Já fornecemos materiais suficiente para construir mais de 10 mil quilômetros de redes, o que daria para ir de norte a sul do país duas vezes e meia. São 17 anos energizando o futuro.
A energia é o que nos move.
Projeto & Instalação
Veículos elétricos
Fios & fatos
Solar FV em foco
Modelagem da radiação solar com inteligência arti cial
Seis modelos de inteligência artificial são avaliados para previsão da radiação solar em Belém (PA). Os resultados indicam os modelos mais eficazes e demonstram o potencial da IA como solução escalável e de baixo custo para aprimorar a previsão e apoiar a gestão da geração solar.
Microinversores para geradores fotovoltaicos
Relação de fornecedores e especificações técnicas de microinversores, com dados de entrada e saída, eficiência, distorção harmônica, faixa de temperatura de operação e certificações.
Interruptor para bombeiros em sistemas fotovoltaicos
O artigo analisa a segurança de bombeiros em operações de combate a incêndio e resgate em edificações com SFV, à luz das práticas alemãs, e estabelece comparações com os requisitos normativos vigentes no Brasil, incluindo intervenções de manutenção e descomissionamento.
Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em telhados
Panorama de fornecedores e estruturas para fixação de módulos fotovoltaicos em telhados e lajes, com soluções compatíveis com diferentes tipos de cobertura, materiais construtivos e configurações de instalação.
Aplicações da IA em sistemas de baixa tensão de residências e comércios
O artigo apresenta a integração de algoritmos de inteligência artificial a sensores e atuadores para criar um sistema de gestão elétrica autônomo em residências e pequenos comércios, com monitoramento em tempo real, automação, manutenção preditiva, integração com fontes renováveis e recursos de segurança elétrica.
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Capa Helio Bettega Foto: Phonlamai Photo
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O Nordeste vive o momento mais promissor da energia solar no Brasil.
A edição 2025 foi um sucesso absoluto, consolidando a Intersolar Brasil Nordeste como o principal encontro profissional da região.
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Apoiando os negócios de energia solar e hidrogênio verde no Nordeste
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Do início ao fim, o evento reúne profissionais qualificados, conteúdo técnico e oportunidades reais de mercado.
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www.intersolar-brasil.com
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H o ra d a t r o ca d a g u a rd a
Carta ao leitor
Mauro
Sérgio Crestani, Editor
Tendo estado à frente da redação de FotoVolt há mais de 10 anos, chegou a hora de “me dedicar a outros projetos”, como se costuma dizer, e passar o comando à competentíssima colega Jucele Reis, companheira de jornada desde sempre desde quando discutíamos, na redação de EM – Eletricidade Moderna, a propriedade de lançar um “filhote” dedicado ao então nascente mercado de energia solar fotovoltaica (e, logo depois, de veículos elétricos e de armazenamento de energia). Mercado nascente mas com vigor inaudito, destacando-se no universo da área elétrica a ponto de exigir uma publicação dedicada.
Da história da revista, em si, tratamos em editorial recente, de agosto de 2025, quando esta completou 10 anos. Cabe aqui um registro do que para mim representaram as profícuas relações estabelecidas durante esse tempo, as quais me permitiram dedicar a FotoVolt o melhor de mim. Se o resultado esteve além ou aquém de expectativas, dado que estas também variam, não é responsabilidade de ninguém senão minha, das minhas próprias e parcas qualidades e das não tão parcas limitações.
Impõe-se o reconhecimento aos jornalistas que passaram pela redação de FotoVolt nesse período, aos nossos grandes articulistas e colunistas, vários deles tendo-se tornado amigos diletos, e a todos os profissionais do setor que são ou já foram nossas respeitáveis fontes.
Cabe menção especial à direção desta casa, pelo apoio decisivo, e a todos da Aranda Editora, cujo excelente trabalho permitiu que realizássemos o nosso, a exemplo dos amigos publicitários e dos de artes gráficas. Oxalá tenhamos a oportunidade de realizar juntos outros projetos.
Tem sido inestimável a contribuição de Celso L.P. Mendes, consultor técnico e amigo, profissional de vasto e respeitadíssimo currículo, que além de apoiar a pauta é autor de memoráveis artigos. Celso é também responsável por acordos editoriais internacionais que dão a nossos leitores acesso a material de primeira qualidade, como das prestigiosas publicações técnicas alemãs de (“das Elektrohandwerk”) e ep (“Elektropraktiker”), com artigos também traduzidos e adaptados por ele, e ainda pelo acordo de cooperação com a Cired, a mais importante conferência europeia de redes de distribuição.
Um agradecimento particular, com um abraço fraterno, faço a Jucele Reis, nova editora de FotoVolt. Profissional das mais meticulosas, repórter de raro feeling e senso prático, Jucele é responsável por muito do prestígio que FotoVolt e EM alcançaram. Será gratificante acompanhar a partir de agora os novos patamares de sucesso a que sua nova editora as conduzirá.
Cabe aqui mencionar alguns números: o Plano Decenal de Energia Elétrica 2035, em elaboração pela Empresa de Pesquisa Energética, prevê crescimento de 45% da energia solar centralizada e de 100% da mini e microgeração distribuída em 10 anos, além de adição de 7 GW em baterias apenas no sistema elétrico. E, como se sabe, o PDE é conhecido pelo conservadorismo de suas previsões. Por isso, apesar do solavanco momentâneo que atinge a todos (veja, a propósito, a coluna “Projeto & Instalação” desta edição), ninguém duvida que a energia solar fotovoltaica e as baterias, além dos carros elétricos, terão no País um futuro exuberante, no qual certamente FotoVolt estará presente e atuante.
Um último e fundamental agradecimento: aos leitores, muito obrigado.
Diretores: Edgard Laureano da Cunha Jr., José Roberto Gonçalves e José Rubens Alves de Souza (in memoriam )
Japan: Echo Japan Corporation – Mr. Ted Asoshina – Grande Maison Room 303; 2-2, Kudan-kita 1-chome, Chiyoda-ku, Tokyo 102-0073; tel: +81-(0)3-3263-5065; fax: +81-(0)3-3234-2064; aso@echo-japan.co.jp
Korea: JES Media International – Mr. Young-Seoh Chinn – 2nd fl, Ana Building, 257-1, Myungil-Dong, Kandong-Gu, Seoul 134-070; tel: +82 2 481-3411; fax: +82 2 481-3414; jesmedia@unitel.co.kr
Diretor Administrativo: Edgard Laureano da Cunha Jr.
PROJETO VISUAL GRÁFICO, DIAGRAMAÇÃO E EDITORAÇÃO ELETRÔNICA: Helio Bettega Netto
DEPARTAMENTO DE PRODUÇÃO: Vanessa Cristina da Silva e Talita Silva
CIRCULAÇÃO: Clayton Santos Delfino
Tel.: (11) 3824-5300; csd@arandaeditora.com.br
SERVIÇOS
Impressão: Ipsis Gráfica e Editora S.A.
Distribuição: ACF - Ribeiro de Lima
TIRAGEM: 10.000 exemplares
FotoVolt é uma publicação mensal da Aranda Editora Técnica e Cultural Ltda.
Redação, publicidade, administração e correspondência: Alameda Olga, 315; 01155-900 São Paulo, SP Brasil. Tel.: +55 (11) 3824-5300; Fax: +55 (11) 3666-9585 em@arandaeditora.com.br – www.arandaeditora.com.br
ISSN 2447-1615
Brasil ganha peso no emprego global em renováveis
OBrasil se consolidou como um dos principais polos globais de empregos em energias renováveis, com 1,38 milhão de trabalhadores em 2024, segundo a edição 2025 do relatório Renewable Energy and Jobs, elaborado pela Irena - Agência Internacional de Energia Renovável em parceria com a OIT - Organização Internacional do Trabalho, lançada em janeiro deste ano.
Segundo os dados, o país ocupa a terceira posição global, ficando atrás apenas de China (aproximadamente 7,3 milhões de postos) e Índia (cerca de 2,47 milhões). Com isso, o Brasil fica à frente dos Estados Unidos, com algo em torno de 1,14 milhão de empregos. Quando considerada como bloco, a União Europeia soma cerca de 1,8 milhão de postos, mas não é tratada como país individual no ranking
No cenário global, o emprego em energias renováveis alcançou 16,6 milhões de postos em 2024, crescimento de 2,3% em relação a 2023, mesmo com a instalação recorde de novas capacidades. O avanço mais moderado reflete ganhos de produtividade, automação crescente e a elevada concentração industrial, especialmente na Ásia.
A energia solar fotovoltaica manteve a liderança como principal fonte de empregos da transição energética, com 7,2 milhões de trabalhadores em todo o mundo. O volume representa cerca de 43% de todos os empregos em renováveis, consolidando a solar como o eixo central da cadeia global de trabalho no setor.
Embora o relatório não detalhe os empregos solares por país, o Brasil aparece como um mercado em rápida expansão. O estudo aponta o país entre os maiores importadores globais de módulos fotovoltaicos chineses, movimento associado à forte disseminação da geração distribuída e à ampliação de projetos de grande porte, o que
impulsiona vagas sobretudo em instalação, operação e manutenção.
A estrutura brasileira de empregos em renováveis segue fortemente ancorada nos biocombustíveis, segmento no qual o país lidera mundialmente, apoiado pela cadeia do etanol e do biodiesel. A hidreletricidade também permanece relevante, especialmente em atividades de operação e manutenção de ativos maduros.
No comparativo internacional, a China manteve ampla liderança, com cerca de 7,3 milhões de empregos, o equivalente a 44% do total global, sustentada por cadeias produtivas integradas e produção em larga escala. A União Europeia registrou aproximadamente 1,8 milhão de postos, enquanto Índia e Estados Unidos somaram cerca de 1,3 milhão e 1,1 milhão, respectivamente.
Por tecnologia, além da solar, os biocombustíveis líquidos responderam por 2,6 milhões de empregos globais, seguidos pela hidrelétrica (2,3 milhões) e pela energia eólica (1,9 milhão). O levantamento destaca que o avanço tecnológico tende a reduzir a intensidade de mão de obra por megawatt instalado, reforçando a importância de políticas de qualificação profissional.
O relatório também chama atenção para a necessidade de maior atuação pública na formação de cadeias produtivas domésticas e no desenvolvimento de uma força de trabalho mais inclusiva. Para países
como o Brasil, a combinação entre expansão da energia solar, fortalecimento industrial e políticas de capacitação é vista como decisiva para transformar o crescimento do setor em ganhos econômicos e sociais duradouros.
Curtailmentsolar supera 40% e avança no Nordeste
Ocurtailment continua a afetar de forma significativa a geração solar no Brasil, com cortes superiores a 40% da energia potencial em alguns empreendimentos no Nordeste, segundo estudo da consultoria ePowerBay com base em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A análise considera os registros disponíveis para usinas solares desde abril de 2024 e dados consolidados até janeiro de 2026.
Os dez conjuntos solares com maiores perdas percentuais estão concentrados na Bahia, Pernambuco e Ceará, conectados a subestações como Bom Jesus da Lapa, Sol do Sertão, Barreiras, Tacaratu e Russas II. Em alguns casos, os cortes ultrapassam um terço da geração estimada, reduzindo de forma relevante o volume de energia efetivamente entregue ao sistema.
O avanço do curtailment ocorre paralelamente à expansão da capacidade de geração centralizada, especialmente no Nordeste, onde se concentra grande parte dos novos projetos fotovoltaicos. A limitação da rede de transmissão e a concentração geográfica das usinas
Solar responde por 43% dos postos no mundo e avança no mercado brasileiro
Estudo aponta que em janeiro, incluindo também a fonte eólica, perdas totalizaram 2,86 milhões de MWh
contribuem para o aumento das restrições operacionais ao despacho da geração.
No conjunto das fontes solar e eólica, as perdas por curtailment totalizaram 2,86 milhões de MWh em janeiro de 2026, alta de 45% em relação a dezembro de 2025. No acumulado do período analisado, os cortes já se aproximam de 48,7 milhões de MWh, indicando crescimento contínuo das restrições ao escoamento da geração renovável.
pontuais
Segundo o estudo, análises baseadas nesses casos extremos não refletem, do ponto de vista estatístico, o comportamento predominante das redes brasileiras.
As restrições classificadas como energéticas — quando não há capacidade para absorver ou transmitir a energia gerada — representam a maior parcela das perdas, com cerca de 47% do total acumulado. Esse tipo de limitação está associado ao descompasso entre a expansão da geração e o desenvolvimento da infraestrutura elétrica.
A energia eólica também apresenta níveis elevados de curtailment, com perdas concentradas em subestações da Bahia e do Rio Grande do Norte, como Igaporã, Açu e Pindaí, que concentram grandes volumes de geração renovável. Essas áreas têm registrado restrições recorrentes devido à capacidade limitada de transmissão.
Em base anual, o volume total de geração frustrada cresceu de 10,3 milhões de MWh em 2024 para 32,9 milhões de MWh em 2025, aumento de 220%. O estudo da ePowerBay indica que o avanço do curtailment reflete a rápida expansão da geração solar e eólica e reforça a necessidade de ampliação da rede de transmissão e de mecanismos que aumentem a flexibilidade operativa do sistema elétrico.
GD ainda é baixa na maioria das redes
Amicro e minigeração distribuída (MMGD) ainda apresenta baixa ou média penetração na ampla maioria das redes de distribuição do país, com situações críticas restritas a uma
parcela reduzida do sistema. Essa é a principal conclusão de um estudo técnico apresentado pela Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) à Aneel.
O levantamento analisou cerca de 27 mil alimentadores de rede primária e aproximadamente 6 milhões de redes secundárias em todo o Brasil, com base em dados georreferenciados da própria agência reguladora. O estudo foi desenvolvido pela MRST Consultoria e Engenharia, em parceria com especialistas do setor elétrico e pesquisadores da Universidade de São Paulo (USP).
De acordo com os resultados, grande parte das redes de distribuição não possui micro ou minigeração conectada. Nos casos em que a penetração é baixa ou intermediária, a geração próxima à carga contribui para a redução de perdas técnicas e pode postergar investimentos em reforços e expansão da infraestrutura.
Os cenários considerados mais sensíveis aparecem apenas em situações de alta penetração de geração distribuída, ainda pouco frequentes no país.
Mesmo nesses contextos, o levantamento indica que os impactos podem ser tratados com soluções técnicas conhecidas, como ajustes em sistemas de proteção, controle de tensão e ampliação da capacidade de transformação. O uso de sistemas de armazenamento é apontado como alternativa para reduzir efeitos operacionais adversos.
O estudo mostra que apenas cerca de 3% das redes secundárias analisadas apresentam alta penetração de MMGD. Ainda assim, não foram observadas violações relevantes e recorrentes de restrições elétricas, como limites de tensão, carregamento ou qualidade do fornecimento.
Empresas investem R$ 9,6 bi em GD solar
Aadoção da geração solar distribuída por empresas de comércio, serviços, indústria e agronegócio resultou em investimentos estimados em R$ 9,6 bilhões em 2025, segundo levantamento da empresa TTS Energia, com base em dados oficiais da Aneel.
De acordo com o mapeamento, foram adicionados 3,1 GW de capacidade fotovoltaica no ano, destinados ao suprimento de energia a cerca de 333 mil empresas e propriedades rurais. No período, foram registradas mais de 128 mil instalações em telhados, coberturas e sistemas em solo para esse público.
No acumulado desde 2012, a GD solar abastece aproximadamente 2,6 milhões de empresas e propriedades do agronegócio, a partir de 774 mil instalações e 21 GW de capacidade operacional.
Em 2025, a própria TTS Energia informou crescimento de 20% nos negócios, com cerca de 370 MWp comercializados em projetos para clientes corporativos no Brasil. O portfólio incluiu sistemas em telhados e solo, carports, soluções zero-grid, baterias e arranjos híbridos. Entre os projetos citados está a instalação de 130 módulos na cobertura do centro de operações da Aggreko, em Jaguariúna (SP), com 79,3 kWp de potência instalada. Outro empreendimento foi o centro tecnológico da Henkel na América Latina, com mais de 580 módulos distribuídos em duas miniusinas — na laje do edifício e em carport —, somando cerca de 360 kWp.
Estudo da ABGD apresentado à Aneel indica que apenas 3% das redes secundárias operam com alta penetração e que impactos são
Geração distribuída adicionou 3,1 GW e atendeu 333 mil empresas
A ABGD também defende que a regulação do setor priorize critérios técnicos objetivos na avaliação dos impactos da geração distribuída, com foco em parâmetros elétricos locais, evitando generalizações baseadas apenas na inversão de fluxo de potência.
Além dos efeitos nas redes de distribuição, o estudo aponta que a geração próxima à carga pode contribuir para o desempenho do sistema elétrico, ao reduzir fluxos em níveis superiores da rede, especialmente quando associada a soluções de armazenamento.
Preços do LRCAP amplia competitividade das baterias
Aatualização dos preços-teto para o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), divulgada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) no último dia 13 de fevereiro, reforça a atratividade econômica dos sistemas de armazenamento de energia por baterias para prestação de serviços de capacidade no setor elétrico brasileiro, segundo avaliam as entidades Absae - Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia e Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica.
Conforme o ofício do MME, os valores de preço-teto foram redefinidos para R$ 2,52 milhões por megawatt-ano (MW-ano) para termelétricas existentes, R$ 2,9 milhões por MW-ano para novos projetos a gás e R$ 1,4 milhão por MW-ano para empreendimentos hidrelétricos.
ço de capacidade por soluções de armazenamento, “desde que garantidas condições isonômicas entre as tecnologias participantes”, diz um comunicado divulgado nesta quinta, 19.
As entidades destacam que, no modelo atual do LRCAP, termelétricas e hidrelétricas recebem receita fixa e parcela variável por acionamento, o que compõe sua estrutura econômica. Já o armazenamento por baterias, além de não contar com receita variável por despacho, tem a receita decorrente da arbitragem de energia revertida aos usuários, contribuindo para a modicidade tarifária.
Segundo Absae e Absolar, a contratação de armazenamento por baterias no LRCAP representa oportunidade estratégica para ampliar a segurança energética com eficiência econômica. As associações ressaltam que a tecnologia é globalmente consolidada, apresenta rápida implantação e contribui para o atendimento da demanda nos horários de ponta, atuando de forma complementar às fontes convencionais e renováveis.
A conclusão é das entidades Absae e Absolar, que realizaram levantamento com associados
Segundo levantamento conduzido pelas duas associações junto a seus associados desenvolvedores de sistemas de armazenamento em baterias, os novos parâmetros econômicos se mostram compatíveis com a prestação equivalente e complementar do servi-
As associações também reiteram a defesa da neutralidade tecnológica nos leilões do setor elétrico, com condições isonômicas de participação, assegurando a contratação da solução com melhor retorno técnico e econômico para os consumidores. “A segurança energética e a modicidade tarifária devem ser tratadas como objetivos complementares e compartilhados por todas as tecnologias habilitadas ao certame”, finaliza a nota.
BNDES financia fábrica de baterias da WEG
OBanco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou financiamento de R$ 280 milhões para a reforma de uma planta e a construção, em Itajaí (SC), de uma fábrica de sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) da WEG. Os recursos são do programa BNDES Mais Inovação.
O empreendimento é o primeiro contratado no âmbito da Chamada Pública para Seleção de Planos de Negócio voltados à transformação de minerais estratégicos para a transição energética, iniciativa conjunta do BNDES e da Finep. A nova unidade deve criar 90 postos de trabalho diretos.
viços ancilares, controle de frequência e tensão, arbitragem de energia, suavização de rampas (ramp rate control) e postergação de investimentos em rede (deferral). A produção local também busca reduzir prazos de entrega e facilitar a integração dos sistemas com requisitos regulatórios e operacionais do setor elétrico brasileiro.
A fábrica ampliará a capacidade produtiva da WEG em sistemas BESS para até 2 GWh por ano, o equivalente a cerca de 400 sistemas de 5 MWh. O projeto prevê a introdução no Brasil da arquitetura de montagem “cell-topack”, utilizada para integração de grandes baterias.
As obras da nova planta devem começar em breve, com conclusão prevista para o segundo semestre de 2027. A unidade terá linhas de montagem automáticas e semiautomáticas, além do uso de robôs móveis autônomos para movimentações internas.
O complexo contará ainda com laboratório de testes e desenvolvimento, subestação de energia e ampliação da área fabril. A estrutura será destinada ao controle de qualidade, supervisão com tecnologia própria e desenvolvimento de novas soluções.
Segundo a companhia, o investimento visa atender de forma mais eficiente tanto o mercado de grandes sistemas de armazenamento quanto aplicações comerciais e industriais (C&I), com fabricação local e suporte técnico no país.
Do ponto de vista técnico, os sistemas BESS fabricados na nova unidade serão voltados a aplicações como ser-
A WEG informou que utilizará células novas de íon-lítio (grau A) em seus sistemas BESS e que avalia, para etapas futuras, a viabilidade técnica de reutilização de baterias, conforme a aplicação.
UE mira 750 GWh em baterias até 2030
AUnião Europeia instalou 27,1 GWh de novos sistemas de armazenamento por baterias em 2025, crescimento de 45% em relação a 2024 e o 12º recorde anual consecutivo do setor. Com isso, a capacidade operacional acumulada chegou a 77,3 GWh no fim do ano, segundo o relatório EU Battery Storage Market Review 2025, da associação SolarPower Europe.
Pela primeira vez, os sistemas de grande porte lideraram a expansão, respondendo por 55% de toda a nova capacidade instalada no ano, com cerca de 15 GWh. Projetos híbridos de solar e armazenamento também ganharam espaço e já representaram aproximadamente 15% das novas conexões em 2025.
O avanço ocorre em um contexto de desaceleração do mercado solar euro-
peu. As adições anuais de capacidade fotovoltaica caíram para 65,1 GW em 2025, primeira retração em uma década, reforçando o papel das baterias como principal solução de flexibilidade para lidar com congestionamentos de rede, preços negativos e curtailment Apesar do crescimento, a associação avalia que o ritmo ainda é insuficiente. Para cumprir as metas energéticas de 2030, a UE precisaria ampliar a capacidade de armazenamento para cerca de 750 GWh em cinco anos, o que implica repetir uma expansão de dez vezes em relação ao patamar atual.
Alemanha e Itália mantiveram a liderança em 2025 na comunidade europeia, enquanto a Bulgária foi o mercado de crescimento mais rápido, alcançando o terceiro lugar. Países Baixos e Espanha completaram o top 5, que juntos concentraram 63% de toda a nova capacidade instalada.
No segmento residencial, o relatório aponta retração pelo segundo ano consecutivo, com queda de 6% nas novas instalações, totalizando 9,8 GWh em 2025. Já o segmento comercial e industrial cresceu 31%, mas permaneceu em 2,3 GWh, abaixo do potencial estimado para atender demandas de autoprodução e gestão de picos.
O estudo também destaca limitações na cadeia industrial europeia. Embora existam 252 GWh de capacidade potencial de fabricação de células, cerca de 92% disso está voltada ao mercado de veículos elétricos, e menos de 20% das fábricas de módulos e pacotes atendem aplicações estacionárias.
VR Energia lança contratação online de energia solar
AVR Energia, de Florianópolis, SC, colocou na internet um novo site com a funcionalidade de contratação totalmente digital do serviço de energia por assinatura, voltado a consumidores dos grupos A e B. A iniciativa permite a adesão online à geração
Projeto de R$ 280 milhões amplia produção nacional de BESS
distribuída, com abatimento direto na conta de luz.
Pela plataforma, o consumidor pode simular a economia, verificar a elegibilidade da unidade consumidora e concluir a contratação em poucos minutos, segundo comunicado da empresa. O serviço é direcionado a residências, pequenos comércios e empresas com contas a partir de R$ 300, com desconto estimado entre 15% e 24% na fatura mensal.
No modelo adotado, a energia é gerada em usinas solares externas e os créditos correspondentes são compensados diretamente na conta do cliente, conforme as regras da geração distribuída. Para os consumidores do Grupo B, a operação é realizada por meio da Gedisa Energia.
Segundo a companhia, após a adesão digital e a validação junto à distribuidora local, o prazo médio para início da compensação varia entre 30 e 90 dias. Durante todo o processo, o cliente acompanha o status da contratação e
os créditos gerados por meio de um painel digital.
Notas
Parceria - A Solfácil anunciou uma parceria com a Solis, fabricante chinesa de inversores solares do grupo Ginlong Technologies, para a distribuição e venda de equipamentos da marca no mercado brasileiro. Com a parceria, a linha on-grid da Solis passa a integrar a oferta da Solfácil, que hoje atua como um ecossistema de soluções solares com serviços de distribuição, financiamento e logística. Segundo a distribuidora, a estratégia é facilitar o acesso dos integradores a marcas reconhecidas, combinando equipamentos com crédito estruturado e prazos de pagamento adequados ao perfil dos projetos de geração distribuída no país.
Trabalhos para CBENS - A coordenação do XI CBENS informou que está aberta a temporada para submissões de trabalhos para o congresso, que acontecerá em Niterói, RJ, de 26 a 30 de outubro próximo. O CBENS é o maior evento científico e tecnológico do Brasil dedicado às tecnologias de conversão da energia solar, incluindo também outras fontes renováveis.
As linhas temáticas principais são: 1-Radiação solar; 2-Conversão térmica da energia solar; 3-Conversão fotovoltaica; 4-Arquitetura e energia solar; 5-Outras fontes renováveis de energia e aplicações; 6-Mercado, economia, política e aspectos sociais; e 7-Conversão, armazenamento e controle de energia em sistemas renováveis O prazo para submissões termina em 1º de abril. Mais informação está disponível em https://www.abens. org.br/eventos/7/xi-congressobrasileiro-de-energia-solar
Modelagem da radiação solar com inteligência artificial
Fernando de Lima Caneppele e Camila Piacitelli Tieghi, da Universidade de São Paulo; Murilo Miceno Frigo, do Instituto Federal do Mato Grosso do Sul
Aprevisão precisa da radiação solar é um dos principais desafios para a otimização da geração de energia solar. A radiação solar, além de ser uma fonte limpa e renovável, possui um papel central na transição energética global, onde a crescente adoção de fontes renováveis, como a energia solar, é essencial para reduzir a dependência de combustíveis fósseis e mitigar os impactos das mudanças climáticas. No entanto, a previsão precisa da radiação solar em regiões com variabilidade climática, falta de dados meteorológicos locais ou de alta resolução e a necessidade de modelos robustos permanece um desafio significativo [1].
A previsão precisa da radiação é essencial para otimizar a geração de energia solar. Este estudo explorou a aplicação de seis modelos de inteligência artificial para prever a radiação solar em Belém (PA), e os resultados, aqui apresentados, indicam os mais eficazes. Também comprovam que a IA oferece uma solução escalável e de baixo custo para melhorar a previsão de radiação solar, sendo uma ferramenta valiosa para gestores e engenheiros de energia solar.
O estudo destaca a importância da IA para otimizar a geração de energia solar, especialmente em regiões com escassez de dados meteorológicos (na foto, usina da Transpetro instalada no Terminal de Belém, com capacidade de 300 kWp, inaugurada em julho passado – fonte: Transpetro/Arquivo FotoVolt)
Estudos recentes apontam que, para aprimorar a previsão de radiação solar, é necessário adotar novas abordagens, como o uso de modelos baseados em inteligência artificial (IA), que têm demonstrado grande potencial para superar as limitações dos métodos tradicionais de previsão, como os modelos de regressão
linear [2]. A aplicação de técnicas de IA, como Redes Neurais Artificiais (ANN), Máquinas de Vetores de Suporte (SVM) e Random Forest, tem mostrado ser eficaz na modelagem de dados complexos e na captura de padrões não lineares presentes nos dados climáticos e meteorológicos [3]. Esses modelos são capazes de aprender a partir de grandes volumes de dados e fazem previsões mais precisas, considerando uma ampla gama de variáveis.
A previsão de radiação solar é particularmente desafiadora em regiões como as zonas subtropicais e tropicais,
onde as condições climáticas podem variar amplamente ao longo do ano, influenciando a disponibilidade de radiação solar [4]. Em muitos casos, os modelos tradicionais não são suficientes para capturar essa variabilidade, o que aumenta a incerteza das previsões e prejudica a eficiência de sistemas de energia solar. É nesse contexto que a utilização de IA se torna uma alternativa promissora, permitindo otimizar a geração de energia e reduzir a dependência de fontes convencionais de energia [5].
O uso de dados de satélite, como os fornecidos pelo projeto Nasa Power, tem se mostrado uma solução eficaz para preencher as lacunas de dados locais, fornecendo informações detalhadas sobre a radiação solar em áreas geograficamente distantes [1]. Esses dados podem ser integrados com modelos de IA para criar soluções mais robustas para a previsão de radiação
solar. Além disso, o uso de dados meteorológicos históricos e em tempo real pode contribuir para o desenvolvimento de modelos preditivos mais dinâmicos e adaptáveis, ajudando na integração de energia solar à matriz energética.
No entanto, a integração de IA com dados climáticos requer o desenvolvimento de modelos cada vez mais complexos e a utilização de técnicas avançadas de aprendizado de máquina. A literatura aponta que modelos como o SVM e o Random Forest são eficientes para lidar com dados grandes e variados, pois têm a capacidade de identificar padrões complexos nos dados e se ajustar a diferentes condições [6]. Tais modelos podem ajudar a melhorar a previsão da radiação solar, especialmente quando combinados com fontes de dados de satélite e outras variáveis meteorológicas.
Em termos de aplicação prática, a melhoria na previsão de radiação solar pode resultar em benefícios significativos para a geração de energia solar, especialmente em termos de otimização de sistemas fotovoltaicos, redução de custos operacionais e aumento da eficiência na gestão da energia. Isso também pode contribuir para a adoção mais ampla de energia solar, em particular em regiões onde a energia renovável ainda não é uma opção dominante [7].
Além disso, o impacto da IA na previsão solar vai além do setor energético. A previsão precisa da radiação solar pode ser aplicada em outros setores, como a agricultura, onde a previsão solar pode ajudar na gestão eficiente de recursos hídricos, especialmente em regiões de clima árido e semiárido [3]. Essa integração de IA beneficia a energia solar e pode impulsionar a sustentabilidade em diversas áreas.
Metodologia
Coleta e preparação dos dados
Para este estudo, foram utilizados dados do projeto Nasa Power, que ofe-
rece informações sobre radiação solar e variáveis climáticas de alta qualidade. O conjunto de dados selecionado para Belém (PA) cobre o período de 2013 a 2023 e inclui variáveis como temperatura, umidade, direção do vento, e velocidade do vento. A variável alvo do modelo foi a radiação solar diária.
A preparação dos dados incluiu um processo de normalização utilizando o método Min-Max, que ajusta todas as variáveis à mesma escala para garantir que os modelos de IA possam processálas adequadamente. O tratamento de dados ausentes foi realizado utilizando interpolação linear, e os dados foram segmentados para garantir que as variáveis temporais, como a sazonalidade, fossem bem representadas no conjunto de treinamento.
A seleção das variáveis de entrada foi baseada em estudos anteriores que mostraram que a temperatura e a umidade possuem uma correlação positiva significativa com a radiação solar, enquanto a velocidade do vento e a direção do vento têm uma correlação negativa.
Modelagem e seleção dos modelos Vários modelos de IA foram aplicados para prever a radiação solar, incluindo:
1. Random Forest (RF): Um modelo de aprendizado de máquina baseado em árvores de decisão, conhecido por sua robustez e por sua capacidade de reduzir o overfitting, gerando previsões confiáveis.
2. Máquinas de Vetores de Suporte (SVM): Um modelo baseado em encontrar um hiperplano que melhor separa os dados. É útil para capturar relações não lineares entre as variáveis.
3. Redes Neurais Artificiais (ANN): Modelos inspirados no funcionamento do cérebro humano, que podem aprender complexos padrões não lineares em grandes volumes de dados.
4. Gradient Boosting Tree (GBT): Técnica de aprendizado que utiliza
árvores de decisão fracas, combinando-as para melhorar a precisão do modelo.
5. Spline de Regressão Adaptativa Multivariada (MARS): Modelo que utiliza splines para modelar de forma não linear as relações entre as variáveis climáticas e a radiação solar.
6. Árvore de Classificação e Regressão (CART): Modelo de árvore simples, utilizado para segmentar os dados com base em características específicas.
Cada um desses modelos foi treinado e testado com os dados de radiação solar e as variáveis climáticas selecionadas. As métricas de desempenho, como RMSE (root mean squared error, ou raiz do erro quadrático médio), R² (dito “erre quadrado” ou “erre dois”) e MAPE (mean absolute percentage error, ou erro médio percentual absoluto), foram utilizadas para avaliar a precisão de cada modelo.
Treinamento e teste dos modelos Os dados foram divididos em dois conjuntos: 80% para treinamento e 20% para validação e teste. A validação cruzada K-fold foi utilizada para garantir a confiabilidade dos resultados. Durante o treinamento, as variáveis climáticas foram usadas para prever a radiação solar diária, e os modelos foram ajustados para minimizar o erro de previsão.
Após o treinamento, os modelos foram testados em dados não vistos para avaliar sua capacidade de generalização. O desempenho foi monitorado em tempo real, utilizando métricas como RMSE, R² e MAPE para fornecer uma visão detalhada da precisão de cada modelo. O modelo Random Forest se destacou por sua precisão, com um RMSE de 0,23, enquanto o SVM obteve um RMSE de 0,35, indicando maior dispersão nas previsões.
Validação cruzada e avaliação dos modelos
A validação cruzada foi aplicada para testar os modelos em diferen tes subconjuntos dos dados, garantindo que os modelos não fossem sobreajustados aos dados de treinamento e que suas previsões fossem confiá veis para novos conjuntos de dados.
Radiação solar (kWh/m²/dia)
Durante a validação, o modelo Random Forest obteve o melhor desem penho, com um R² de 0,91, indicando que 91% da variação na radiação solar foi explicada pelo modelo. O modelo SVM, embora eficaz, obteve um R² de 0,82, com maior erro nas previsões. Já o modelo GBT teve um desempenho similar ao MARS, com um R² de 0,88, sendo eficaz em prever a radiação so lar, especialmente durante condições climáticas variáveis.
Análise de resultados
Após a validação e análise dos mo delos, observou‑se que o Random Forest apresentou o melhor desempenho em termos de precisão, com um RMSE de 0,23 e um R² de 0,91. Esses resultados indicam que este modelo conseguiu explicar 91% da variação na radiação solar, o que é uma excelente perfor mance para previsões de energia solar. O RMSE de 0,23 sugere que as previ sões estavam muito próximas dos va lores reais, com um erro relativamente pequeno. O Random Forest foi eficaz ao lidar com a grande quantidade de va riáveis e com a complexidade dos da dos climáticos, o que o torna altamente recomendado para tarefas de previsão de energia solar em grande escala. Na figura 1, é apresentado o gráfico comparativo de valores reais e predi tos para o Random Forest, mostrando a radiação real em comparação com a radiação prevista ao longo do tempo.
Por outro lado, o SVM apresentou um desempenho inferior, com RMSE de 0,35 e R² de 0,82, o que significa que este modelo conseguiu explicar 82% da variação dos dados, mas com um erro de previsão maior em com paração com o Random Forest. O maior RMSE sugere que o modelo SVM teve dificuldades em lidar com as flutua ções nos dados meteorológicos, o que pode ser explicado pelas limitações da técnica, que tende a ser menos efi caz em capturar a complexidade dos padrões de dados não lineares, em comparação com modelos baseados em múltiplas árvores de decisão, como o Random Forest.
O Gradient Boosting Tree (GBT) obte ve resultados muito próximos aos do MARS, com um RMSE de 0,25 e R² de 0,88. Esses resultados indicam que tanto o GBT quanto o MARS são bas‑ tante eficazes em capturar as comple‑ xidades nos dados climáticos, espe cialmente quando comparados com o SVM e o CART. O GBT foi particu larmente robusto na generalização dos dados, apresentando bom desem penho tanto na previsão de radiação solar diária quanto em condições cli máticas variáveis.
O modelo MARS (Spline de Re gressão Adaptativa Multivariada) foi particularmente interessante, pois se mostrou eficaz para modelar relações
não lineares entre as variáveis climáticas e a radiação solar. O RMSE de 0,25 e o R² de 0,87 indicam que o modelo MARS foi bem‑sucedido ao capturar a variabili dade da radiação solar, especialmente em perío dos com padrões climá ticos mais complexos.
Já o CART (Árvore de Classificação e Re gressão), apesar de ser um modelo simples e interpretável, teve o pior desempenho, com RMSE de 0,45 e R² de 0,75. Isso sugere que o modelo não foi capaz de capturar as complexida des e as relações não lineares entre as variáveis climáticas e a radiação solar. O CART pode ser útil para tarefas mais simples e para explicações claras, mas não é tão eficaz para modelar fenô menos complexos como a previsão de radiação solar.
Em resumo, o Random Forest demonstrou‑se como a melhor técnica para prever a radiação solar devido à sua alta precisão e robustez, enquanto o CART se revelou inadequado para esta tarefa específica. O MARS e o GBT forneceram resultados semelhan tes, indicando que ambos são bons candidatos para a previsão da radia ção solar em cenários mais complexos.
Discussão
A comparação dos resultados dos diferentes modelos revela importantes implicações para a utilização de IA na previsão de radiação solar. O modelo Random Forest se destacou como o mais preciso e robusto, demonstran do grande capacidade de lidar com a complexidade dos dados climáticos e a variabilidade regional da radiação solar. Isso confirma que técnicas ba seadas em árvores de decisão, como o Random Forest, são particularmente
Índice de amostra
Fig. 1 – Gráfico Comparativo de valores reais e preditos para o Random Forest (Fonte: os autores - 2024)
eficazes para tarefas de previsão onde há muitas variáveis e relações não lineares, como é o caso da previsão de radiação solar.
O SVM, apesar de ser uma técnica popular em diversas áreas da IA, teve desempenho inferior neste estudo, com maior erro de previsão e menor capacidade de generalização. Isso destaca a importância de escolher o modelo adequado para o tipo de dados e a tarefa específica. Embora o SVM seja eficaz para separação de dados em muitas outras aplicações, na previsão de radiação solar ele teve dificuldades para modelar a complexidade e a variabilidade dos dados climáticos. Esse resultado também sugere que modelos que exigem um ajuste fino dos parâmetros, como o SVM, podem não ser ideais para problemas com grandes conjuntos de dados e muitas variáveis interdependentes.
Por outro lado, os modelos GBT e MARS se saíram muito bem, apresentando resultados competitivos com o Random Forest, o que sugere que, embora essas técnicas sejam mais complexas, elas oferecem um equilíbrio entre precisão e robustez. Esses modelos podem ser particularmente úteis em cenários onde é necessário capturar padrões não lineares complexos, como a interação entre temperatura, umidade e radiação solar. O MARS, com sua capacidade de lidar com dados não lineares de forma eficiente, mostrou ser um modelo útil para a previsão de radiação solar em ambientes com grande variabilidade climática.
A escolha do modelo de IA ideal depende de vários fatores, incluindo a complexidade dos dados, a quantidade de dados disponíveis e os requisitos de precisão. Para tarefas como a previsão de radiação solar, onde os dados climáticos são dinâmicos e não lineares, os modelos Random Forest e GBT são altamente recomendados, pois eles são capazes de capturar essas complexidades e fornecer previsões precisas. Além disso, a implementação de MARS pode ser vantajosa para modelos que exigem uma maior flexibilidade na modelagem de relações não lineares.
Este estudo também sugere que a combinação de técnicas de IA com dados de satélites, como os fornecidos pelo projeto Nasa Power, oferece uma oportunidade significativa para superar a falta de dados meteorológicos locais e melhorar a previsão da radiação solar. Essa abordagem permite integrar dados em tempo real e históricos, o que é crucial para otimizar a geração de energia solar, especialmente em regiões remotas e de difícil acesso.
Além disso, a alta precisão alcançada com o modelo Random Forest pode ter implicações diretas para o planejamento de sistemas fotovoltaicos e a integração de energia solar à rede elétrica. Com previsões mais precisas, é possível otimizar a operação dos sistemas solares, reduzindo custos e maximizando a eficiência da geração de energia.
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18 Transição energética
Isso pode ser particularmente importante em um contexto global, onde a adoção de fontes de energia renováveis, como a solar, está em ascensão e precisa ser integrada de forma eficaz à matriz energética.
Em termos de implicações práticas, a IA oferece uma solução escalável e de baixo custo para melhorar a previsão de radiação solar, tornando-a uma ferramenta valiosa para gestores e engenheiros de energia solar. Além disso, a IA também pode ser aplicada em áreas além da geração de energia, como a agricultura, onde a previsão precisa da radiação solar pode otimizar o uso de recursos hídricos e melhorar a produtividade das culturas. A capacidade de prever a radiação solar com precisão pode ajudar a reduzir o desperdício de água e aumentar a eficiência da irrigação.
Por fim, a combinação de IA com outras fontes de dados, como sensores em tempo real e comportamentais, pode ainda mais melhorar a precisão das previsões, criando soluções mais personalizadas e eficientes. O futuro da previsão de radiação solar parece promissor, com a IA desempenhando um papel crucial na otimização de sistemas fotovoltaicos e na promoção da transição para uma matriz energética mais sustentável.
Conclusões
Este estudo demonstrou que a aplicação de modelos de IA, como Random Forest e MARS, pode melhorar significativamente a precisão das previsões de radiação solar. Essas melhorias são cruciais para a transição energética, permitindo o aumento da eficiência na geração de energia solar. Os resultados obtidos indicam que a implementação dessas técnicas pode ser uma solução eficiente para integrar a energia solar à matriz energética, contribuindo para um futuro mais sustentável e menos dependente de fontes fósseis.
Este estudo também aponta para o grande potencial de integrar IA em outros setores, como a agricultura, para otimizar o uso da radiação solar na irrigação e na produção de alimentos. A combinação de IA com a energia solar oferece uma solução holística para os desafios globais de sustentabilidade e eficiência energética.
Referências
[1] Sengupta, M.; Habte, A.; Xie, Y.; Lopez, A.; Buster, G.: The national solar radiation data base (NSRDB). “Renewable and Sustainable Energy Reviews”, v. 89, p. 51-60, National Renewable Energy Laboratory, 2018. DOI: 10.25984/1810289.
[2] Domingos, Pedro: The Master Algorithm: How the Quest for the Ultimate Learning Machine Will Remake Our World. Basic Books, 2015.
[3] Fan, J.; Zhang, F.; Li, M.; Yang, Y.; Wang, Y.: Comparison of Support Vector Machine and Extreme Gradient Boosting for predicting daily global solar radiation using temperature and precipitation in humid subtropical climates: A case study in China. “Energy Conversion and Management”, v. 164, p. 102-111, 2018.
[4] Arlot, S.; Celisse, A.: A survey of cross-validation procedures for model selection. “Statistics Surveys”, v. 4, p. 40-79, 2010.
[5] Pellegrini, M.; Bianchini, A.: The innovative concept of cold district heating networks: a literature review. “Energies”, v. 11, n. 1, p. 236, 2018.
[6] Chen, Y.; Zhang, Z.; Wang, D.; Li, J.; Wang, J.: Proactively selection of input variables based on information gain factors for deep learning models in short-term solar irradiance forecasting. “Energy”, v. 284, 129261, 2023.
[7] Alkahtani, H.; Aldhyani, T. H. H.; Alsubari, S. N.: Application of Artificial Intelligence Model Solar Radiation Prediction for Renewable Energy Systems. “Sustainability”, v. 15, n. 8, 6973, 2023.
Artigo dos anais do congresso Eletrotec+EM-Power 2025, realizado em São Paulo em agosto, publicado aqui, com adaptações, sob autorização dos autores e da direção do congresso.
Microinversores para geradores fotovoltaicos
Da Redação de FotoVolt
Compactos e menos suscetíveis aos efeitos de sombreamento, os microinversores vêm ampliando sua presença em sistemas fotovoltaicos ao permitir a operação independente de cada módulo. Este guia reúne fornecedores e apresenta características elétricas de entrada e saída, além de dados como e ciência, distorção harmônica, temperatura de operação e certi cação.
Empresa/Telefone/E-mail Fabricante/ País
Deye (11) 2500-0681 suporte@deyeinversores.com.br
Enphase Energy https://enphase.com/pt-br comercial.br@enphaseenergy.com
Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 60 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, fevereiro 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/
Interruptor para bombeiros em sistemas fotovoltaicos
A segurança dos bombeiros para combate a incêndio e operações de resgate em edificações providas de SFV é aqui analisada à luz das práticas alemãs. Uma questão que se estende às intervenções para manutenção e descomissionamento, e enseja comparações com os requisitos normativos vigentes no Brasil.
Em tempos de rápida expansão das energias renováveis, os sistemas fotovoltaicos (SFVs) são uma parte importante da transição energética. Além do seu enorme potencial para a redução de CO2, os aspectos de segurança também estão em evidência. Uma questão recorrente para os projetistas de SFVs é a necessidade de instalar um interruptor de segurança para os bombeiros (figura 1). Mas qual é a situação legal neste campo (na Alemanha)? Que normas e regulamentos exigem a instalação desse interruptor e com que argumentos é possível justificar os custos adicionais para os usuários?
Fundamentos técnicos
A possibilidade de desenergizar linhas elétricas e equipamentos de utilização é um requisito de segurança essencial em instalações. A figura 2 mostra uma representação esquemática, na qual um gerador está conectado a uma carga. Em que ponto
Fig. 1 – Conjunto de interruptor para bombeiro. À esquerda, caixa com dispositivos para seccionamento seguro das séries FV (IEC 60947-3), para montagem junto ao gerador. À direita, caixa para comando manual ou automático — integrado a uma central de alarme de incêndio, dependendo das normas e regulamentos locais
da rede o técnico instalaria, idealmente, um dispositivo de manobra? Se o interruptor fosse instalado próximo à carga (figura 3), apenas
Fig. 2 – Arranjo esquemático de um gerador FV e da carga, com o local do dispositivo de manobra indeterminado
Fig. 3 - Arranjo esquemático idêntico à figura 2, com o dispositivo de manobra junto à carga
Thomas Neumann, da Q3 Energie GmbH (Alemanha)
Energie
um pequeno trecho entre ele e a carga seria desenergizado, e toda a extensão do cabo entre o gerador e o interruptor permaneceria sob tensão. Este arranjo implica riscos, especialmente durante trabalhos de manutenção ou em caso de intervenções de emergência.
A localização ideal para o interruptor é, naturalmente, o mais próximo possível do gerador. Tal disposição assegura que, na medida do possível, toda a linha entre o gerador e a carga possa ser desenergizada (figura 4).
Este requisito básico está prescrito na norma DIN VDE 0105-100 [1], que estabelece as cinco regras de segurança para trabalho em instalações elétricas, inclusive a necessidade de desenergizar as partes sob tensão. Evidentemente, desenergizar a linha entre o gerador e a carga é um preceito indispensável.
[Nota do Tradutor – Em 1990, a norma alemã DIN VDE 0105-100 deu origem à norma europeia homônima EN 50110-1 –Operation of electrical installations, a qual, por seu turno, foi adotada no Brasil em 2004 como base da Norma Regulamentadora NR-10 – Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade.]
O desafio dos sistemas fotovoltaicos
Se considerarmos o conjunto de um SFV, os módulos fotovoltaicos correspondem ao gerador. Isso significa que toda a linha entre os módulos e a instalação consumidora normalmente o inversor ou a rede de distribuição elétrica deve ser desenergizada para satisfazer aos requisitos de segurança da norma DIN VDE 0105-100 [1] (figura 5).
Há normas específicas para SFVs que prescrevem meios de interrupção, especialmente do lado de corrente contínua (c.c.). A norma DIN VDE 0100-712 [2] desempenha um papel central neste contexto, definindo requisitos de segurança elétrica e de instalação de SFVs. Consoante essa norma, deve haver um meio de interrupção do lado de c.c. do sistema fotovoltaico, principalmente para trabalhos de manutenção ou para prevenção de riscos.
[N. do T. – Para sistemas fotovoltaicos, aplicam-se no âmbito da ABNT, entre outras, as seguintes normas: NBR 5410, NBR 5419, NBR 16690, e NBR 17193.]
A corrente contínua representa um desafio peculiar. Em contraste com a corrente alternada, devido à ausência da passagem por zero, sua interrupção produz um arco elétrico que implica riscos particulares: pode causar um incêndio; os contatos do interruptor podem “colar” [por fusão] e não interromper o fluxo de corrente; e os componentes podem queimar. Os requisitos para manobra de corrente contínua em instalações
fotovoltaicas são prescritos pela norma IEC 60947-3 [3].
A maioria dos inversores dispõe de um interruptor de c.c. integrado, que atende à referida norma IEC [3]. No entanto, este interruptor estará no local errado, caso o inversor não seja contíguo aos módulos fotovoltaicos (figura 6). Se o inversor estiver instalado, por exemplo, no térreo ou no subsolo, os cabos do SFV sob tensões de até 1500 Vcc atravessam o interior da edificação e não têm como ser desenergizados para manutenção ou perante um incêndio. Tais situações representam um perigo para a vida e a integridade física, e devem ser definitivamente evitadas.
A fim de poder desenergizar também a linha entre os módulos fotovoltaicos e o inversor, tal como descrito no exemplo acima, o interruptor deve ser instalado próximo ao SFV (figura 7). Este é exatamente o esquema prescrito pela regra de aplicação VDE-AR-E 2100- 712 [4].
Uma regra de aplicação para SFVs
A regra de aplicação VDE-AR-E 2100-712 [4] define explicitamente como o risco de choque elétrico, por exemplo, em caso de incêndio, pode ser minimizado, ou melhor, excluído,
Fig. 6 – Um interruptor integrado ao inversor não é solução, caso este não esteja instalado adjacente aos módulos FV
7 – Arranjo esquemático com o interruptor disposto de acordo com a norma [4]
Fig. 4 - Arranjo esquemático idêntico à figura 3, com o dispositivo de manobra junto ao gerador
Fig. 5 – Toda a extensão da linha entre os módulos FV e a carga deve ser desenergizada
SFV
Fig.
por meio de interruptores para bombeiros. Com base nas normas referidas anteriormente e diante do entendimento técnico sobre a aplicação e os perigos potenciais, fica demonstrado que as instalações fotovoltaicas devem ter uma opção de segurança próxima dos módulos. A manobra é executada por separação galvânica ou curto-circuito, a fim de cumprir essa regra de aplicação.
Importante observar que o acionamento dessa função deve ser feito por meio de um interruptor externo acessível e, em caso de emergência, também deve ser possível mediante desligamento da tensão da rede. Note-se ainda que, em caso de falta de energia, os interruptores devem ser capazes de religar automatica-
A segurança dos bombeiros contra choque em SFV segundo a prática alemã
Com mais de 3 milhões de sistemas fotovoltaicos instalados na Alemanha em telhados e coberturas, a proteção dos bombeiros contra choque elétrico nessas instalações pode ser basicamente resumida em dois princípios:
1 – O combate a incêndio com água nos módulos fotovoltaicos e demais componentes instalados nos telhados e coberturas das edificações deve ser realizado observando uma distância mínima de segurança entre o esguicho e as partes energizadas. Conforme o nível de tensão e as características do esguicho (jato compacto ou jato de neblina), a norma VDE 0132 – Combate a incêndio e resgate em instalações elétricas estabelece as respectivas distâncias.
2 – A presença de cabos de c.c. sob tensão no interior da edificação deve ser evitada. O cabeamento que conecta os módulos fotovoltaicos ao inversor deve ser instalado externamente à edificação, ou em dutos resistentes ao fogo, ou embutidos na argamassa de revestimento das paredes internas da construção. O objetivo é evitar partes vivas expostas em operações de resgate, caso a isolação dos cabos seja destruída pelo fogo.
Nota - Uma abordagem ampla deste tema pode ser apreciada nos artigos “Proteção contra choques no combate a incêndio em sistemas fotovoltaicos”, e “Proteção contra incêndio em geradores fotovoltaicos”, publicados pela revista FotoVolt, respectivamente, nas edições de março de 2024 e janeiro-fevereiro de 2023. Disponível em https://www.arandanet.com.br/revista/fotovolt
Comentários
A regra de aplicação VDE-AR-E 2100-712 [4], mencionada no artigo, específica para SFVs, prescreve as medidas de segurança do lado de corrente contínua para combate a incêndio ou operações de resgate. Consoante esta regra, a interrupção de tensões perigosas pode ser realizada por dispositivos eletromecânicos ou eletrônicos: a) na saída dos módulos fotovoltaicos; b) na saída do SFV; ou c) no ponto em que os cabos de c.c. adentram a edificação.
Como bem esclarece o autor, a referida regra de aplicação tem caráter de recomendação na Alemanha, tornando-se obrigatória apenas em algumas regiões ou por força de licitação. Na prática, principalmente em construções residenciais naquele país, os SFVs não são providos de interruptores para bombeiros do tipo tratado neste artigo. Eventualmente, podem dispor de uma “chave do bombeiro” (Feuerwehrschalter) instalada junto ao telhado, destinada a seccionar as linhas de c.c. na saída do gerador fotovoltaico (v. item 2, acima).
A observância das distâncias normativas da VDE 0132 entre o esguicho e as instalações elétricas é uma prática consolidada, desenvolvida para combate a incêndio em edificações em geral, indústrias e subestações de alta tensão.
Já no caso do Brasil, a função de desligamento rápido prescrita na norma ABNT NBR 17193:2025 – Segurança contra incêndios em instalações fotovoltaicas — Requisitos e especificações de projetos – Uso em edificações, satisfaz não somente a um requisito dos bombeiros, mas assegura igualmente uma proteção fundamental contra choque para o pessoal técnico durante serviços de montagem, limpeza, manutenção e descomissionamento.
Celso L. P. Mendes, membro sênior da VDE – Associação Alemã de Eletrotécnica, Eletrônica e Tecnologia da Informação. Frankfurt/M.
mente a instalação quando a tensão for restabelecida e não houver nenhuma emergência.
Finalmente, a instalação do interruptor para bombeiros descrito neste artigo de acordo com a regra de aplicação VDE-AR-E 2100-712 [4] representa, na Alemanha, apenas uma recomendação, tornando-se obrigatória em algumas regiões daquele país ou por força de licitação.
Conclusão
A combinação das normas vigentes, regras de aplicação, estado da técnica e, por fim, também a responsabilidade do instalador e do projetista de construírem uma instalação o mais segura possível, tornam o uso de um interruptor para bombeiros quase inevitável em muitas configurações.
Embora para instalações pequenas, tais como em residências unifamilia-
res, seja provavelmente suficiente um simples interruptor de c.c. ou um secionador fusível operado manualmente, em SFVs de grande porte, na cobertura de edifícios públicos providos de central de alarme de incêndio, são exigidos sistemas mais complexos, eventualmente com supervisão online
Para sistemas fotovoltaicos de maior porte, os interruptores para bombeiros podem ser facilmente combinados com a proteção contra surtos, obrigatória de qualquer modo o que pode contribuir para minimizar os custos. Deixar longos cabos sob tensões de até 1500 Vcc sem possibilidade de desenergização é uma prática negligente que deve ser evitada pelo profissional.
Referências
[1] DIN VDE 0105-100 VDE 0105-100:2015-10
Betrieb von elektrischen Anlagen Teil 100: Allgemeine Festlegungen.
[2] DIN VDE 0100-712 VDE 0100-712:2016-10
Errichten von Niederspannungsanlagen Teil 7-712: Anforderungen für Betriebsstätten, Räume und Anlagen besonderer Art – Photovoltaik-(PV)-Stromversorgungssysteme.
[3] IEC 60947-3:2020 Low-voltage switchgear and controlgear - Part 3: Switches, disconnectors, switch-disconnectors and fuse-combination units.
[4] VDE-AR-E 2100-712 Anwendungsregel:2018-12 Maßnahmen für den DC- Bereich einer Photovoltaikanlage zum Einhalten der elektrischen Sicherheit im Falle einer Brandbekämpfung oder einer technischen Hilfeleistung.
Artigo publicado originalmente na revista alemã de – das Elektrohandwerk, edição SoHe/Fotovoltaica 2025. Copyright Hüthig GmbH, Heidelberg e München. www.elektro.net. Publicado por FotoVolt sob licença dos editores. Tradução e adaptação de Celso Mendes.
Estruturas para montagem de sistemas fotovoltaicos em telhados
Da Redação de FotoVolt
Responsáveis pela xação e estabilidade dos módulos fotovoltaicos, as estruturas de montagem são determinantes para a segurança e a durabilidade dos sistemas instalados em telhados e lajes. Este guia reúne fornecedores que atuam no mercado nacional, apresentando soluções compatíveis com diferentes tipos de cobertura, materiais construtivos e con gurações de instalação.
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Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 69 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, fevereiro 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/
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A E l e t ro t ec +EM - P o w er Sou t h A me ri ca é o eve n t o de i n fr ae str utura el é t r i ca e ges t ão d e ene rg i a na A m ér i ca La t ina. A fei r a des t aca a s t ecn o l o gia s de d is tr i buiçã o de ene r gia el é t r ica , be m c omo s e r vi ç o s e s olu ç ões de i n formátic a p a r a ge s tã o de ene r gia em rede, de s e r v i ç o s p úbl i c os e de ed if ica ç õ e s . S o l i dame n t e es t abelec i da n o c o n t ine n t e, a fei r a c o nect a
p rof i s s i o na i s e em p resa s da s á reas de p roj e t o , ins t alação e m anutençã o – da geraçã o d i s t ribu í da a t é a di s t r ibu i ção de ene rgia p o r rede s aé reas e su b ter r âneas. Se r á realizada d e 2 5 a 2 7 de ag o st o de 2 0 2 6 de n t ro do eve n t o
The smar t e r E South Amer i ca, a m aior alianç a de eve n t os para o s e t or ene r g é ti c o da A m éric a Lat i na
P OW E R2DRIV E SOUT H AMER I C A
A feira e congresso fundamental para infraestrutura de recarga e eletromobilidade na América Latina
Power2Drive South America: a feira & congresso fundamental para infraestrutura de recarga e eletromobilidade na América Latina. Solidamente estabelecido no continente, o evento evidencia a importância do veículo elétrico para um futuro sustentável de transporte e para sua crescente contribuição na matriz energética. A feira
reúne fabricantes, fornecedoras, instaladoras, distribuidoras, administradoras de frotas e de energia, fornecedoras e eletromobilidade e novas empresas. Será realizada em São Paulo, dentro do evento The smarter E South America, a maior aliança de eventos para o setor energético da América Latina.
Aplicações da IA em sistemas de baixa tensão de residências e comércios
A eficiência energética em residências e pequenos comércios enfrenta desafios significativos devido à falta de monitoramento em tempo real e controle automatizado. Aqui se propõe a integração de algoritmos de inteligência artificial com sensores e atuadores para criar um sistema de gestão elétrica responsivo e autônomo, com monitoramento contínuo, manutenção preditiva, automação, integração com fontes renováveis e segurança elétrica aprimorada.
Sistemas elétricos de baixa tensão constituem a base do fornecimento de energia em residências e estabelecimentos comerciais, sustentando desde operações cotidianas até atividades econômicas essenciais A redução do consumo de energia elétrica em uma residência pode ser alcançada através da utilização de programas de gerenciamento de energia. Um programa gerenciador aliado a sensores e atuadores pode otimizar a utilização de todos os equipamentos [1]. Entretanto, mesmo com os avanços atuais em eficiência energética, muitas residências e pequenos comércios ainda operam com redes elétricas sem monitoramento em tempo real ou qualquer forma de controle automatizado. Essa lacuna resulta em desperdício de energia, sobrecargas frequentes nas redes de distribuição, superaquecimento de condutores e aumento das contas de energia elétrica.
A integração eficiente de fontes renováveis, como a solar fotovoltaica, enfrenta barreiras técnicas devido à falta de sistemas adaptativos capazes de gerenciar simultaneamente:
(i) a intermitência da geração, (ii) os padrões de consumo em tempo real, e (iii) a capacidade limitada de armazenamento em baterias. Essa limitação resulta em subutilização da energia gerada e instabilidade na rede, especialmente em redes de baixa tensão com alta penetração de geração distribuída. Estudos indicam que a falta de monitoramento em tempo real e automação dos sistemas leva a perdas energéticas significativas [2], degradação prematura de componentes por sobrecargas e superaquecimento, e custos operacionais elevados.
O problema se agrava com a transição energética. Qualquer fonte energética, mesmo as tradicionalmente desig-
nadas por renováveis, têm, em termos ambientais, impactos significativos diretos e indiretos [3]. A integração de fontes renováveis distribuídas, como sistemas fotovoltaicos, esbarra na inflexibilidade das redes convencionais, incapazes de gerenciar dinamicamente a intermitência da geração solar, os padrões de demanda e o armazenamento em baterias.
Neste contexto, a convergência tecnológica com a inteligência artificial (IA) se estabelece como um divisor de águas. A proliferação de sensores de baixo custo, combinada com técnicas avançadas de aprendizado de máquina, permite transcender as limitações dos sistemas de gestão de energia
José Maurício dos Santos Pinheiro, do Centro Universitário de Barra Mansa - UBM
“A gestão inteligente de energia solar fotovoltaica e armazenamento em baterias pode aumentar a autossuficiência energética” (foto: Fotaic Energia Solar/arquivo FotoVolt)
tradicionais. Este artigo propõe uma arquitetura que transforma redes elétricas passivas em sistemas cognitivos capazes de:
• automatizar decisões com base em análise preditiva;
• otimizar fluxos energéticos em tempo real; e
• antecipar falhas antes de sua ocorrência.
A abordagem representa não apenas uma nova perspectiva tecnológica, mas uma redefinição do paradigma de gestão energética em pequena escala, alinhando eficiência operacional com sustentabilidade.
IA aplicada à supervisão de sistemas elétricos
A inteligência artificial tem passado por transformações radicais nas últimas décadas, evoluindo de sistemas baseados em regras fixas para arquiteturas cognitivas capazes de aprendizado autônomo.
As aplicações de IA possuem características essenciais capazes de dar suporte a sistemas de energia e gerenciar operações integradas do sistema elétrico. Nos sistemas de distribuição em redes de baixa tensão (BT), algoritmos de machine learning analisam dados de sensores (como medidores inteligentes e dispositivos de borda) para otimizar
o fluxo energético, balanceando cargas e reduzindo perdas técnicas. Sistemas preditivos detectam as anomalias em componentes (sobreaquecimento de cabos, degradação de conexões) com antecedência, enquanto modelos de deep learning gerenciam microrredes locais, integrando energia solar armazenada em baterias e priorizando consumidores críticos durante quedas.
A IA também viabiliza a automação avançada em BT: redes neurais reconhecem padrões de fraude (desvio de energia) com grande precisão e ajustam tarifas dinâmicas conforme o consumo em tempo real. Plataformas baseadas em digital twins simulam cenários operacionais, permitindo reconfigurações automáticas para evitar sobrecargas. No Brasil, projetos-piloto já demonstraram boa redução nas interrupções, comprovando o potencial da IA para tornar redes BT mais resilientes e eficientes.
Soluções baseadas em IA podem processar os grandes volumes de dados associados a redes de potência [4]. A figura 1 apresenta as aplicações, desafios e funcionalidades da IA em sistemas de energia.
A incorporação de algoritmos de inteligência artificial no setor de energia elétrica também é essencial para seu desenvolvimento tecnológico. Atualmente, as principais técnicas de IA aplicadas em sistemas de energia são aquelas que utilizam a lógica e representação de conhecimento de sistemas especialistas, sistemas fuzzy, redes neurais artificiais (RNA) e, mais recentemente, computação evolutiva.
Ao usar os dados provenientes de sensores, medidores inteligentes e sistemas distribuídos, os algo-
Previsão de energia renovável
Recursos
Fig. 1 – IA em sistemas de energia elétrica
ritmos de IA podem otimizar o consumo, a distribuição e o armazenamento de energia, como ilustra a figura 2. A capacidade de identificar padrões de consumo e prever comportamentos da rede elétrica permite aos sistemas inteligentes ajustarem em tempo real o fluxo da energia, equilibrando oferta e demanda com precisão. Esse nível de controle contribui não apenas para a eficiência energética, mas também para a preservação dos ativos da infraestrutura, minimizando riscos de sobrecarga e estendendo sua vida útil.
Algoritmo de IA
Assim, a aplicação dos algoritmos de IA combinados com sensores e atuadores inteligentes podem permitir uma gestão elétrica responsiva e autônoma, através da análise de dados em tempo real, conforme ilustra a figura 3. Alguns dos principais problemas em sistemas de potência aos quais métodos de inteligência artificial têm sido aplicados incluem planejamento, operação e análise de modelagem [5].
As principais funcionalidades da IA nos sistemas elétricos podem incluir:
• Monitoramento em tempo real –Por meio de sensores IoT (Internet das Coisas), o sistema coleta dados contínuos de tensão, corrente e consumo. Algoritmos de machine learning analisam esses dados para identificar padrões e comportamentos anômalos, prevenindo falhas e permitindo ajustes em tempo real.
• Manutenção preditiva – A análise preditiva, baseada em redes neurais e modelos de séries temporais permite detectar sinais de degradação em dispositivos e conexões elétricas.
Ações preventivas podem ser tomadas antes da ocorrência de falhas críticas.
Sensores Algoritmos de IA Atuadores
Monitoramento em tempo real Manutenção preditiva Automação de cargas
• Automação de cargas – Com base na análise do perfil de consumo, o sistema pode desligar dispositivos não essenciais em horários de pico, reprogramar ciclos de operação e priorizar equipamentos críticos, promovendo economia e estabilidade da rede interna.
• Integração com fontes renováveis –A IA gerencia dinamicamente o uso de energia proveniente de fontes renováveis, como painéis solares, e controla o carregamento e descarregamento de
Monitoramento em tempo real
Manutenção preditiva
Automação com fontes renováveis
Segurança elétrica
baterias, maximizando a autossuficiência energética do sistema.
• Segurança elétrica –
O sistema detecta eventos de risco, como curtoscircuitos, sobrecargas e variações abruptas de corrente, podendo desligar circuitos automaticamente ou emitir alertas via aplicativo, garantindo maior segurança para os usuários.
Essas funcionalidades estão sumarizadas na tabela I.
Resultados esperados
A inteligência artificial hoje é fundamentalmente modelos estatísticos que, baseados em dados, calculam a probabilidade de eventos ocorrerem [6]. Neste sentido, a implementação de um sistema de gestão elétrica responsivo e autônomo baseado em IA pode trazer benefícios significativos em termos de eficiência energética, como a redução de custos e aumento da confiabilidade das redes elétricas em residências e pequenos comércios. Abaixo, os principais resultados esperados:
Redução no consumo de energia
Estudos indicam que sistemas inteligentes de monitoramento e automação podem reduzir o consumo energético. Isso ocorre devido a:
• Otimização dinâmica de cargas, desligando dispositivos não essenciais em horários de pico.
Por meio de sensores IoT, sistema coleta dados contínuos de tensão, corrente e consumo. Algoritmos de aprendizado de máquina analisam os dados para identificar padrões e comportamentos anômalos, prevenindo falhas em tempo real.
A análise preditiva baseada em redes neurais e modelos de séries temporais permite detectar sinais de degradação em dispositivos e conexões elétricas.
A IA gerencia dinamicamente o uso de energia proveniente de fontes renováveis, como painéis solares, e controla o carregamento e descarregamento de baterias, maximizando a autossuficiência energética do sistema.
Sistema detecta eventos de risco, como curtos-circuitos, sobrecargas e variações abruptas de corrente, podendo desligar circuitos automaticamente ou emitir alertas via aplicativo, garantindo maior segurança para os usuários.
• Detecção de desperdícios, como equipamentos em standby ou mal dimensionados.
• Ajuste automático da operação de eletrodomésticos conforme tarifação horária.
Fig. 2 – Algoritmos de IA na otimização dos sistemas elétricos
Fig. 3 – Análise de dados em tempo real
Tab. I - Principais funcionalidades
FotoVolt - Fevereiro - 2026
Diminuição de falhas e aumento da vida útil dos equipamentos
A manutenção preditiva baseada em IA pode reduzir falhas elétricas, pois:
• Identifica sinais precoces de degradação em fios, disjuntores e conexões.
• Evita superaquecimento e sobrecargas antes que causem danos permanentes.
• Prolonga a vida útil de dispositivos elétricos, reduzindo custos com substituições.
Melhor integração de fontes renováveis
A gestão inteligente de energia solar fotovoltaica e armazenamento em baterias pode aumentar a autossuficiência energética graças a:
• Alocação adaptativa da energia gerada, priorizando consumo imediato ou armazenamento.
• Otimização do uso de baterias, evitando ciclos desnecessários e maximizando sua eficiência.
• Redução da dependência da rede convencional, especialmente em horários de alta tarifação.
Segurança elétrica aprimorada
O sistema pode reduzir em mais de 50% os incidentes relacionados a curtoscircuitos e sobrecargas, pois:
• Detecta anomalias em tempo real e age preventivamente.
• Desliga circuitos automaticamente em situações de risco.
• Emite alertas para usuários e técnicos, permitindo ações rápidas.
Retorno financeiro e sustentabilidade
Considerando a redução no consumo e os custos evitados com manutenções corretivas, estima-se que o retorno sobre o investimento (ROI) ocorra em 2 a 5 anos, dependendo da escala de implementação. Além disso, a diminuição no desperdício de energia contribui para a redução da pegada de carbono, alinhando-se com metas globais de sustentabilidade.
Conclusões
A introdução de inteligência artificial na gestão de sistemas elétricos de baixa tensão representa mais um passo rumo à eficiência energética e à sustentabilidade. A proposta discutida neste artigo oferece uma abordagem viável e escalável para residências e comércios, com potencial de redução de custos, aumento da confiabilidade elétrica e maior integração com fontes renováveis.
A aplicação de IA na gestão elétrica residencial e comercial pode trazer ganhos expressivos em eficiência, segurança e integração de energias renováveis. Além disso, a aplicação de IA abre caminhos para cidades inteligentes e redes elétricas autônomas, promovendo uma transição energética digital com forte impacto social e ambiental.
Referências
[1] Bolzani, Caio Augustus M.: Residências inteligentes: um curso de domótica. São Paulo: Editora Livraria da Física, 2004.
[2] Gellings, Clark W.: The Smart Grid: Enabling Energy Efficiency and Demand Response. River Publishers, 2024.
[3] Soares, Iolanda: Eficiência Energética e a ISO 50001. Lisboa: Edições Silabo, 2015.
[4] Singh, Nagendra et al.: Artificial Intelligence Techniques in Power Systems Operations and Analysis. CRC Press, 2024
[5] Ongsaku, Weerakorn; Vo, Dieu Ngoc.: Artificial Intelligence in Power System Optimization. CRC Press, 2013.
Artigo apresentado no congresso Eletrotec+EMPower 2025, realizado em agosto em São Paulo. Publicado em FotoVolt, com adaptações, sob autorização do autor e da coordenação do evento.
EPC s em colapso: erro técnico, financeiro ou de governança ?
Vinícius Ayrão*
“ Se o setor não incorporar o aprendizado, novos
ciclos seja na área de BESS ou outras frentes do setor elétrico poderão repetir o mesmo padrão”.
Osetor de integração e de EPC de energia solar está em crise. Não há uma reunião, congresso, feira do setor em que não se ouçam reclamações e preocupações com o futuro. Além disso, temos uma série de empresas e profissionais que saíram do mercado (entraram em recuperação judicial ou simplesmente fecharam).
Aqui, vou me deter nas empresas de EPC de 1 a 5 MW, procurando entender por que tiveram problemas, quais conjunturas as prejudicaram, como os demais atores do mercado se portaram e quais as consequências.
Essa reflexão é necessária pois, apesar de o setor de energia solar ser relativamente novo, obras de energia e infraestrutura não o são. Não deveríamos ter tido tantos problemas. Se não compreendermos as causas estruturais, o mesmo ciclo poderá se repetir em BESS e em futuras cadeias do setor elétrico.
Entendendo o jogo
Para analisarmos o que ocorreu, é necessário compreender como o mercado de MMGD se estruturou. O setor de energia e o setor fotovoltaico de MMGD são disciplinas do mercado de engenharia, mas o mercado é financeiro.
Uma dificuldade muito grande do engenheiro mais técnico é entender que não é a engenharia que inicia o negócio e sim o mercado financeiro. Se
há uma tese de investimento em que o retorno para o risco envolvido faz sentido, haverá dinheiro para isso.
A falha estrutural do mercado financeiro é acreditar que engenharia é uma variável facilmente comprável no mercado e que atingir os resultados da planilha é trivial.
Com as evoluções da antiga REN 482, algumas empresas e profissionais enxergaram uma tese financeira em que se construiriam usinas solares para aluguel. Que, dados os custos de energia elétrica para os clientes do mercado regulado, a locação da usina a valores inferiores a esses custos permitiria uma remuneração que teria sentido econômico-financeiro.
Com essa tese em mãos, foram ao mercado e captaram os recursos que lhes permitiriam construir usinas em volumes e velocidade consideráveis, o que garantiria fluxos de caixa por 25 anos.
Dinheiro em mãos, a próxima etapa foi desenvolver os projetos, quando a busca por locais, os estudos ambientais e os de conexão eram realizados, para definir quais os locais (terras) seriam técnica e economicamente viáveis.
A primeira etapa então foi a de desenvolvimento
A corrida regulatória – Com a Lei 14300 e o prazo para garantir as condições regulatórias de GD-I, houve uma corrida por pareceres de acesso até o dia 07/01/2023.
Vamos construir – O problema é que, após os pareceres de acesso, era
necessário construir, e para isso eram necessários dinheiro, equipamentos e empresas para executar.
Os equipamentos são a maior parcela do Capex de uma obra. Os fabricantes de módulos e inversores são empresas gigantes e a força de negociação, por mais volume que se tivesse, não era suficiente para modificar consideravelmente os patamares de preço.
Qualquer desvio em relação aos custos originais previstos na tese de investimento precisava ser corrigido nos custos dos serviços de execução.
A falha dos EPCistas (ou, às vezes, crescer é morrer)
Em tempos de start-up, do culto a escala, das redes sociais e da romantização do empreendedorismo, as empresas de execução/montagem de energia solar desprezaram um item importante: obras de infraestrutura são intensivas em mão de obra, muitas vezes não qualificada e os prazos eram exíguos. Não era apenas contratar mais gente, mais engenheiros e mais executores. Era necessário possuir uma empresa com mais:
• Maturidade empresarial;
• Maturidade de engenharia; e
• Maturidade em gestão de projetos e em processos.
Uma empresa executando uma ou duas obras de EPC em paralelo, na mesma região, era enxuta e daria uma boa margem. O dono/diretor/founder/CEO que fosse maduro e tivesse experiência em execução de obras teria alta chance de sucesso. Esta seria uma empresa que atingiria uns 10/12 MW por ano, com um faturamento entre R$ 8 e 12 milhões, aos preços médios da época (a curva A
de materiais e equipamentos seria fornecida pelo contratante).
O problema foi que o mercado tinha oportunidade para mais. Por que faturar 12 milhões e não 50 milhões ou 100 milhões?
A expansão acelerada
E foi esse o problema. Empresas que operavam com quatro ou cinco engenheiros passaram a ter 20 ou 30, muitas vezes sem experiência adequada e sem processos estruturados.
Infraestrutura exige planejamento rigoroso: projeto, suprimentos, logística, análise de riscos e controle de custos. Sem maturidade, as obras começaram a estourar orçamento. A receita de novos contratos passou a sustentar contratos antigos, criando um ciclo financeiro insustentável.
Quando a entrada de novos contratos diminuiu, as empresas quebraram.
O contratante (o investidor)
Mas, quem contratava esses EPCistas?
A literatura técnica e as boas práticas de contratação indicariam que devia ser realizada qualificação dos fornecedores, incluindo a avaliação da sua bancabilidade e análises de riscos, para que fossem tomadas ações de mitigação ou eliminação de riscos.
Vou dividir esses contratantes/investidores em três grupos:
a) Investidores de energia de GD de grande volume – Enquadro aqui empresas que desenvolveram ou enxergaram a tese financeira cedo, e que pretendiam executar, ou executaram, mais de 50 MWca de usinas de energia solar. A esses eu chamarei de investidores qualificados em GD (estou fazendo uma correlação com investimentos);
b) Indústrias/comércios de médio e grande porte donos de ativo – Aqui estão as empresas que investiram em ativos para reduzir seus custos de energia. Nesse quesito, não são acostumadas a contratar de forma corriqueira serviços de engenharia.
c) Investidores de médio/pequeno volume em GD – Nessa categoria temos as pessoas
que investiram valores de até 5 milhões, em média. Não seriam investidores qualificados em GD, e provavelmente “compraram” o investimento do próprio EPCista ou de um consultor.
Como foi o tsunami
Os principais contratantes de usinas de 1 a 5 MW foram os investidores de grande volume. Eles formaram a primeira onda e a mais constante, sendo que as principais empresas de EPC começaram trabalhando para eles.
Na óptica do vendedor, prospectar cinco a seis clientes de grande porte ao invés de 100 de pequeno porte é muito mais simples. Em contrapartida, a dependência em relação ao cliente é maior, e a força de barganha do cliente é grande.
Com isso, começou a haver mais pressões sobre custos e, conforme EPCistas iam quebrando, os contratos tornaram-se mais restritivos.
Os EPCistas que tinham sonhado com crescimento rápido não podiam se dar ao luxo de reduzir seu tamanho, já não tinham dinheiro para isso, e aceitavam margens menores para prolongar a sobrevivência.
Resultados com a redução das construções de usinas de 1 a 5 MW:
• Quebra de EPCistas;
• Obras não acabadas;
• Usinas mal construídas;
• Ativos que não performam;
• Obras atrasadas com perdas de GD1.
Quem foi prejudicado
De forma clara, TODOS. O segmento de MMGD virou um jogo de soma negativa. O retorno do investimento da usina não é função apenas do Capex, mas depende da energia gerada pela usina.
E essa geração está intrinsecamente ligada à qualidade do projeto, da execução e da manutenção.
Consequência não vista
Nesse momento, os investidores apenas perceberam o problema de atraso
no início do fluxo de recebimentos e eventuais custos maiores do que os previstos.
O principal problema: A má qualidade de projetos e execução implicou em menos energia gerada ao longo da vida útil do projeto e custos maiores de Opex do que o previsto.
Conclusão
O que ocorreu no segmento de EPC de 1 a 5 MW não foi um problema de capacidade técnica da engenharia brasileira. Tampouco foi apenas uma questão de mercado ou de ciclo regulatório.
O que houve foi um desalinhamento entre tese financeira, capacidade operacional e maturidade de governança.
A engenharia executa o que é viável dentro de premissas realistas. Quando as premissas são excessivamente otimistas, quando o crescimento supera a estrutura e quando a compressão de margens ignora a complexidade da execução, o resultado deixa de ser um risco individual e passa a ser um problema sistêmico.
Infraestrutura não se sustenta apenas com capital. Sustenta-se com planejamento, processos, gestão de risco e responsabilidade técnica compatíveis com a escala pretendida. Se o setor não incorporar esse aprendizado, novos ciclos — seja na área de BESS ou em outras frentes do setor elétrico — poderão repetir o mesmo padrão.
A engenharia é capaz. O que precisa amadurecer é o modelo que a envolve.
* 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 e execução das instalações fotovoltaicas. Os leitores podem apresentar dúvidas e sugestões pelo e-mail: fv_projetoinstalacao@arandaeditora.com.br, mencionando em “assunto” “Coluna Projeto e Instalação”.
SOLUÇÕES INTELIGENTES
Condomínios, direito à recarga e o papel da técnica
“ A lei cria o direito, mas a viabilidade continua sendo determinada pela engenharia”
Amobilidade elétrica avança em ritmo acelerado no Brasil, mas sua consolidação depende da expansão consistente da infraestrutura de recarga e da geração de segurança operacional ao usuário, principalmente quando a recarga pode ser realizada na própria garagem. A recarga em condomínios representa hoje um dos principais gargalos e, ao mesmo tempo, uma das maiores oportunidades para o setor, pois a principal vantagem do veículo elétrico é o carregamento no local de residência, reduzindo ou eliminando deslocamentos para abastecimento. O problema ganhou relevância quando moradores de condomínios verticais passaram a adquirir veículos elétricos e se depararam com negativas para instalação do carregador em suas vagas. Em muitos casos, isso obrigava o usuário a depender exclusivamente de infraestrutura pública, com custo mais elevado e perda da conveniência de carregar durante a noite, por exemplo. Houve situações em que análises técnicas apontavam viabilidade, mas o desconhecimento sobre a tecnologia levava assembleias a recusarem os pedidos. Em outros casos, sequer se permitia a elaboração de estudo técnico, prevalecendo decisões majoritárias baseadas em receio ou desinformação. O tema passou a gerar disputas recor-
rentes, o que levou o poder legislativo do Estado de São Paulo a disciplinar a matéria.
A Lei 18.403/2026
Em fevereiro de 2026, o Estado de São Paulo sancionou a Lei Estadual nº 18.403/2026, garantindo ao condômino o direito de instalar infraestrutura de recarga em sua vaga, desde que haja capacidade técnica e sejam observadas as normas técnicas aplicáveis.
É essencial compreender a distinção entre lei e norma técnica. A lei define O QUE deve ser assegurado, neste caso, o direito à instalação da infraestrutura de recarga. A norma técnica estabelece COMO essa instalação deve ser realizada, por meio de critérios de projeto, dimensionamento e segurança.
O texto legal determina que a instalação somente pode ser recusada mediante justificativa técnica fundamentada e documentada. Assim, a decisão deixa de ser subjetiva e passa a depender da aplicação adequada das normas técnicas, como a NBR 17019 e a NBR 5410, provendo maior segurança jurídica ao processo.
Sob a ótica técnica, permanecem intactos todos os requisitos de di-
mensionamento, proteção e segurança previstos nas normas. Sob a ótica jurídica, o foco está na garantia de acesso à infraestrutura quando houver viabilidade técnica comprovada. A lei cria o direito, mas a viabilidade continua sendo determinada pela engenharia.
A desinformação técnica nos condomínios
Em muitos empreendimentos, especialmente os mais antigos, síndicos e administradoras optavam por negar solicitações por ausência de parâmetros técnicos claros. A falta de estudos de carga, laudos elétricos e conhecimento sobre as normas aplicáveis resultava em postura defensiva. Não podemos dizer necessariamente que essa conduta é de má-fé. Em geral, estava associada ao receio de responsabilidade civil e à ausência de diretrizes objetivas. A nova legislação não evita os riscos técnicos, mas elimina a possibilidade de negativa baseada exclusivamente em desconhecimento, exigindo fundamentação técnica.
Normas técnicas e capacidade técnica
A expressão “quando houver capacidade técnica” torna-se o ponto central de interpretação da lei e deve ser analisada à luz das normas técnicas aplicáveis.
Rafael Cunha*
Capacidade técnica envolve:
• disponibilidade de carga no quadro geral de distribuição;
• margem na demanda contratada junto à distribuidora;
• adequação de cabos, disjuntores e barramentos;
• eventual necessidade de sistemas de gerenciamento ou balanceamento de carga.
Não se trata apenas de potência instalada, mas de avaliação de toda a infraestrutura elétrica da edificação. Em prédios mais novos, com previsão de expansão, a adaptação tende a ser mais simples. Em edifícios antigos, pode haver necessidade de reforço de infraestrutura, redimensionamento de alimentadores ou revisão da demanda contratada junto à concessionária.
Ao condicionar o direito à existência de capacidade técnica, a lei remete diretamente à aplicação correta das normas de projeto e segurança. Não há imposição de que o condomínio custeie adequações estruturais para atender um único morador, mas há a obrigação de permitir a instalação quando tecnicamente viável e devidamente fundamentada por profissional habilitado.
Diretrizes de segurança contra incêndio
Outro ponto relevante é a atuação da Ligabom, que reúne os Corpos de Bombeiros Militares do Brasil, e a iminente publicação de nova Instrução Técnica do Corpo de Bombeiros do Estado de São Paulo sobre infraestrutura de recarga em edificações.
Embora a lei trate do direito de acesso, normas de segurança contra incêndio podem influenciar diretamente a viabilidade técnica dos projetos, sem alterar o direito em si, mas estabelecendo requisitos adicionais para seu exercício.
Entre os possíveis requisitos discutidos no setor estão:
• sistemas de sprinkler conforme tipologia da garagem;
• ventilação natural ou forçada de acordo com o enquadramento da edificação;
• sistemas de desligamento centralizado de emergência;
• integração com sistemas de detecção e alarme de incêndio.
Caso confirmadas, tais exigências poderão impactar custos, prazos e soluções de engenharia, reforçando a importância do acompanhamento regulatório por projetistas, síndicos e integradores.
Novos empreendimentos
O Artigo 2º da Lei 18.403/2026 determina que empreendimentos com projetos aprovados após sua entrada em vigor devem prever, em seus sistemas elétricos, capacidade mínima de suporte à futura instalação de estações de recarga.
Isso significa que novos projetos elétricos devem incorporar margem de expansão desde a fase de concepção, considerando cenários de adoção crescente de veículos eletrificados. Para as construtoras, implica internalizar a previsão de demanda associada a essa realidade já na etapa de viabilidade do empreendimento.
Na prática, isso envolve a reserva de espaço físico para infraestrutura elétrica dedicada, o dimensionamento de barramentos com margem real de expansão, a previsão de infraestrutura seca adequada, a análise de cenários energéticos considerando simultaneidade e crescimento gradual da frota interna, a eventual adoção de sistemas de balanceamento de carga e a avaliação do impacto na demanda contratada.
A infraestrutura de recarga tende, assim, a deixar de ser diferencial e a se tornar padrão nas novas edificações.
Conclusão
A Lei nº 18.403/2026 preenche um vazio regulatório ao substituir decisões
Veículos elétricos
subjetivas por critérios técnicos objetivos. Ao assegurar o direito do condômino à instalação de infraestrutura de recarga, exige que eventuais negativas sejam fundamentadas com base em parâmetros de engenharia.
O crescimento da frota de veículos eletrificados torna essa discussão inevitável. A consolidação da recarga em condomínios dependerá menos da existência formal do direito e mais da maturidade técnica do setor, engenheiros, projetistas, administradoras e integradores, na aplicação rigorosa das normas e na antecipação de cenários.
A técnica e o direito se complementam. O avanço da mobilidade elétrica depende da aplicação coerente de ambos, com responsabilidade, previsibilidade e fundamento técnico.
Bibliografia
São Paulo (Estado). Lei nº 18.403, de 2026. Dispõe sobre o direito à instalação de infraestrutura de recarga para veículos elétricos em condomínios. Diário Oficial do Estado de São Paulo, São Paulo, 2026.
Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT NBR 17019: Infraestrutura para recarga de veículos elétricos. Rio de Janeiro: ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão. Rio de Janeiro: ABNT.
* 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”.
Leilão de baterias: teste de maturidade do setor elétrico brasileiro
“ O verdadeiro teste do leilão estará no desenho do edital. Se a remuneração reconhecer explicitamente exibilidade, tempo de resposta e con abilidade, o setor avançará para uma nova lógica sistêmica”
Atransição energética brasileira entrou em uma nova fase. Durante anos, o debate concentrou-se na expansão da oferta renovável, na competitividade da solar e da eólica e na redução de emissões. Hoje, o desafio é outro: administrar a variabilidade que essas fontes impõem ao sistema elétrico.
O anúncio da realização de um leilão dedicado a sistemas de armazenamento em baterias (BESS) representa mais do que um avanço regulatório. É um marco estratégico. O Brasil já não discute se precisa de armazenamento. Discute como vai contratá-lo.
O Leilão de Reserva de Capacidade de março deve assegurar gigawatts de potência térmica e hidrelétrica, fortalecendo a adequação estrutural do sistema. No entanto, adequação não é sinônimo de flexibilidade. A rápida expansão solar criou rampas acentuadas no final da tarde e aumento de curtailment. O problema deixou de ser apenas energia disponível. Passou a ser resposta rápida.
É nesse ponto que o armazenamento assume protagonismo. Baterias não substituem térmicas ou hidrelétricas; elas as complementam. Enquanto usi-
nas convencionais garantem duração e firmeza, o BESS entrega velocidade e precisão operativa. São atributos distintos, porém interdependentes.
O verdadeiro teste do leilão estará no desenho do edital. Se a remuneração valorizar apenas potência instalada, o resultado poderá reproduzir modelos tradicionais. Se reconhecer explicitamente flexibilidade, tempo de resposta e confiabilidade, o setor avançará para uma nova lógica sistêmica. A diferença entre essas duas abordagens não é tecnológica, mas institucional.
O Brasil vive um paradoxo. Politicamente, sinaliza maturidade ao estruturar um certame específico. Regulatoriamente, ainda convive com distorções como a dupla incidência de encargos e indefinições sobre remuneração de serviços sistêmicos. Esse desalinhamento não inviabiliza o mercado, mas eleva o grau de sofisticação necessário para navegar nele.
Capital internacional observa atentamente. O país possui escala, base renovável robusta e experiência em leilões competitivos. Entretanto, previsibilidade é condição essencial para investimentos de longo prazo. O leilão
de baterias será também um teste de confiança regulatória: indicará se o Brasil pretende consolidar um mercado recorrente de flexibilidade ou realizar um experimento pontual.
A nova fronteira da transição energética brasileira não é apenas tecnológica. É estratégica. O desafio deixou de ser produzir energia limpa em grande volume. Passou a ser orquestrar variabilidade com eficiência econômica e estabilidade institucional.
O leilão de baterias não é apenas mais um certame. É o momento em que o setor elétrico decide se está preparado para evoluir de um sistema orientado à produção para um sistema orientado à flexibilidade. E essa escolha definirá o ritmo da próxima década.
* Carlos Dornellas é especialista em estratégia regulatória e desenho de mercados no setor elétrico brasileiro, com mais de 30 anos de experiência executiva. Ex-diretor da Absolar e ex-executivo da CCEE, é fundador da Alma Solar Energia e chair do Comitê C5 do Cigre-Brasil (Mercados e Regulação). Atua na estruturação estratégica de projetos e investimentos na transição energética.
Carlos Dornellas*
Produtos
Gerador compacto offgrid
A Neosolar lançou recentemente o gerador solar off grid 12Vcc ZTroon, para cargas em corrente contínua, como câmeras de segurança e sistemas de vigilância, antenas e roteadores de internet, dispositivos IoT e sensores agrícolas, além de estações meteorológicas e sistemas de telemetria. O equipamento possui saída de 12 V, proteção contra sobrecarga e descarga, aquecimento automático em baixas temperaturas, IP65 e proteção contra chuva e poeira. Incorpora painel solar, controlador de carga e bateria de lítio, além de um BMS inteligente. Estão disponíveis três modelos: 60 W, 100 W e 240 W, para uso no modo plug & play, podendo ser fixado diretamente em postes ou paredes.
módulos de maior corrente e novas tecnologias; e arquitetura com alta dissipação de calor, a fim de manter desempenho estável mesmo em altas temperaturas. Em termos de flexibilidade de instalação elétrica, a solução permite até 4 unidades por ramal com cabo de 6 mm2 e até 3 unidades por ramal com cabo de 4 mm2.
https://fotus.com.br
Estruturas de fixação
A Soprano lançou, em parceria com a Pratyc, a estrutura solar Solo 8 Placas –Monoposte, projetada para instalações em solo. A solução utiliza perfis em aço galvanizado Civil 300, mãos francesas e contraventos fabricados em Magnélis, material considerado resistente e indicado para regiões litorâneas, rurais ou com alta umidade.
www.neosolar.com.br
Microinversor
A Fotus fornece o microinversor MX2500D, da TSuness, que é compatível com até seis módulos fotovoltaicos. O equipamento conta com 3 MPPTs independentes, visando melhor aproveitamento da geração; corrente de entrada de até 18 A, para
O kit inclui estacas, tesouras, terças, suportes L, grampos intermediários e finais, além de todos os fixadores em alumínio e parafusos em aço inox 304. O portfólio da empresa passa a contar também, sob encomenda, com o carport Pratyc, que suporta módulos de até 1,134m de largura.
www.soprano.com.br
BIPV
A linha de módulos fotovoltaicos para integração à edificação Galaxy, da Goodwe, é ultraleve (5,6 kg/m2) e ultrafina, desenvolvida para telhados industriais e comerciais. Segundo a empresa, o design sem moldura e vidro ultrafino de 1,6 mm garantem alta resistência às condições climáti-
cas adversas. A companhia também destaca facilidade de instalação, sem penetração no telhado. Conta com resistência a granizo de 25 mm de diâmetro a 23 m/s e a ventos fortes. Fornece até 214 W/m2 de geração de energia, sendo indicado para telhados com baixa capacidade de carga. Características técnicas: potência de 335 W, célula 5.6±0.4kg/m2, Mono PERC Half Cells e classe de proteção II. https://br.pvbm.com/products/galaxy
ERP solar
Com o objetivo de oferecer ferramentas para organização do atendimento técnico das instaladoras, a Everflow desenvolveu um ERP totalmente voltado para energia solar. A solução integra diversas funções do segmento, como gestão das agendas, controle de ordens de serviço, comunicação com clientes, registro digital de atividades e integração com CRMs e aplicativos de mensagens, como o WhatsApp. Segundo a empresa, o sistema cobre desde o orçamento e contratos até o fechamento financeiro da
obra, passando pela gestão de estoques, checklists personalizados, assinaturas digitais e geração de relatórios em painéis interativos. Conta ainda com recurso de geolocalização, que rastreia deslocamentos, a fim de reduzir custos logísticos.
https://everflow.com.br/
Diferença de preço da GD nos EUA e Brasil
Um levantamento da Solfácil, realizado a partir de dados do Radar Solfácil e em informações públicas da associação do setor solar dos Esta-
dos Unidos, chamada SEIA, indica que instalar energia solar no Brasil pode sair até sete vezes mais barato que nos EUA. A empresa aponta que um sistema residencial de aproximadamente 7 kWp custa pouco mais de R$ 16 mil no Brasil, enquanto nos Estados Unidos sai por cerca de US$ 23,5 mil, valor equivalente a quase R$ 130 mil. Já um sistema residencial de 10 kW no Brasil gira em torno de R$ 25 mil, enquanto nos EUA chega a R$ 150 mil. Segundo a Solfácil, a diferen-
ça não está apenas no custo dos equipamentos. Nos EUA, políticas comerciais dificultam a importação de módulos solares chineses, que representam cerca de 90% da produção mundial, elevando os preços. Além disso, os custos administrativos e de aquisição de clientes nos EUA são maiores, enquanto o Brasil, segundo a empresa, conta com mais de 30 mil integradores, muitos deles pequenos negócios locais que atuam com estruturas mais enxutas, reduzindo custos de instalação. Hoje, 55% do preço de um projeto solar no Brasil está ligado aos equipamentos, enquanto nos EUA essa fatia é de 35%.
Além do acesso mais barato aos sistemas residenciais, as condições climáticas no Brasil trabalham a favor da tecnologia, haja vista que a radiação solar mais elevada
ao longo do ano melhora o desempenho dos sistemas e encurta o prazo de retorno do investimento, destaca a empresa.
https://solfacil.com.br
Crescimento da GD Um mapeamento da TTS Energia, elaborado com base nos relatórios oficiais da
passado foram adicionados 3,1 GW da tecnologia fotovoltaica, destinados exclusivamente ao suprimento de energia elétrica em cerca de 333 mil empresas e propriedades rurais. No total, foram mais de 128 mil instalações em telhados, coberturas e em solo para atender a estes consumidores. No acumulado desde 2012, a geração
Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica, identificou que a adoção da geração própria de energia solar nas empresas de comércio, serviço, indústrias e agronegócio resultou em investimentos da ordem de R$ 9,6 bilhões ao longo de 2025. De acordo com o levantamento, no ano
própria de energia solar abastece atualmente cerca de 2,6 milhões de empresas e propriedades do agronegócio, oriunda de 774 mil instalações e 21 GW de capacidade operacional.
https://ttsenergia.com.br/
As baterias impulsionam o aproveitamento eficiente e seguro dos recursos renováveis
“ Uma grande oportunidade para 2026 será a realização do Leilão de Reserva de Capacidade para Armazenamento”.
Apesar de estar atualmente com 5 a 10 anos de atraso em relação aos mercados mais desenvol- vidos, o mercado de baterias para o armazenamento de energia elétrica começa a ganhar tração no Brasil. Considerado a próxima fronteira do setor elétrico nacional, sobretudo para fortalecer ainda mais a expansão das fontes renováveis, o armazenamento elétrico é solução e caz e estratégica. Além de ser um grande vetor de desenvolvimento social, econômico e ambiental, a tecnologia proporciona positiva atração de investimentos e relevante geração de novos empregos verdes locais ao País.
Os sistemas de baterias tornam possível, por exemplo, armazenar excedentes de eletricidade renovável gerada em momentos de abundância, diminuindo o corte e o desperdício desta energia limpa e competitiva. Também podem proporcionar diversos serviços valiosos ao setor elétrico, como: resposta rápida à demanda; regulação de frequência, tensão, ativos e reativos; fornecimento de capacidade (potência); recomposição do sistema após eventos extremos (blackstart); entre diversos outros. Há, ainda, a possibilidade de despacho em horários de alta demanda, quando a eletricidade está mais cara, a partir da energia elétrica renovável previamente armazenada.
Mesmo com desa os legais e regulatórios a serem equacionados, o crescimento do armazenamento já é perceptível no Brasil. Segundo projeções da consultoria Clean Energy Latin America (Cela), associada da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) há mais de uma década, o volume comercializado de sistemas de armazenamento de energia elétrica no País pode ter alcançado entre 1,3 GWh e 2,5 GWh em 2025, um salto expressivo frente aos níveis de 2024.
Esse crescimento representa novos investimentos da ordem de R$ 2,2 bilhões no segmento – mais de três vezes os R$ 700 milhões registrados em 2024.
Parte deste impulso vem da forte queda nos preços dos equipamentos e componentes: os packs de baterias têm apresentado reduções signi cativas, o que torna o armazenamento mais acessível e economicamente viável.
Uma grande oportunidade para 2026 será a realização do Leilão de Reserva de Capacidade para Armazenamento (LRCAP Armazenamento), previsto para acontecer até o meio do ano. O certame pode representar um passo essencial para modernizar a matriz elétrica brasileira e impulsionar crescimento das fontes renováveis.
Há muitos empreendedores e investidores interessados neste leilão
e que aguardam a publicação das diretrizes do LRCAP Armazenamento para se preparar para este importante certame. Com regras isonômicas, o leilão poderá contratar baterias que garantam exibilidade, estabilidade e rmeza ao sistema elétrico nacional, sem custos variáveis de operação e sem aumentar as emissões de gases de efeito estufa do País.
Assim, o armazenamento elétrico é ferramenta-chave para acelerar o desenvolvimento sustentável e ampliar o aproveitamento e ciente e seguro dos recursos renováveis e competi- tivos que a Nação possui. Destravar esse mercado é um passo crucial para o Brasil se tornar uma superpotência na geopolítica da transição energética e na economia de baixo carbono para a qual o mundo caminha a passos rápidos.
* Rodrigo Sauaia é CEO da Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica; Ronaldo Koloszuk é Presidente do Conselho de Administração da Absolar; e Vinicius Berná é Diretor de Estratégia e Novos Mercados da Cela - Clean Energy Latin America e vice-coordenador do Grupo de Trabalho de Armazenamento de Energia Elétrica da Absolar.
Rodrigo Sauaia, Ronaldo Koloszuk e Vinicius Berná*
