de menor escala, mas com tendência de alta, ocorre na geração junto à carga, com projetos de autoprodução e de grid zero em telhados, carports ou usinas de solo implantadas em empresas que estão no mercado livre.

Para começar pela geração centralizada: segundo a CCEE, da geração fotovoltaica verificada em abril, de 659 usinas cadastradas em operação comercial, que juntas somam capaci-

dade instalada de 18 345 MW (9% da potência e 5% da geração total do Brasil), cerca de 79% foi destinada para atendimento ao ACL e os restantes 21% para o mercado regulado (ACR).

De acordo com a CEO da CELA, Camila Ramos, desde que o mapeamento da consultoria começou, há nove anos, dos 171 PPAs assinados no ACL até dezembro de 2024, 104 foram de energia solar. Segundo Camila, dos 4,8 GW médios dos contratos, 2,8 GW médios foram da fonte solar.

Já segundo levantamento da consultoria CELA – Clean Energy Latin America, do total de 31 contratos de contratos de compra e venda de energia de longo prazo (PPAs) assinados em 2024, dos quais 30 foram na modalidade da autoprodução, 18 foram de energia solar.

Na geração junto à carga para clientes do ACL, embora também seja possível a alternativa com injeção de energia na rede, a opção sem injeção (grid zero) é em geral mais interessante (na foto, usina da indústria têxtil Döhler, em Joinville, SC, com potência instalada de 1040 kWp)

“Se transformarmos essa energia negociada em capacidade instalada, estamos falando, só de energia solar, em algo em torno de 12 GW”, afirma.

Marcelo Furtado, especial para FotoVolt

Dos 4,8 GW médios em 171 contratos assinados no ACL de 2015 a 2024, 104 PPAs, ou 2,8 GW médios, foram da fonte solar (na foto, o complexo Janaúba, 1617 MWp, da Elera Renováveis – Grupo Brook eld)

Elera/Divulgação

E a tendência é a participação da fonte solar no mercado livre aumentar ainda mais, acompanhando os planos do governo federal de abrir todo o mercado de energia para a baixa tensão a partir de 2027 (empresas) e 2028 (residências). Acrescente-se a esse cenário que vai agregar só da área residencial, em 2028, boa parte dos 90 milhões de consumidores, ainda a ausência de leilões do mercado regulado, e o ambiente se torna mais favorável.

Segundo estudo da Absolar - Associação Brasileira da Energia Solar Fotovoltaica, com base nos relatórios de expansão de oferta da Aneel, a energia solar deve fechar 2025 como responsável por 58% da expansão do ACL, passando para 94% em 2026 e 2027, até chegar a 96% em 2028, ano da abertura total do mercado.

Com a liberalização completa, que na estimativa fará em 2029 toda a expansão da geração ser via ACL, a fonte solar deve responder por 89% do total, contra 11% de térmicas. Com base nos dados de oferta da geração, já em 2030 a fonte eólica fica com 15% do total, com 84% de solar e 1% de térmicas. Em 2032, a previsão é de mais projetos eólicos (74%) e 25% solar.

Segundo a diretora técnico-regulatória da Absolar, Talita Porto, a perspectiva para a expansão do mercado livre, com a abertura total dentro da proposta da reforma do setor enviada à Casa Civil, é positiva e tende a estimular ainda mais o crescimento da fonte. “Vai ter muita concorrência e aí terá muito espaço para a solar, que já é muito grande no mercado livre”, diz.

Pontos de atenção

Mas há outros pontos da reforma com potencial para gerar impactos não tão positivos nos projetos solares, explica Talita Porto. Os dois principais são a mudança proposta para a figura dos autoprodutores por equiparação, que respondem atualmente por grande

parte da viabilização das novas usinas solares centralizadas no ACL, e o fim dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (TUSD/TUST) para consumidores de projetos incentivados na alta tensão.

No primeiro caso, a minuta da reforma estabeleceu requisitos mínimos para o autoprodutor equiparado: necessidade de o consumidor beneficiado constar no ato da outorga e ter carga mínima de 30 MW e 30% do capital social. Hoje não há limitações, o consumidor-autoprodutor entra em sociedade de propósito específico em parques de renováveis como minoritário para ter reduções de encargos no consumo. A Absolar defende a manutenção dos atuais “limites”.

O outro ponto, o fim dos descontos de TUSD/TUST, estende ao consumidor de fontes incentivadas a perda do benefício que já consta para os geradores pela Lei 14.120/2021, que estabeleceu um limite temporal associado às outorgas e operação comercial dos empreendimentos, que originou a chamada “corrida do ouro”.

projetos e não em cima dos contratos, feitos em prazos inferiores.

“Quando o projeto tem seu modelo de negócios, há a previsão do desconto por 20, 30 anos, por toda a outorga, e não durante cinco anos do contrato. Essa é a nossa preocupação, com quem já tem a outorga, porque quando acaba o contrato ele perde o desconto”, diz. A Absolar já se manifestou oficialmente sobre o tema em reunião com o MME - Ministério de Minas e Energia.

Ramos

na regra da autoprodução por equiparação vai impactar contratações consumidor não tem dinheiro para investir ou não quer investir porque energia não é o negócio dele

Para a diretora da Absolar, a restrição à figura dos autoprodutores por equiparação já era prevista de ocorrer, e vai diminuir o uso da modelagem em projetos, o que causa impacto em razão de o negócio ser hoje um motivador de projetos. Mas a queda dos descontos do fio para os consumidores, da forma como foi proposta, tem um peso maior sobre projetos outorgados.

Isso porque a proposta limita aos contratos vigentes os descontos, com a proibição de prorrogação dos contratos atuais, transferência ou contratos de cláusula indeterminada. Na avaliação de Talita, a vigência dos descontos deveria ser ao longo da outorga dos

Para Camila Ramos, da CELA, a mudança na regra da autoprodução por equiparação, cujo modelo está viabilizando os contratos de longo prazo, vai impactar negativamente as contratações no futuro. Com as novas exigências, ela acredita que o modelo deve ser muito menos utilizado, porque o consumidor precisará fazer investimentos para entrar na autoprodução. “O que acontece hoje é que é um investimento feito pelo gerador, que conhece o setor de energia, que consegue operacionalizar o ativo.

Para o consumidor, que não tem esse dinheiro para investir, ou não quer investir porque não é o negócio dele fazer energia, aí o modelo vai perder competitividade”, explicou.

Além das mudanças da reforma do setor elétrico, que pode ser feita via medida provisória, o outro ponto que pode diminuir o ímpeto de projetos solares no ACL é o curtailment, os cortes de geração feitos pelo ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, que entre abril de 2024 e abril de 2025, segundo pesquisa da Volt Robotics, gerou impacto de R$ 1,1 bilhão. “Isso

Camila

(CELA) – Mudança

CELA/Divulgação

Talita Porto (Absolar) –Curtailment entre abril de 2024 e abril de 2025 foi de 6,7 milhões de MWh, “pouco mais que o consumo anual de uma cidade como Campinas”

significa 6,7 milhões de MWh cor tados, pouco mais que o consumo anual de uma cidade como Cam pinas (SP)”, disse Porto. Segundo ela, os cortes começam a impactar até os compro missos de dívidas dos empreende dores e faz a associação buscar so luções junto ao ONS e ao MME, para aperfeiçoar a regulação principalmente na reclassificação dos episódios de cortes e em maneiras de liberar escoamento na rede do Nor deste para o sul do País.

Junto à carga

A outra vertente em que a solar se “encontra” com o mercado livre é explorada por empresas da área que implantam usinas para clientes indus triais e comerciais que estão no mer cado livre. Conforme o perfil de carga do cliente e área disponível, há duas opções ofertadas: a autoprodução grid zero, atrás do medidor, ou com injeção na rede, todas para consumo instantâ neo, junto à carga.

Em ambos os casos, a ideia é di minuir a necessidade de compra de energia, complementando os PPAs mais sujeitos a riscos do ACL com a previsibilidade da geração solar. Pela opção grid zero, mais comum nessas ofertas, a viabilidade se mostra maior, em um modelo também mais fácil de ser aplicado e energizado. Nas usinas de autoprodução, com injeção na rede, há ganhos com a liquidação do exce dente a PLD (preço de liquidação de

diferenças), apesar dos encargos pelo uso do fio.

Uma empresa que tem dado atenção para essas oportunidades é a francesa GreenYellow, tradicional em projetos de UFVs para geração distribuída, tendo acumulado 250 MWp instalados nessa modalidade, e que há alguns meses passou a focar em projetos junto à carga e carport. Segundo o diretor comercial da empresa, Fernando Oli veira, nesse período já foi possível ins talar 8 MWp em sistemas grid zero em clientes do mercado livre.

Segundo Oliveira, a prioridade da empresa, para seus clientes livres e sempre com cargas acima de 500 kW, é ofertar a solução grid zero, em contra‑ tos de aluguel, mas nada impede que uma empresa com espaço suficiente para uma usina um pouco maior tam bém injete na rede para venda do exce dente. A vantagem do grid zero, porém, além de não estar sujeito à análise demorada da distribuidora (inclusive para a inversão de fluxo), é não pagar nada pelo fio e não ter contratação de demanda.

Na outra alternativa, embora seja qualificada como autoprodução por injetar a energia excedente para o mer cado livre, explica Oliveira, a usina não estará sujeita aos riscos do modelo centralizado e não pagará encargo de fio pelo consumo instantâneo. Entre as diferenças com o modelo remoto, por exemplo, a autoprodução junto à car ga não estará sujeita ainda a curtailment, não pagará por 100% pela distribuição da geração e ainda não correrá os riscos de sub mercado.

Conforme explica Oli veira, os dois modelos, porém, permitem que o cliente tenha uma receita previsível com a autoge ração, com contrato de aluguel da usina reajusta

do pelo IPCA. “A curva de geração é bastante previsível e não vai depender se choveu ou não na Foz do São Fran cisco para saber quanto que ele vai pagar”, diz.

“E aí ele tem o PPA que vai atender o restante do consumo. É como se fosse uma estratégia de contratação de investimentos (para pessoa física). Vai ter parte dos seus investimentos na renda fixa, previsível. E outra parte vai ter momentos que a sua receita vai ser menor do que investir em dó lar, em derivativo, fundos ou ações”, compara.

Embora a GreenYellow tenha área de comercialização de energia, todas as ofertas nessa vertente precisam contemplar projetos de geração solar. Para avaliar o melhor modelo para os clientes, a empresa conta com setor de inteligência de mercado, para estu dar o benefício que o cliente terá, por meio de sua área disponível para os módulos e perfil de carga.

Se a análise concluir pelo grid zero, o projeto vai buscar ter o mínimo possível de energia não aproveitada. No caso contrário, quando se cons tata que o benefício será melhor por meio da injeção na rede para venda do excedente, o projeto é enquadrado dentro das regras que contemplarão o pagamento da TUST APE, de auto produtor, ou seja, de encargo de fio apenas pela injeção. “Na energia que ele consome, não paga nada”, diz Apesar das duas opções, Oliveira aponta que a estraté gia da GreenYellow é voltada sempre para privilegiar o grid zero, pela facili dade na implantação dos projetos behindthe-meter e pelos ga nhos financeiros para o cliente, que vai

Fernando Oliveira (GreenYellow) –Projetos grid zero têm a facilidade da implantação behind-the-meter e trazem ganhos financeiros para o consumidor, que reduz necessidade de compra no ACL

Reprodução

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reduzir mais a necessidade de compra no ACL.

Como exemplo recente de contrato fechado de grid zero, até o final de 2025 a empresa implementará um telhado solar de autoconsumo na fábrica de um cliente industrial em Campinas, SP. A instalação terá capacidade instalada de 3,96 MWp e, segundo a GreenYellow, será um dos maiores telhados solares do Brasil. Além desse, outras sete usi nas nesta modalidade foram instaladas nas unidades da varejista Assaí Ataca dista.

Em Santa Catarina

Uma outra empresa com ofertas no modelo de autoprodução solar para clientes do mercado livre é a TAB Energia, de Joinville, SC. Há projetos já instalados em empresas do setor metal mecânico, têxtil e de outros segmentos eletrointensivos, todos consumidores livres.

Segundo o CEO da empresa, Michel Kazmierski, as implantações são feitas em projetos elaborados em parceria com as comercializadoras e gestoras de energia dos clientes, para entender o volume de energia contratado e as ca racterísticas de consumo. A partir daí a empresa projeta, implanta e comissio na o projeto. “Temos um ótimo relacio namento com várias comercia lizadoras e somos procurados para atender os clientes que têm essa necessidade, pois conseguimos transitar entre as necessidades regulatórias e técnicas”, disse.

De acordo com Kazmierski, com a abertura do mercado para os consumidores de mé dia tensão, abaixo de 500 kW a partir de 2024, no modelo varejista, a oferta passou a ser muito abrangente, o que faz a empresa não ter um limite mínimo de demanda para a execução dos projetos. “Ava

liamos pontualmente a situação deste consumidor para entender se justifica autoprodução grid zero ou autoprodu ção com injeção”, diz.

Embora as duas situações possam acontecer, o que depende de uma avaliação do consumo do cliente e de restrições impostas pela rede, ex plica o CEO, normalmente projetos de autoprodução sem injeção são financeiramente mais interessantes, mesmo que em muitos casos não atendam plenamente às expectativas do cliente em transição energética e ações de sustentabilidade. “A situação mais comum atualmente ainda é sem injeção”, diz.

Foi o que ocorreu em dois proje‑ tos importantes em operação, ambos de grid zero e implementados como telhados solares. O da indústria têxtil Döhler, em funcionamento há mais de cinco anos em sua sede em Joinville, tem potência instalada de 1040 kWp, com 2336 módulos e gera ção anual projetada de 1 029 904 kWh. O outro é na fábrica da montadora alemã BMW, em Araquari, também em Santa Catarina, com 1340 módu los, potência de 698,8 kW de potên‑ cia e geração anual projetada de 745 085 kWh.

Conforme o executivo, o projeto na Döhler, uma das primeiras empre sas a migrar para o ACL em Santa Catarina, embora não tenha repre sentado um impac to muito importan te dentro do seu alto consumo, teve intenção principal mente para atender a política ambiental da empresa, com 128 toneladas de CO2eq evitadas por ano.

Já na fábrica da BMW os módulos

Michel Kazmierski (TAB Emergia) –Necessidade de avaliação da situação

cada consumidor para entender

ocupam parte do telhado do prédio da montagem e car roceria e a fábrica, com a iniciativa que também atende política ambiental do grupo, deixa de emitir cerca de 157,2 toneladas de CO2 por ano.

1400 estudos

Também a Comerc Energia, que além de comercializa dora tem forte atuação em geração centralizada e distri‑ buída, com capacidade instalada total de aproximadamen‑ te 2140 MWp, sendo cerca de 88% de solar (1890 MWp), tem notado um interesse crescente de consumidores livres em ter usinas para autoconsumo no local.

Segundo a CEO da Comerc, Clarissa Sadock, desde 2021 a área que trata do tema, batizada de Célula Solar, realizou mais de 1400 estudos técnicos voltados à análise de viabilidade da geração solar local para clientes e prospects

“Esse interesse mostra que, ainda que a implemen tação dependa de diversos fatores, como perfil de carga, disponibilidade de área, investimentos e retorno es perado, a geração solar local se apresenta como uma al ternativa viável e em avalia ção constante por diversos consumidores livres”, disse.

Clarissa Sadock (Comerc) – Com abertura total do mercado livre, o modelo de GD por assinatura pode perder parte de sua atratividade diante da possibilidade de os consumidores acessarem diretamente o ACL

De acordo com ela, 15 empresas assessoradas avançaram com o modelo.

Para a CEO, a abertura total do mercado livre prevista para os próximos anos transformará significativamente o perfil de consumo e contratação de energia no Brasil. Nesse contexto, o modelo de GD por assinatura, hoje voltado para consumidores cativos de baixa tensão, pode perder parte de sua atratividade diante da possibilidade desses consumidores acessarem diretamente o ACL.

“Apesar disso, temos a certeza de que a competitivi‑ dade entre os modelos, GD por assinatura versus ACL, irá impulsionar novas soluções e modelos de negócio mais personalizados, atendendo a diferentes perfis de consu midores”, completa.

Reprodução/Comerc

NBR 17019 : instalações

seguras para carregadores de veículos elétricos

“ A cena nas instalações continua alarmante: carregadores instalados à parede sem alimentador dedicado, DR do tipo errado, nenhum memorial de cálculo e, comumente, sem inspeções prévias nas instalações”

Otema aqui tratado já apareceu mais de uma vez nesta coluna, mas retorna agora porque a cena cotidiana nas instalações continua alarmante: carregadores instalados à parede sem alimentador dedicado, DR do tipo errado, nenhum memorial de cálculo e, comumente, sem inspeções prévias nas instalações. A chegada da norma ABNT NBR 17019:2022 (Instalações elétricas de baixa tensãoRequisitos para instalações em locais especiais - Alimentação de veículos elétricos) eliminou qualquer dúvida sobre a responsabilidade do projetista: o texto determina que cada circuito terminal destinado a um carregador deve ser calculado com fator de demanda igual a um. A norma estabelece, explicitamente, que “o fator de demanda do circuito terminal é igual a 1” e, por extensão, o do circuito de distribuição também o será, caso todos os pontos possam funcionar ao mesmo tempo – e cada SAVE (Sistema de Alimentação para Veículos Elétricos) necessita de circuito independente, identificado e protegido, exatamente como se faz para um elevador ou um grupo gerador. Ainda assim, as instalações continuam sendo executadas sem respeitar essas premissas básicas, o que denuncia a persistência do velho

hábito de instalar “no olho” e regular depois, quando aparecem disparos intempestivos ou aquecimento anormal dos cabos, gerando riscos aos usuários, aos equipamentos e também à instalação elétrica.

A NBR 17019 dedica um anexo a explicar que o SAVE é mais que o “carregador”: trata-se do conjunto de dispositivos que leva a energia da rede fixa até o veículo, podendo incluir tomada, plugue, cabo e a própria estação de recarga. Essa visão sistêmica impede o projetista de dimensionar apenas a conexão final com o carregador.

Na prática, o primeiro reflexo da norma é visível na seção dos condutores: dez carregadores de 22 kW em um estacionamento corporativo, antes alimentados por barramento de 240 A, hoje exigem barramento de 400 A ou, alternativamente, um controle de re-

Rafael Cunha*

carga certificado que garanta, com medição em tempo real, que a soma das correntes jamais ultrapassa o valor predefinido. Quando esse controle existe, ele vira “fator de simultaneidade inteligente”; quando não existe, o alimentador robusto é incontornável.

A norma também mantém a possibilidade de usar tomada segundo a norma NBR 14136 em modo 2, mas coloca duas travas: circuito exclusivo e proibição de extensões ou adaptadores múltiplos. Assim, o uso de tomadas como SAVE é perfeitamente possível e seguro, desde que o ponto seja corretamente projetado e atenda rigorosamente a todos os requisitos da norma.

Balanceamento de carga

Quando existe grande concentração de carregadores como ocorre em condomínios, estacionamentos corporativos ou garagens de shopping centers a NBR 17019 admite reduzir o fator de demanda para inferior a 1. Para isso, é obrigatório implementar um balanceador de carga que monitore em tempo real a corrente de cada ponto e limite a soma instantânea ao valor contratado. Esse controle dinâmico pode ser integrado ao software do SAVE ou realizado por controlador externo, mas precisa atuar em tempo real e registrar dados de consumo para auditoria.

O SAVE – Sistema de Alimentação para Veículo Elétrico

Sem essa inteligência, o projeto deve seguir com fator 1, sob risco de sobrecarregar o alimentador principal.

Proteção contra choque elétrico

Se o dimensionamento elétrico segue princípios conhecidos, a proteção diferencial-residual exige dispositivos específicos que ainda são raros em instalações convencionais. A norma descarta o DR tipo CA porque uma corrente de fuga com 6 mA de componente contínua já é capaz de cegar o núcleo do toroide, fenômeno conhecido como blinding effect. Para sistemas em modo 2, admite-se o DR tipo A de 30 mA, projetado para tolerar esse pequeno desvio; para modos 3 ou 4, deve-se empregar DR tipo B ou a combinação de DR tipo A com detector de corrente contínua de 6 mA (RDCDD, IEC 62955). Não é simples capricho: cada ponto em corrente alternada deve ser protegido individualmente por DR com sensibilidade de 30 mA, dispositivo que não deve proteger nenhum outro circuito da instalação. Nas estações CC rápidas, o fabricante costuma integrar detector interno, mas o instalador continua responsável por exigir o relatório de ensaio, arquivando-o no dossiê da obra.

A sobrecorrente recebe tratamento igualmente específico. Cada ponto precisa de disjuntor próprio, admitindo a dispensa desse dispositivo caso o próprio carregador já contenha a proteção embutida. A norma não trata explicitamente da proteção contra surtos de tensão; portanto, devem se observar as normas NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão e NBR 5419 –Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas, para elaborar um projeto adequado e coordenado de proteção contra surtos.

Conclusão

Como se trata de uma intervenção aparentemente simples e rápida, muitos acreditam que qualquer pessoa com mínima instrução possa instalar um carregador — proliferam vídeos na internet e cursos relâmpago que prometem faturamento elevado com pouco conhecimento técnico. Essa percepção contraria frontalmente a Norma Regulamentadora Nº10 (NR-10) do Ministério do Trabalho e Emprego, que exige que tanto o projeto quanto a execução sejam conduzidos por profissional habilitado e qualificado, isto é, alguém com formação técnica compatível e registro no conselho regional correspondente.

Veículos elétricos

A leitura atenta da ABNT NBR 17019 revela que não se trata de engessar o mercado, mas de estabelecer um piso de qualidade compatível com a relevância que a mobilidade elétrica já detém. Ao exigir fator de demanda unitário, circuito dedicado, DR sensível a corrente contínua, DPS adequado, a norma coloca o carregador no mesmo patamar de prioridade de qualquer infraestrutura crítica. Ignorar essas prescrições pode baratear o investimento inicial, mas transfere o risco para a operação, para o operador e para a esfera jurídica. Segui-las, por sua vez, não adiciona complexidade proibitiva: exige método, seleção criteriosa de componentes e disciplina no comissionamento. O resultado é uma rede de recarga robusta, segura e capaz de sustentar o crescimento acelerado da frota elétrica brasileira nos próximos anos.

* Rafael Cunha é engenheiro eletricista e COO da startup movE Eletromobilidade. Nesta coluna, discute aspectos da mobilidade elétrica: mercado, estrutura, regulamentos, tecnologias, afinidades entre veículos elétricos e geração solar fotovoltaica. E-mail: veletricos@arandaeditora.com.br, mencionando no assunto “Coluna Veículos Elétricos”.

Usinas MMGD de investimento –É bom negócio? ( parte 2)

Vinícius Ayrão*

“

Se o integrador não tem expertise ou estrutura para construir ao valor proposto e lucrar, terá sérios problemas”

Na edição anterior, iniciamos uma série sobre usinas de investimento apresentando uma breve conceituação sobre como funciona atualmente o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).

A resposta para a questão se uma usina de investimento é ou não um bom negócio será determinada pela rentabilidade esperada do empreendimento. O primeiro passo para a avaliação da rentabilidade é conhecer quanto custa construir a usina.

Nossa usina

Como vimos nesta coluna na edição anterior, nosso estudo se baseará em uma usina de solo, remota, com potência CA de 75 kW (limite do atendimento em baixa tensão) e potência de módulos de 100 kWcc, instalada no Rio de Janeiro, na área de concessão da Light, tendo uma geração média estimada de 12 000 kWh/mês.

Técnicas de orçamento

Quanto mais detalhado for um orçamento, menos risco haverá de variação entre o custo orçado e o custo efetivamente incorrido em um projeto. No entanto, quanto mais detalhado o orçamento, maior o custo de realizar o próprio orçamento, sendo que muitas vezes os projetos não se revelarão viáveis economicamente. Em virtude disso, podemos dividir os orçamentos da seguinte forma:

1. Orçamento Preliminar (de Estudo ou Viabilidade) – Esse tipo de orçamento é baseado em esboços, anteprojetos ou apenas TFA (terreno, função e área). Em usinas de energia solar, usamos custo por kWp na análise inicial, montando uma estimativa de rentabilidade para o cliente poder tomar a decisão de construir ou não. A precisão é estimada entre ±30 e 50%.

2. Orçamento Estimativo – Usa quantitativos preliminares, tipicamente a partir de projetos básicos. Em usinas de energia solar, estimativa de cabos, de tipos de estrutura e fundação, geometria do terreno, tipo de solo e entrada de energia já estão determinados. Podemos incluir índices como Sinapi, Emop ou custos unitários de referências. Possui precisão estimada entre ±20 a 30%.

Em usinas de microgeração, normalmente este é o orçamento mais detalhado que se possui. Para usinas de minigeração, o ideal seria que a contratação fosse realizada apenas com base em orçamento detalhado, mas nem sempre isso ocorre. 3. Orçamento Executivo – Esse orçamento é o mais completo e validado. Inclui cronograma físico-financeiro, curva ABC, cenários de risco e margens contratuais. Em obras de empreendimentos residenciais, é o mais utilizado para a contratação dos fornecedores. Ele serve como referência para contratos, aditivos e medições. Em MMGD é muito pouco utilizado (em minha opinião).

O orçamento preliminar

No meu entendimento, uma obra de construção de usina de energia solar é muito mais simples que outros tipos de obras de engenharia, portanto não vejo motivos para não se realizar um orçamento preliminar um pouco mais detalhado.

Eu utilizo um índice geral de R$/kWp apenas para análise de minha oferta de preços, de modo a verificar se ela está dentro ou fora dos valores praticados de mercado.

Diferente das obras de construção civil, onde existem várias referências de preço (como o Custo Unitário Básico, CUB), temos dificuldades nessa referência para o segmento de energia solar. A única publicação que há no mercado é o “Estudo Estratégico Referente ao ano de 2024 – Geração Distribuída - Mercado Fotovoltaico”, realizado pela Greener e publicado em março deste ano (https:// estudo-gd-2025.greener.com.br/). Para uma primeira estimativa, vamos recorrer a essa publicação, segundo a qual uma usina de 100 kWp terá preço entre R$ 2,94/kWp e R$ 3,03/kWp. Esse valor não inclui o custo do terreno, apenas o da construção.

Um guia para um orçamento estimado detalhado

Apesar de utilizar bastante os valores da Greener como referência, entendo que podemos, sem grandes esforços, ter um valor mais detalhado dos custos de construção.

Os principais itens de uma obra de usina solar em solo são:

• Levantamento inicial (topografia, estudo de SPT e SEV);

• Projetos;

• Licenciamento ambiental;

• Entrada de energia;

• Cercamento do terreno;

• Limpeza do terreno;

• Terraplanagem, corte e aterro;

• Drenagem;

• Serviços de fundação para fixação de estrutura;

• Módulos, inversores e estruturas (kit fotovoltaico);

• Abertura e recomposição de valas;

• Aterramento;

• Eletrodutos, cabos e quadros elétricos;

• Serviços de montagem elétrica e mecânica;

• Sistema de segurança e comunicação; e

• Comissionamento e startup

Para um orçamento estimado não levantamos todos esses custos, mas boa parte deles pode ser estimada com razoável facilidade.

Custos estimados com facilidade

O valor do kit solar é o de maior peso no custo de construção (>50% em média) e pode ser facilmente obtido com as empresas distribuidoras de sistemas fotovoltaicos.

Mesmo não dispondo do terreno, sabe-se a área mínima necessária para a construção da usina e podemos estimar dimensões do terreno pretendido e conseguir orçar os custos do cercamento da usina.

Custos referentes a projetos e estudos iniciais são facilmente obtidos em consulta com empresas especializadas. Em usinas de 100 kWp, por exemplo, os projetos muitas vezes podem ser realizados por profissionais autônomos, que praticam menores custos.

Os custos de mão de obra de instalação podem ser estimados por índices, em R$/kWp. Esses índices variam de região para região e podem ser obtidos

no relatório da Greener ou em consulta rápida a empresas da região em análise.

Variáveis que afetam o custo

Os custos de construção de uma usina têm aceitável aderência à potência da usina e, com isso, podemos utilizar com razoável grau de certeza os custos de R$/kWp.

Os maiores riscos se concentram no terreno efetivamente escolhido. Os custos de terraplanagem, corte e aterro podem inviabilizar financeiramente uma usina solar. Para essas estimativas, é considerado que não haverá praticamente nenhum serviço de terraplanagem e movimentação de terra. Caso necessário, esses valores devem ser somados aos custos dos serviços obtidos do índice.

Outro ponto crítico é a drenagem. Novamente, os índices consideram serviços simples de drenagem, no máximo uma pequena calha na lateral. Deve-se sempre fazer uma consulta a especialistas antes de efetivamente assinar o contrato.

E, por último, o tipo de solo. O tipo de solo afeta o projeto de fundação, podendo fugir da especificação típica fornecida pelo fabricante das estruturas. Novamente, a consulta a especialistas é fundamental para mitigação dos riscos de custos altos não previstos.

O custo na visão do integrador

Quando me referi aos custos de construção, estou mencionando os custos pagos pelo investidor. Na ótica do integrador, esses custos são receitas e seu objetivo é obter a maior margem possível.

Para o investidor, analisar seu investimento através de índices envolve um risco, mas se o integrador não tem expertise ou estrutura para construir a esse valor e lucrar, terá sérios problemas.

Minha sugestão, para o integrador que não tem expertise nesse tipo de usina é, internamente, fazer um projeto hipotético. Primeiro, desenvolve os projetos básicos, não projetando drenagem e considerando que não há terraplanagem. Após isso, faz todo o levantamento de material, o histograma de mão de obra, e a cotação desses itens no mercado. Com isso, esse integrador passa a ter o seu índice original de custos de usina, sem drenagem e sem terraplanagem, e pode compará-lo com os índices do levantamento da Greener, por exemplo.

Sempre que for consultado, basta que faça um pequeno ajuste em relação ao terreno onde será construída a usina e aos custos variáveis, como deslocamento, hospedagem, etc.

Isso pode e deve ser realizado para várias potências de usina, dentro do planejamento estratégico da empresa.

Conclusão

Foge ao nosso objetivo aqui realizar cálculos de custos mais apurados. Então, nesta nossa análise de investimentos, usaremos custo de construção da usina de R$ 3,00/kWp. Dessa forma, consideraremos em nosso planejamento que o investimento será de R$ 300 000,00, sendo o terreno arrendado.

Continuamos na próxima edição. Até lá.

* Engenheiro eletricista da Sinergia Consultoria, com grande experiência em instalações fotovoltaicas, instalações de MT e BT e entradas de energia, conselheiro da ABGD - Associação Brasileira de Geração Distribuída e diretor técnico do Sindistal RJ - Sindicato da Indústria de Instalações Elétricas, Gás, Hidráulicas e Sanitárias do Rio de Janeiro, Vinícius Ayrão apresenta e discute nesta coluna aspectos técnicos de projeto e execução das instalações fotovoltaicas. Os leitores podem apresentar dúvidas e sugestões pelo e-mail: fv_projetoinstalacao@arandaeditora.com.br, mencionando em “assunto” “Coluna Projeto e Instalação”.

Produtos

String box CA

Kit para transporte

Módulos solares

A Embrastec fornece a string box CA, desenvolvida para microinversores, especialmente voltada para aplicações residenciais e comerciais. A solução possui DPS Classe II em conformidade com ABNT NBR IEC 6164311:2021; caixas conforme as normas IEC 614391, IEC 614393 e IEC 62208; e disjuntor para seccionamento da corrente de saída, com o objetivo de oferecer mais segurança ao operador. Entre outras características, a empresa destaca a montagem em caixa de sobrepor e grau de proteção IP40. O equipamento está disponível para diversas tensões: 127 V – 440 VCA.

www.embrastec.com.br

Microinversores

O portfólio da SolaX Power compreende três modelos de microinversores: X1-Micro 1200 (dois módulos), X1-Micro 2000 (quatro módulos) e X1-Micro 2200 (quatro módulos). Segundo a empresa, os equipamentos possuem compatibilidade com os mais recentes módulos fotovoltaicos de alta potência, o que garante eficiência máxima na conversão de energia.

Além disso, incorporam tecnologias de comunicação, incluindo Wi-Fi, o que proporciona flexibilidade na conectividade e facilidade no monitoramento e controle do sistema, garante a empresa. Os microinversores da SolaX também são compatíveis com os inversores híbridos da companhia e podem ser integrados a sistemas acoplados, o que permite diversas configurações, como microrredes e soluções de armazenamento de energia.

https://br.solaxpower.com

A Adias Sol.Ar. desenvolveu um kit para o transporte de equipamentos fotovoltaicos. Segundo a empresa, a iniciativa nasceu da identificação da falta de soluções especializadas para o transporte de produtos fotovoltaicos, que exigem cuidado redobrado devido à sua sensibilidade, valor agregado e complexidade logística. A companhia afirma que a solução proporciona maior proteção aos equipamentos, facilita o manuseio e o armazenamento, e contribui para a redução de perdas e retrabalho. www.adias.com.br

Inversores

A Soprano fornece os inversores monofásicos Nansen 7,5 kW e Solis 7,5 kW, desenvolvidos, segundo a empresa, para atender à modalidade Fast Track da Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica, a fim de auxiliar um dos principais desafios regulatórios da geração distribuída: a inversão de fluxo de potência. Os novos inversores dispensam a necessidade de estudos específicos de fluxo de potência para projetos de até 7,5 kW. Com isso, a aprovação das conexões junto às concessionárias se torna mais rápida, previsível e acessível para integradores e consumidores, impulsionando a expansão da geração distribuída, garante a companhia. Os inversores possuem eficiência de 98%, grau de proteção IP65, que assegura resistência contra poeira e água, e monitoramento remoto via aplicativo. Contam ainda com design compacto e leve, a fim de facilitar a instalação e manutenção, e conectividade inteligente para integração com sistemas avançados de monitoramento em tempo real. www.soprano.com.br

O Grupo MTR fornece módulos fotovoltaicos da chinesa Risen Energy. Entre os modelos, estão disponíveis equipamentos de alta potência, superiores a 700 Wp, equipados com células do tipo N e tecnologia HJT (Hyper-ion), projetados para atender usinas de geração distribuída de 1 a 5 MW. Produzidos com células de 210 mm, utilizam uma estrutura de liga de aço de alta resistência, garantindo maior durabilidade e desempenho frente a condições climáticas adversas, afirma a empresa. www.mtrsolar.com.br

Recarga de VEs

A Tramontina lançou recentemente uma estação de recarga veicular, desenvolvida para atender proprietários de veículos elétricos e estabelecimentos comerciais ou de hotelaria. Os equipamentos possuem proteção contra chuvas e poeira (IP65), suporte de parede para o carregador e plugue, podendo ser instaladas em ambientes internos e externos. Contam com proteções integradas de sobrecarga, sobretensão, subtensão, surtos de tensão e choques elétricos (DR tipo A + 6 mA DC). Estão disponíveis em quatro modelos, com potências de 7,4 kW e 22 kW, nas versões plug & charge (início instantâneo da recarga ao conectar o plugue ao veículo elétrico) e Wi-Fi APP (permite pausar e reiniciar a recarga via aplicativo, além de configurar quantidade, tempo e limite de potência da recarga, caso em que a instalação elétrica não suportaria a potência máxima). Para maior controle e monitoramento da estação de recarga, a Tramontina oferece o aplicativo T smart, que traz diversas funcionalidades, incluindo o fornecimento de um histórico configurado das ativações do sistema. Os modelos da Tramontina seguem as normas internacionais IEC 61851-1 (carregador), EN 50620 (cabo) e IEC 62196 (plugue). www.tramontina.com.br

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Principal produto ou serviço: Número de empregados: Até 50 51 a 100 101 a 500 501 a 1000 acima de 1000

Você/sua empresa é:

1) Fornecedor(a) de produtos e soluções para energia fotovoltaica

Fabricante Importador(a) Revendedor(a) Distribuidor(a) Outros (especificar)

2) Prestador(a) de serviços

Integrador(a) Instalador(a) Projetista(a) Consultor(ia) Manutenção Consultor(a) Escritório de arquitetura

Outros (especificar)

3) Usuário(a) final

Concessionária de energia elétrica ou cooperativa de eletrificação Indústrias em geral Comércio e serviços Órgãos governamentais e instituições

Telecomunicações Outros (especificar) ___________________________________________________

Portal com foco em soluções BIPV – A GoodWe anunciou o lançamento de um novo site voltado exclusivamente para soluções BIPVBuilding Integrated Photovoltaics, reunindo conteúdos técnicos e aplicações reais que integram geração de energia solar à arquitetura. A nova plataforma visa atender profissionais que atuam no desenvolvimento de fachadas, telhados e carports com tecnologia fotovoltaica incorporada aos elementos construtivos. Entre os destaques do portal estão as linhas Galaxy

arquitetos na escolha das soluções mais adequadas às suas demandas.

pt.pvbm.com

e Polaris, voltadas a projetos que demandam produção de energia aliada a desempenho estético e arquitetônico. O site também apresenta projetos certificados e informações técnicas para auxiliar especificadores, engenheiros e

Podcast para energia solar – A Sungrow, fornecedora global de inversores e sistemas de armazenamento de energia, lançou o Sungrow Talks, seu novo podcast oficial no Brasil. A iniciativa busca ampliar o diálogo sobre as transformações do setor solar, promovendo debates com especialistas, líderes do setor, representantes institucionais e parceiros estratégicos. Disponível no YouTube, Spotify e redes sociais, o podcast aborda temas como inovação tecnológica, sustentabilidade, regulação e desafios do mercado solar brasileiro. Os programas são apresentados por Eduardo Martinesco e Caroline Oliveira, e já contam com a participação de nomes da Absolar, Deif, Flexen, Staubli, Comexport, e Power-Bay, entre outros. Os episódios completos estão disponíveis no canal oficial

da Sungrow no YouTube e no Spotify, respectivamente: https://lnkd.in/dRTRU e https://lnkd.in/dv-Zswyt.

Investimentos em geração fotovoltaica – Um mapeamento da TTS Energia, empresa de engenharia e construção de usinas solares no Brasil, com base em balanços oficiais da Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica, indica que os investimentos em geração própria de energia solar nas empresas e indústrias ultrapassam a marca de R$ 63,9 bilhões acumulados no Brasil, com mais de 392,9 mil sistemas fotovoltaicos instalados em telhados e pequenos terrenos. De acordo com o levantamento, são mais de 13,8 GW de potência

instalada nas empresas e indústrias brasileiras, com sistemas em operação em todas as regiões do Brasil. O estudo afirma que a tecnologia fotovoltaica está presente em cerca de 5,4 mil municípios brasileiros, em um cálculo equivalente a pelo menos um sistema fotovoltaico instalado no meio corporativo por município, aponta o relatório. Somente em 2025, de janeiro a maio, foi instalado 1 GW de

geração própria solar nas empresas de comércio, serviços e fábricas, com a entrada de 57 mil novas unidades consumidoras, que passaram a ser abastecidas pela modalidade. No acumulado, o Brasil possui cerca de 1 milhão de imóveis corporativos atendidos pela tecnologia fotovoltaica. https://ttsenergia.com.br

Ecco

Inox-Par Instituto

A. Pedro

Fontes renováveis, ampliação do mercado livre e nova abordagem setorial

“ Ao atuar apenas com o tecnicismo, o setor de energia elétrica parece muitas vezes distante da dor do consumidor; a energia solar, democrática e exível, se aproxima muito mais da realidade dos brasileiros”

Osetor elétrico brasileiro vive um daqueles momentos que testam a maturidade de seus agentes, a solidez de suas instituições e, sobretudo, a capacidade de manter o foco e avançar em meio a ruídos externos. Cortes de geração renovável (constrained-o ou curtailment) crescentes, insegurança jurídica e regulatória e, agora, a publicação da Medida Provisória nº 1.300 de 2025 (MP 1.300/2025), que altera, de forma abrupta, o tratamento da energia incentivada gerada a partir de fontes renováveis, como solar, hídrica, eólica e biomassa. O acúmulo destas novas medidas, em tão pouco tempo, desenha um novo cenário, que, por sua vez, demanda nova postura.

Por muito tempo, o mercado aprendeu a se mover tecnicamente. O ambiente atual requer que a inteligência setorial se expanda para novos horizontes, além dos cálculos regulatórios, para continuar a avançar no direcionamento dos esforços para uma linguagem pública e política, para a construção de novas alianças, entendimentos e narrativas.

Quando a conta de luz pesa no bolso dos consumidores, o debate sai das câmaras setoriais e entra nas cozinhas, salas e quartos das casas brasileiras. É ali que se forma e cristaliza a opinião política. A tarifa vira símbolo concreto das dores e anseios da sociedade.

Ao atuar apenas com o tecnicismo, o setor de energia elétrica parece, muitas vezes, distante da dor do consumidor. A energia solar, especi camente, é democrática e exível, se aproximando

muito mais da realidade dos brasileiros. Não por acaso, conta com imenso apoio da população. Para manter-se neste jogo, é preciso renovar constantemente os pactos com a sociedade.

A MP 1.300/2025, ao mesmo tempo em que desa a o setor, representa uma oportunidade: o avanço, dentre diversos temas estratégicos, da ampliação do Ambiente de Contratação Livre (ACL), o chamado mercado livre de energia. A proposta representa uma grande oportunidade para os consumidores escolherem de quem comprarão sua eletricidade, com preços e condições contratuais que mais lhes convém. Inclusive, podendo optar por consumir de fontes limpas, renováveis e mais competitivas, como a solar fotovoltaica.

Além disso, a proposta apresenta medidas legais de suporte que são fundamentais para a ampliação do ACL para consumidores de baixa tensão: (i) autorização para a criação do supridor de última instância, para consumidores que quem, por razões adversas, sem seus fornecedores de energia; (ii) atualização das modalidades e formatos de tarifas reguladas, com ferramentas internacionalmente consolidadas, como sinais de preço locacionais e horários; entre outras.

A possibilidade de consumidores de menor porte poderem escolher seu fornecedor de energia elétrica é uma chance concreta de reposicionar o setor elétrico como um todo, para que deixe de ser visto como “problema ao bolso do consumidor” para se tornar uma

“efetiva ferramenta de fortalecimento da liberdade de escolha, da geração de valor e da sustentabilidade”.

No entanto, isso exige algo novo: que o setor exerça a responsabilidade de reeducar o cidadão, de se comunicar com simplicidade, clareza e didatismo, de entregar produtos acessíveis e compreensíveis, de construir alianças não só com reguladores, mas com a sociedade e seus diferentes setores. Principalmente, de assumir um novo pacto reputacional: energia elétrica como bem público, sim, mas com base privada, e ciente e transparente.

Este é o momento de agir com intenção. O setor elétrico não precisa apenas defender-se, mas também precisa liderar, sobretudo pelo papel crucial das fontes renováveis, na garantia de uma energia elétrica competitiva e limpa para a sociedade, fortalecendo a tão necessária transição energética. Talvez seja este um verdadeiro ponto de in exão.

Neste sentido, a Absolar seguirá atuando no processo de promoção, divulgação, esclarecimento e educação de tomadores de decisão, da imprensa, de setores produtivos, entidades parceiras e da sociedade em geral, cumprindo papel estratégico de catalisador das transformações almejadas pelo setor solar fotovoltaico, pelo armazenamento de energia elétrica e pelo hidrogênio verde no Brasil. É uma boa hora para transformar a sociedade, tendo o setor solar fotovoltaico como um dos agentes centrais desta mudança e do fortalecimento da liberdade e da escolha dos consumidores, sem abrir mão da sustentabilidade.

* Silvia Helena Carvalho Vieira da Rocha é Diretora Jurídica e Compliance da CGN; Rodrigo Sauaia é CEO da Absolar e Ronaldo Koloszuk é Presidente do Conselho de Administração da Absolar.

Silvia Helena da Rocha, Rodrigo Sauaia e Ronaldo Koloszuk*