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A energia é o que nos move.
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Instrumentos de medição para geradores FV
O levantamento contempla fornecedores de instrumentos de medição, destinados a verificar o desempenho e a conformidade de sistemas fotovoltaicos. Tais equipamentos realizam medições de diversas grandezas e análise de módulos e inversores.
IA, sensores e automação na limpeza de módulos fotovoltaicos
O aumento da quantidade de módulos instalados em sistemas fotovoltaicos de todos os portes ressalta a necessidade de limpezas eficazes e a intervalos ideais, de modo a não comprometer os resultados da instalação. Este artigo mostra uma opção moderna e cada vez mais considerada: a limpeza feita por robôs guiados por inteligência artificial.
Impacto do curtailment nas análises de Performance Ratio
Em usinas fotovoltaicas sujeitas a curtailment, é fundamental distinguir perdas causadas por falhas do ativo daquelas decorrentes de restrições da rede, uma vez que a identificação inadequada desses eventos pode subestimar o Performance Ratio (PR), gerando interpretações técnicas equivocadas e potenciais distorções contratuais. Este artigo apresenta um caso real e uma metodologia para tratar esse impacto no cálculo do indicador.
Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em solo
O guia publicado nesta edição reúne fornecedores de estruturas de montagem em solo, fundamentais para garantir a estabilidade, a durabilidade e o correto posicionamento dos módulos fotovoltaicos. Apresenta soluções com diferentes materiais, ângulos de inclinação e resistência ao vento, auxiliando na seleção conforme as características do projeto.
Uma fazenda inteira irrigada por microusinas solares off-grid
O artigo relata como uma plantação de mil hectares de coqueiros no Ceará rejeitou o sistema tradicional de irrigação e apostou em centenas de minicélulas com rega alimentada por pequenas usinas fotovoltaicas.
Capa Helio Bettega Foto: Xiangli Li/shutterstock
Curtailment: d a exc e çã o à ro t i n a
Carta ao leitor
Jucele Reis, Editora
ntegrar fontes renováveis variáveis, em especial a solar fotovoltaica, à matriz elétrica brasileira tem imposto desafios operacionais crescentes, entre eles o curtailment. Antes tratado como evento pontual, associado a contingências de transmissão ou condições operativas excepcionais, os cortes de geração passaram a atingir com maior frequência empreendimentos de grande porte, sobretudo em regiões com elevada concentração de geração solar.
O tema ganhou ainda mais visibilidade no início de junho, quando o ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico acionou, pela primeira vez, o Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição. O mecanismo prevê a possibilidade de limitação temporária da geração de usinas Tipo III em cenários de sobreoferta, com o objetivo de preservar a segurança operacional do sistema. O episódio marca a ampliação do escopo dos cortes de geração, alcançando também o nível da distribuição.
O debate se intensificou ainda com a exclusão — ao menos temporária — da micro e minigeração distribuída (MMGD) da regulamentação sobre curtailment, em elaboração pela Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica, no âmbito da Consulta Pública nº 45, aberta em 2019, e que até o fechamento desta edição permanecia suspensa após pedido de vista do diretor Fernando Mosna.
Considerando que a energia injetada por sistemas distribuídos reduz a demanda líquida observada pelo SIN - Sistema Interligado Nacional e pode contribuir para situações de sobreoferta, especialmente nos períodos de maior incidência solar, permanece em aberto a discussão sobre a eventual inclusão da MMGD em regras de compartilhamento dos cortes de geração.
Do ponto de vista técnico, o curtailment também exige uma avaliação mais criteriosa do desempenho das usinas. Como mostra um artigo publicado nesta edição, a falta de distinção entre restrições de geração e indisponibilidades operacionais dos empreendimentos pode distorcer indicadores de desempenho, com reflexos sobre receitas, contratos de comercialização e decisões de investimento. Nesse contexto, torna-se essencial identificar a origem das reduções de geração, distinguindo aquelas decorrentes de limitações da própria usina das impostas por restrições externas ao sistema elétrico. Esse processo depende de ferramentas capazes de coletar, tratar e analisar dados com precisão, fornecendo informações confiáveis para a avaliação da performance dos ativos.
Em um contexto de crescente participação de fontes renováveis variáveis e maior descentralização da geração, o curtailment se consolida como um elemento estrutural da operação elétrica. A evolução dos mecanismos de controle, coordenação e previsibilidade da geração de energia torna-se, portanto, central para a ampliação da flexibilidade operativa e para a adequada integração dos novos recursos energéticos ao sistema.
Diretores: Edgard Laureano da Cunha Jr., José Roberto Gonçalves e José Rubens Alves de Souza (in memoriam )
REDAÇÃO
Editora: Jucele Menezes dos Reis (jornalista responsável – Reg. MTb. 0048092/SP)
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ISSN 2447-1615
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As diretrizes do MME para o LRCAP de armazenamento
OMME - Ministério de Minas e Energia finalmente publicou no início de junho a tão esperada portaria que estabelece as diretrizes e a sistemática do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência por meio de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias eletroquímicas (o “LRCAP de 2026 – Armazenamento”). A medida viabiliza a contratação de sistemas de baterias em larga escala para reforçar a segurança do SIN - Sistema Interligado Nacional.
O certame será estruturado em dois leilões distintos, nos dias 2 e 4 de dezembro. O primeiro, denominado “LRCAP de 2026 – Armazenamento Nacional”, será destinado a sistemas de armazenamento de energia em baterias que atendam aos requisitos mínimos de nacionalização, conforme critérios de credenciamento do Sistema CFI do BNDES. O segundo, “LRCAP de 2026 –Armazenamento”, será aberto a todos os projetos de sistemas de armazenamento em baterias.
Os leilões terão como objetivo contratar disponibilidade de potência, em megawatts, de novos sistemas de armazenamento. Esses equipamentos devolverão a energia ao sistema quando houver necessidade operativa, nos horários de maior consumo, além de contribuir na gestão de excedentes de geração renovável e para o aumento da flexibilidade do SIN. Em ambos os leilões, os contratos serão de 15 anos com início de suprimento em 1º de agosto de 2028. O LRCAP Armazenamento Nacional terá prioridade no atendimento da demanda a ser definida, observada a capacidade produtiva nacional apurada e a quantidade definida para atendimento às necessidades de potência do SIN. Somente poderão participar do leilão novos sistemas de armazenamento de energia em baterias conectados ao sistema. Tais empreendimentos
Leilões em 2 e 4 de dezembro (sendo o primeiro só para sistemas nacionalizados) contratarão por 15 anos com início de suprimento em agosto de 2028
poderão ter ponto de conexão próprio ou compartilhar o ponto de conexão e as instalações de interesse restrito com outros agentes. Segundo nota do MME, “a regra amplia as possibilidades de participação, favorece o melhor aproveitamento da infraestrutura elétrica existente ou planejada e assegura que os projetos contratados representem nova capacidade de armazenamento para atendimento ao sistema elétrico”.
A contratação será feita por meio de Contratos de Potência de Reserva de Capacidade (CRCAPs), com remuneração pela disponibilidade da potência contratada. Os empreendimentos vencedores deverão atender aos comandos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para recarga e descarga, tanto na programação diária quanto na operação em tempo real.
Entre os principais requisitos técnicos previstos estão a disponibilidade mínima de 30 MW, capacidade de operação contínua por pelo menos quatro horas, eficiência total mínima de 85%, tempo máximo de recarga completa de seis horas e atendimento aos requisitos técnicos de conexão definidos por ONS e EPE, incluindo funcionalidades de grid-forming. “Projetos conectados em pontos do SIN que proporcionem benefícios sistêmicos adicionais poderão fazer jus, exclusivamente para fins de competição no leilão, à aplicação de bonificação locacional”, diz o comunicado do MME.
O prazo de cadastramento de projetos junto à Empresa de Pesquisa
Energética vai até 31 de julho. “Excepcionalmente, a apresentação de Licença Prévia, Licença de Instalação ou Licença de Operação não será requisito para a habilitação técnica, cabendo ao edital definir o prazo para obtenção do licenciamento ambiental pelos projetos vencedores”, informa a nota.
Estudo indica mudança de perfil de integradores
O“Estudo Estratégico de Soluções Energéticas Distribuídas (SED) do Mercado Fotovoltaico”, da consultoria Greener, mostrou que uma mudança estrutural no modelo de atuação dos integradores: empresas antes focadas na comercialização e instalação de sistemas fotovoltaicos passam a atuar de forma mais abrangente, incorporando soluções que respondem à crescente complexidade da gestão energética.
Segundo divulgou a Greener, 70% das empresas já disponibilizam sistemas híbridos com armazenamento de energia em seus portfólios; 39% atuam com a oferta de carregadores para veículos elétricos (VE), incorporando soluções de mobilidade elétrica; 65% expandiram atuação para segmentos complementares ao solar, como instalações elétricas, engenharia e serviços técnicos; e 25% revisaram seu posicionamento institucional, passando a se identificar como “Consultores de Energia”.
Os dados evidenciam uma inflexão no modelo de crescimento da GD, afirma a empresa. “Após anos de expansão acelerada baseada principalmente em volume instalado, o mercado passa a operar sob uma lógica de maior eficiência e seletividade comercial. Em 2025, embora a capacidade adicionada tenha registrado
Reprodução
Levantamento aponta que a venda de sistemas dá lugar à integração de geração, armazenamento e mobilidade elétrica
retração de 12%, a taxa de conversão em vendas atingiu 22%, indicando maior qualificação da demanda e processos comerciais mais estruturados.”
O crescimento deixa de estar ancorado exclusivamente na aquisição de novos clientes e passa a depender também da capacidade de extrair mais valor por projeto e por relacionamento. “Como reflexo desse movimento, muitos integradores expandiram sua atuação para segmentos complementares ao solar, como instalações elétricas, engenharia e serviços técnicos. Nesse contexto, a diversificação de canais de venda — que é prioridade para 28% dos integradores em 2026 — surge como resposta à necessidade de ampliar alcance e reduzir a dependência de modelos tradicionais de aquisição”.
A analista Luiza Bertazzoli, líder de Inteligência de Mercado da Greener, diz que a transformação é impulsionada por uma mudança no comportamento do consumidor final, que além do payback do sistema fotovoltaico agora considera atributos como confiabilidade, autonomia e segurança energética. E fatores como a inversão de fluxo de potência, que já impacta 40% dos integradores, introduzem novas “camadas de complexidade técnica” na viabilização de projetos, e soluções como armazenamento de energia e sistemas de gestão deixam de ser diferenciais.
“Dessa forma, a integração entre geração, armazenamento e mobilidade elétrica não representa apenas uma ampliação de portfólio, mas sim uma evolução na proposta de valor. O inte-
grador passa a ocupar um papel mais estratégico, atuando na orquestração de diferentes tecnologias para otimizar a jornada energética do cliente”, diz a analista.
O relatório do “Estudo Estratégico de Soluções Energéticas Distribuídas (SED)” pode ser obtido, mediante breve cadastro, em https://www.greener.com.br/ estudos-guias-boletins/sed-2026
Pesquisa mostra que 78% dos brasileiros desejam baterias
Uma pesquisa realizada pela Descarbonize Soluções apurou que 42% dos brasileiros acreditam que as quedas do fornecimento público de energia devem aumentar nos próximos anos. Para os entrevistados, eventos climáticos intensos (75%), sobrecarga devido ao alto consumo (53%) e infraestrutura elétrica antiga ou com pouca manutenção (52%) são os principais fatores relacionados a apagões e quedas de energia.
cela (38%) relatou ter presenciado entre três e cinco quedas de energia, enquanto 13% enfrentaram mais de 10 apagões no período, informa a empresa.
Para se proteger dos apagões frequentes, os entrevistados apontaram as soluções “mais desejadas” caso não houvesse a barreira do custo: investir em energia solar com bateria integrada (78%), adquirir baterias para uso independente da rede (45%) e melhorar a instalação elétrica da casa (43%) estão entre as mais apontadas. Mesmo com o interesse crescente, ainda existem dúvidas sobre o funcionamento dessas tecnologias. “As principais dúvidas sobre baterias de armazenamento envolvem vida útil e manutenção do equipamento (61%), autonomia (55%) e funcionamento do sistema (53%).”
Na prática, brasileiros recorrem a diferentes recursos para diminuir os efeitos do blecaute: para iluminação, 81% usam velas e lanternas; e para manter determinados equipamentos em operação, 23% utilizam UPS ou power banks, mas 33% apenas aguardam o retorno da energia.
A pesquisa entrevistou, via plataforma de pesquisas online, 500 brasileiros de todos os estados do País, mulheres e homens com idades a partir dos 18 anos e de todas as classes sociais.
O cenário de desligamentos está se tornando cada vez mais comum no País: 95% dos respondentes afirmaram que vivenciaram ao menos um apagão no último ano. Desses, a maior par-
A Descarbonize Soluções, que integra o portfólio da Brookfield, apresenta-se como empresa que oferece um ecossistema completo e integrado para o setor de energia solar fotovoltaica. Faz parte de um grupo que reúne a Aldo Solar, distribuidora de equipamentos solares, a Sol Agora, que oferece financiamento para projetos de energia limpa, e a Descarbonize Serviços, especializada em assistência técnica e suporte ao cliente final.
Greener
Para enfrentar os apagões, energia solar com armazenamento integrado foi a solução mais mencionada pelos entrevistados
Instituto do Senai e Axia desenvolvem bateria nacional para BESS
OInstituto Senai de Inovação em Eletroquímica (ISI Eletroquímica), em parceria com a Axia Energia (ex-Eletrobras), desenvolveu a primeira célula prismática de íons-lítio com química LFP (lítio-ferro-fosfato) produzida no País com matéria-prima nacional. O projeto, apresentado como um passo estratégico do Brasil rumo à soberania tecnológica no setor de armazenamento de energia, integra a iniciativa “Desenvolvimento de Protótipos de Bateria de Íons-Lítio com Alto Grau de Nacionalização para Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS)”. O financiamento do projeto combina recursos obrigatórios de P&D regulados pela Aneel com aportes da Embrapii.
nal nos parâmetros de fabricação e estabilidade do processo. “Levamos meses para produzir uma única unidade”, afirma Heverson. O tamanho da célula, relativamente grande, e a complexidade do escalonamento exigiram controle refinado e infraestrutura especializada. A primeira célula prismática brasileira produzida com material ativo nacional utilizou como referência modelos importados, buscando desempenho compatível para aplicações estacionárias de grande escala.
Segundo a Axia Energia, o projeto está alinhado às estratégias de expansão da companhia. Citada no comunicado, Tatiana Araújo Sousa Martins, engenheira de desenvolvimento de projetos de geração da empresa, afirma que há grande interesse em aplicações de BESS, especialmente diante dos próximos leilões do setor. A empresa possui um portfólio de aproximadamente 2 GW, volume que, segundo ela, seria suficiente para atender sozinha à demanda prevista em um dos certames.
Em comunicado do Senai Paraná, Heverson Renan de Freitas, coordenador e pesquisador em Smart Energy no Instituto Senai de Inovação em Eletroquímica, diz que a química LFP é uma alternativa mais econômica e estável em comparação a composições como níquel-manganês-cobalto (NMC). “[LFP] não utiliza metais mais caros, como níquel e cobalto, e é mais viável de ser produzida no Brasil, já que temos acesso a insumos disponíveis no País”, explica. Para sair da escala laboratorial e avançar para a produção piloto, a equipe precisou enfrentar um rigor adicio-
Tatiana também destaca que os desdobramentos do projeto vão além da célula desenvolvida. A implantação de uma planta estruturante, prevista para iniciar a produção de células no próximo ano, é vista como consequência direta da iniciativa. Outro avanço considerado estratégico é o movimento em direção à certificação nacional, ainda inexistente no País para esse segmento. “São vários movimentos pioneiros surgindo a partir de um mesmo projeto”, observa.
O Senai já trabalha na implantação de uma “megafactory” com processos industriais completos. A meta é reduzir o tempo de produção de uma célula equivalente de meses para cerca de 15 minutos.
Pro ssionais do ISI Eletroquímica e da AXIA Energia envolvidos no projeto –parceria prepara caminho para “megafactory” no País
Sistema
ISA Energia Brasil valida geração solar sob LTs
AISA Energia Brasil concluiu um projeto de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) voltado à avaliação técnica da instalação de sistemas fotovoltaicos em faixas de segurança de linhas de transmissão. A iniciativa, realizada com recursos regulados pela Aneel, recebeu investimento de R$ 1,6 milhão e buscou analisar a viabilidade do uso complementar dessas áreas para geração de energia renovável.
O projeto-piloto foi implantado entre maio e dezembro de 2025 em São Bernardo do Campo, SP, onde a companhia instalou um protótipo de usina solar sob uma linha de transmissão. Durante os testes, foram avaliados aspectos como sombreamento provocado por torres e cabos, interferência de campos eletromagnéticos, compatibilidade entre os ativos e desempenho da geração. Segundo a empresa, os resultados indicaram baixa interferência eletromagnética e impacto pouco relevante do sombreamento sobre a produção de energia, validando tecnicamente a coexistência entre a infraestrutura de transmissão e a geração solar.
De acordo com simulações computacionais realizadas no projeto, a usina poderá atingir capacidade instalada de 1,224 MWp e geração anual estimada em 1746 MWh. O sistema utiliza módulos fotovoltaicos de alta eficiência, projetados para otimizar o aproveitamento da radiação solar inclusive em condições de menor incidência direta.
A companhia informou que a validação foi conduzida em três etapas (estudos teóricos, simulações computacionais e medições em campo), permitindo consolidar parâmetros técnicos para futuras aplicações semelhantes no setor elétrico.
Segundo Nayana Guimarães, gerente de novos negócios da ISA Energia Brasil, o principal resultado do projeto foi a construção de uma base técnica para avaliação desse tipo de solução em condições reais de operação. A empresa destaca que opera cerca de 23 mil quilômetros de circuitos de transmissão no País e vê potencial para aproveitamento complementar das faixas de segurança associadas a essas estruturas. Apenas no município de São Paulo, essas áreas somam aproximadamente 16,2 milhões de m2.
Para Aldo Debiagi, gerente de estratégia e inovação da companhia, o projeto reforça o papel da infraestrutura de transmissão no contexto da transição energética, ao avaliar formas de integrar geração renovável a ativos já existentes e ampliar a eficiência no uso da infraestrutura elétrica.
Scatec Brasil recicla 100% de painéis solares avariados
AScatec do Brasil anunciou que vai alcançar o índice de 100% de reciclagem dos materiais contidos em painéis fotovoltaicos avariados na construção de sua usina de Rio Urucuia em Minas Gerais. A planta, de 142,31 MWp, será inaugurada ainda este ano.
Na instalação do projeto, composto de cerca de 201 mil painéis, a perda residual de módulos, seja em função de avarias em seu transporte ou por seu manuseio, será destinada a uma reciclagem especializada, capaz de obter 100% de reuso dos vários materiais que compõem os equipamentos solares danificados.
“A partir desse ano vamos além da reciclagem convencional de módulos
Iniciativa contou com investimento de R$ 1,6 milhão
ISA Energia/Divulgação
solares. Além de vidro e metais, passaremos a reaproveitar também materiais de maior dificuldade de reciclagem, como plásticos e borrachas”, afirma Ledjane Oliveira, coordenadora de Relações com Comunidades da Scatec e mestre em Engenharia de Materiais. No ano passado a Scatec reciclou cerca de 4700 painéis no Brasil (alcançando índices de reciclagem de 85%), oriundos da construção das usinas solares de Mendubim (Assu/RN) e Quixeré (CE). Esse trabalho evitou o envio de mais de 420 metros cúbicos de resíduos para aterros sanitários e impediu a emissão de 84,72 toneladas de CO2 equivalente. A iniciativa permitiu que os metais fossem encaminhados a fundições e o vidro destinado a tintas asfálticas, ou à fabricação de vidros temperados. A principal preocupação inicial, contudo, era com o chumbo contido nos materiais dos painéis solares. “Sua maior presença – com uma concentração de 29,2% – está na liga que conecta uma célula a outra. Essa
liga, predominantemente de chumboestanho, também contém 26% de cobre e 5% de prata. Ao retirar essa liga metálica e encaminhá-los à fundição, a possível contaminação dos módulos é reduzida a níveis mínimos, promovendo uma economia circular altamente vantajosa. Além disso, o chumbo recuperado pode ser reutilizado na fabricação de novos conectores ou direcionado à produção de baterias automotivas”, explica Ledjane. E a reciclagem pode inclusive ser uma oportunidade econômica pois, segundo a coordenadora, para cada real investido em reciclagem há um retorno de R$ 3,18.
Ledjane diz que a escala ainda é pequena, composta dos poucos painéis avariados em cada uma das três usinas. “Mas já pavimentamos o caminho para quando – daqui a duas décadas – as usinas solares terão as suas vidas úteis esgotadas, exigindo potencialmente a reposição de centenas de milhares de painéis por novos”, conclui.
Trinasolar anuncia módulo tandem com 907 W de potência
ATrinasolar anunciou que seu módulo tandem de silício cristalino/perovskita alcançou pico de potência de saída de 907 W e eficiência de módulo em área total de 29,2%, em verificação realizada pela TÜV SÜD, instituto global de testes e certificação. Segundo a empresa, este é o novo recorde mundial de potência de saída para módulos tandem. “Até o momento, a Trinasolar já estabeleceu 41 recordes mundiais em tecnologia FV, ressaltando sua posição como pioneira em inovação solar e excelência em pesquisa e desenvolvimento”, disse a empresa em comunicado.
A tecnologia tandem de silício cristalino/perovskita é uma das mais promissoras em geração fotovoltaica. O novo módulo de 907 W foi desenvolvido com a tecnologia de células
tandem de grande área (210 mm) da Trinasolar. “A equipe de P&D abordou os principais desafios técnicos melhorando a uniformidade dos filmes finos de perovskita, atualizando as soluções de passivação interfacial e otimizando a correspondência de absorção espectral para as estruturas tandem. Esses esforços proporcionaram melhorias notáveis tanto na eficiência de conversão quanto na estabilidade operacional das células tandem”, diz a nota. A potência do módulo foi elevada de 808 W para 907 W em apenas pouco mais de um ano.
Uma vez que o módulo é baseado em uma área industrial padrão e atende às principais especificações do setor, a Trina está confiante no seu forte potencial comercial, muito além das demonstrações em escala de laboratório.
Carrefour Brasil contrata 54 sistemas grid zero
OGrupo Carrefour Brasil firmou contrato com a GreenYellow para a implementação de sistemas de geração
A GreenYellow é responsável por todas as etapas do projeto, que segue o modelo Energy as a Service (EaaS), no qual não há investimento inicial (capex) por parte do cliente. Os 54 sistemas projetados terão em torno de 38 MWp de capacidade instalada e produção anual estimada de 56 GWh. O investimento é de mais de R$ 100 milhões.
O Grupo Carrefour Brasil realizou em 2023 uma análise estruturada de seus ativos com foco na solarização das operações. “A energia é um dos vetores centrais de custo e competitividade da nossa operação. Ao investir em geração própria, reduzimos nossa exposição às oscilações tarifárias, diminuímos emissões e criamos um modelo replicável para o restante do portfólio. O que se traduz em ganhos operacionais consistentes, com maior previsibilidade de custos (...). Este projeto é mais do que uma iniciativa de eficiência energética — é uma demonstração concreta de que sustentabilidade e resultado financeiro não são concorrentes”, afirmou Rodrigo Monteiro, Gerente de Compras de Energia do Grupo Carrefour Brasil.
Solfácil inaugura centro de distribuição no Sul
Ade energia solar em 54 lojas da rede. Baseado no conceito de grid zero, no qual toda a energia gerada é consumida no próprio local, sem injeção na rede elétrica, o projeto garantirá maior previsibilidade de consumo e maior autonomia energética às unidades atendidas, diz um comunicado das empresas. A solução deverá suprir, em média, 30% do consumo de energia das lojas.
Solfácil inaugurou um novo centro de distribuição em Tubarão, SC, como parte da estratégia de expansão da operação logística voltada ao mercado de energia solar. A unidade recebeu investimento de R$ 1,2 milhão em melhorias estruturais e deve movimentar aproximadamente R$ 150 milhões ao longo de 2026.
Segundo a empresa, o novo CD possui 4,3 mil m2 de área construída em um terreno de 9 mil m2, com possibilidade de expansão futura. A operação atenderá integradores e
clientes dos estados de Santa Catarina, Paraná e Rio Grande do Sul, além de funcionar como ponto de integração com os demais centros de distribuição da companhia no País.
A expectativa da Solfácil é reduzir os prazos de entrega em mais de 60% em algumas regiões catarinenses e em cerca de 50% para cidades do Paraná e do Rio Grande do Sul. A companhia também projeta redução média de 25% nos custos de frete, além da possibilidade de retirada programada de equipamentos diretamente no local.
prevê redução média de 25% no frete, estoque regionalizado e retirada local de equipamentos para integradores
O centro distribuirá equipamentos destinados à implantação de sistemas fotovoltaicos, incluindo módulos solares, inversores, estruturas metálicas, cabos e sistemas de armazenamento. Entre as marcas comercializadas estão Osda, Tsun, Hanersun, Goodwe, Huawei, Solis e Sofar, além de produtos próprios da companhia, como o medidor inteligente Solfácil Smart
Segundo Eduardo Neubern, COO da Solfácil, a nova unidade reforça a estratégia de aproximação com integradores e parceiros da região Sul, considerada importante para a consolidação da atuação nacional da companhia.
Já Lucas Rogério, head da distribuidora da empresa, afirma que a regionalização dos estoques contribui para ampliar previsibilidade operacional em um mercado mais sensível a preço, prazo de entrega e disponibilidade de equipamentos.
Usinas terão 38 MWp no total. Contrato de fornecimento é de Energy as a Service
Empresa
Reprodução
Solfácil/Divulgação
Notas
Desempenho operacional - A Matrix Energia anunciou que sua usina GSII Solar 3, integrante do complexo fotovoltaico Grande Sertão II, em Minas Gerais, registrou em março de 2026 fator de capacidade (FC) de 31,7%. Trata-se do maior índice entre todos os parques solares do País no período, de acordo com ranking operacional da consultoria ePowerBay, levantamento que considera dados divulgados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Com investimentos de R$ 330 milhões, o complexo fotovoltaico possui capacidade instalada superior a 103 MWp, com 100% da energia gerada já contratada até 2028.
Sistemas em comunidades isoladas - A Copel concluiu a instalação de sistemas individuais de geração solar em comunidades isoladas do litoral paranaense, ampliando o acesso à energia elétrica em áreas sem atendimento convencional da rede. O projeto recebeu investimento de R$ 20 milhões e beneficia diretamente 215 unidades consumidoras em 11 comunidades localizadas em ilhas e regiões de difícil acesso. Os sistemas combinam módulos fotovoltaicos instalados em residências e comércios com baterias de armazenamento de energia capazes de garantir autonomia de até 48 horas. Segundo a companhia, a estrutura assegura consumo mínimo de 80 kWh por mês, podendo alcançar até 128 kWh mensais em períodos de maior incidência solar.
Acordos internacionais para hidrogênio verde - A Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV) assinou dois memorandos de entendimento (MoUs, na sigla em inglês) estratégicos com a France Hydrogène, associação que reúne importantes atores da cadeia francesa de hidrogênio, e com a H2Global, iniciativa internacional voltada à estruturação de instrumentos de mercado para hidrogênio verde e derivados. O acordo com a France Hydrogène tem como objetivo fortalecer a cooperação entre Brasil e França no desenvolvimento do hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados, incluindo amônia, metanol e combustíveis sintéticos. A parceria prevê intercâmbio de informações e experiências em temas como políticas públicas, regulação, padronização, segurança, infraestrutura compartilhada, mecanismos de financiamento, incentivos à demanda e desenvolvimento de mercados. Já a cooperação com a H2Global busca aproximar produtores brasileiros da demanda internacional, especialmente em mecanismos de offtake, leilões, contratos por diferença, garantias, certificação e rastreabilidade. O acordo também contempla agendas técnicas relacionadas a hubs portuários e industriais, estruturação de projetos, harmonização de padrões, financiamento e advocacy regulatório.
Instrumentos de medição para geradores FV
Da Redação de FotoVolt
Os instrumentos de medição são essenciais para veri car o desempenho e a conformidade de sistemas fotovoltaicos.
Este guia reúne fornecedores de equipamentos para medições elétricas, irradiância, temperatura e análise de módulos e inversores.
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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
Medições do lado c.c. do gerador FV
Tensão corrente potência Tensão de circuito aberto corrente de curto circuito
Medições do lado c.a. do gerador FV
Curva I-V do módulo FV Irradiância Temperatura do módulo Tensão Corrente Frequência Potência FP Energia Harmônicos
Eficiência do módulo FV do inversor do sistema FV
Continuidade dos condutores Ensaio de dispositivo DR Impedância da rede Impedância do laço Resistência de aterramento Resistência de isolamento Corrente tensão frequência sequência de fase Potência energia harmônicas
Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 64 empresas pesquisadas. Fonte: Revista FotoVolt, junho de 2026 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/
IA, sensores e automação na limpeza de módulos fotovoltaicos
A quantidade de módulos instalados em instalações fotovoltaicas de todos os portes só faz aumentar, o que ressalta a necessidade de realização de limpezas eficazes e a intervalos ideais, de modo a não comprometer os resultados da instalação. Uma opção moderna e cada vez mais considerada é a limpeza feita por robôs guiados por inteligência artificial, objeto deste artigo.
Aenergia solar fotovoltaica (FV) está se expandindo mais rápido do que nunca, desde instalações em telhados pelas cidades até grandes usinas solares em escala comercial em desertos, campos agrícolas e zonas costeiras. Mas à medida que a capacidade aumenta, surge também um problema: como manter milhões de módulos FV limpos, com segurança e consistência, sem depender de mão de obra imprevisível?
A resposta está na próxima evolução das operações solares FV: sistemas de limpeza robótica guiados por inteligência artificial (IA), equipados com sensores avançados e automação. Neste artigo, explica-se como os robôs modernos “pensam”, “percebem” e agem, e porque essas tecnologias definirão o futuro da manutenção solar FV.
A automação é importante na limpeza de módulos FV
Operadores de sistemas solares FV enfrentam os quatro seguintes desafios recorrentes:
• Escassez de mão de obra – A limpeza de módulos FV em telhados e no solo é repetitiva, fisicamente exigente e difícil de ser ampliada.
• Segurança – Inclinações acentuadas,
módulos FV escorregadios e grandes áreas aumentam os riscos.
• Padrões irregulares de sujidade – Tempestades de poeira, atividade de pássaros, sal, poluição industrial — cada local se comporta de maneira diferente.
• Pressão de custos –
Limpar com frequência além da necessária desperdiça recursos, e limpar com frequência aquém da necessária reduz a produção de energia.
A automação resolve esses problemas eliminando a incerteza: robôs não se cansam; seguem padrões precisos; trabalham dia e noite; otimizam custos, limpando apenas quando necessário; e mantêm resultados consistentes. Mas a automação só é possível graças à próxima camada de tecnologia: IA e sensores.
Os três pilares dos robôs de limpeza solar de última geração
Os robôs de limpeza modernos dependem de três tecnologias interconec-
tadas: 1) inteligência artificial; 2) sen‑ sores; e 3) mobilidade e operações auto matizadas. Juntas, elas transformam um robô de uma simples ferramenta de limpeza em um parceiro de manutenção confiável e autônomo.
Papel da IA: como robôs “pensam” enquanto limpam
A IA permite que os robôs processem dados e tomem decisões em tempo real, em termos de planejamento da trajetória e navegação; avaliação do nível de sujeira; e aprendizagem comporta mental.
Planejamento da trajetória e navegação – Os algoritmos de IA ajudam os robôs a avaliar e corrigir
Reinaldo Escada Chohfi, da GeoDesign Internacional
constantemente sua trajetória, em vez de seguir um padrão fixo, pois lhes permite:
• identificar as bordas dos painéis;
• calcular rotas de limpeza eficientes;
• ajustar-se a inclinações ou layouts irregulares;
• evitar desvios ou sobreposições; e
• adaptar-se a condições variáveis, como vento ou níveis de poeira.
Avaliação do nível de sujeira – A IA pode detectar níveis de sujeira usando:
• entrada de dados baseada em visão;
• mudanças na refletividade;
• padrões de densidade de poeira; e
• eficácia da limpeza após cada passagem.
Ou seja, robôs podem aprender quando um painel está limpo e passar para o próximo, economizando tempo e energia.
Aprendizagem comportamental –
Ao longo do tempo, os modelos de IA observam:
• padrões ambientais;
• acúmulo diário de poeira;
• poluição sazonal; e
• impacto no desempenho após a limpeza
Isso leva a cronogramas de limpeza mais inteligentes e manutenção preditiva.
Tecnologia de sensores: como robôs “veem” e “sentem” os módulos FV
Os sensores são a espinha dorsal de uma limpeza FV segura e eficaz. Sem eles, os robôs não conseguem navegar ou proteger os módulos. As principais tecnologias de sensores são os sensores dedicados a detecção de bordas, os giroscópicos e de inclinação, os de pressão da escova ou do rolo, e os de fluxo e qualidade da água, detalhados a seguir.
Sensores de detecção de bordas –Para evitar quedas ou desvios, os robôs utilizam sensores que detectam limites estruturais, bordas e vãos repentinos, essenciais para telhados ou módulos FV com molduras. São estes: sensores infravermelhos, sensores de distância a laser e feedback de pressão.
Sensores giroscópicos e de inclinação – Mantêm o movimento estável, o alinhamento angular correto e a aderência em superfícies íngremes ou irregulares.
Sensores de pressão da escova ou do rolo – Ajudam a manter uma força consistente e segura para o módulo FV, pois pressão de limpeza muito baixa significa limpeza ineficaz e pressão muito alta traz riscos de microarranhões.
Sensores de fluxo e qualidade da água (para limpeza com água) – Auxiliam no controle da vazão de água, pressão, ciclos de reciclagem e eficiência da separação de água e lama, o que garante uma limpeza sem desperdício.
Câmeras e visão de alta definição –Alguns sistemas integram ainda tais câmeras para inspeção no local, detecção de anomalias na superfície, feedback em tempo real para o operador e suporte à implantação assistida por drones.
Automação: como os robôs funcionam sem intervenção humana
A automação é o que conecta a IA + sensores à operação real do robôs, permitindo a limpeza autônoma com início e parada nos horários programados, retorno à base, pausas em condições inseguras e reinício quando as condições voltam a ser seguras. Isso garante que os módulos FV permaneçam limpos com o mínimo de intervenção humana.
A automação possibilita também a coordenação de múltiplos robôs operando simultaneamente, possibilitando a comunicação entre eles, evitando colisões, o compartilhamento de dados de progresso e a divisão de zonas de limpeza. Isso aumenta drasticamente a velocidade de limpeza em grandes usinas FV.
Mas a automação atinge seu ápice na implantação assistida por drones. Estes podem transportar robôs, posicioná-los com segurança, recuperá-los e monitorar o progresso, eliminando a neces-
sidade de deslocamento por campos quentes ou encostas perigosas e agilizando muito o processo.
A tecnologia de limpeza FV na próxima década
Equipes de manutenção solar FV totalmente autônomas – Com robôs e drones trabalhando juntos executando limpeza, inspeção, relatórios de desempenho e mapeamento de pontos críticos, tudo isso sem intervenção humana sobre os módulos.
Modelagem preditiva de sujidade –IA prevendo eventos de poluição ou tempestades de poeira e realizando limpeza antes que ocorram perdas.
Limpeza sem água em todos os lugares – Os mecanismos de limpeza a seco evoluirão para lidar com mais tipos de sujidade, reduzindo a necessidade de sistemas à base de água em muitas regiões.
Integração com Scada e monitoramento solar – Os robôs sincronizarão
com software de monitoramento de instalações, sistemas de gerenciamento de energia e previsões meteorológicas. Isso permitirá que a limpeza FV seja acionada por quedas de energia ou níveis de sujidade reais.
Materiais inteligentes e escovas auto-otimizáveis – As escovas ajustarão a velocidade, a pressão ou a rotação com base na sujidade detectada em tempo real.
Tecnologias de última geração disponíveis
Atualmente estão disponíveis comercialmente sistemas com robôs e drones que integram as tecnologias de:
• trajetórias de limpeza guiadas por IA;
• sensores de rastreamento de bordas e inclinações;
• mecanismos de limpeza FV com escova dupla e nanofibras;
• limpeza FV a seco assistida por vácuo;
• módulos inteligentes de reciclagem de água (M20); e
• implantação autônoma de drones para grandes áreas.
Conclusões
IA, sensores e automação não são complementos, são o motor por trás dos modernos robôs de limpeza solar FV. Eles tornam a limpeza mais segura, mais eficiente e muito mais previsível em todos os tipos de instalação FV. O futuro da operação e manutenção de sistemas solares FV será construído sobre sistemas automatizados orientados por dados, que limpam somente quando necessário, navegam por conjuntos complexos de forma inteligente e operam em grande escala com mínima intervenção humana.
Impacto do curtailment nas análises de Performance Ratio
Em usinas fotovoltaicas sujeitas a curtailment, é fundamental distinguir perdas causadas por falhas do ativo daquelas decorrentes de restrições da rede. A identificação inadequada desses eventos pode subestimar o Performance Ratio (PR), gerando interpretações técnicas equivocadas e potenciais distorções contratuais. Este artigo apresenta um caso real e uma metodologia para tratar esse impacto no cálculo do indicador.
Ocurtailment pode ser entendido como a limitação da injeção de energia por usinas renováveis em função de restrições elétricas, critérios de segurança do sistema ou decisões operativas. No Brasil, esse fenômeno deixou de ser um evento pontual e passou a se consolidar como um problema relevante no Sistema Interligado Nacional (SIN). Ao longo de 2025, os cortes de geração eólica e solar atingiram níveis críticos, superando 20% em determinados períodos, o que representa um aumento expressivo em relação aos anos anteriores [3]. Além disso, estimativas indicam que a energia não aproveitada no Brasil atingiu volumes equivalentes a aproximadamente 8% do consumo nacional, evidenciando perdas operacionais e ineficiências na alocação dos recursos energéticos disponíveis [1].
As causas desse fenômeno são múltiplas. Entre os principais fatores, destacam-se o descompasso entre a rápida expansão da geração renovável e a insuficiente infraestrutura de transmissão. A concentração de projetos em regiões com elevado recurso energético, como o Nordeste, associada à limitada capacidade de escoamento para os centros de carga, resulta em gargalos estruturais que podem obrigar o Operador Nacional do Sistema (ONS) a restringir a geração para preservar a segurança do sistema elétrico.
Outro fator relevante é a sobreoferta de energia em determinados períodos do dia. Em momentos de elevada geração solar e demanda reduzida, podem ocorrer excedentes locais que não são integralmente absorvidos pela rede ou redistribuídos entre subsistemas.
Do ponto de vista técnico, a mitigação do curtailment requer uma abordagem integrada, envolvendo medidas operacionais, regulatórias e investimentos em ativos de flexibilidade. Ajustes nos limites de intercâmbio entre subsistemas, sinais locacionais e temporais mais precisos, mecanismos de resposta da demanda e sistemas de armazena-
mento (como BESS - Battery Energy Storage Systems) são alternativas que podem contribuir para reduzir os impactos das restrições.
Incidência regional do curtailment
A tabela I apresenta uma estimativa da ocorrência de curtailment por macrorregião ao longo de 2025. Observa-se que a região Nordeste apresenta a maior incidência de cortes de geração em razão da elevada concentração de parques eólicos e solares e das limitações de escoamento da energia gerada.
Curtailment e Performance Ratio
Com o aumento da incidência de curtailment, o cálculo do Performance Ratio (PR) de usinas fotovoltaicas exige maior critério técnico. O PR é um dos principais indicadores utilizados para avaliar a eficiência operacional de uma planta solar, pois relaciona a energia efetivamente gerada com a energia esperada a partir da irradiância disponível. Entretanto, quando há cortes de geração provocados por restrições externas, a energia medida na saída da usina não representa exclusivamente a capacidade técnica do
Valdemar Norberto Sens Neto e Lucas Marcon, da Araxá Serviços
sistema. Nesses casos, parte da energia deixa de ser entregue não por falhas nos módulos, inversores, transformadores ou demais componentes da planta, mas por limitações impostas à operação.
Tab. I - Curtailment estimado por macrorregião (2025)
Posição
1º Nordeste ~71% Crítica Grande concentração de parques eólicos e solares, associada à limitação da infraestrutura de transmissão.
2º Sudeste/ Centro-Oeste ~19% Moderada Gargalos no Norte de Minas e restrições de fluxo entre submercados.
3º Norte ~8% Baixa Excesso de oferta hídrica e solar em períodos de carga reduzida.
4º Sul ~2% Mínima Ajustes pontuais para estabilidade de tensão e segurança da rede local. Fonte: Elaboração do autor, com base em dados e relatório técnico do ONS sobre curtailment [6].
Essa distinção é essencial. Um PR calculado sem tratamento adequado do curtailment pode indicar desempenho inferior ao real, criando uma falsa percepção de ineficiência da usina. Como consequência, podem surgir questionamentos contratuais, penalidades indevidas, acionamentos desnecessários de equipes de operação e manutenção, ou interpretações equivocadas sobre degradação dos ativos.
A IEC 61724-1:2021 [4], referência normativa para monitoramento de sistemas fotovoltaicos, define requisitos de medição, qualidade de dados e documentação necessários para o cálculo de indicadores de desempenho, incluindo o PR. Em cenários de curtailment, torna-se indispensável diferenciar perdas técnicas daquelas causadas por restrições externas. De forma simplificada, as perdas podem ser classificadas em duas categorias:
• Perdas técnicas: associadas a fatores inerentes ao sistema fotovoltaico, como perdas ópticas, aquecimento dos cabos, temperatura dos módulos, eficiência dos inversores, perdas em transformadores e limitações de projeto.
• Perdas operacionais ou externas: associadas a indisponibilidades, falhas operacionais, restrições de despacho e eventos de curtailment
Para evitar distorções, recomenda-se diferenciar dois indicadores:
Performance Ratio medido (PR medido ou PR não ajustado): considera a energia efetivamente entregue pela usina no ponto de medição durante o período analisado, incluindo os efeitos de indisponibilidades, limitações operativas, restrições de rede e eventos de curtailment. Esse indicador representa a condição real de operação do empreendimento no sistema elétrico. A definição está alinhada ao conceito de Performance Ratio utilizado para avaliação de desempenho de sistemas fotovoltaicos, no qual a energia medida é comparada à energia de referência esperada para o período analisado [4, 7].
Performance Ratio ajustado por curtailment (PR corrigido por restrições externas): corresponde ao PR recalculado mediante exclusão dos intervalos afetados por curtailment ou mediante compensação da energia não gerada por restrições externas à usina, conforme metodologia previamente definida. Esse indicador busca isolar o desempenho técnico intrínseco do ativo, separando perdas atribuíveis ao empreendimento daquelas decorrentes de restrições externas de despacho, rede ou sistema. Métricas ajustadas de desempenho são recomendáveis quando se pretende comparar a performance medida com a esperada sob condições normalizadas ou corrigidas, especialmente em avaliações técnicas e contratuais [2, 5].
Quando a finalidade for contratual ou de aceitação técnica, recomenda-se avaliar também o uso de Índices de Performance, como o Power Performance Index (PPI) ou o Energy Performance Index (EPI), conforme aplicável. Esses indicadores são mais associados à comparação entre os desempenhos medido e esperado por modelo, desde que definidos os critérios de medição, exclusão
de períodos inválidos e tratamento de limitações externas à usina [5].
A expressão “PR ajustado por cur‑ tailment” não substitui a definição normativa de Performance Ratio. Trata-se de métrica derivada, calculada para separar perdas atribuíveis ao ativo de perdas causadas por restrições externas de rede ou despacho. A metodologia de ajuste deve explicitar a fonte dos dados de curtailment, o critério de exclusão ou compensação, o ponto de medição considerado e a forma de recomposição da energia não gerada.
Metodologia
A metodologia aplicada pela Araxá Serviços parte do princípio de que o cálculo do PR, em cenários com cur tailment, não deve ser realizado apenas com base em valores consolidados de energia, sendo necessário investigar a origem das reduções de geração e verificar se estão associadas a perdas técnicas da usina ou a limitações externas impostas à operação. Para isso, a análise contempla a coleta, organização, validação e cruzamento de dados operacionais da planta. São avaliadas variáveis como irradiância no plano dos módulos, temperatura, potência disponível, potência entregue à rede, energia gerada, status dos inversores, registros operacionais, eventos de indisponibilidade e informações associadas a restrições externas.
A partir desse conjunto de dados, são identificadas as janelas temporais de limitação da geração, as quais são classificadas conforme sua origem, permitindo separar eventos de falha técnica, clipping, indisponibilidade operacional e curtailment
Essa etapa é decisiva, pois impede que restrições externas sejam indevidamente atribuídas ao desempenho da usina. Também evita que problemas técnicos reais sejam mascarados por eventos operacionais externos. A metodologia, portanto, não busca apenas recalcular um indicador, mas compreender a causa raiz das perdas observadas.
O tratamento dos dados é realizado com apoio de um software desenvolvido internamente. A ferramenta foi concebida para apoiar análises de performance, validar séries temporais, identificar inconsistências, marcar eventos operacionais, comparar diferentes granularidades de dados e calcular indicadores ajustados. A solução permite avaliar a performance da usina em diferentes bases temporais e produzir evidências técnicas rastreáveis para suporte a discussões operacionais e contratuais.
Procedimento recomendado
A análise de PR em cenários com curtailment deve seguir algumas etapas fundamentais. Primeiramente, é necessário garantir a qualidade das medições. Os dados de irradiância no plano dos módulos (Plane of Array, POA), energia, temperatura e potência devem ser confiáveis e rastreáveis. Sem dados consistentes, qualquer estimativa de PR pode perder validade técnica.
Em seguida, os eventos de curtailment devem ser registrados de forma estruturada em sistemas de monitoramento, como Scada ou plataformas equivalentes. Sempre que possível, o registro deve conter data, horário de início e de término, energia limitada, potência disponível, potência entregue e motivo do corte.
Também é indispensável separar indisponibilidades técnicas de eventos de curtailment. Falhas de inversores, manutenções corretivas, desligamentos internos e problemas de comunicação não devem ser confundidos com restrições externas de rede.
Outro ponto importante é diferenciar clipping de curtailment. O clipping é uma perda associada ao dimensionamento e ao comportamento técnico do sistema, enquanto o curtailment decorre de uma restrição externa à geração ou à injeção de energia.
Por fim, deve-se avaliar a granularidade temporal dos dados. Os cortes de geração podem ocorrer em bases diárias, horárias, sub-horárias ou minutalis. Eventos curtos podem desaparecer em
médias horárias ou diárias, fazendo com que o analista perca a capacidade de identificar corretamente o impacto do curtailment. Por isso, sempre que possível, recomenda-se avaliar os dados em alta resolução temporal antes de consolidar os resultados em intervalos maiores.
Estudo de caso
Para demonstrar a relevância prática dessa abordagem, apresenta-se um estudo de caso conduzido pela Araxá Serviços em uma usina fotovoltaica submetida a eventos de curtailment, que enfrentava risco de penalização contratual em razão de um Performance Ratio aparentemente inferior ao esperado. Em uma análise convencional, baseada apenas na energia efetivamente entregue e sem o devido tratamento dos
eventos de restrição, o desempenho da usina poderia ser interpretado como insatisfatório. No entanto, uma investigação técnica detalhada dos dados operacionais, avaliando medições de irradiância, potência, energia entregue, registros temporais e comportamento da planta em diferentes resoluções de tempo, mostrou que parte relevante da redução de geração estava associada a restrições externas de rede, e não a falhas técnicas da usina. Para conduzir esse processo, foi utilizado o software desenvolvido pela Araxá Serviços. A ferramenta permitiu avaliar os dados em diferentes granularidades temporais, comparar cenários, identificar períodos impactados por curtailment e calcular indicadores ajustados de desempenho. A aplicação da metodologia permitiu demonstrar tecnicamente que a
Fig. 1 - Performance Ratio com curtailment em resolução de 1 minuto
Fig. 2 - Performance Ratio com curtailment em resolução de 15 minutos
Fig. 3 - Performance Ratio com curtailment em resolução de 30 minutos
usina apresentava desempenho compatível com as condições esperadas quando os efeitos do curtailment eram devidamen te segregados. Esse resultado foi fundamental para evitar a aplicação de penalidades indevidas relacionadas ao PR.
O caso evidencia que, em cenários de restrição de rede, a correta apuração dos dados não é apenas uma etapa técnica, mas também uma medida essencial para proteção contra‑ tual, financeira e operacional dos agentes envolvidos.
Impacto da granularidade temporal na análise do PR
Para ilustrar o efeito da granularidade temporal, foi reali zada uma análise em um subparque com potência instalada de 48,8 MWca tomando como base o dia 6 de março de 2026. A avaliação foi conduzida em diferentes resoluções tempo rais: 1 minuto, 15 minutos, 30 minutos e 60 minutos. O objeti vo foi demonstrar como a base temporal dos dados influencia a identificação e a interpretação dos impactos do curtailment
Na resolução de 1 minuto (figura 1), observa‑se maior sensibilidade na identificação de oscilações abruptas e redu ções pontuais de geração. Essa granularidade permite detec tar eventos de curta duração que poderiam ser mascarados em bases temporais mais agregadas.
Na resolução de 15 minutos (figura 2), parte das oscila ções observadas na base minutal é suavizada. Ainda assim, é possível identificar variações relevantes no comportamento da geração e perceber a influência dos períodos de restrição.
Na resolução de 30 minutos (figura 3), a suavização dos dados torna‑se mais evidente. Eventos rápidos de redução de potência têm menor destaque visual, podendo ser inter pretados apenas como variações normais da operação.
Na resolução de 60 minutos (figura 4, na página 26), a agregação dos dados suaviza significativamente as varia ções de potência e reduz a visibilidade dos eventos de curta duração. Essa suavização pode levar o analista a considerar o comportamento da usina mais estável do que efetivamen te foi durante o período analisado.
Os resultados demonstram que a agregação temporal tende a suavizar os efeitos do curtailment, reduzindo a visi bilidade de eventos de curta duração e, consequentemente, afetando a precisão da análise. Dependendo da base tempo ral adotada, o mesmo evento pode ser corretamente identi ficado, parcialmente diluído ou completamente mascarado.
Riscos de uma análise
inadequada
A verificação e o tratamento adequado dos dados ope racionais de uma usina fotovoltaica são etapas essenciais para garantir a confiabilidade do cálculo do PR. A ausência de validação das medições, seja por falhas de sensores, inconsistências de aquisição de dados ou períodos de indis‑ ponibilidade não identificados, pode distorcer significati vamente os resultados.
Um PR calculado de forma inadequada pode causar interpretações equivocadas sobre a performance real do
Condutores 2,5mm2 a 6mm2
Diâmetro externo condutor 4,7 a 7mm
Faixa de Temperatura Ambiente -40°C a +85°C
Temperatura Máxima Limite120°C
Grau de Proteção (IP) IP68
Classe de Proteção/Segurança II
Classe de Sobretensão III
Tipo de ConexãoCrimpagem
Material de contato Cobre Estanhado
Material de isolamentoPA
Tensão nominal (Vdc) 1500V
Corrente Nominal 2,5/4/6mm2 25A/35A/45A
Classe de chamas (flamabilidade) UL94: V-0
Proteção de todo o sistema, evitando falhas nas conexões, mau funcionamento e danos aos condutores e equipamentos
O conector KSE K4 é usado para conexão serial segura e simples de módulos solares fotovoltaicos, em uma única solução atende condutores de 2,5 a 6mm2. Por possuir moderna tecnologia de produção, sistema de conexão multicontato, componentes e matéria-prima de alta qualidade, oferta alta estabilidade e segurança nas conexões para todo o sistema.
sistema. Entre os principais riscos estão a indicação indevida de baixo desempenho da usina, aplicação equivocada de penalidades contratuais, acionamento desnecessário de equipes de manutenção, interpretação incorreta de degradação dos ativos, dificuldade na comprovação de perdas externas e prejuízos financeiros decorrentes de diagnósticos incorretos.
Nesse contexto, torna-se fundamental a validação contínua das principais variáveis operacionais, como irradiância, temperatura dos módulos, potência disponível, potência entregue à rede, status dos inversores, comandos de limitação e registros operativos.
Conclusão
O avanço da geração renovável no Brasil trouxe benefícios significativos para a matriz elétrica, mas também ampliou os desafios associados à operação do sistema, dentre os quais se destaca o curtailment, por seu impacto direto na geração de energia, receita dos empreendimentos e avaliação de desempenho das usinas solares.
Quando não identificado e tratado corretamente, o curtailment pode distorcer o cálculo do Performance Ratio, levando à falsa percepção de baixo desempenho técnico da planta. A granularidade temporal dos dados exerce papel decisivo nesse processo, pois eventos visíveis em bases de minutos podem ser suavizados ou ocultados em análises horárias.
O exemplo aqui apresentado demonstra que a aplicação de metodologia adequada pode alterar significativamente a interpretação dos resultados.
No caso analisado, comprovou-se que a redução de geração observada estava relacionada a restrições externas de rede, e não a uma deficiência técnica da usina. Com isso, foi possível evitar penalizações indevidas por suposto baixo desempenho contratual.
Dessa forma, a avaliação de performance de uma usina fotovoltaica em cenário de restrição de rede exige metodologia, dados confiáveis e conhecimento técnico especializado.
Referências
[1] Canal Solar. Curtailment no Brasil já equivale a 8% do consumo de energia. 2025. Disponível em: https://canalsolar.com.br/curtailment-brasilconsumo-energia/. Acesso em: 15 abr. 2026.
[2] Dierauf, T.; Growitz, A.; Kurtz, S.; Cruz, J. L. B.; Riley, E.; Hansen, C.: Weather-corrected performance ratio. Golden: National Renewable Energy Laboratory, 2013. Technical Report NREL/ TP-5200-57991. Disponível em: https://www. nrel.gov/docs/fy13osti/57991.pdf. Acesso em: 28 maio 2026.
[3] Engie Brasil: Curtailment supera 20% da geração eólica e solar em 2025. 2025. Disponível em: https://www.alemdaenergia.engie.com.br/ curtailment-supera-20-da-geracao-eolica-e-solarem-2025/. Acesso em: 15 abr. 2026.
[4] International Electrotechnical Comission. IEC 61724-1:2021: Photovoltaic system performance — Part 1: Monitoring. Geneva: IEC, 2021.
[5] International Electrotechnical Comission. IEC TS 61724-2:2025: Photovoltaic system performance — Part 2: Power performance index and capacity evaluation method. Geneva: IEC, 2025.
[6] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Diagnóstico e perspectiva da evolução dos cortes de geração no Brasil. Rio de Janeiro: ONS, maio 2025. Relatório Técnico RT ONS DGL 0189/2025 – GT Cortes de Geração. Disponível em: site do ONS, seção Curtailment. Acesso em: 28 maio 2026.
[7] PVSyst SA. Performance Ratio PR. Genève: PVsyst, 2026. Disponível em: https://www.pvsyst.com/ help/project-design/results/performance-ratiopr.html. Acesso em: 28 maio 2026.
Fig. 4 - Performance Ratio com curtailment em resolução de 60 minutos
Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em solo
Da Redação de FotoVolt
As estruturas de montagem em solo são responsáveis por garantir a estabilidade, a durabilidade e o correto posicionamento dos módulos fotovoltaicos. Este guia reúne fornecedores e apresenta soluções com diferentes materiais, ângulos de inclinação e resistência ao vento, auxiliando na seleção conforme as características do projeto.
Empresa/Telefone/E-mail
Brafer (41) 99176-1506 torres@brafer.com.br
Brametal (27) 99708-1024 comercial@brametal.com.br
Brasilsat (41) 99910-5061 comercial.estruturas@brasilsat.com.br
CCM Estrutura (41) 4107-2008 comercial14@ccmsolar.com.br
Centroaço (65) 99806-7332 estruturasolar@centroaco.com.br
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Dynamo (41) 99244-5594 emanuel@dynamoestruturas.com.br
Fixum (49) 3198-1512 contato@fixum.ind.br
Grupo Santa Catarina (49) 3431-0699 solargsc@gsc.ind.br
Hiper Estrutura (62) 99405-2030 sdr@hiperestruturasolar.com.br
Isoeste Metálica 0800 943 1030 mkt.metalica@isoeste.com.br
Metal Light (62) 99941-4152 raphael.soeiro@grupometallight.com
Modular (45) 99152-8523 contato@modularestruturas.com.br
NTC Somar (11) 91302-7211 contato@ntcsomar.com.br
PHB (11) 99604-3520 janio@phb.com.br
Polimax (41) 8833-0559 camilalopes@polimaxestruturas.com
Soloz (19) 3490-0540 contato@soloz.com.br
SSM (41) 99228-3344 patricia.pereira@ssmdobrasil.com.br
WN Estruturas (41) 99187-0991 comercial@wnunes.com.br
Zimmermann c.thannbichler@pv-steel-group.com
Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 107 empresas pesquisadas. Fonte: Revista FotoVolt, junho de 2026
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/
Estrutura fixa
Estrutura fixa de ângulo ajustável
Uma fazenda inteira irrigada por microusinas solares off-grid
Além de todos os custos do agronegócio em geral, que têm sido pressiona dos pelas questões geopolíticas e alterações do meio ambiente, uma plantação de cocos deman da cuidados específicos com clima, temperatura ambiente e sobretudo irrigação, dado os coqueiros serem grandes con sumidores de água. Localizada em Itapipoca, no litoral oeste cearense, a 130 quilômetros de Fortaleza, a fazenda Dona Se verina possui 205 mil coqueiros agora iniciando sua fase de pro dução, mas que há três anos consomem milhões de litros d’água diariamente.
Dona Severina é a mais recente das 12 de fazendas da Dicoco Agroindustrial Ltda., dona da marca Dikoko. A empresa é a segunda maior plantadora de cocos da América Latina, e além da produção própria compra de 700 fornecedores. Emprega cerca de 1000 pessoas e produz derivados de coco de marca própria e de terceiros, dos segmentos de alimentos a cosméticos, para os mercados brasileiro e internacional. Com duas unidades industriais em operação, em Paraipaba, no Ceará, e Petrolândia, em Pernambu co, está agora construindo uma terceira planta justamente em Itapipoca.
As dimensões da Dona Severina impuseram não poucos desafios para o projeto de irrigação. A solução tradicio nal, já de implantação muito complexa,
teria como principal empecilho os custos. Um sistema dessa monta, com área irrigável de 1000 hectares, teria de usar enormes conjuntos motobom ba, filtros e adutoras, itens cujos cus tos progridem geometricamente (não linearmente) com seu tamanho. Além disso, um tal sistema implicaria gran des despesas de energia comprada da concessionária, mesmo considerando os descontos da tarifa para irrigantes. Por fim, há que considerar as perdas elétricas inerentes a linhas longas de alimentação de energia.
Assim foi que Dona Severina tornou‑se a primeira fazenda desse setor a ser totalmente irrigada com energia solar fotovoltaica off-grid, ge rada em centenas de pequenas usinas e
De como em uma plantação de mil hectares de coqueiros no Ceará rejeitou-se o sistema tradicional de irrigação e se apostou em centenas de minicélulas com rega alimentada por pequenas usinas fotovoltaicas.
Muita água
Segundo a Embrapa, uma plantação de coquei ros exige cuidados espe cíficos com o clima, que deve ser quente e úmido, com a temperatura am biente, cujas médias têm de variar no intervalo de 22 °C a 28 °C, e princi‑ palmente com a irrigação. Em Itapipoca, que tem precipitação anual média abaixo de 1000 mm (dado da Climatempo), cada coqueiro necessita receber por dia 250 litros de água potável. Isto é, as 205 mil plantas da Dona Severina consomem 51,25 milhões de litros dia riamente quantidade suficiente para atender a 10% da região metropolita na de Fortaleza1. “Se a fazenda fosse im plantada no modelo tradicional, de irri gação com adutoras, seria o mesmo que construir uma gran de infraestrutura de saneamento”, diz Eneas Dias, diretor da Dicoco.
Eneas Dias: No modelo tradicional de irrigação, seria o mesmo que construir infraestrutura de saneamento
Ao invés disso, a empresa desenvol veu um modelo energético próprio, unindo produção agrícola e geração de
utilizando bombas e tubulações de menores dimensões.
Da Redação de FotoVolt
Uma das 250 usinas solares off-grid da fazenda Dona Severina: irrigação eficiente com menor custo de implantação e zero compra de energia. (crédito das imagens: Dicoco Agroindustrial)
energia renovável em um formato descentralizado, inteligente e 100% solar. As características básicas do sistema da Dona Severina são:
• 205 000 coqueiros irrigados;
• 1000 hectares de área produtiva;
• 250 microusinas solares off-grid; e
• bombas trifásicas de 380 Vca.
Células de irrigação
Cada microusina atende a um conjunto específico de bombas e setores de irrigação, criando uma arquitetura modular e escalável. Para isso, os mil hectares de plantio foram divididos em 250 áreas, denominadas células, irrigadas por bombas alimentadas por sistemas solares fotovoltaicos de 3 kW, 4 kW, 7,5 kW 11 kW, respectivamente com 8, 12, 14 e 18 módulos fotovoltaicos de 545 Wp das marcas Canadian Solar e JAA, em sua maioria.
As dimensões dessas células variam até 7 hectares, mas 95% delas são de 4 hectares. A quantidade de módulos e a potência de cada bomba são dimensionadas em função do tamanho de cada área, mas também da profundidade do lençol ou da distância do curso d’agua uma vez que são utilizadas bombas de poço e de superfície, dependendo da disponibilidade.
A solução foi desenvolvida pela área de engenharia elétrica da Dicoco Agroindustrial. A instalação, realizada em 2023, foi precedida por um projeto piloto bem-sucedido em 2022, em outra fazendo do grupo, uma área de 100 ha de coqueiros antigos que precisava de renovação do plantio, o que foi feito já com as microusinas fotovoltaicas para irrigação.
Eneas Dias e a responsável pela área de energia da empresa, Angelita Vieira, listam os as diretrizes para a concepção do sistema:
1) Descentralização energética – Cada setor da fazenda com sua própria geração de energia, eliminando perdas elétricas em longas distâncias e reduzindo custos com infraestrutura pesada.
2) Inteligência operacional – Distribuição modular, permitindo melhor con-
trole da irrigação, maior previsibilidade e flexibilidade na gestão da água.
3) Sustentabilidade – Toda a energia utilizada na irrigação é proveniente do sol, reduzindo emissões, custos operacionais e exposição à volatilidade tarifária.
Além da eliminação do custo da energia da rede da concessionária, o sistema off-grid garante autonomia energética, especialmente importante em áreas rurais onde a infraestrutura elétrica pode ser limitada ou instável.
Adicionando armazenamento
Em maio deste ano a empresa iniciou a instalação de baterias nas microusinas, de modo a tornar a operação do sistema mais uniforme ao longo do dia e, principalmente, do ano. “O período de chuvas, que aqui chamamos de inverno, dura praticamente quatro meses, o que atrapalha bastante a geração”, diz Angelita Vieira, referindo-se à estação que em a região experimenta suas maiores coberturas de nuvens. E períodos com irrigação menor ou nula, em decorrência da falta de energia, causam estresse térmico nas plantas.
empresarial quanto de terceiros. No primeiro caso, a meta é a implantação do sistema em fazendas antigas de sequeiro, isto é, que não possuem sistema de irrigação, e por isso com baixa produtividade. “Com a implantação do sistema de irrigação, pretendemos aumentar bastante a produção delas”, diz Eneas Dias.
No segundo caso, de fornecimento a terceiros, a ação deve começar pelos fornecedores da Dicoco em torno de 400, entre pequenos , médios e grandes produtores que tiverem interesse . A inovação despertou a atenção desses plantadores de coco e também dos de outras culturas, em implementar microusinas para testes. “Isso resultou em que criássemos uma outra empresa no grupo, a Fortium Energy, para replicarmos essas microusinas em outras fazendas”, conta o diretor.
Estão sendo instaladas em cada microusina no mínimo duas baterias de lítio-íon, cada uma com potência de 5 kW e grau de proteção IP-65, próprias para operação nas exigentes condições da fazenda. Também são necessárias adaptações para converter a tensão e a corrente que vêm dos módulos para o padrão de entrada das baterias. Em junho, a expectativa da empresa é de que a alteração esteja completa,com as bateiras instaladas, no início deste segundo semestre.
Expansão e nova empresa
O modelo implantado na fazenda Dona Severina vem dando tão certo que a empresa vai expandi-lo para outras propriedades, tanto do próprio grupo
A Fortium Energy, aliás, torna-se cliente de uma outra empresa do grupo, a Malibru, distribuidora dos produtos Dikoko que inaugurou um braço para distribuição de produtos fotovoltaicos e de bombeamento solar, um projeto que a direção da Dicoco já vinha cultivando. A Mallibru fez um investimento inicial em estoque de bombas, que foram importadas da China, e de módulos fotovoltaicos, fornecidos por meio de parceria pela DAH Solar. Segundo Eneas e Angelita, produtores rurais interessados podem visitar a fazenda, em Itapipoca, para conhecer as usinas em funcionamento, entender o modelo técnico aplicado e avaliar a implementação em suas propriedades.
1 – Segundo do relatório “Benefícios Econômicos da Expansão do Saneamento no Ceará” (novembro de 2023), do Instituto Trata Brasil, durante o ano de 2021 a RM de Fortaleza, com uma população de pouco mais de 4 milhões de pessoas, consumiu 187 milhões de m³ de água.
Angelita Vieira: Baterias para enfrentar o inverno, quando diminui a incidência solar
Quando a geração distribuída deixa
de ser distribuída
“ A possibilidade de controle sobre a geração distribuída não representa uma redução de sua importância. Representa exatamente o contrário”
Ageração distribuída brasileira tornou-se vítima do próprio sucesso? A pergunta pode soar provocativa, mas ajuda a compreender a relevância de uma discussão que começa a ganhar espaço no setor elétrico. Recentemente, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) informou que trabalha na implementação de mecanismos automáticos para redução da geração conectada às redes de distribuição em situações específicas de risco operacional. A proposta, inspirada nos tradicionais esquemas de alívio de carga utilizados para preservar a estabilidade do sistema, surge em resposta ao crescimento acelerado da geração distribuída e à necessidade de ampliar sua observabilidade e controlabilidade.
Naturalmente, a notícia despertou preocupações. Afinal, ninguém investe em um sistema fotovoltaico esperando que sua geração possa ser reduzida por decisão operacional. Consumidores, investidores, integradores e desenvolvedores de projetos enxergam com razão qualquer limitação à produção de energia como um potencial impacto sobre a atratividade econômica dos investimentos.
Mas talvez o mercado esteja olhando para a árvore e deixando de enxergar a floresta. O aspecto mais importante da notícia não é a possibilidade de corte de geração. O aspecto mais importante é o reconhecimento explícito de que a geração distribuída alcançou uma escala capaz de influenciar a operação do Sistema Interligado Nacional.
Durante décadas, o setor elétrico brasileiro foi organizado a partir de uma divisão relativamente clara de responsabilidades. As grandes usinas geravam energia. A transmissão transportava essa energia por longas distâncias. As distribuidoras entregavam eletricidade aos consumidores finais. A operação do sistema concentrava-se principalmente nos ativos conectados à rede básica, plenamente observáveis e passíveis de controle direto.
Nesse modelo, a distribuição era vista essencialmente como um universo de cargas. Essa realidade está mudando. Hoje, milhões de consumidores também são produtores. Em determinadas regiões e horários, especialmente nos períodos de elevada irradiância solar, a energia flui em direções que não faziam parte das premissas originais de planejamento das redes. Subestações projetadas para atender ao crescimento da carga passam a lidar com fluxos reversos. Perfis de consumo se transformam. A demanda observada pelos operadores deixa de refletir apenas o comportamento dos consumidores e passa a incorporar o comportamento de milhões de pequenos geradores.
Em outras palavras, a distribuição deixou de ser apenas consumidora de energia. Ela se tornou uma parte ativa do sistema elétrico. Essa transformação não é brasileira. Ela está ocorrendo em praticamente todos os mercados que avançaram na incorporação de recursos energéticos distribuídos. Austrália, Califórnia, Reino Unido e diversos países
europeus enfrentam desafios semelhantes. Em todos esses casos, o crescimento da geração distribuída obrigou operadores, reguladores e distribuidoras a desenvolver novos mecanismos de monitoramento, coordenação e flexibilidade.
O motivo é simples. Recursos pequenos, quando considerados individualmente, possuem impacto limitado. Mas milhões deles operando simultaneamente podem produzir efeitos equivalentes aos de grandes usinas ou grandes blocos de carga. A questão central, portanto, não é se a geração distribuída deve ou não participar da operação do sistema. Na prática, ela já participa. A verdadeira discussão é como essa participação será organizada.
O setor solar conquistou, ao longo dos últimos anos, uma posição de protagonismo na expansão da matriz elétrica brasileira. Os resultados são expressivos. Houve redução de custos, democratização do acesso à geração de energia, atração de investimentos privados, criação de empregos e ampliação da participação das fontes renováveis. Poucas políticas públicas produziram impactos tão rápidos e visíveis.
Entretanto, toda tecnologia bemsucedida eventualmente ultrapassa a fase dos incentivos e entra na fase da integração sistêmica. É exatamente isso que estamos começando a observar. O debate sobre observabilidade e controlabilidade da geração distribuída representa, antes de tudo, um sinal de maturidade do mercado. Sistemas elétricos modernos dependem cada vez mais de informações em tempo real. Operar recursos relevantes sem visibilidade adequada torna-se progressivamente mais difícil à medida que cresce sua participação na matriz.
Carlos Dornellas*
Isso significa que cortes de geração distribuída se tornarão frequentes? Provavelmente não. Aliás, concentrar a discussão exclusivamente nessa possibilidade pode levar a conclusões equivocadas. O objetivo de qualquer operador é maximizar o aproveitamento dos recursos disponíveis preservando a segurança do sistema. Reduzir geração é normalmente a última alternativa, não a primeira.
A questão relevante é que o setor elétrico está migrando para uma lógica em que a flexibilidade passa a ter valor econômico crescente. Durante muito tempo, bastava gerar energia. No futuro, será cada vez mais importante gerar energia no momento adequado, na localização adequada e com capacidade de responder às necessidades operacionais da rede.
Essa mudança abre um conjunto de oportunidades ainda pouco exploradas no Brasil. Inversores inteligentes, sistemas de armazenamento, resposta da demanda, agregadores de recursos energéticos distribuídos e usinas virtuais tendem a ocupar espaço crescente nas discussões regulatórias e comerciais dos próximos anos. Em vez de enxergar milhões de sistemas fotovoltaicos como elementos isolados, o sistema poderá passar a tratá-los como recursos coordenáveis, capazes de prestar serviços de suporte à operação.
A pergunta que emerge é inevitável: quem estará preparado para capturar valor nesse novo ambiente? Consumidores que investirem em armazenamento poderão ampliar sua autonomia e reduzir sua exposição a sinais operacionais. Integradores que dominarem tecnologias de gestão energética poderão oferecer soluções mais sofisticadas do que a simples instalação de módulos fotovoltaicos. Fabricantes que incorporarem funcionalidades avançadas aos equipamentos estarão mais bem posicionados para atender futuras exigências regulatórias. Distribuidoras poderão ampliar sua capacidade de gerenciamento das redes. Comercializadoras e agregadores poderão desenvolver novos modelos de negócio.
Ao mesmo tempo, surgem questões que ainda permanecem sem resposta clara. Quem coordenará milhões de recursos energéticos distribuídos? Como serão remunerados os serviços prestados por esses ativos ao sistema? Quais funcionalidades deverão ser exigidas nos novos equipamentos? Como serão distribuídas responsabilidades entre consumidores, distribuidoras, operadores e reguladores? Qual será o papel do armazenamento nesse novo contexto? E, principalmente, quem financiará a modernização necessária para transformar uma infraestrutura
concebida para fluxo unidirecional em uma rede efetivamente inteligente?
São perguntas complexas. Mas ignorá-las não fará com que desapareçam. Talvez a maior ironia desse debate seja que a possibilidade de controle sobre a geração distribuída não representa uma redução de sua importância. Representa exatamente o contrário. Durante anos, a geração distribuída foi tratada como um complemento ao sistema elétrico. Agora ela passa a ser reconhecida como parte integrante de sua operação. O sistema elétrico brasileiro está começando a enxergar aquilo que o mercado solar já sabia há muito tempo: a geração distribuída deixou de ser um fenômeno marginal. A partir deste momento, a discussão deixa de ser sobre quantos megawatts adicionais serão instalados nos próximos anos. A questão verdadeiramente estratégica passa a ser outra. Estamos preparando esses megawatts para fazer parte do sistema elétrico do futuro ou continuamos operando segundo as premissas do passado?
(*) Carlos Dornellas, fundador da Alma Solar Energia, é especialista em estratégia regulatória e desenho de mercados no setor elétrico brasileiro, com mais de 30 anos de experiência executiva. É ex-diretor da Absolar, ex-executivo da CCEE e chair do Comitê C5 do Cigre-Brasil (Mercados e Regulação).
Requisitos para instalação de SAVEs em condomínios
“ A instalação em empreendimentos existentes demanda o entendimento das condições de contorno/restrições existentes. Nem todo empreendimento poderá ter SAVEs”.
Os erviços de engenharia não se resumem simplesmente a atender a uma solicitação. A engenharia sempre foi multidisciplinar, mas os sistemas se tornaram mais complexos e cada vez mais interligados. Quando falamos em eletromobilidade, requisitos de infraestrutura elétrica são o primeiro item em que nos concentramos. Mas os requisitos referentes a prevenção e combate a incêndio precisam ser analisados/ atendidos.
Temos dois problemas importantes:
• Qual a melhor prática ou o estado da arte na análise de infraestrutura elétrica em condomínios para instalação de Sistemas de Alimentação de Veículos Elétricos (SAVEs); e
• Quais os requisitos mínimos referentes a prevenção e combate a incêndio.
As etapas de um projeto
Estou adotando a definição de projeto do PMI - Project Management Institute: “Um projeto é uma iniciativa temporária em um contexto único, realizada para gerar valor.”
Desenvolvi um framework para aplicar a projetos de engenharia, dentro da concepção acima, o qual tem cinco etapas:
• D – Diagnóstico: O que o cliente almeja ou o que solicita;
• E – Enquadramento: Adaptação ou consideração das condições reais (de contorno) que são impostas, incluindo regulamentos, normas e restrições financeiras;
• C – Concepção: Etapa do design, onde se concebe a solução que atenda as necessidades do cliente frente às restrições de enquadramento;
• I – Implantação: Etapa em que executamos, ou em que o design sai do papel; e
• S – Segurança: Etapa que inclui a entrega, quando o produto ou serviço deve ser seguro para entrar em operação, seguro ao longo de sua vida útil e confiável durante seu funcionamento.
Na prática, porém, é relativamente comum que comecemos no C, na concepção, quando não diretamente no I, implantação. Isso traz uma série de problemas, muitas vezes imediatos e, em outros casos, futuros, impactando capex, opex, segurança e, frequentemente, a própria conclusão do empreendimento. Com o aumento das vendas dos veículos elétricos (elétricos puros e híbridos plug-in), as demandas por instalação de carregadores (SAVEs) em condomínios residenciais e comerciais aumentaram. Meu objetivo aqui é iniciar um embrião de roteiro e/ou requisitos para serem analisados antes da efetiva implantação.
Requisitos
elétricos e de prevenção e combate a incêndio
A norma ABNT referente a instalações elétricas para SAVE, a NBR 17019, existe desde 2022. Ou seja, já sabemos os requisitos mínimos referentes às instalações elétricas. No entanto, as nor-
Vinícius Ayrão*
mas e regulamentos técnicos sobre prevenção e combate a incêndio, que são, a princípio, de responsabilidade dos Corpos de Bombeiros estaduais, estão em desenvolvimento, em diferentes etapas, sendo que em alguns estados já estão publicadas.
Tratarei aqui do Enquadramento (E), ou seja, das condições de contorno que precisamos analisar antes de definir a possibilidade, o tipo de SAVE e os possíveis custos de adequação. Isso envolve boas práticas, normas/regulamentos que já foram publicadas e experiência em infraestrutura elétrica. O que segue não deve ser visto como regra fixa, mas sim como o entendimento do autor neste momento.
Local de instalação
É o primeiro ponto a ser analisado (obrigatoriamente, arrisco dizer).
Podemos ter SAVEs instalados em:
• áreas externas;
• garagens abertas;
• garagens fechadas em nível térreo ou acima; e
• garagens fechadas em subsolos.
Quando a instalação for em áreas externas, podem ser usados SAVEs com modo de recarga 1 ou 2, além dos modos 3 e 4.
As diretrizes/normas que já foram publicadas têm proibido os modos de recarga 1 ou 2 para áreas internas, independentemente de serem abertas ou fechadas.
Em garagens (áreas internas), teremos basicamente duas análises:
a) Garagens abertas – Nestas, a ausência de sistemas de sprinklers (chuveiros
automáticos) não costuma ser impeditivo para a instalação dos SAVEs.
b) Garagens fechadas – Neste caso teremos, a princípio, a proibição de instalação nos casos em que não haja sprinklers. O texto da consulta pública da NT sobre SAVE do CBMERJ, no entanto, apenas não recomenda essa situação, mas a permite caso não haja garagem aberta ou área externa disponível. (É importante observar que a NT do CBMERJ ainda se encontra em consulta pública e não há garantia de que o texto final manterá essa possibilidade.)
Uma breve reflexão nesse ponto, sobre a importância do enquadramento: em casos em que seja necessária a instalação de sprinklers, os custos podem inviabilizar financeiramente a instalação dos SAVEs. Nem todo empreendimento existente poderá receber SAVE e isso deve ser verificado antes da instalação, não depois.
Vimos então que o local da instalação determina ou limita o tipo de SAVE, e quais os impactos de adequação de infraestrutura de prevenção e combate a incêndio.
Requisitos de prevenção contra incêndio
Definido o local e o tipo de SAVE, devemos analisar os requisitos adicionais a seguir.
a) Desligamento de emergência –
Deve haver uma possibilidade de desligamento de emergência junto a cada SAVE e junto ao acesso do empreendimento ou do andar. Os requisitos e os locais devem ser analisados em função da legislação de cada Corpo de Bombeiros, mas isso nos impacta em algumas questões práticas. Por exemplo, para a necessidade de contatoras e circuitos de comando em série com os circuitos de cada SAVE: normalmente os quadros comprados prontos para SAVE não possuem contatoras.
b) Sistemas de detecção de incêndio
– Quando utilizamos detectores de incêndio (para SAVE, normalmente
detectores de temperatura), precisamos definir a filosofia de atuação do sistema. Devemos avaliar se esses dispositivos atuarão sobre uma central de incêndio existente, sobre sistemas independentes e quais circuitos serão efetivamente desligados em caso de atuação. Dependendo das exigências do Corpo de Bombeiros ou da concepção adotada no projeto, poderemos ter soluções mais simples e menos onerosas ou sistemas significativamente mais complexos e caros.
c) Hidrantes – Nos casos em que haja ou seja instalado sistema de hidrantes, é necessário garantir que todas as vagas que possam ser utilizadas para alimentar carros elétricos estejam cobertas. Também é preciso garantir uma distância mínima entre os SAVEs e os hidrantes, para assegurar o acesso aos mesmos. Pode ser necessário realocar ou acrescentar pontos de hidrantes.
d) Distância de rotas de fuga – A localização dos SAVEs e das vagas para abastecimento de carros elétricos precisam guardar distâncias mínimas para as rotas de fuga em caso de emergência.
Reflexões finais
A possibilidade, quantidade e localização dos SAVEs têm uma série de condicionantes em função dos requisitos de prevenção a incêndio.
As análises elétricas são importantes, mas devem estar submetidas às restrições de prevenção e combate a incêndio.
Percebe-se, portanto, que a implantação de infraestrutura para veículos elétricos em condomínios exige uma visão sistêmica do empreendimento. A decisão passa a envolver simultaneamente requisitos elétricos, condições construtivas existentes, sistemas de prevenção e combate a incêndio, limitações operacionais e impactos patrimoniais que precisam ser considerados antes da definição da solução técnica.
Nos estados onde o Corpo de Bombeiros ainda não tenha se pronunciado definitivamente, é importante uma análise de riscos/regulatória inicial, a fim de permitir que o condomínio tome de forma embasada suas decisões inclusive, se for o caso, a de postergar a instalação dos SAVEs.
Vagas demarcadas ou rotativas
Nos casos em que as vagas são rotativas, a análise dos itens anteriores impactará na escolha das vagas, mas não a afetará demasiadamente. No entanto, nos casos de vagas fixas, é de se admitir que certas vagas não possuirão viabilidade técnica ou econômica, o que irá impactar questões de direito imobiliário, não analisadas neste texto.
Responsabilidade
Aqui temos o meu ponto de reflexão: os fabricantes, concessionárias, vendedores de veículos elétricos e as empresas de instalação de SAVEs devem analisar e informar os clientes disso?
Minha opinião é que, pelo menos para as empresas de engenharia, essa análise é obrigatória. Se esse serviço deve ou não ser cobrado, trata-se de uma decisão estratégica de cada negócio.
Resumo final
Instalação de SAVEs em empreendimentos existentes demanda o entendimento das condições de contorno/restrições existentes.
O desejo ou leis que permitam realizar a instalação não necessariamente irão resolver os problemas de custos associados.
Ou seja, nem todo empreendimento poderá ter SAVEs.
Até a próxima edição.
* Engenheiro eletricista com três décadas de experiência em subestações consumidoras, média tensão e geração distribuída, especialista em proteção elétrica e engenharia regulatória, atuando na análise de riscos técnicos e enquadramentos normativos junto a concessionárias, diretor técnico do Sindistal-RJ e atuante na formação e desenvolvimento de profissionais do setor elétrico, Vinícius Ayrão apresenta nesta coluna aspectos de projeto, execução e operação 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”.
O Nordeste confirmou sua força na energia solar.
Dois dias que movimentaram o setor e geraram resultados.
A Intersolar Brasil Nordeste 2026 encerrou sua sexta edição em Fortaleza reunindo mais de 5 mil participantes, empresas, especialistas e lideranças do setor em dois dias de negócios, conteúdo técnico e conexões estratégicas.
A edição consolidou o evento como uma das principais plataformas do setor de energias renováveis no país, com debates sobre energia solar, hidrogênio verde, armazenamento, data centers, segurança elétrica e os novos caminhos da economia digital no Nordeste. Com mais de 60 empresas expositoras em 7.500 m², a feira reforçou o protagonismo da região e abriu caminho para a próxima edição.
A Intersolar Brasil Nordeste 2026 foi um sucesso e a de 2027 já está marcada.
+5 MIL
PARTICIPANTES +60 EXPOSITORES +7.500 m² DE FEIRA E NEGÓCIOS
Recarga confiável vale mais do que um carregador no
mapa
Rafael Cunha*
“ A simples existência dos carregadores deixa de ser su ciente, e o que realmente passa a importar é a capacidade de atender o usuário de forma consistente”.
Durante muito tempo, a discussão sobre recarga de veículos elétricos no Brasil esteve concentrada em uma pergunta relativamente simples: onde instalar carregadores? A questão continua relevante, mas o avanço da mobilidade elétrica ampliou a discussão. Com o crescimento dos veículos elétricos plug-in, a infraestrutura de recarga tornou-se uma peça estratégica da mobilidade elétrica.
O mercado brasileiro atravessa uma fase de amadurecimento, as vendas de veículos eletrificados seguem em expansão, novos modelos chegam ao país, consumidores comuns começam a enxergar o carro elétrico como uma alternativa viável e a rede pública de recarga avança em diferentes regiões. Esse movimento traz como consequência direta o aumento da dependência da infraestrutura. Quando isso acontece, a simples existência dos carregadores deixa de ser suficiente, o que realmente passa a importar é a capacidade de atender o usuário de forma consistente.
Nesse cenário, a recarga passa a ser percebida como um serviço. Disponibilidade, confiabilidade, suporte, integração entre sistemas, transparência na cobrança, segurança técnica e facilidade de uso tornam-se fatores decisivos para a experiência do motorista.
A primeira fase foi instalar, a próxima é operar bem
A expansão da infraestrutura de recarga é fundamental para o desen-
volvimento da mobilidade elétrica. Sem uma rede ampla, a confiança do consumidor tende a ser limitada. Ainda assim, o número de carregadores instalados não traduz, por si só, a qualidade da infraestrutura disponível.
Um equipamento pode aparecer nos aplicativos de localização e mesmo assim estar indisponível, apresentar falhas de comunicação, problemas no conector, dificuldades de pagamento ou ausência de suporte técnico. Para o usuário, pouco importa se o carregador existe no mapa quando ele não consegue utilizá-lo.
Esse é um dos principais desafios nesta próxima etapa do mercado. Em um primeiro momento, a atenção naturalmente se concentra na expansão da rede. Com o amadurecimento do setor, a análise passa a considerar indicadores mais ligados à operação, como disponibilidade, estabilidade e qualidade da experiência oferecida.
Uma rede confiável depende de diversos elementos trabalhando em conjunto: hardware, software, conectividade, monitoramento remoto, atendimento ao usuário, manutenção preventiva, gestão de pagamentos e processos operacionais eficientes. O carregador visível na vaga é apenas a face exposta de uma operação muito mais ampla.
O que fideliza é a disponibilidade e o suporte
Nos últimos meses, os carregadores rápidos e ultrarrápidos ganharam destaque nas discussões sobre infraes-
trutura. Equipamentos de maior potência têm papel importante em rodovias, centros urbanos, operações de frota e locais com alta demanda. A redução do tempo de recarga contribui para tornar a experiência mais conveniente.
Ao mesmo tempo, há uma tendência de tratar a potência como sinônimo de qualidade da infraestrutura. Embora a recarga mais rápida seja importante, ela não basta para resolver os desafios da operação. Um carregador de alta potência perde valor se estiver indisponível justamente quando o motorista mais precisa. Para quem dirige um veículo elétrico, as maiores frustrações costumam estar ligadas à imprevisibilidade: encontrar um carregador fora de operação, não conseguir iniciar uma sessão, enfrentar falhas em aplicativos ou não ter informações claras sobre o funcionamento da estação e, quando tudo isso falha, não encontrar suporte para auxiliar na utilização. Essas situações afetam diretamente a confiança do usuário no carregador e na rede de recarga.
A confiança é construída pela repetição de experiências positivas, o motorista precisa ter segurança de que conseguirá localizar o carregador, iniciar a recarga, acompanhar o processo, concluir o pagamento e seguir viagem sem obstáculos inesperados. Quanto mais previsível for essa jornada, maior será a percepção de confiabilidade da infraestrutura.
O usuário não quer complexidade
A experiência do usuário também é decisiva para a evolução do mercado. O motorista não está interessado nos detalhes técnicos da operação. Questões relacionadas à comunicação entre siste-
mas, protocolos, gateways de pagamento ou servidores fazem parte dos bastidores. A operação deve ser totalmente transparente.
O que o usuário espera é uma experiência simples e funcional.
Para que essa simplicidade exista, toda a complexidade operacional precisa estar bem estruturada. Atualmente, o mercado brasileiro ainda apresenta um cenário fragmentado. Em muitos casos, o motorista precisa instalar diferentes aplicativos, criar múltiplos cadastros, registrar formas de pagamento em várias plataformas e aprender procedimentos específicos de cada rede.
Consumidores mais familiarizados com tecnologia costumam lidar melhor com esse cenário, mas para o público em geral essas etapas representam barreiras que dificultam a adoção.
A expansão da mobilidade elétrica depende de processos mais intuitivos.
O usuário precisa conseguir iniciar uma recarga com facilidade, visualizar os preços com clareza, acompanhar o consumo, receber suporte quando necessário e concluir o pagamento sem dificuldades. Essa necessidade vale tanto para redes públicas quanto para ambientes privados, incluindo condomínios, empresas e operações de frota.
A tendência é que o mercado avance em direção a soluções mais integradas, com autenticação simplificada, maior interoperabilidade entre plataformas, opções de roaming e processos de pagamento mais transparentes.
Interoperabilidade será uma condição de escala
À medida que o setor cresce, a interoperabilidade deixa de ser opcional. Sistemas fechados e integrações limitadas podem atender determinadas necessidades em fases iniciais do mercado, mas tendem a criar restrições quando a infraestrutura alcança maior escala. Protocolos abertos, como o OCPP (Open Charge Point Protocol), permitem a comunicação entre diferentes carregadores e plataformas de gestão. Essa
flexibilidade amplia as possibilidades para operadores, reduz dependências tecnológicas e facilita a evolução da infraestrutura ao longo do tempo.
Os benefícios da interoperabilidade alcançam todos os participantes do ecossistema. Usuários encontram mais opções de acesso à rede de recarga. Operadores ganham liberdade para escolher equipamentos e sistemas de gestão. Investidores reduzem o risco associado à adoção de tecnologias excessivamente fechadas.
Em um mercado que ainda está em consolidação, a adoção de padrões abertos contribui para preservar a capacidade de evolução da infraestrutura nos próximos anos.
Recarga é uma operação contínua
Um erro recorrente em projetos de recarga está na percepção de que a instalação representa a etapa final do processo. Na prática, ela marca apenas o início da operação.
Depois que o equipamento entra em funcionamento, começam os desafios relacionados à disponibilidade, manutenção, suporte técnico, gestão comercial, processamento de pagamentos e satisfação dos usuários.
Essa visão é especialmente importante para empreendimentos que oferecem recarga como serviço. Supermercados, shoppings, hotéis, estacionamentos, redes de conveniência, empresas e condomínios comerciais precisam considerar que o carregador influencia diretamente a experiência dos visitantes.
Quando a operação funciona bem, o serviço agrega conveniência, aumenta o tempo de permanência e fortalece a percepção positiva do local. Quando surgem falhas frequentes, o impacto costuma ser percebido de forma imediata pelos usuários.
Por essa razão, o planejamento de um projeto deve considerar aspectos que vão além da potência do equipamento e do investimento inicial. Conectividade, suporte técnico, modelo de cobrança,
atendimento ao usuário, manutenção, sinalização, gestão de utilização e atualização tecnológica também precisam entrar no planejamento.
A maturidade do mercado será medida pela confiabilidade
A mobilidade elétrica já deixou de ser uma tendência distante no Brasil. Os veículos eletrificados estão presentes nas ruas, os consumidores acompanham o tema com mais atenção, empresas avaliam estratégias de eletrificação e diversos empreendimentos incorporam a recarga aos serviços que oferecem.
A próxima etapa do desenvolvimento do setor dependerá da qualidade da infraestrutura disponível. Redes confiáveis, suporte eficiente, equipamentos operacionais e experiências consistentes serão fatores determinantes para sustentar o crescimento do mercado.
O avanço da mobilidade elétrica depende tanto dos veículos quanto da infraestrutura que os atende. A experiência do usuário passa, inevitavelmente, pela qualidade da rede de recarga disponível.
Hoje, os carregadores ocupam uma posição muito mais relevante do que a de simples pontos de fornecimento de energia. Eles fazem parte de uma estrutura essencial para a confiança dos motoristas e para a consolidação da mobilidade elétrica no país.
Nos próximos anos, os destaques do setor provavelmente não serão definidos apenas pela quantidade de equipamentos instalados, mas pela capacidade de manter esses equipamentos funcionando de forma eficiente, previsível e confiável, e de oferecer suporte instantâneo para cada dificuldade encontrada.
* 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”.
No Brasil
The smarter E – O The smarter E South America 2026 acontecerá de 25 a 27 de agosto no Expo Center Norte, em São Paulo, congregando os eventos: Inter‑ solar South America - A maior feira & congresso para o setor solar da América do Sul; ees South America - Feira e congresso de baterias e sistemas de armazenamento de energia; Eletrotec+EM‑Power South America - Feira e congresso de instalações elétricas e gestão de energia; e Power to Drive South America - Feira e congresso sobre eletromobilidade. Organização de Solar Promotion International GmbH, Freiburg Management and Marketing International e Aranda Eventos & Congressos. Mais informações em www.thesmartere.com.br.
Storage Leaders – No dia 30 de setembro, em São Paulo, a Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica vai realizar mais uma edição do Storage Leaders O evento discute pautas sobre o desenvolvimento do mercado de armazenamento de energia elétrica no Brasil. A última edição, realizada em abril, contou com as principais lideranças do setor para debater o presente e o futuro dos sistemas de baterias no País, questões regulatórias, modelos de negócios, análise de risco e oportunidades, entre elas, os Leilões de Reserva de Capacidade. https://eventos.absolar.org.br/
Cbens – A cidade de Niterói, RJ, sediará de 26 a 30 de outubro o 11º Cbens ‑ Con gresso Brasileiro de Energia Solar, realizado bienalmente pela Abens - Associação Brasileira de Energia Solar e organizado pela UFF - Universidade Federal Fluminense. O evento tem como objetivo apresentar o desenvolvimento científico e tecnológico das aplicações da energia solar, promovendo troca de informações e experiências entre universidades, institutos de pesquisa, empresas, órgãos governamentais, agentes do setor energético e associações da sociedade civil. Mais informações estão disponíveis na página
do evento https://www.abens.org.br/ eventos/7/xi-congresso-brasileiro-deenergia-solar
Cursos
Imersão Energy Storage – A Elektsolar vai promover uma imersão sobre armazenamento de energia nos dias 27 e 28 de novembro, em Florianópolis, SC. O treinamento é 100% prático e presencial no laboratório de pesquisa fotovoltaica da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina, voltado a profissionais que querem reciclar seus conhecimentos ou dominar BESS, BMS, ciclo de carga, V2G e integração com geração solar. Mais informações em https:// imersaoenergystorage.solarelekt.com/
Fontes renováveis – Estão abertas as inscrições para o segundo semestre do curso EAD Especialização em Fontes Re nováveis: Geração, Operação e Integração, promovido pelo Departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia da Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG). A iniciativa tem como objetivo formar profissionais qualificados para atuar em um setor estratégico para a transição energética, a sustentabilidade e a expansão de novas tecnologias de geração de energia e é voltado a profissionais graduados em Engenharia Elétrica, Engenharia Mecânica, Engenharia de Controle e Automação, Engenharia de Sistemas, Engenharia de Energia e áreas correlatas. Inscrições em https://fco.org.br/cursos/ especializacao-em-fontes-renovaveisgeracao-operacao-e-integracao-2osemestre-de-2026/.
No exterior
Future of the Grid 2026 – A 5ª edição do Future of the Grid acontece nos dias 27 e 28 de outubro, em Singapura, durante o SIEW ‑ Singapore International Energy Week. O evento reúne os princi-
pais formuladores de políticas, concessionárias de energia e operadores de rede da Ásia para discutir temas como a infraestrutura crítica para a segurança energética, o crescimento econômico e a descarbonização. Segundo a organização, os destaques deste ano incluem sessões exclusivas sobre interconectividade regional, o papel crucial dos data centers e a integração da IA em sistemas de energia. Informações: https://www.siew.gov. sg/siew-2026/5th-future-of-the-grid
Armazenamento de energia – A quinta edição do Energy Storage Summit Latin America vai ser realizada em 27 e 28 de outubro, em Santiago, Chile, O evento pretende reunir mais de 300 profissionais de armazenamento de energia, incluindo representantes de governos, produtores independentes de energia (IPPs), desenvolvedores, investidores, bancos, fabricantes, EPCistas e fornecedores de software. O objetivo é aprofundar os debates sobre os atuais avanços e desafios do segmento na América Latina. Mais informações em https://storagelatam. solarenergyevents.com
World Energy Congress – Considerado um dos maiores e mais importantes eventos globais voltados para o setor de energia, e organizado pelo World Energy Council (WEC), o congresso reúne líderes do setor de energia, governantes, acadêmicos e especialistas para discutir os maiores desafios e oportunidades no campo da energia mundial. A edição de 2027 será realizada em Riyadh, Arábia Saudita, de 26 a 29 de abril. O evento atrai profissionais e líderes de empresas de energia, governos, organizações internacionais e a academia, proporcionando um ambiente de troca de conhecimento e networking. Informações em https://www.worldenergy.org.
Produtos
Inversor híbrido
A Fotus comercializa dois inversores híbridos da marca Solis: Split-Phase 127/220V e Monofásico 220V. Os modelos conectam geração solar, bateria e backup em uma única solução. O SplitPhase conta com corrente de até 21 A por string, grid-zero e overload 160%.
Segundo o fabricante, este equipamento amplia as oportunidades em instalações com cargas mistas. Já o modelo monofásico, além de overload de 160%, tem comutação de 10 ms, sendo indicado para projetos residenciais e comerciais monofásicos. Conta com proteção IP66 e suporte para cargas críticas em momentos de instabilidade da rede. https://fotus.com.br/
Estruturas de solo
O Lastro Solar é uma solução para projetos de usinas fotovoltaicas em solo, desenvolvida pela Fortlev Solar. Produzida em polietileno, pesa 15 kg e pode ser preenchida com terra, areia,
brita ou similares para sustentar a estrutura na qual se fixam os perfis e os módulos. Segundo o fabricante, reduz custos e tempo de instalação em até 50%. Pode ser instalada em usinas de pequeno, médio e grande porte. A Fortlev destaca como principais atributos da solução a logística facilitada, pois trata-se de um produto leve, que pode ser empilhado; a instalação
simplificada, pois dispensa perfuração no solo, e a durabilidade, gerando economia em O&M. Recentemente, o produto passou a ser comercializado na Bolívia pelo grupo Amesol. https://www.fortlevsolar.com.br/
Armazenamento de energia
A NeoSolar adicionou recentemente ao seu portfólio o Mini BESS, que funciona como uma central de armazenamento de energia capaz de assumir automaticamente o fornecimento elétrico em caso de queda na rede. A solução utiliza baterias de lítio LiFePO4 (LFP) e conta com proteção contra sobretensão, sobrecarga, curto-circuito e controle térmico. O equipamento pode ser aplicado em residências, escritórios, pequenos comércios, sistemas de segurança, ambientes de TI, etc. Está disponível em configurações pré-dimensionadas com potências de 5 kW a 40 kW e capacidade de armazenamento de 5 kWh a 80 kWh. Segundo a empresa, o sistema apresenta fácil instalação, baixa necessidade de manutenção e confiabilidade operacional.
os equipamentos PHB12K-ETL (220 V) e PHB20K-ETL (380 V). Os modelos contam, respectivamente, com potência nominal de 12 kW e 20 kW, e saída de 220 V e 380 V. Ambos têm grau de proteção IP65, máxima tensão CC de 1000 V e faixa de operação SPMP (MPPT) de 150 V ~ 850 V. Também possuem corrente máxima por MPPT de 20 A e ventoinha inteligente para resfriamento.
https://www.energiasolarphb.com.br/
Estação de recarga
https://www.neosolar.com.br
Inversor trifásico
A PHB Solar fornece uma linha de inversores híbridos, que compreende
A Elgin fornece um carregador veicular, que, de acordo com a empresa, conta com sistemas inteligentes de conectividade, eficiência e segurança energética. O equipamento possui tecnologia OCPP (Open Charge Point Protocol), um protocolo de comunicação aberto e padronizado que se conecta com diversas estações de carregamento de veículos elétricos e plataformas de gestão de recarga. De acordo com a Elgin, a solução possibilita que diferentes marcas e modelos de carregadores se comuniquem com sistemas de gerenciamento de recarga de forma independente do fabricante, garantindo compatibilidade e facilitando a operação remota. O carregador possui ainda sistemas de proteção contra sobrecarga, curto-circuito e variações de tensão. A estação de recarga pode ser instalada em residências, estacionamentos, empresas e espaços públicos.
www.elgin.com.br
Financiamento de renováveis
Um levantamento da Cela ‑ Clean Energy Latin America, especializada em assessoria financeira e consultoria estra tégica para o setor de transi ção energética, mostrou que
tecnologia, com a geração distribuída solar mostrando maior resiliência, a geração centralizada solar sob pressão crescente, a eólica em recupe ração após mínimo histórico em 2024 e o armazenamento em fase de estruturação regu
o volume de financiamento para projetos de geração reno vável no Brasil somou R$ 36,3 bilhões em 2025, o que repre senta um aumento de 10,6% em relação a 2024. Apesar do crescimento, o montante segue 22% abaixo do pico histórico de R$ 46,3 bilhões registrado em 2022. O estudo revela que o setor de renová veis ainda não recuperou o patamar anterior à combina ção de juros altos, modulação e curtailment, que vem pesan do sobre novos investimentos desde 2023. A queda reflete dinâmicas distintas em cada
latória. A geração distribuída solar manteve‑se na faixa de R$ 13 a 14,7 bilhões entre 2023 e 2025, patamar inferior ao pico de R$ 21,8 bilhões de 2022, mas superior à geração centralizada solar, que recuou de R$ 15,1 bilhões em 2022 para R$ 9,0 bilhões em 2025, pressionada pelos juros (Selic oscilando entre 13,75% e 14,25% nos últimos anos) e aumento de custo de capital dos projetos. Outro desafio é o curtailment, que atingiu em média 17,1% das usinas entre abril de 2024 e março de 2025. Os dados consideram os
desembolsos realizados pelas principais instituições finan ceiras que atuam no financia mento da geração renovável no Brasil, incluindo bancos pú‑ blicos, privados, cooperativas de crédito, fintechs e opera ções estruturadas via mercado de capitais. Para obter mais in‑ formações sobre o estudo com‑ pleto, é necessário enviar um e‑mail para info@cela.com.br . A plataforma de dados e estu dos da consultoria está dispo nível em https://cela.com.br/ celaresearch/
Balanço Energético Nacional
A EPE ‑ Empresa de Pesquisa Ener gética divulgou uma edição do Relatório Síntese do Balanço Energético Nacional 2026 – ano base 2025, documen‑ to que traz infor mações con‑ solidadas sobre quanto e como se usou ener gia no Brasil no ano passado. Em 2025, a matriz energética brasileira manteve o elevado patamar de renovabilidade próximo de 50%, com desta que para o aumento da oferta
interna de eólica e solar, asso‑ ciado à queda de energia hi‑ dráulica. O documento apon ta que a renovabilidade da matriz brasileira se encontra em nível muito superior ao observado no resto do mun do e nos países da OCDE ‑ Organização para a Coope ração e Desenvolvimento Econômico. Segundo dados da publicação, as energias eólica e solar fotovoltaica jun tas representaram 26,4% da geração total de eletricidade no País em 2025, demonstran do a evolução destas fontes no sistema elétrico nacional. A fonte solar fotovoltaica so mou, no total, 88,1 TWh, so‑ mando centrali‑ zada e MMGD, o que corres‑ ponde a cresci‑ mento de 24,7%, e a sua capa‑ cidade insta lada alcançou 64.793 MW, uma expansão de 33,7% em relação ao ano anterior. O relatório comple‑ to pode ser acessado em https://www.epe.gov.br/pt/ publicacoes‑dados‑abertos/ publicacoes/balanco‑ energetico‑nacional‑2026.
Armazenamento de energia elétrica: um passo histórico que ainda exige aperfeiçoamentos
“ A dupla incidência tarifária pode aumentar signi cativamente os custos dos projetos de armazenamento, comprometendo sua competitividade e limitando o desenvolvimento de novos modelos de negócios”.
Osetor elétrico brasileiro inicia uma nova etapa para acelerar sua transição energética. Após anos de debates técnicos, consultas públicas e amadurecimento do mercado, o País começa a dar passos concretos para incorporar, de forma estruturada, a tecnologia de armazenamento de energia elétrica à matriz elétrica nacional. A publicação da Portaria Normativa MME nº 136/2026, pelo Ministério de Minas e Energia, contendo as diretrizes para os dois primeiros leilões de reserva de capacidade destinados ao armazenamento (LRCAP Armazenamento), bem como a recente conclusão da Consulta Pública Aneel nº 039/2023 (CP 039/2023), pela Agência Nacional de Energia Elétrica, representam marcos importantes nesta direção.
São avanços há muito esperados por investidores, empreendedores, consumidores e diferentes agentes do setor. As tecnologias de armazenamento, em especial as baterias, desempenham papel estratégico para aumentar a exibilidade operacional do sistema elétrico nacional. Elas permitem armazenar eletricidade produzida em momentos de menor consumo ou de maior disponibilidade de recursos renováveis, permitindo o seu uso justamente nos momentos em que a demanda é mais elevada ou quando há menos recursos renováveis. Com isso, ajudam a reduzir desperdícios, ampliar a segurança energética, otimizar a operação do sistema, mitigar congestionamentos nas redes de transmissão e distribuição, postergar investimentos em infraestrutura
elétrica, reduzir a necessidade de acionamento de termelétricas fósseis, mais caras e poluentes, bem como aproveitar melhor a geração renovável disponível no País.
Nesse sentido, a decisão do MME de realizar os primeiros leilões de reserva de capacidade especí cos para armazenamento de energia elétrica merece reconhecimento. Entre os aspectos positivos, está a de nição de contratos com prazo de 15 anos para os empreendimentos vencedores, em linha com as recomendações levadas ao MME pela Absolar, em nome dos setores solar e de armazenamento. Esse prazo, mais alongado que os 10 anos inicialmente propostos pelo MME, proporciona maior previsibilidade econômica, reduz custos aos consumidores, reduz riscos para investidores e nanciadores e cria condições mais favoráveis para a atração de capital de longo prazo.
Apesar destes avanços, a regulamentação aprovada pela Aneel ainda apresenta desa os que precisam ser enfrentados, para que o potencial do armazenamento seja mais bem aproveitado no Brasil. A principal preocupação é a aplicação de dupla cobrança de encargos pelo uso da rede, tanto quando a bateria é carregada, quanto quando a energia elétrica é posteriormente disponibilizada pela bateria ao sistema ou ao consumidor. Essa diretriz é aplicada a sistemas de armazenamento de energia elétrica que não forem operados integralmente pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS), não tendo relação com as diretrizes e a realização do leilão.
Na prática, essa dupla incidência tarifária pode aumentar signi cativamente os custos dos projetos de armazenamento de energia elétrica, comprometendo sua competitividade e limitando o desenvolvimento de novos modelos de negócios. Diversos mercados internacionais que já avançaram na integração de baterias adotam modelos regulatórios capazes de evitar esse tipo de barreira. Com isso, contribuem ativamente para acelerar investimentos em soluções de armazenamento.
Os avanços recentes mostram que aqui estamos caminhando na direção correta. Contudo, para que o armazenamento cumpra adequadamente seu papel estratégico no País, como vem cumprindo com sucesso em outros mercados ao redor do mundo, será necessário continuar aperfeiçoando o ambiente regulatório e legal, eliminando barreiras e obstáculos que possam limitar sua viabilidade, seu desenvolvimento e sua expansão.
A transição energética exige planejamento, visão de longo prazo e regras que incentivem a inovação. O armazenamento de energia elétrica será um dos pilares dessa transformação. Quanto mais rapidamente criarmos condições adequadas para seu desenvolvimento, maiores serão os benefícios para a segurança energética, para otimizar a operação do sistema elétrico, para ampliar a participação de fontes renováveis na matriz e, em resumo, para fortalecer a competitividade da economia e a sustentabilidade do Brasil.
* Bárbara Rubim é presidente do Conselho de Administração da Absolar, e Rodrigo Sauaia é CEO da Absolar –Associação Brasileira de
Energia Solar Fotovoltaica.
Bárbara Rubim e Rodrigo Sauaia*
