Sistemas de monitoramento e gestão de energia fotovoltaica
Os sistemas de monitoramento e gestão são ferramentas-chave para otimizar a produção, o armazenamento e o consumo de energia fotovoltaica. Este guia reúne fornecedores e apresenta soluções com seus principais parâmetros e funcionalidades.
Ensaios e inspeções para comissionamento de sistemas fotovoltaicos
O comissionamento de acordo com as normas visa assegurar o máximo desempenho, confiabilidade e segurança ao longo da vida útil da instalação. Este artigo descreve a prática alemã e proporciona comparações com os procedimentos vigentes no Brasil.
A liderança regional e os desa os nacionais
Considerado um dos principais encontros sobre energias renováveis do País, evento vai reunir empresas, especialistas e executivos para discutir tendências, desafios e oportunidades do setor.
Softwares para projeto de sistemas fotovoltaicos conectados à rede
Essenciais para o desenvolvimento de projetos fotovoltaicos, os softwares são ferramentas estratégicas para engenheiros e integradores. O guia reúne fornecedores e apresenta diversos recursos desses sistemas.
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Capa Helio Bettega Foto: Roman Zaiets/shutterstock
A r ma z e nam e n t o e s o l a r : a c o n ve rg ê n c i a n e c e ssá r i a
Carta ao leitor
Jucele Reis, Editora
Arápida expansão das fontes renováveis variáveis em especial da geração solar alterou o principal desafio energético nacional. A prioridade, antes concentrada na ampliação da capacidade instalada, desloca-se para a gestão da disponibilidade da energia ao longo do tempo. Observa-se uma transformação estrutural do setor: mais do que expandir oferta, o sistema passa a demandar requisitos de flexibilidade, como capacidade de resposta e gestão dos recursos já disponíveis na matriz.
Nesse contexto, foi realizado em março o LRCAP – Leilão de Reserva de Capacidade. Embora reconhecido como um movimento relevante para reforço da confiabilidade do sistema, o resultado do leilão evidencia a manutenção do protagonismo das termelétricas em detrimento da incorporação de atributos supridos pelos sistemas de armazenamento, postergando a adoção de tecnologias mais aderentes à nova dinâmica operacional do sistema.
Enquanto tecnologias despacháveis tradicionais respondem a eventos prolongados de escassez, os sistemas de armazenamento destacam-se pela capacidade de atender demandas diárias de potência e energia de curta duração, reduzir perdas associadas ao curtailment e oferecer resposta rápida à operação do sistema, contribuindo para a integração de fontes renováveis variáveis.
Além disso, o uso de BESS tem potencial para reduzir custos sistêmicos ao substituir parte da necessidade de usinas térmicas dedicadas à garantia de potência. Desta forma, o resultado do certame reacende a discussão sobre a realização de um leilão específico para essa tecnologia, já sinalizado pelo governo, mas ainda sem data definida.
O principal bloqueio permanece regulatório. A ausência de definições claras sobre a remuneração da flexibilidade, critérios de despacho e a chamada dupla tarifação (cobrança pelo uso da rede tanto no carregamento quanto na descarga) limita a inserção estruturada do armazenamento no sistema elétrico nacional.
Por outro lado, no âmbito do mercado, a adoção do armazenamento já se manifesta. Integradores, distribuidores e desenvolvedores estão incorporando as baterias como componente estrutural de seus projetos, enquanto consumidores buscam maior previsibilidade diante de interrupções no fornecimento e da complexidade tarifária. Aplicações como backup, deslocamento de carga e gerenciamento de demanda passam a compor estratégias de gestão energética.
No mesmo sentido, a adoção crescente de inversores híbridos e de sistemas preparados para futura integração com baterias indica uma mudança gradual, porém consistente: o armazenamento começa a fazer parte da concepção dos projetos fotovoltaicos, formando uma arquitetura integrada.
A convergência entre solar e armazenamento aponta para a nova etapa da transição energética brasileira. Seu avanço tende a ocorrer pela complementaridade entre essas tecnologias, com benefícios em confiabilidade, eficiência e resiliência operacional.
Diretores: Edgard Laureano da Cunha Jr., José Roberto Gonçalves e José Rubens Alves de Souza (in memoriam )
REDAÇÃO
Editora: Jucele Menezes dos Reis (jornalista responsável – Reg. MTb. 0048092/SP)
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Diretor Administrativo: Edgard Laureano da Cunha Jr.
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ISSN 2447-1615
28-29
ABR 2026
C E NTR O DE E VE NTO S DO C E AR Á, FOR T A LE Z A, BR A S IL
Apoiando os negócios de energia solar e hidrogênio verde no Nordeste
Boosting Solar & Green Hydrogen Business in Brazil’s Northeast
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28-29 ABR 2026
C E NTR O DE E VE NTO S DO C E AR Á, FOR T A LE Z A, BR A S IL
Apoiando os negócios de energia solar e hidrogênio verde no Nordeste
Boosting Solar & Green Hydrogen Business in Brazil’s Northeast
10h30 - 12h30 Como a NBR 16384 te auxilia na aplicação da NR-10
13h30 - 15h30 NR-10 - o que veio de novo e como adequar a minha empresa 2o DIA | 29.04.2026 1o DIA | 28.04.2026
16h00 - 18h00 Modelagem e Estratégias de Operação para Redes de Recargas
10h30 - 12h30 Como implementar as medidas de proteção contra incêndio exigidas pelos Bombeiros
13h30 - 15h30 Aplicação do BESS no mercado comercial e industrial para integradores
16h00 - 18h00 Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) na Prática: Estratégias para viabilizar retorno de investimento
10h30 - 11h30 Cerimônia de abertura
11h30 - 12h30 Panorama da Geração Solar FV no Brasil
12h30 - 14h00 Intervalo/Almoço
14h00 - 15h30 O mercado brasileiro de armazenamento de energia em 2026 - taxiando para decolagem?
15h30 - 16h00 Intervalo/Coffee Break
16h00 - 17h30 Promovendo energias renováveis 24/7 no Brasil: o papel estratégico do Hidrogênio Verde 1o DIA | 28.04.2026
10h30 - 12h00 Data Centers na Região Nordeste
12h00 - 13h30 Intervalo/Almoço
14h00 - 15h30 Expansão da Geração Distribuída no Brasil: tecnologia, mercado e regulação em um mercado em transformação
15h30 - 16h00 Intervalo/Coffee Break
16h00 -17h30 Segurança elétrica em locais de trabalho 2o DIA | 29.04.2026
regular (até 27/04)
no local (dia 28 e 29/04)
Fraunhofer ISE atinge recorde mundial em módulos tandem
Pesquisadores do Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE), na Alemanha, desenvolveram dois módulos fotovoltaicos tandem com eficiências recordes, ampliando os limites atuais da conversão solar em aplicações terrestres. Um módulo baseado em células III-V sobre germânio alcançou eficiência de 34,2%, enquanto outro, com células III-V sobre silício, atingiu 31,3%.
O resultado de 34,2% representa um recorde mundial de eficiência para módulos fotovoltaicos, segundo o instituto. O dispositivo tem área de 833 centímetros quadrados e utiliza células solares triplas desenvolvidas pela Azur Space Solar Power, adaptadas ao espectro solar terrestre, permitindo produção em quantidades comparáveis e nos mesmos formatos de wafer utilizados em células solares espaciais.
Já o módulo com eficiência de 31,3% foi construído com base em tecnologia tandem que combina semicondutores III-V com silício, material predominante na indústria fotovoltaica. O protótipo tem área de 218 centímetros quadrados e foi desenvolvido com técnicas de interconexão do tipo shingle, voltadas à integração eficiente das células no módulo.
Os resultados superam as limitações físicas das células convencionais de silício, cuja eficiência máxima teórica é de 29,4%. Módulos comerciais disponíveis atualmente operam com níveis próximos de 24%, evidenciando o avanço representado pelas arquiteturas tandem, que combinam múltiplos semicondutores para ampliar a absorção da luz solar.
A tecnologia tandem permite capturar diferentes faixas do espectro solar com maior eficiência, aumentando a geração elétrica por área instalada. Esse atributo é considerado estratégico para aplicações com restrição de
espaço, como edifícios, infraestrutura urbana e sistemas integrados.
No caso do módulo III-V sobre germânio, o desempenho foi ampliado com a aplicação de estruturas antirreflexivas na superfície do vidro, desenvolvidas pela Temicon GmbH. O processo utiliza nanoimpressão para reduzir perdas ópticas e elevar a captação de radiação incidente.
O Fraunhofer ISE já havia estabelecido anteriormente um recorde de eficiência de 36,1% em células solares tandem III-V sobre silício em nível de célula individual. Os novos resultados representam um avanço ao demonstrar a viabilidade dessa arquitetura em módulos completos.
Segundo o instituto, a conversão das células tandem em módulos operacionais é um passo necessário para viabilizar aplicações comerciais e ampliar a eficiência dos sistemas fotovoltaicos em escala real.
Custos de armazenamento alcançam mínimas históricas
Ocusto dos projetos de armazenamento de energia em baterias caiu para valores mínimos históricos em 2025 em todo o mundo, enquanto houve aumento dos preços da maioria das outras tecnologias de energia limpa, segundo a 17ª edição do relatório “Levelized Cost of Electricity 2026” da BloombergNEF. Os custos de referência globais da BNEF para energia solar, eólica onshore e eólica offshore aumentaram no ano passado, revertendo a tendência de queda
observada nos anos anteriores, devido a uma combinação de restrições na cadeia de suprimentos, menor disponibilidade de recursos e reformas de mercado na China.
Os dados da BNEF mostram que o custo de referência global para um projeto de baterias de quatro horas de fornecimento caiu 27% em relação ao ano anterior, atingindo US$ 78/ MWh em 2025 um recorde de baixa desde em 2009, quando a BNEF começou a monitorar os custos. A queda nos preços das baterias, o aumento da concorrência entre os fabricantes e a melhoria nos projetos contribuíram para esse rápido declínio. A redução nos custos das baterias também está acelerando a implantação de projetos de sistemas de armazenamento na geração distribuída. Em 2025, os desenvolvedores adicionaram 87 GW de energia solar e armazenamento combinados, fornecendo energia a um custo médio de US$ 57/MWh.
Em contrapartida, o custo de referência de uma fazenda solar fotovoltaica típica de eixo fixo aumentou 6% em comparação com 2025, chegando a US$ 39/MWh, enquanto a energia eólica onshore atingiu US$ 40/MWh e a eólica offshore subiu para US$ 100/ MWh, globalmente.
“Custos mais baixos devido à supercapacidade de produção do mercado de veículos elétricos e projetos de sistemas aprimorados estão transformando a economia de grandes projetos de armazenamento
Protótipos alcançam e ciência de até 34,2% em testes
Com elevação do custo das outras renováveis, aumenta número de projetos de GD com baterias
de energia”, disse Amar Vasdev, autor principal do relatório e associado sênior de economia de energia da BloombergNEF. “O custo nivelado da eletricidade para um sistema de quatro horas agora está abaixo de US$ 100/ MWh em seis mercados. À medida que os custos continuam a cair, esperamos que o armazenamento em baterias fortaleça as receitas de projetos solares, apoie uma implantação mais ampla de energias renováveis e acelere a transição para o balanceamento de sistemas liderado por armazenamento em detrimento da capacidade de pico baseada em combustíveis fósseis.”
A geração de energia térmica também apresentou aumentos de custos em 2025. Novas usinas a gás e carvão viram os preços de equipamentos subirem, o que elevou o custo nivelado global da eletricidade para turbinas a gás de ciclo combinado (CCGTs) em 16%, para US$ 102/MWh, o nível mais alto já registrado. O aumento no desenvolvimento de data centers manteve a demanda por turbinas a gás elevada, e a BNEF prevê que os custos das usinas a gás permanecerão altos no futuro próximo. Os desafios nas cadeias de suprimentos de turbinas a gás e as filas de espera nas redes elétricas também podem oferecer oportunidades para tecnologias de energia limpa de rápida implantação. Sistemas solares e de baterias com capacidade de armazenamento de quatro horas, instalados no mesmo local, podem atender a uma parcela substancial da demanda de eletricidade de data centers a um custo menor do que o gás, com a competitividade melhorando em regiões como a Califórnia e partes do Texas, nos EUA, à medida que a produção solar se expande e os preços do armazenamento caem. Juntas, essas mudanças ressaltam como o aumento dos custos do gás e os rápidos avanços em tecnologias de energia limpa estão ajudando a tornar as energias renováveis as fontes mais econômicas de energia firme e flexível.
“Estamos no meio de uma corrida por elétrons para atender ao crescimento da demanda de energia proveniente da eletrificação e dos data centers. As energias renováveis já estão superando os custos operacionais das usinas a combustíveis fósseis existentes em mercados-chave, e não apenas para novos projetos”, disse Vasdev. “Novas usinas solares já superam a geração de energia a carvão ou gás em quase todos os mercados da ÁsiaPacífico, enquanto a energia eólica substituiu o gás como a fonte mais barata para novas construções nos EUA e no Canadá. A energia solar supera consistentemente as alternativas aos combustíveis fósseis no sul da Europa e a energia eólica no norte da Europa”.
Lei garante recarga de elétricos em condomínios em SP
Aou Registro de Responsabilidade Técnica (ART ou RRT).
Também será exigida comunicação prévia à administração do condomínio, e os custos da instalação e das eventuais adequações na infraestrutura elétrica ficarão a cargo do morador interessado.
lém de assegurar a moradores de condomínios o direito de instalar estações de recarga de veículos elétricos em vagas privativas, a Lei 18.403, sancionada em 19 de fevereiro pelo governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas, proíbe que a convenção condominial vete a instalação sem justificativa técnica ou de segurança devidamente fundamentada e documentada.
A norma estabelece ainda que, em caso de negativa considerada injustificada, o morador poderá recorrer aos órgãos competentes. A lei define regras para a instalação individual de infraestrutura de recarga e estabelece critérios técnicos aplicáveis a condomínios residenciais e comerciais no Estado.
Pela lei, a instalação deverá observar normas técnicas e requisitos de segurança, incluindo compatibilidade com a carga elétrica da unidade e conformidade com as regras da distribuidora de energia e da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). O serviço deverá ser executado por profissional habilitado, com emissão de Anotação
A lei permite que a convenção condominial estabeleça padrões técnicos e procedimentos, como forma de comunicação e responsabilização por danos ou consumo. Além disso, novos empreendimentos imobiliários, com projetos aprovados após a entrada em vigor da norma, deverão prever capacidade elétrica mínima para futura instalação de pontos de recarga.
Mineradora terá microrrede com solar e BESS
Afrancesa GreenYellow vai fornecer uma solução híbrida de energia à Mineradora Monte Cristo, produtora de ouro localizada em Nossa Senhora do Livramento, na Baixada Cuiabana, no Mato Grosso. O projeto combina sistema de energia solar e baterias (BESS) operados em microrrede, em conjunto com geradores a diesel já existentes.
A solução vai reduzir parcialmente o consumo de diesel no local e diminuir a dependência da distribuidora de energia, especialmente no horário de ponta. “Dessa forma, o BESS pode atuar em múltiplas frentes, como backup, load shifting e peak shaving”,
Convenção não poderá vetar sem justi cativa técnica formal
Notícias
explica Giovanni Milani, Head Comercial de BESS da GreenYellow. Segundo ele, o projeto deve gerar economia mensal de R$ 165 mil e reduzir entre 50 e 100 toneladas as emissões de CO₂, a depender do consumo de energia do local.
Projeto da GreenYellow está recebendo investimento de R$ 18 milhões
Para Vinicius Eduardo Silva, CEO da Mineradora Monte Cristo, a implantação de energia solar com baterias aumenta a segurança no fornecimento e reduz os custos da operação, ao mesmo tempo em que reforça o compromisso da empresa com a transição energética e uma mineração mais sustentável. “Acredito que este seja um passo importante não apenas para a Monte Cristo, mas também para mostrar que é possível fazer mineração no Brasil com mais eficiência, previsibilidade e responsabilidade com o futuro”, afirma.
Este será um dos maiores sistemas de BESS aplicados à mineração no Mato Grosso. A arquitetura integrada combina sistema fotovoltaico de 3 MWp e BESS de 5 MWh, além dos geradores a diesel e a rede elétrica local. “Essa integração permite uma gestão inteligente da energia, garantindo redução de custos, segurança no fornecimento e maior eficiência operacional”, afirma Giovanni Milani.
A mineradora trabalha com um processo de extração na qual o material rochoso retirado da superfície passa por moagem e refino para posterior separação do ouro, um procedimento altamente intensivo em energia. No entanto, a rede elétrica da região apresenta interrupções frequentes, oscilações
significativas de tensão e limitação de aumento da demanda contratada, tornando necessário o gerenciamento inteligente da energia para garantir o fornecimento. “Com a automação através de um sistema robusto com EMS (Energy Management System) prevista para o projeto, é possível monitorar e controlar toda a energia gerada e consumida em tempo real, garantindo maior eficiência operacional, integração de fontes renováveis, redução de perdas e custos, e maior resiliência frente a falhas ou interrupções no fornecimento”, explica Milani. O sistema fotovoltaico terá geração estimada de cerca de 4,74 GWh por ano (aproximadamente 13 MWh por dia). “Essa energia será suficiente para suprir cargas não atendidas pela rede, carregar o BESS e reduzir significativamente o consumo de diesel”, complementa Gabriela F Prates Zarzenon, CEO da Zarzenon, empresa parceira responsável pelo EPC (engenharia, suprimentos e construção) do projeto. Segundo ela, “mais do que instalar baterias, este projeto representa blindagem energética, profissionalização do setor e a transformação da mineração mato-grossense em uma operação corporativa, estruturada e estrategicamente posicionada no cenário nacional.”
O sistema deve entrar em operação em dezembro de 2026 e foi contratado pelo modelo Energy as a Service (EaaS) da GreenYellow, que dispensa investimento inicial e permite que o cliente comece a pagar somente quando o ativo estiver em operação.
TTS Energia vence licitação para UFV de 5 MW
ATTS Energia, empresa de engenharia e construção de usinas fotovoltaicas e ativos de energia renovável, venceu uma licitação em formato de leilão para a construção de uma usina
solar de 5 MW no município de Jequitibá, em Minas Gerais, que integrará o portfólio da Cemig SIM (Grupo Cemig), que atua na geração de energia em usinas solares remotas.
Orçado em mais de R$ 8,7 milhões, empreendimento será instalado em Jequitibá, MG
O projeto, que representa investimento de mais de R$ 8,7 milhões, será composto por 10.864 módulos fotovoltaicos instalados em estrutura fixa de solo. A nova usina solar atenderá clientes na categoria de geração compartilhada, por meio da modalidade de energia solar por assinatura.
O início das obras ocorreu em dezembro de 2025, com conclusão estimada para 2 de outubro de 2026, prazo que inclui todas as etapas de execução, comissionamento e energização da usina. A TTS Energia será responsável pela implantação completa do empreendimento, com engenharia, planejamento e execução.
Para Jacques Hulshof, CEO da TTS Energia, o contrato tem relevância estratégica por ser a primeira licitação em formato de leilão vencida pela empresa. “Este projeto representa um marco importante para o nosso portfólio e consolida a empresa como parceira competitiva e confiável em projetos estruturados e de grande relevância no setor elétrico brasileiro”, destaca.
Engemon entrega BESS de 8 MW/16MWh
A Engemon Energy anunciou que está concluindo a execução de um projeto de armazenamento
de grande porte no interior paulista, em parceria com a Matrix, comercializadora e gestora de energia, com investimentos de pelo menos R$ 30 milhões. O sistema está sendo construído na planta industrial de uma multinacional brasileira com operações globais no setor de proteína animal (o nome e localização do cliente não foram revelados).
O empreendimento é considerado um dos maiores sistemas de BESS behind the meter da América Latina. São 16 MWh de capacidade de armazenamento e 8 MW de potência. O sistema é composto por oito contêineres de baterias de 2 MWh cada, conexão em média tensão e integração total ao sistema elétrico da planta. O projeto representa ganhos estratégicos para a indústria de alimentos, como redução de custos com energia, maior previsibilidade operacional, segurança no fornecimento e avanço na agenda de eficiência e resiliência energética, diz a Engemon em nota.
Segundo a empresa, em um cenário de crescimento acelerado das fontes renováveis e maior pressão por eficiência e sustentabilidade, projetos dessa magnitude mostram que o armazenamento de energia deixou de ser tendência para se tornar infraestrutura estratégica. “Sistemas de BESS exigem muito mais do que tecnologia: demandam engenharia aplicada, processos robustos e capacidade real de execução”, diz Jorge Berger, CEO da Engemon Energy.
Com a energização deste sistema, a Engemon Energy alcançará a marca de 79 MWh de capacidade de armazenamento instalada no Brasil. Paralelamente, a empresa já desenvolve mais de 80 MWh em projetos executivos, reforçando a escala e a consistência de seu portfólio em um mercado que deve atrair bilhões em investimentos nos próximos anos.
Com investimento mínimo R$ 30 mi, é um dos maiores sistemas de baterias da América Latina
Além da instalação do sistema, a Engemon Energy é responsável pelo projeto executivo completo, envolvendo todas as disciplinas de engenharia, modelagem BIM, obras civis, instalações elétricas de baixa e média tensão, comissionamento e start-up Para Jorge Berger, o case evidencia como o Brasil já reúne condições técnicas, regulatórias e empresariais para escalar soluções de armazenamento de energia, confirmando a relevância do papel das megabaterias no futuro da indústria e do setor elétrico nacional.
Helte adota verificação técnica de módulos na origem
AHelte, distribuidora de produtos de energia solar com sede em Marechal Cândido Rondon (PR), passou a realizar inspeção técnica dos módulos fotovoltaicos antes do envio aos clientes. A iniciativa inclui inspeções conduzidas pela V-Trust Inspection Service, grande empresa de inspeção de produtos da Ásia, que conta com equipe própria de inspetores em tempo integral. O procedimento aplicado aos módulos comercializados pela distribuidora, incluindo as linhas da ERA Solar, envolve verificação técnica detalhada, testes elétricos e checagem de conformidade com especificações. Em nota, a Helte afirma que no mercado brasileiro ainda é comum que distribuidores se baseiem apenas em certificações de fábrica e em testes amostrais realizados pelo fabricante. Mas a empresa “optou por uma abordagem mais rigorosa, ampliando o escopo de controle antes que o produto chegue ao integrador”.
Entre os procedimentos realizados está o Flash Test, conduzido sob condições de teste padrão (STC) — irradiação de 1000 W/m2, temperatura de 25 °C e espectro AM1.5 — que mede parâmetros como potência máxima, tensão e corrente de pico, tensão de circuito aberto, corrente de curto-circuito, fator de preenchimento, resistência em série, resistência paralela e eficiência fotoelétrica. O objetivo é validar, de forma objetiva, se a potência declarada corresponde ao desempenho real do módulo.” Em um dos lotes avaliados, módulos nominais de 620 W atingiram até 628,48 W nos testes, resultado que indica desempenho acima do nominal dentro da margem de tolerância positiva”, diz a nota.
Além da performance elétrica, a inspeção inclui análise de workmanship com base na ISO 2859-1:1999, verificação de rotulagem, embalagem, componentes, qualidade de solda, integridade estrutural e, quando possível, inspeção interna de construção. A checagem contempla ainda testes de segurança, como alta tensão, corrente de fuga úmida e resistência de isolamento.
Testes são conduzidos pela V-Trust Inspection Service, empresa de inspeção da Ásia
Para o diretor-geral da Helte, Dimael Monteiro, a decisão de implementar testes de verificação em módulos de fornecedores específicos está diretamente ligada à responsabilidade técnica assumida pela empresa junto aos integradores. “O integrador não compra apenas um módulo, ele compra previsibilidade de geração e segurança para o projeto. Ao adotar inspeções técnicas independentes nos embarques, elevamos nosso nível de controle e reduzimos significativamente o risco técnico e financeiro na ponta”, afirma Monteiro, dizendo ainda que “a inspeção independente traz objetividade. Ela tira o debate do campo da percepção e coloca no campo dos dados. Para nós, é uma forma de proteger o integrador e, ao mesmo tempo, fortalecer a credibilidade do setor”.
Notas
Lanternas solares contra morcegosvampiros - Lanternas solares doadas pela Schneider Electric foram utilizadas em projeto conduzido pelo Instituto Mamirauá, para estudar a redução da ocorrência de mordidas de morcegovampiro e o risco de transmissão da raiva em comunidades ribeirinhas da Amazônia. Os dispositivos foram utilizados na elaboração da pesquisa entre 2023 e 2024 na Reserva de Desenvolvimento Sustentável Amanã e na Floresta Nacional de Tefé (AM). Após a adoção da luz noturna no entorno das casas, os relatos de mordidas passaram de 19% para apenas 3% entre os entrevistados, evidenciando o potencial da medida como plano de ação preventiva em territórios marcados por vulnerabilidade sanitária e subnotificação de casos. Os resultados da análise e as recomendações para prevenção foram reunidos em uma cartilha produzida pelo Instituto
Mamirauá que será distribuída à população local e está disponível ao público em https://mamiraua.org.br/ publicacoes/os-morcegos-e-a-raiva.
ABGD em Brasília - A ABGD - Associação Brasileira de Geração Distribuída anunciou a transferência de sua sede de São Paulo para Brasília, mudança que integra o plano estratégico da associação e tem como objetivo fortalecer sua atuação institucional junto aos órgãos e entidades responsáveis pelas políticas do setor elétrico e pelos recursos energéticos distribuídos. A ABGD foi fundada em 2015 e abrange toda a cadeia produtiva de equipamentos e serviços do segmento de GD. Atua na defesa dos interesses do setor junto a órgãos reguladores, instituições governamentais e sociedade civil, promovendo políticas públicas, inovação tecnológica, sustentabilidade ambiental, eficiência energética e a democratização do acesso à energia limpa.
Financiamento e foco em bateriasA Solfácil anunciou ter atingido o marco de 200 mil clientes financiados e fechou 2025 com o maior volume anual de crédito da sua história: mais de R$ 1 bilhão financiado em projetos de energia solar. O próximo passo da empresa é escalar a operação como financeira autorizada pelo Banco Central, ampliar a captação de recursos verdes e avançar no mercado de armazenamento de energia. A licença para atuar como financeira muda o modelo de funding. A companhia poderá emitir CDBs diretamente ao investidor, reduzindo a dependência de estruturas mais complexas e potencialmente baixando o custo de captação. Para 2026, o plano é captar pelo menos R$ 500 milhões em CDBs verdes e mais de R$ 1 bilhão em CRIs verdes, aproveitando janelas ao longo do ano.
Sistemas de monitoramento e gestão de energia fotovoltaica
Os sistemas de monitoramento e gestão permitem acompanhar, em tempo real, o desempenho da geração e o uxo de energia, priorizando o uso da fonte solar quando disponível e reduzindo a dependência da rede. São ferramentaschave para otimizar a produção, o armazenamento e o consumo de energia fotovoltaica. Este guia reúne fornecedores e apresenta soluções com seus principais parâmetros e funcionalidades.
Principais parâmetros monitorados Outras características
Radiação solar, temperatura dos módulos, precipitação, velocidade e direção do vento, temperatura e humidade relativa, pressão atmosférica.
Inversores, potências ativas e reativas, irradiação, velocidade dos ventos, posição solar, eficiência das placas.
Performance ratio, disponibilidade, fator de capacidade, energia gerada vs esperada, potência vs irradiância, status dos inversores, posição de trackers, dados meteorológicos.
Geração, performance ratio, status, leitura de faturas de energia, gestão da energia injetada e distribuição de créditos.
Tensão, corrente, energia, potência 4 quadrantes, harmônicos, parâmetros e fenômenos de QEE, fator de potência, variações de tensão.
• Demanda, consumo.
Permite monitoramento de geração de energia, consumo de energia, potência ativa, potência reativa, potência aparente, fator de potência, tensão, corrente, fator de potência, autoconsumo, autossuficiência, simultaneidade, rentabilidade, ROI, desempenho.
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O Energrid, permite uma visão unificada e detalhada do portfólio energético, resolvendo problemas como: falta de visibilidade sobre geração e consumo; dificuldade em identificar desperdícios e ineficiências; complexidade em consolidar dados de diferentes equipamentos: inversores, medidores, trackers, relés, NCUs, estações meteorológicas, etc.; falta de padronização e acesso aos dados entre diferentes fabricantes.
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Algumas aplicações podem incorporar analisadores de qualidade classe A ou utilizar para comissionamento dos sistemas fotovoltaicos. Além, de medição e monitoramento, também atuamos no controle de fator de potência em indústria e comércio, com equipamentos C-300, que é específico para sistemas FV. Nosso monitoramento remoto ou local, através de plataforma própria.
Plataforma integra mais de 150 portais, tanto de monitoramento dos inversores, quanto das concessionárias, para download automático das faturas e envio de relatórios com inteligência artificial. Permite integração com SmartMeter SolarView para medição de dados detalhados de consumo de energia, autoconsumo, autossuficiência, simultaneidade e parâmetros da rede. Tem gestão de desempenho, análise financeira, notificações via whatsapp, gestão de tickets, etiquetas.
Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 87 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, março 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/
SOLUÇÕES INTELIGENTES
OEnsaios e inspeções para comissionamento de sistemas fotovoltaicos
Lars Nowara, perito credenciado da Mebedo Consulting GmbH (Alemanha)
O projeto e a instalação de sistemas fotovoltaicos exigem amplo conhecimento e rigorosa coordenação, sendo essencial o comissionamento de acordo com as normas para assegurar o máximo desempenho, confiabilidade e segurança ao longo da vida útil da instalação.
A prática alemã, aqui descrita, enseja comparações com os procedimentos vigentes no Brasil.
objetivo deste artigo é apresentar os principais ensaios e inspeções para comissionamento e aceitação de sistemas fotovoltaicos (SFVs) vigentes na Alemanha. Quais etapas são obrigatórias antes da entrada em operação e como esta deve ser documentada? Como deve transcorrer o comissionamento? Quais medidas devem ser consideradas na operação a curto, médio e longo prazo? Além disso, são definidos aqui os serviços de manutenção necessários e quem está apto a realizálos. Uma compreensão sólida destes processos contribui para prolongar a vida útil e a eficiência do SFV, bem como identificar e evitar potenciais riscos antecipadamente.
Comissionamento de um sistema fotovoltaico
O comissionamento de um SFV e sua primeira colocação em operação é um passo decisivo, que deve ser cuidadosamente planejado e documentado para garantir a injeção de energia de modo seguro e em
conformidade com as normas e regulamentos do operador da rede pública. O processo tem início com um pedido de conexão junto ao operador responsável. Nesta solicitação, o profissional habilitado da empresa instaladora declara que o SFV foi projetado, montado e ensaiado de acordo com as normas técnicas, regulamentos e demais disposições oficiais vigentes. Na Alemanha, as normas VDE e as Condições Técnicas de Conexão (TAB, na sigla em alemão) do operador da rede desempenham um papel central.
Documentação técnica necessária
Nesse estágio do processo, a fim de permitir a entrada em operação do SFV sem problemas e em conformidade com as normas, a seguinte documentação técnica deve ser submetida ao operador da rede:
• Esquema elétrico geral da instalação fotovoltaica: representação das interligações elétricas de todos os componentes (figura 1);
• Descrição dos dispositivos de proteção instalados: informações sobre proteções diferenciais-residuais, dispositivos de proteção contra surto e outras medidas de segurança;
• Comprovação da resistência da instalação aos esforços de curto-circuito previstos;
• Modo de operação dos inversores: informações sobre integração à rede, estabilização de frequência e possíveis funções de gerenciamento de alimentação;
Fig.1 – A documentação do SFV abrange esquemas de interligação entre todos os componentes. (Fonte: Mebedo)
• Declaração de conformidade dos inversores: comprovação de que os inversores cumprem as normas e regulamentos em vigor; e
• Descrição do tipo de conexão à rede, conforme o padrão local: caracteriza como a instalação é ligada à rede pública (por exemplo, por meio de um ponto de separação da rede ou de ponto de injeção).
De acordo com o porte do SFV, podem ser necessários outros documentos, como, por exemplo, a certificação da instalação.
Inspeções e aceitação pelo operador da rede
Após a aprovação da documentação, o operador da rede providencia a instalação do medidor de energia fotovoltaica e procede às seguintes verificações:
• Inspeção visual da instalação: verificação de conformidade da instalação com as normas e da correta implementação dos requisitos de segurança;
• Comparação com a documentação de projeto: verificação se a instalação construída corresponde aos documentos apresentados;
• Verificação de acessibilidade: garantia de que todos os componentes relevantes estão facilmente acessíveis, em especial para manutenção e inspeções;
• Verificação das ligações equipotenciais: medição e inspeção visual das conexões à terra e do sistema de condutores de proteção;
• Verificação da medição de energia: verificação da instalação dos medidores de energia e de sua correta conexão;
• Verificação do sentido de rotação e ensaio inicial dos medidores de energia fotovoltaica: garantia de que os medidores operam corretamente e de que a injeção de energia é registada corretamente.
Conclusão do comissionamento
Após aprovação de todas as verificações é concedida a autorização para a injeção de energia na rede pública.
O SFV pode agora ser oficialmente “colocado em operação”. Este passo marca a transição da fase de instalação para a fase de operação, que deve ser documentada minuciosamente, e abrange o registro de todas as medições e ensaios anteriormente realizados pelo instalador, a fim de fundamentar eventuais comprovações futuras perante os operadores de rede, autoridades ou companhias seguradoras.
Requisitos para inspeção inicial
• Normas Regulamentadoras DGUV 3 ou DGUV 4 - Prevenção de acidentes em instalações e equipamentos elétricos [4]. [N. do T. – Sobre a normalização técnica correspondente no Brasil, ver boxe]
Inspeção visual
Fig. 2 - Sinalização para identificar a existência de SFV na edificação. (Fonte: ABNT NBR 16690)
Em resumo, as principais normas técnicas e regulamentos aplicáveis durante a instalação e colocação em operação de um SFV são as seguintes:
• VDE 0100-712:2016-10 - Requisitos para locais de trabalho, espaços e instalações de natureza especial – Sistemas de alimentação de energia fotovoltaica [1];
• VDE 0126-23-1:2019-04 - Sistemas fotovoltaicos – Requisitos para inspeção, documentação e manutenção [2];
• VDE 0100-600:2017-06 – Instalações de baixa tensão - Parte 6: Inspeções [3]; e
I – Seleção da norma padrão de ensaio
Sistema fotovoltaico Alteração da norma padrão de ensaio
Módulos de c.a.
Microinversores – O cabeamento não é confeccionado no local. As conexões são realizadas com os próprios cabos dos inversores e dos módulos
Microinversores – As conexões utilizam cabos confecionados no local
Ensaios ou inspeções de c.c. são dispensáveis
Ensaios dos circuitos de c.c. são dispensáveis
Inspeção das instalações de c.c. são necessárias
Ensaios dos circuitos de c.c. são necessários
Inspeção das instalações de c.c. são necessárias
A verificação do SFV abrange vários tópicos essenciais. Primeiramente é inspecionado o lado de corrente alternada (c.a.), para assegurar que existem dispositivos de seccionamento; que os parâmetros de funcionamento do inversor estão respeitados; e que foi corretamente selecionado um dispositivo de proteção a corrente diferencial-residual (DR) consoante as normas. Ademais, são verificadas as marcações e identificações tanto no lado c.a. como no lado c.c., visando a uma identificação inequívoca e um manuseio seguro da instalação (figura 2). Além disso, o lado de c.c. é submetido a diversos ensaios de segurança, que abrangem a proteção contra choques elétricos; a proteção contra os efeitos de falhas de isolação; e a proteção contra sobrecorrente. Por fim, a conformidade do aterramento e da ligação equipotencial é verificada de acordo com a norma IEC 62548 [5], a fim de garantir a segurança da instalação.
Ensaios e medições
Eletrônica integrada aos módulos
Se possível, manter a norma de ensaio padrão Consultar o fabricante sobre restrições aos ensaios de resistência de isolamento
Quanto a critérios para aprovação ou reprovação nos ensaios, consultar o fabricante (por ex., valor esperado de UOC)
Para SFVs compostos de módulos fotovoltaicos de c.a., otimizadores de potência ou outros tipos de equipamentos eletrônicos no nível dos módulos, devese determinar a norma de ensaio conforme tabela I.
Tab.
A verificação dos circuitos de c.a. é executada de acordo com a norma VDE 0100-600 [3]. Do lado de c.c. são realizados ensaios que contemplam a verificação da continuidade dos condutores de aterramento e de equipotencialização, bem como a verificação das caixas de junção do gerador, especialmente no que diz respeito à polaridade das conexões. Antes da conexão das séries fotovoltaicas, é verificada a polaridade de cada string individualmente. Analogamente, é medida a tensão em vazio e a corrente de curto-circuito de cada série, para garantir o funcionamento correto da instalação. Um ensaio funcional, por exemplo, por meio de medições comparativas de corrente durante a operação do inversor, complementa a verificação. Por fim, é medida a resistência de isolamento dos circuitos de c.c., para antecipar potenciais fontes de falha.
A sequência de medições indicada na norma VDE 0126-23-1 [2] nem sempre pode ser seguida na prática. No entanto, todas as verificações devem seguir uma sequência lógica. Somente após a medição de isolamento é que o ensaio funcional deve ser realizado, juntamente com a colocação em operação do inversor.
Ensaios das categorias 1 e 2
As normas de ensaio para um SFV devem ser adaptadas às características específicas do sistema, tais como seu porte, tipo, localização e complexidade. A norma pertinente define duas categorias principais de ensaios, bem como ensaios adicionais que podem ser executados de acordo com a sequência padrão.
Os ensaios da categoria 1 representam os requisitos mínimos e abrangem uma
série padrão de ensaios obrigatórios para todos os SFVs. A categoria 2 inclui uma sequência de testes ampliada, que só pode ser aplicada após a execução bem-sucedida de todos os ensaios da categoria 1. Além disso, há ensaios adicionais que podem ser necessários ou recomendáveis sob determinadas circunstâncias, para contemplar requisitos específicos ou condições particulares.
Medição de continuidade dos condutores de aterramento e de equipotencialização
A verificação de continuidade dos condutores de aterramento e de equipotencialização assegura que não se manifestem diferenças de potencial inadmissíveis, contribuindo significativamente para a segurança das pessoas e para o bom funcionamento da instalação elétrica.
A medição é realizada por meio de um ensaio de baixa resistência ôhmica, no qual aplica-se uma corrente de pelo menos 200 mA. Este método garante que as conexões apresentem condutividade elétrica suficiente (figura 3).
tencialização. No entanto, em geral o valor medido não deve exceder 1 Ω. Como não existe um valor máximo absoluto, é sempre necessária uma avaliação com base em valores usuais. Neste contexto, levam-se em consideração fatores como o comprimento e a seção dos condutores, os pontos de conexão utilizados, bem como toda a estrutura da rede.
Por fim, é importante verificar a conexão ao terminal de aterramento principal (TAP). Uma conexão defeituosa ou insuficiente nesse ponto pode comprometer consideravelmente o efeito de proteção de todo o sistema de aterramento. Uma verificação e medição cuidadosas garantem que os condutores de aterramento e de equipotencialização estejam instalados corretamente e em condições funcionais.
Medições de polaridade e tensão
Não há prescrição normativa estrita para um valor limite fixo de resistência dos condutores de aterramento e de equipo-
Para a verificação segura de SFVs, os valores esperados devem ser conhecidos, e utilizados instrumentos de medição adequados – é necessário cuidado especialmente em sistemas de até 1.500 V. As caixas de junção do gerador devem ser verificadas quanto à polaridade e tensão corretas, pois erros aqui podem ter consequências graves. Antes de conectar os cabos, deve ser realizada a verificação de polaridade, pois uma inversão de polaridade frequentemente causa danos. Além disso, a tensão em vazio de cada string é medida e examinada quanto à plausibilidade –para tal, o número de módulos é um importante valor de referência.
Medições de corrente
Uma parte importante da verificação é a medição da corrente de curto-circuito de cada string (figura 4). Conforme
Fig. 4 – A corrente de curto-circuito deve ser medida em cada série fotovoltaica. (Fonte: Mebedo)
Fig. 3 – Verificação de continuidade dos condutores de aterramento e de equipotencialização. (Fonte: Benning)
o sistema, pode ser necessário para isso um interruptor de curto-circuito. Os resultados devem ser examinados quanto à plausibilidade, com base na intensidade de irradiação solar.
Além disso, é executado um teste de funcional em cada string, por exemplo, por meio de medição comparativa de corrente durante a operação no inversor, para garantir o funcionamento adequado da instalação.
Resistência de isolamento do lado de corrente contínua
Para ensaio de isolamento do lado de c.c. de SFVs existem dois métodos comuns, representados na figura 5:
• No método 1, a resistência é medida entre o polo positivo e a terra, bem como entre o polo negativo e a terra.
• O método 2, por outro lado, coloca o polo positivo e o negativo em curto-circuito e mede a resistência de isolamento em relação à estrutura ou à terra. Na prática, o método de ensaio 2 revelou-se mais viável e rápido. Este método evita a distorção do resultado da medição ou danos ao medidor causados pela tensão em vazio do gerador (aplicação de tensão externa). Além disso, protege os módulos fotovoltai-
cos contra possíveis danos causados por uma tensão total excessivamente alta.
Em testes de comissionamento e periódicos, grandes geradores fotovoltaicos devem ser divididos em unidades suficientemente pequenas (strings) para garantir uma medição correta. O valor mínimo exigido para a resistência de isolamento é de 1 MΩ, e deve ser documentado. Os circuitos de c.c. de SFVs não adquirem nenhum “bônus em função da idade” – ou seja, os requisitos para a resistência de isolamento permane
cem estáveis ao longo de toda a vida útil da instalação.
Manutenção e inspeções periódicas
São necessárias inspeções periódicas de acordo com a norma VDE 0126-23-1 [2] para garantir a segurança elétrica e o bom funcionamento da instalação. Essas inspeções devem ser realizadas por um eletricista capacitado, que possua o conhecimento técnico necessário. As inspeções periódicas abrangem medições como resistências de isola
Método de medição 1
Cada polo (+) e (-) medido contra a terra
Strings em curto-circuito medidos contra a terra
Método de medição 2
Fig. 5 – Métodos de medição de resistência de isolamento RISO : 1 – Medição de cada polo (+) e (-) contra a terra; 2 – Polos (+) e (-) fechados em curto-circuito, e medição de RISO contra a terra ou a massa. (Fonte: Mebedo)
Normalização técnica no Brasil sobre sistemas fotovoltaicos
As principais normas brasileiras atinentes ao tema deste artigo são: ABNT NBR 5410 – Instalações elétricas de baixa tensão; ABNT NBR 16690 – Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos; ABNT NBR 16274 – Sistemas fotovoltaicos conectados à rede - Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho; ABNT NBR 17193 – Segurança contra incêndios em instalações fotovoltaicasRequisitos e especificações de projetos - Uso em edificações; ABNT NBR IEC 61643-32 – Dispositivos de proteção contra surtos de baixa tensão. Parte 32: DPS conectado no lado corrente contínua das instalações fotovoltaicasPrincípios de seleção e aplicação; e ABNT NBR IEC 60947-3 – Dispositivos de manobra e controle de baixa tensão. Parte 3: Interruptores, seccionadores, interruptores-seccionadores e unidades combinadas com fusíveis. Já as normas de prevenção de acidentes da DGUV (Seguro Social de Acidentes, na sigla em alemão) correspondem à Norma Regulamentadora NR -10 do MTE e à ABNT NBR 16384 – Segurança em eletricidade - Recomendações e orientações para trabalho seguro em serviços com eletricidade.
Celso L. P. Mendes, membro sênior da VDE.
mento, resistências de aterramento e outras inspeções relevantes para a segurança.
Os prazos para inspeção devem ser definidos no ambiente operacional com base em uma análise de risco (ver as já citadas normas DGUV 3 e 4). Essa avaliação ajuda a identificar riscos específicos da instalação e a definir intervalos adequados para inspeções periódicas. Inspeções visuais regulares de SFVs são uma medida simples e eficaz para detectar precocemente danos evidentes, como fissuras, conexões soltas ou corrosão. Tais inspeções visuais podem frequentemente ser realizadas pelo operador ou por pessoal capacitado.
6 – Análises termográficas identificam variações de temperatura, que podem indicar módulos FV com defeito, entre outros. (Fonte: Mebedo)
Finalmente, análises termográficas permitem detectar alterações incomuns de temperatura na instalação (figura 6), que podem indicar módulos ou inver-
sores defeituosos, ou outros problemas com potencial para resultar em perdas de desempenho ou riscos à segurança.
Referências
[1] DIN VDE 0100-712 VDE 0100-712:2016-10Errichten von Niederspannungsanlagen Teil 7-712: Anforderungen für Betriebsstätten, Räume und Anlagen besonderer Art – Photovoltaik-(PV)-Stromversorgungssysteme
[2] DIN EN 62446-1 VDE 0126-23-1:2019-04 - Photovoltaik (PV)-Systeme – Anforderungen an Prüfung, Dokumentation und Instandhaltung Teil 1: Netzgekoppelte Systeme – Dokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und Prüfanforderungen
[3] DIN VDE 0100-600 VDE 0100-600:2017-06Errichten von Niederspannungsanlagen Teil 6: Prüfungen
[4] Deutsche Gesetzliche Unfallversicherung e.V. - DGUV 3 Vorschrift – Accident prevention regulation - Electrical installations and equipment. Revised, Jan 2005
Artigo publicado originalmente na revista alemã de – das elektrohandwerk, edição 10/2025.
Copyright Hüthig GmbH, Heidelberg e München. www.elektro.net. Publicado por FotoVolt sob licença dos editores. Tradução com ferramentas de IA. Revisão e adaptação de Celso Mendes.
Fig.
Intersolar Brasil Nordeste
A liderança regional e os desafios nacionais
Fortaleza sediará em 28 e 29 de abril um dos principais encontros sobre energias renováveis do País, reunindo empresas, especialistas e executivos para discutir tendências, desafios e oportunidades do setor. Na pauta: energia fotovoltaica, hidrogênio verde, armazenamento de energia e os big data centers, entre outros temas. Estão previstos mais de 4 mil visitantes, acima de 60 empresas expositoras, 350 congressistas e mais de 30 palestrantes.
OIntersolar Brasil
Nordeste é um espaço estratégi co para o debate sobre o futuro da energia.
O evento integra o conjunto de conferên‑ cias e feiras indus triais da plataforma
The smarter E South America, dedicada à inovação e ao desenvolvimento do ecossistema energético. Em Fortaleza, durante os dois dias da programação, profis sionais do setor acompanharão dis cussões sobre abertura do mercado de energia, desafios da geração solar em pequena, média e grande escala, armazenamento de energia, hidrogê nio verde, infraestrutura energética para data centers e segurança elétrica para instaladores e mantenedores dos sistemas solares FV.
O protagonismo do Nordeste brasileiro em fontes renováveis de energia elétrica é incontestável. Na região estão hoje instalados 11,5 GW em grandes usinas centralizadas de geração fotovoltaica, 52% do total
do País no segmento. No ranking de geração solar centralizada por estados, há sete nordestinos entre os 10 primeiros: Bahia, Piauí, Ceará, Rio Grande do Nor te, Pernambuco, Paraíba e Sergipe. E no Nordeste estará 68,5%, ou 54,2 GW, da expansão prevista até 2032, conforme o Relatório de Acompanhamento da Ex pansão da Oferta de Geração de Energia Elétrica da Aneel.
Em termos de geração fotovoltaica distribuída (GDFV), o Nordeste já conta com 9,1 GW em sistemas implantados, 20% do total brasileiro, e ainda possui uma das menores taxas de penetração.
“O Ceará ainda não tem 4% de penetra ção de energia solar nos consumidores. Ainda há muito o que crescer”, diz
Jonas Becker, CEO da E1 Energia, do grupo Colibri Capital, e coordenador estadual no Ceará da Absolar – Asso ciação Brasileira de Energia Solar Fo tovoltaica. Becker participará do que deve ser um dos mais concorridos painéis do congresso Intersolar Nor deste 2026, “Expansão da geração distribuída no Brasil: Tecnologia e mercado em um ambiente em trans formação”, no dia 29 de abril. Carlos Dornellas, da Alma Energia (e que assina a coluna “Fios & Fatos” em FotoVolt), e Markus Vlasits, diretor da NewCharge e presidente da Absae –Associação Brasileira de Soluções de
Da redação de FotoVolt
Congresso e exposição da 5ª edição, em 2025
Fotos: Nicolas Leiva-Divulgação
FotoVolt - Março - 2026
Armazenamento de Energia, e Jonas Becker vão debater questões como o Marco Regulatório, a integração sistêmica da GD, o armazenamento de energia como resposta técnica e a estratégia da GD no Nordeste.
O Intersolar Nordeste 2026 vai abrir com o painel “Panorama da Geração Solar FV no Brasil”, fazendo um amplo balanço do mercado da solar fotovoltaica, seus desafios e oportunidades. Os painelistas serão o CEO da Absolar, Rodrigo Sauaia, e a CEO da Bright Strategies, Bárbara Rubim. Um foco inescapável estará no atual “solavanco” do mercado FV e seus conhecidos motivos: juros altos, alta de custos dos equipamentos, dificuldades de conexão na geração distribuída e de escoamento de grandes usinas, além de uma desaceleração no segmento de
mais alta potência da mini-GD. “Além disso, 2026 é um ano desafiador, um ‘ano de seis meses’, como costumo dizer, pois no segundo semestre haverá Copa do Mundo e eleições”, diz o coordenador da Absolar no Ceará.
Para Becker, este é o momento de as empresas do setor “acelerarem”. “Por isso a importância da Intersolar no Ceará no início do segundo trimestre. Para quem está interessado em consumir energia solar, em comprar a sua usina, seu gerador, é o momento ideal”. O executivo diz que a hora é propícia também para o consumidor contratar a modalidade de autoconsumo remoto, sobretudo num momento de alta das tarifas públicas de energia elétrica. (A Aneel acaba de publicar seu primeiro boletim “In-
foTarifas” de 2026, com a previsão de elevação de 8% da tarifa média para este ano, mais que o dobro do aumento projetado do IPCA, que é 3,9%). O autoconsumo remoto ou a “assinatura de energia”, como se diz, seria a solução indicada, principalmente em momentos de alguma incerteza como o atual. “O consumidor não precisa investir e tem uma redução de 20%, 15%, 10% na conta”, afirma. Em sua opinião, o mercado deve sair fortalecido do atual momento de acomodação. “Por exemplo, você vê o segmento residencial, dos projetos de menor porte, entrando em voo de cruzeiro, estável, na faixa de 7 GW por ano, o que é um baita volume”.
Grandes consumidores: data centers, hidrogênio...
O Ceará caminha para se tornar um hub digital global. O principal
Jonas Becker: “Ainda há muito a crescer”
Absolar
empreendimento é da ByteDance, controladora do TikTok, que está investindo US$ 37,7 bilhões (mais de R$ 200 bilhões) em um enorme data center alimentado por energia renovável. A construção começou em janeiro no perímetro da Zona de Processamento de Exportação (ZPE) do Ceará, em Caucaia, próximo ao Porto do Pecém. Com carga inicial de 200 MW, o data center faz parte de um complexo com previsão de cinco data centers e investimentos superiores a R$ 580 bilhões, segundo o Ministério do Desenvolvimento e da Indústria. O painel “Data Centers na Região Nordeste” terá participação de Joaquim Rolim (FIEC), Daniel Lim (Agrosolar), Fabio Feijó (ZPE Ceará), Tito Costa (Tecto Data Centers) e Rodrigo Abreu (Omnia Data Centers), especialistas que debaterão a posição geográfica e a oferta de energias renováveis da região como atrativos, além dos impactos econômicos e tecnológicos. Outro destaque é o avanço dos projetos de hidrogênio verde (H₂V). O Ceará lidera o País em número de acordos assinados para produção do combustível, impulsionado pela futura construção de um terminal dedicado ao escoamento da produção no Complexo do Pecém, cuja implantação está prevista para começar em 2026. A infraestrutura portuária e industrial do estado, aliada às condições privilegiadas de sol e vento e à localização estratégica para rotas internacionais, tem atraído investimentos expressivos no setor. No Intersolar Nordeste, uma sessão especial vai discutir aspectos técnicos e estratégicos do H2V, em cooperação com a Câmara de Indústria e Comércio Brasil-Alemanha (AHK) do Rio de Janeiro. A sessão será conduzida pelo consultor da FIEC
Jurandir Picanço Júnior, uma das maiores autoridade brasileiras no assunto.
Intersolar Brasil Nordeste 2026 – Programa do Congresso
28/04 10h30
Cerimônia de abertura e boas-vindas
11h30 Panorama da Geração Solar FV no Brasil - Um amplo balanço nacional do mercado de geração solar fotovoltaica, seus desafios e oportunidades
14h00 O mercado brasileiro de armazenamento de energia em 2026 - taxiando para decolagem? - LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade); segmento C&I; aspectos regulatórios e fiscais; táticas comerciais (por ex., como persuadir clientes do setor comercial e industrial a adquirir um BESS)
16h00 Promovendo energias renováveis 24/7 no Brasil: o papel estratégico do Hidrogênio Verde - Sessão especial sobre aspectos técnicos e estratégicos do H2V, em cooperação com a Câmara de Indústria e Comércio Brasil-Alemanha (AHK) do Rio de Janeiro
29/04 10h30
Data Centers na Região Nordeste - A presença de mega data centers em Fortaleza – uma análise dos impactos econômicos e tecnológicos
14h00 Expansão da geração distribuída no Brasil: Tecnologia e mercado em um ambiente em transformação – Marco Regulatório, integração sistêmica da GD, armazenamento de energia como resposta técnica, estratégia da GD no Nordeste
16h00 Segurança elétrica em locais de trabalho – Os requisitos das novas edições das normas NR-10 e ABNT NBR 16384 e de outras normas de segurança, e as boas práticas de engenharia para a sua implementação
Armazenamento e o sonho da energia permanente
Outro pilar do evento, o armazenamento de energia concentra a esperança de firmar a eletricidade gerada por fontes limpas mas intermitentes, das aplicações pequenas às grandes plantas ligadas às redes de distribuição e transmissão. As baterias estão no centro da transformação do mercado de energia. São elas que permitirão o grande salto da transi-
Informações do evento
Datas: 28 e 29 de abril de 2026
Local: Centro de Eventos do CearáAv. Washington Soares, 999 - Fortaleza (CE)
Formato: Palestras de especialistas, debates entre executivos, pausas para networking, exposição de empresas
- Palestrantes em confirmação - Condução e moderação de Jurandir Picanço Júnior (FIEC)
Joaquim Rolim (FIEC)
Daniel Lima (Agrosolar Investimentos Sustentáveis)
Fabio Feijó (ZPE Ceará)
Tito Costa (Tecto Data Centers)
Rodrigo Abreu (Omnia Data Centers)
Carlos Dornellas (Alma Solar) Markus Vlasits (NewCharge) Jonas Becker (E1 Energia)
João Gilberto Cunha (Mi Omega) Edson Martinho (Abracopel) Rafael Cunha (moveE)
ção energética para uma realidade mais limpa. Para Jonas Becker, no entanto, o Brasil vem caminhando a passos de tartaruga nessa seara. “O ministro disse que as regras do leilão de baterias sairão em abril, mas agora em março realizou o maior leilão da história de térmicas do País”.
Em “O mercado brasileiro de armazenamento de energia em 2026 - taxiando para decolagem?” Markus Vlasits (NewCharge), Fabio Lima (Absae) e Guilherme Castro (Casa dos Ventos) se discutirá justamente o Leilão de Reserva de Capacidade para baterias, além de aspectos regulatórios e fiscais, e ainda se abordarão táticas comerciais para os empresários alavancarem as vendas de BESS.
Softwares para projeto de sistemas fotovoltaicos conectados à rede
Essenciais para o desenvolvimento de projetos fotovoltaicos, tanto em edi cações como em solo, os softwares vêm se consolidando como ferramentas estratégicas para engenheiros e integradores. Este guia reúne fornecedores e apresenta recursos como modelagem 3D/BIM, cálculos de irradiação solar, relatórios técnicos e nanceiros, documentação técnica, simulação de rentabilidade, etc. Da Redação de FotoVolt
Dimensionamento Geração de documentos Outros Opções comerciais
Empresa/Telefone/E-mail
Dexxtra Solar (11) 3254-7447 contato@dexxtrasolar.com.br
Sistemas FV em edificações Sistemas FV em solo (usinas) Modelagem 3D Modelagem BIM
Cálculo de irradiação solar Componentes elétricos c.a. e c.c. Sistema de armazenamento Sistema de aterramento
Plantas, cortes, elevações
Esquemas elétricos
Orçamento do sistema FV
Simulação de rentabilidade Relatórios técnicos e financeiros
Obs.: Os dados constantes deste guia foram fornecidos pelas próprias empresas que dele participam, de um total de 32 empresas pesquisadas. Fonte: Revista Fotovolt, março 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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Usinas conectadas que não performam
“
O principal risco de aceitar o contrato de O&M de uma usina é assumir a responsabilidade de um ativo do qual você não acompanhou a implantação ou a construção”.
OBrasil já possui mais de 3400 usinas solares entre 1 e 5 MW conectadas à rede, somando cerca de 5,2 GW de potência instalada, segundo dados obtidos da plataforma Datlaz. O problema é que muitas dessas usinas não irão entregar a geração de energia esperada ao longo da vida útil do projeto. E, diferente do que muitos imaginam, esse problema não será resolvido com o tempo.
Como estão essas usinas
Nos últimos tempos tenho recebido diversas consultas relacionadas à operação e manutenção de usinas solares já conectadas. Em muitos casos, o problema não está na operação em si, mas nas condições de projeto e construção. É justamente nesse ponto que surge um dos principais riscos para empresas que assumem contratos de O&M.
Geração estimada
No desenvolvimento do projeto, espera-se que tenham sido realizadas estimativas da geração de energia para a usina. Não é o objetivo aqui discutir os limites e as incertezas do método de cálculo dessa estimativa, mas sim relembrar que de alguma forma foi realizado um cálculo estimado.
Projeto, construção e conexão
Há usinas que foram bem projetadas e bem construídas. Outras bem projetadas e mal construídas. E ainda as mal projetadas e mal construídas. Após serem conectadas, os problemas e as falhas de projeto e construção das usinas já foram contratados. Com isso, quero dizer que as falhas de projeto e construção não serão resolvidas após a conexão. Algumas intervenções podem ser realizadas quando apresentam retorno econômico claro, mas, em linhas gerais, os riscos já foram aceitos. Esses riscos muitas vezes se materializam e novos aportes precisam ser realizados.
Alguns problemas que aparecem com frequência são:
• drenagem inadequada;
• sombreamentos não previstos; e
• falhas em transformadores e inversores.
Mas como a usina já foi construída, nesse momento é apenas chover no molhado ou lamentar.
O&M de usinas
Nesse contexto, surge o verdadeiro tema desta coluna: a operação e manutenção dessas usinas. A atividade de O&M é estratégica.
Vinícius
Ayrão*
Devido à falta de dados nacionais consolidados, fiz pesquisas online e inferências a partir de conversas com players do mercado para definir algumas premissas.
Considerando um custo médio de implantação de R$ 3 milhões por MWca, temos cerca de R$ 15,66 bilhões investidos em usinas de MMGD. Levando em conta custo estimado de O&M de 1% do Capex por ano, e que serviços de MO (retirando-se seguro, monitoramento, vegetação e limpeza) representem 60% desses custos, temos um mercado de cerca de R$ 94 milhões por ano. Ou seja, trata-se de um mercado considerável a ser explorado, onde devemos evitar os problemas observados na etapa de construção.
Nessa coluna, assumirei a ótica do contratado, e não do contratante.
Primeira etapa (ou, não assuma a bucha)
O principal risco de aceitar o contrato de O&M de uma usina é assumir a responsabilidade de um ativo do qual você não acompanhou a implantação ou a construção. Então, antes de precificar, faça:
• diagnóstico inicial;
• definição de escopo;
• modelagem de risco; e
• precificação.
Diagnóstico inicial
O diagnóstico inicial será a base para a precificação. Então, é necessário um conjunto de informações mínimas para
A ma ior f eir a & c o ngre ss o d a Am éric a La tin a pa r a o s etor s o la r
Equipamentos, componentes, rastreamento e aplicações: o ecossistema solar reunido para negócios e atualização.
GARANTA SUA PRESENÇA PARA SE CONECTAR COM QUEM ESPECIFICA, COMPRA, INTEGRA E DECIDE
precificar, e um conjunto mais abrangente para melhorar a análise de riscos.
O objetivo nessa etapa é avaliar a qualidade do projeto e da execução, bem como a rastreabilidade técnica e a existência de falhas que possam afetar a operação.
Podemos dividir esse diagnóstico em:
a) Análise documental
Nessa etapa, o proponente precisa analisar os documentos da obra e realizar a inspeção física da usina.
Em uma obra bem construída e projetada, a documentação é composta por:
• projetos executivos de As Built das instalações elétricas fotovoltaicas;
• projetos As Built e memoriais descritivos e de cálculos de drenagem;
• projetos As Built e memoriais descritivos e de cálculos de estruturas e fundações;
• projetos As Built de automação, supervisão e comunicação;
• projetos As Built de CFTV;
• relatório de comissionamento categorias 1 e 2, conforme NBR 16274;
• data-book com datasheets de todos os equipamentos, manuais de operação e termos de garantia; e
• estudo de coordenação e seletividade aprovado pela concessionária local.
A partir da análise dessa documentação, podem ser diagnosticadas falhas, como cabos subdimensionados, ausência de medidas de proteção contra surtos (MPS), proteção sem coordenação, ausência de drenagem ou erros no projeto.
b) Inspeção física da usina
Além da análise documental, é fundamental realizar uma inspeção técnica das instalações, a fim de avaliar a qualidade da construção e as condições gerais da usina.
Durante essa inspeção, são avaliados, entre outros aspectos:
• estado das estruturas metálicas de suporte dos módulos;
• corrosão nas estruturas ou nos quadros elétricos;
• integridade dos módulos fotovoltaicos (trincas ou outros danos visíveis);
• identificação e organização de condutores, strings e mesas;
• estado dos quadros elétricos e equipamentos de média e baixa tensão;
• indícios de aquecimento, corrosão ou infiltração;
• condições do sistema de drenagem e estabilidade do terreno; e
• condições de acesso, cercamento e segurança do empreendimento.
c) Sistema de supervisão e controle (Scada)
Nesta etapa, as seguintes perguntas precisam ser respondidas:
• Existe um sistema de supervisão e monitoramento além do monitoramento dos inversores na plataforma do fabricante?
• Quais equipamentos e parâmetros estão sendo monitorados?
• Os relés de proteção de MT são monitorados?
• Os disjuntores de MT podem ser comandados de forma remota?
• Existe estação solarimétrica?
• Quais os recursos do sistema? Usinas com poucos monitoramentos ou pouca automação vão exigir mais disponibilidade de mão de obra e dificuldade de se atender a SLA curtos, o que, obviamente, impactará nos custos.
d) Perguntas ao contratante
• Quem construiu a usina? → Objetivo: ter uma expectativa sobre a qualidade da usina.
• Quando foi conectada? → Objetivo: saber o tempo de operação.
• Quais garantias vigentes? → Objetivo: saber possíveis custos e delimitar responsabilidades.
• Quem faz a manutenção? → Objetivo: saber histórico.
Classificação da usina
Com base nessas análises, para fins de orçamento, as usinas podem ser classificadas como:
• A – usina nova e bem executada;
• B – usina comum; e
• C – usina com sinais de problemas.
Análise de riscos
Um erro comum é o proponente sucumbir à tentação de realizar uma auditoria técnica, avaliando detalhadamente a usina, para evitar incertezas no preço. O problema disso é que você trabalhará de graça, sem saber se será contratado ou não.
Então, com base nas informações obtidas (e avaliando aquelas que faltam), é preciso fazer uma análise simplificada, classificando os riscos em níveis: baixo, moderado e alto. Usinas de maior risco vão demandar mais intervenções, logo, mais custos.
Podemos analisar os seguintes riscos:
a) Riscos de engenharia
Considerando a pergunta “A usina parece ter sido bem projetada?”, podemos usar os seguintes indicadores:
• Identificação dos cabos → risco, se inexistente ou confusa.
• Organização das strings → risco, se despadronizada.
• Quadros elétricos → risco em caso de falta de identificação, desorganizado, sem proteção contra contatos acidentais.
• Proteções → ausência de DPS. Regra geral, uma instalação organizada pode ser classificada como risco baixo; uma desorganizada como risco médio; e uma confusa como risco alto.
b) Risco de qualidade de obra Para a pergunta “A execução da obra foi bem-feita?”, podemos usar os seguintes indicadores:
• fixação dos cabos → risco, se soltos ou mal fixados;
• estrutura metálica → risco, se apresentar pontos de corrosão precoces;
• módulos → risco, se apresentarem trincas.
Se esses problemas aparecem logo após energização, a probabilidade de manutenção futura aumenta.
c) Risco de infraestrutura do terreno
Talvez este seja o risco mais subestimado. Neste caso, podem ser utilizados os seguintes indicadores:
• Vegetação → afeta a quantidade anual de intervenções.
• Drenagem → buscar pontos de erosão.
• Acesso → ver facilidade de chegada e saída, principalmente em períodos de chuva, que podem precisar de veículos mais robustos para acesso à usina.
• Poeira → trânsito no entorno e/ou acúmulo de poeira em curto espaço de tempo.
d) Risco operacional
Neste caso, o monitoramento e a automação devem responder à pergunta “A usina pode ser operada de forma eficiente?”.
e) Risco de equipamentos
Nesse item, são avaliados:
• Marca dos inversores → confiabilidade.
• Idade da usina → quando se assume O&M de usinas mais antigas.
• Ventilação dos inversores → se estão ao tempo ou abrigados, com ou sem ventilação, dentre outros itens, para avaliar a possibilidade de falhas futuras.
Após essa avaliação, classificamos o risco da O&M da usina como baixo, moderado ou alto.
Na próxima edição, vamos abordar modalidades de O&M e precificação.
* Engenheiro eletricista com três décadas de experiência em subestações consumidoras, média tensão e geração distribuída, especialista em proteção elétrica e engenharia regulatória, atuando na análise de riscos técnicos e enquadramentos normativos junto a concessionárias, diretor técnico do Sindistal-RJ e atuante na formação e desenvolvimento de profissionais do setor elétrico, Vinícius Ayrão apresenta nesta coluna aspectos de projeto, execução e operação das instalações fotovoltaicas.
Os leitores podem apresentar dúvidas e sugestões pelo e-mail: fv_projetoinstalacao@arandaeditora.com.br, mencionando em “assunto” “Coluna Projeto e Instalação”.
OEletropostos são realmente lucrativos?
– Parte 1
Rafael Cunha*
“ A viabilidade de um eletroposto não depende apenas da decisão de instalar um carregador, mas da compreensão de toda a estrutura que sustenta a operação” total acima do esperado, comprometendo o retorno do investimento. Embora a atenção frequentemente se concentre no custo dos carregadores, na prática o investimento total envolve diversos componentes adicionais de infraestrutura elétrica e civil.
discurso de ganhar dinheiro fácil sempre existiu nas mais diversas modalidades e agora aparece com força no tema da infraestrutura de recarga. Nas redes sociais e em diversos cursos online, surgem promessas de que a instalação de eletropostos seria uma das grandes oportunidades de investimento associadas ao crescimento da mobilidade elétrica. Vídeos curtos, anúncios e influenciadores frequentemente apresentam a infraestrutura de recarga como um negócio praticamente garantido. Bastaria instalar carregadores e aguardar a chegada dos veículos elétricos para que a operação começasse a gerar receita em alguns casos, até com promessas de rentabilidade mensal.
Será que a realidade é mesmo tão simples?
De fato, o crescimento da frota de veículos eletrificados no Brasil ocorre em ritmo mais acelerado que a expansão da infraestrutura de recarga. Esse cenário abre um novo mercado de infraestrutura energética e cria oportunidades relevantes para quem tem perfil empreendedor e disposição para assumir riscos. A necessidade de ampliar a rede de recarga pública acompanha a expansão da frota e tende a se tornar um elemento cada vez mais importante para a viabilidade da mobilidade elétrica em larga escala.
No entanto, transformar um eletroposto em um negócio financeiramente sustentável exige muito mais do que apenas instalar equipamentos. Custos de infraestrutura elétrica, modelo tarifário da energia, estrutura fiscal da operação, definição de preços e taxa de utilização dos carregadores são fatores que influenciam diretamente a rentabilidade do investimento. Esses elementos raramente aparecem com a mesma clareza nos discursos mais simplificados sobre o tema. Em muitos casos, análises superficiais ignoram partes relevantes da estrutura econômica da operação, o que pode levar a expectativas irreais de retorno.
Este artigo apresenta um estudo simplificado sobre a viabilidade financeira de um eletroposto, explorando sua estrutura de custos, os principais modelos de receita e algumas particularidades operacionais do setor. A partir de um caso prático com valores aproximados de mercado, é realizada também uma análise de sensibilidade das variáveis que mais influenciam o resultado econômico da operação.
Estrutura de custos de um eletroposto
Uma boa estrutura de custos permite antecipar possíveis omissões ou problemas que podem elevar o gasto
De forma simplificada, os custos podem ser divididos em dois grandes grupos: investimento inicial, conhecido como Capex, e custos operacionais recorrentes, conhecidos como Opex.
Investimento inicial (Capex)
O investimento inicial inclui a aquisição dos equipamentos de recarga e toda a infraestrutura necessária para sua instalação e operação. Dependendo da potência instalada e das condições elétricas do local, essa infraestrutura pode representar parcela significativa do investimento total.
Entre os principais componentes do Capex estão os carregadores de veículos elétricos, a infraestrutura elétrica composta por cabos, eletrocalhas, proteções e quadros, possíveis transformadores ou adequações da entrada de energia, obras civis e preparação do local, sistemas de comunicação e conectividade, além do projeto elétrico e do comissionamento da instalação.
Em muitos projetos, especialmente aqueles que utilizam carregadores rápidos acima de 50 kW, os custos de infraestrutura elétrica representam uma parcela relevante do investimento total. Por esse motivo, uma análise prévia da capacidade da rede elétrica disponível no local torna-se fundamental.
Custos operacionais (Opex)
Além do investimento inicial, a operação do eletroposto envolve custos recorrentes que influenciam diretamente a rentabilidade do negócio.
Entre os principais custos operacionais, estão o contrato de energia elétrica, os encargos associados à demanda contratada quando a unidade consumidora pertence ao grupo A, a manutenção preventiva e corretiva dos equipamentos, os serviços de conectividade e uso de plataformas de gestão da recarga, as taxas financeiras relacionadas aos meios de pagamento e eventuais custos de aluguel do espaço ou compartilhamento de receita com o proprietário do local.
O custo da energia elétrica merece destaque especial, pois costuma representar a principal parcela do custo operacional. Dependendo da modalidade tarifária e da potência instalada, a demanda contratada também pode ter impacto significativo na estrutura de custos da operação.
Questões fiscais e operacionais
Um dos pontos que frequentemente geram dúvidas em projetos de eletropostos está relacionado à estrutura fiscal da operação. Nos últimos anos foi criado um CNAE específico como subclasse da atividade de distribuição de energia voltado à comercialização de energia para recarga de veículos elétricos. No entanto, na prática do mercado brasileiro, a operação de recarga costuma ser tratada de forma diferente do ponto de vista tributário. Isso ocorre porque a energia elétrica adquirida pelo operador do eletroposto já chega à unidade consumidora com incidência de ICMS, uma vez que o imposto é aplicado no momento da compra da energia junto à concessionária. Dessa forma, na maioria dos modelos de operação atualmente adotados no Brasil, a atividade de recarga é tratada como prestação de serviço ao
usuário final, e não como revenda de energia elétrica.
Por essa razão, a nota fiscal mais utilizada na operação de eletropostos costuma ser a Nota Fiscal de Serviço, sujeita à incidência de ISS. Esse ponto exige atenção especial, pois a alíquota do ISS pode variar conforme o município e eventuais incentivos fiscais locais, podendo partir de aproximadamente 2% em cenários com benefícios ou regimes favorecidos até atingir o teto de 5%, além de outros encargos tributários que podem existir dependendo do regime da empresa.
Outro aspecto frequentemente negligenciado nas análises financeiras é o custo operacional associado à emissão das notas fiscais. A operação de eletropostos normalmente envolve sistemas automatizados de faturamento integrados às plataformas de recarga, responsáveis pela emissão automática das notas para cada transação. Esses sistemas possuem custos próprios, seja por meio de licenciamento, integração com provedores fiscais ou cobrança por volume de notas emitidas.
Também é importante destacar que se trata de um mercado relativamente novo do ponto de vista regulatório e tributário. Ainda existem divergências de interpretação entre diferentes agentes do setor e entre entes federativos quanto ao enquadramento adequado da atividade de recarga. Por essa razão, é razoável esperar desdobramentos regulatórios e tributários nos próximos anos à medida que o mercado amadureça e que os órgãos reguladores e fiscais consolidem seus entendimentos sobre a atividade.
Diante desse cenário, torna-se fundamental que o operador realize um planejamento tributário adequado em conjunto com seu contador antes mesmo da implantação da operação. A definição correta do modelo fiscal, da forma de emissão das notas e da estrutura tributária pode impactar diretamente a margem da operação e
evitar problemas futuros de conformidade.
Estrutura de receitas
A principal fonte de receita de um eletroposto é a venda de energia para recarga de veículos elétricos. No Brasil, o modelo de cobrança mais comum é baseado na quantidade de energia fornecida medida em quilowatt-hora.
Os valores praticados no mercado variam de acordo com fatores como localização, potência do carregador e estratégia comercial do operador. Em geral, carregadores rápidos em corrente contínua apresentam preços mais elevados devido ao maior custo de infraestrutura e ao valor agregado da recarga rápida para o usuário. Além da cobrança pela energia consumida, alguns operadores adotam tarifas adicionais, como taxas de ociosidade aplicadas quando o veículo permanece conectado após o término da recarga. Esse tipo de mecanismo aumenta a rotatividade das vagas e melhora a utilização dos carregadores. Também podem ser utilizadas estratégias comerciais como vouchers ou créditos de recarga para usuários frequentes, por exemplo, motoristas de aplicativos ou operadores de frota, além de modelos de tarifa dinâmica nos quais os preços variam ao longo do dia conforme a demanda.
Também existem modelos de parceria em que a receita da recarga é compartilhada entre o operador da infraestrutura e o proprietário do local onde o eletroposto está instalado. Nessas situações, a divisão de receitas deve ser considerada na análise financeira do projeto.
Conclusão
A viabilidade de um eletroposto não depende apenas da decisão de instalar um carregador, mas da compreensão de toda a estrutura que
sustenta a operação. Antes mesmo de analisar números concretos de retorno financeiro, já é possível identificar três pilares fundamentais para o sucesso do projeto: uma estrutura de custos bem mapeada, um enquadramento fiscal adequado e um modelo de receitas coerente com o perfil de utilização do local.
A análise dos custos mostra que o investimento não se resume ao equipamento de recarga. Infraestrutura elétrica, obras, conectividade, manutenção e despesas operacionais recorrentes compõem uma parcela significativa da estrutura econômica do projeto. Da mesma forma, questões fiscais e operacionais exigem atenção, uma vez que a forma de tributação, a emissão de notas fiscais e os sistemas utilizados para faturamento podem impactar diretamente a margem do negócio.
Por outro lado, a estrutura de receitas revela que a operação de recarga possui diversas possibilidades de otimização, seja por meio da definição estratégica do preço da recarga, da aplicação de tarifas de ociosidade, da utilização de vouchers para públicos específicos ou da adoção de modelos de tarifa dinâmica que incentivem a melhor distribuição da demanda ao longo do dia.
Compreendidos esses elementos estruturais, torna-se possível avançar para uma etapa mais concreta da análise: avaliar um cenário numérico de operação e verificar como esses fatores se traduzem em resultado financeiro. Na segunda parte desta análise, será apresentado um estudo de caso simplificado, seguido de uma avaliação de sensibilidade das principais variáveis econômicas do projeto.
* 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”.
Como microgrids estão redesenhando o setor elétrico
“ Trata-se de uma infraestrutura energética gerenciada, capaz de atuar simultaneamente na redução de custos, aumento da con abilidade e otimização da interação com o sistema elétrico convencional”.
Durante décadas, o setor elétrico foi organizado a partir de uma lógica relativamente estável: grandes usinas geram energia, redes de transmissão a transportam por longas distâncias e consumidores a utilizam de forma essencialmente passiva. Esse modelo estruturou o desenvolvimento do sistema elétrico brasileiro e garantiu segurança energética ao longo de sucessivas décadas de expansão. A transição energética, no entanto, começa a alterar gradualmente essa arquitetura. O crescimento acelerado da geração solar, a queda consistente no custo das baterias e o surgimento de novos modelos de negócios energéticos estão abrindo espaço para uma transformação menos visível, mas potencialmente profunda: a emergência de sistemas energéticos locais mais inteligentes, flexíveis e autônomos.
Nesse contexto, microgrids começam a ganhar protagonismo. Projetos recentes no Brasil mostram uma tendência clara. Sistemas que combinam geração solar, armazenamento em baterias e geradores já existentes passam a operar como pequenas redes elétricas coordenadas por plataformas de gestão energética. Essas estruturas são capazes de otimizar o uso de diferentes fontes, reduzir custos operacionais e aumentar a segurança de suprimento em ambientes industriais sensíveis. A presença do armazenamento é o elemento que torna essa arquitetura particularmente poderosa. Enquanto usinas convencionais garantem volume energético e potência firme ao sistema, baterias oferecem atributos distintos: velocidade de resposta, precisão opera-
tiva e capacidade de deslocar energia no tempo. Elas permitem suavizar rampas de carga, reduzir picos de demanda e armazenar energia produzida em momentos de abundância para utilização em períodos de maior valor econômico. Esse conjunto de atributos transforma a microgrid em algo mais sofisticado do que um simples sistema de autoprodução. Trata-se de uma infraestrutura energética gerenciada, capaz de atuar simultaneamente na redução de custos, no aumento da confiabilidade e na otimização da interação com o sistema elétrico convencional.
A inovação não está apenas na tecnologia. Está também no modelo econômico que começa a se consolidar. Cada vez mais projetos são estruturados no formato Energy as a Service. Nesse arranjo, o fornecedor desenvolve, financia e opera a infraestrutura energética local, enquanto o consumidor paga pelo serviço energético entregue. Em vez de investir em ativos próprios, empresas passam a contratar desempenho energético.
Essa lógica altera o centro de gravidade do setor elétrico. Pela primeira vez, a gestão ativa da energia desloca-se do sistema para o ponto de consumo. A energia deixa de ser apenas um insumo adquirido da rede e passa a ser uma infraestrutura estratégica gerenciada no próprio local de consumo. O consumidor torna-se um agente ativo na gestão de sua matriz elétrica, combinando geração distribuída, armazenamento e inteligência operacional. Do ponto de vista sistêmico, as implicações são relevantes. Microgrids industriais podem reduzir picos de demanda, aliviar pressões sobre redes de distribuição e diminuir o despacho de geração térmica em horários críticos. Ao mesmo
Carlos Dornellas*
tempo, criam oportunidades para o desenvolvimento de mercados de flexibilidade, nos quais armazenamento, resposta da demanda e gestão de carga passam a desempenhar papel cada vez mais importante na operação do sistema elétrico.
O Brasil reúne condições particularmente favoráveis para essa evolução. A expansão acelerada da geração solar cria excedentes energéticos em determinados períodos do dia. Tarifas elevadas em horários de ponta incentivam soluções de gestão de carga. E a redução global dos custos de baterias começa a tornar economicamente viável a integração dessas tecnologias em ambientes industriais e comerciais.
O principal desafio passa a ser institucional. O setor elétrico brasileiro foi concebido para operar a partir de grandes centros de geração e fluxos energéticos predominantemente unidirecionais. A expansão de microgrids e serviços energéticos distribuídos exigirá adaptações regulatórias, novos modelos de remuneração e uma integração mais sofisticada com os mecanismos tradicionais de planejamento e operação do sistema.
A transição energética não ocorre apenas nas usinas. Ela também acontece nas bordas do sistema. E é possível que o próximo salto estrutural do setor elétrico brasileiro não venha apenas de novos parques solares ou eólicos de grande escala, mas da capacidade de transformar consumidores em operadores inteligentes de sua própria infraestrutura energética.
Quando isso ocorrer em escala, o sistema elétrico deixará de ser apenas uma rede que entrega energia. Passará a ser um ecossistema onde energia, flexibilidade e inteligência operativa coexistem.
(*) 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).
Inversor híbrido bifásico
A GoodWe lançou recentemente a linha ES LD, um inversor híbrido com capacidade de operar tanto conectado à rede quanto isoladamente. Projetado para aplicações residenciais e comerciais de pequeno porte, o equipamento está disponível na faixa de 5 a 10 kW.
A configuração com duas fases
mais neutro permite operação em tensões de corrente alternada como 120/208 V, 127/220 V, 120/240 V e 127/254 V. Em áreas atendidas pela rede convencional, o equipamento permite compensação de energia e armazenamento para uso noturno ou em horários de pico tarifário. Já em localidades mais afastadas, pode funcionar de forma independente, garantindo fornecimento contínuo a residências rurais, pequenos estabelecimentos comerciais e empreendimentos de serviços. Conta com dois MPPTs (Maximum Power Point Tracking) e suporta baterias de baixa tensão de 48V, tanto de lítio quanto de chumbo-ácido.
https://br.goodwe.com/
Armazenamento em baterias
O PowerTitan 3.0 é uma nova geração de sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) desenvolvida pela Sungrow para aplicações de grande porte. O sistema é alojado em um contêiner de 20 pés e integra inversor com potência de 1,78 MW a baterias que fornecem 7,14 MWh de armazenamento. Em configuração de quatro horas, um único bloco pode entregar 7,2 MW e 28,5 MWh, oferecendo escalabilidade para usinas solares, parques híbridos e projetos de estabilização de rede. O equipamento utiliza células de bateria empilhadas e, segundo a fabricante,
atinge eficiência de ida e volta de 92%. Em função do design em bloco AC, o sistema é entregue pré-instalado, com capacidade de autoconfiguração e testes em até uma hora, reduzindo, de acordo com a empresa, tempo de comissionamento e custos de implantação.
https://br.sungrowpower.com/
Trackers
Para otimizar a geração de energia em diferentes tipos de terrenos, a Axial Brasil fornece soluções de acordo com a realidade geográfica local. O Axial Tracker Twin, por exemplo, é indicado para terrenos planos ou com leves ondulações. Trata-se de um rastreador solar bifileira, que incorpora tecnologia homocinética em sua estrutura de eixo único. Tais características, de acordo com a Axial, conferem ao equipamento precisão no movimento e facilidade na montagem. A companhia projeta que o modelo pode aumentar em até 30% a produção de energia em comparação com as estruturas fixas. Para os terrenos mais complexos, a empresa desenvolveu o SlopeSync, indicado para grandes declives e variações morfológicas. O produto elimina, segundo a Axial, a necessidade de alinhamento de pilares. Suporta desvios de até 30° no sentido Norte-Sul e variações de altura de até 15% ou 400mm.
www.axialstructural.com
Adesivo isolante
O Grupo Flexível fornece uma linha de produtos químicos voltados ao setor de energia. O Flexx Electra Sealfix DM é um adesivo bicomponente isolante elétrico de alta performance. Segundo a empresa, o produto obteve a resistência de isolamento de 22 gigaohms em testes realizados, fornecendo maior segurança no isolamento da corrente elétrica e ao calor gerado por aparelhos eletrifica-
dos. O produto é indicado para colar, proteger e melhorar a interação entre componentes eletrificados, como painéis solares, painéis elétricos, sensores, transformadores, baterias para veículos e componentes para computadores, entre outros. A linha terá ainda selantes e componentes de vedação, que estão em fase de desenvolvimento. De acordo com a companhia, o objetivo dos produtos é proporcionar isolamento elétrico, fixação, vedação eficiente e gerenciamento térmico inteligente, podendo reter ou liberar energia térmica conforme a necessidade da aplicação, além de amortecimento e absorção de impactos. https://grupoflexivel.com.br/
Luminárias solares
A Yamamura fornece arandelas e balizadores LED solares. A arandela possui potência máxima de 1 W, fluxo luminoso de 70 lm e luz amarela (3000 K), indicada para fachadas, jardins, varandas, garagens e áreas externas em geral. Com índice de proteção IP65, é resistente à poeira e jatos de água. Fabricada em ABS e policarbonato com acabamento fosco na cor preta, o equipamento conta com painel solar na parte traseira e com uma bateria, que armazena a energia gerada. Possui tempo de carga de 4 a 6 horas, em média, e de uso por carga de 8 a 10 horas. Já o balizador está disponível em duas versões: uma com potência máxima de 0,5 W, fluxo luminoso de 35 lm e luz amarela (3000 K); e a outra com potência máxima de 1 W, fluxo luminoso de 100 lm e luz amarela (3000 K). Ambos os modelos contam com proteção IP65, resistência à poeira e jatos d’água, e são produzidos em plástico ABS com acabamento em pintura na cor preta. Possuem painel solar e bateria. Ao anoitecer, os produtos acendem automaticamente graças ao sensor de iluminação embutido.
www.yamamura.com.br
Aumento da demanda global por eletricidade
O relatório Electricity 2026, da Agência Internacional de Energia (IEA), aponta que a demanda global por eletricidade deve crescer a uma
taxa média anual de 3,6% até 2030, impulsionada pela eletrificação da indústria, expansão dos veículos elétricos, uso crescente de arcondicionado e proliferação de data centers e aplicações de inteligência artificial (IA). De acordo com a publicação, a energia solar fotovoltaica será a fonte de geração que mais crescerá nos próximos quatro anos, adicionando sozinha mais de 600 terawattshora (TWh) por ano ao sistema elétrico global. Em volume de geração, a energia solar deve ultrapassar a eólica e a nuclear já em 2026 e superar a hidrelétrica até 2029, consolidando-se como
um dos pilares centrais da matriz elétrica global. Na avaliação da Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, esse cenário demonstra a necessidade cada vez maior de reforçar a segurança regulatória e modernizar a infraestrutura elétrica no Brasil, sobretudo para ampliar a oferta de fontes limpas, renováveis, mais competitivas e de rápida implantação. Segundo a entidade, a expectativa de crescimento médio anual é de 3,3% no consumo de eletricidade no Brasil até 2035, projetado no Plano Decenal de Expansão de Energia, da EPE - Empresa de Pesquisa Energética. O relatório também destaca a expansão robusta do armazenamento em baterias como elementochave de flexibilidade e integração de fontes renováveis nas matrizes elétricas. Atualmente, há mais de 600 GW de projetos de armazenamento em baterias aguardando conexão às redes elétricas em todo o mundo.
https://www.absolar.org.br/
Armazenamento de energia em baterias
O Manual de Armazenamento de Energia por Bateria - Critérios de Avaliação e Aplicações da Indústria foi elaborado pela Fiesp - Federação das Indústrias do Estado de São Paulo e pelo Senai-SP - Serviço de Aprendizado Industrial de São Paulo para apoiar empresas na compreensão do
papel do armazenamento de energia em suas operações.
A publicação aponta que o Sistema de Armazenamento de Energia por Bateria (SAEB) se consolida como plataforma estratégica da gestão energética industrial, pois permite otimizar o consumo, reduzir custos associados a tarifas e a variabilidade de preços e mitigar impactos de qualidade e continuidade do fornecimento. Além de apresentar os principais as-
pectos técnicos, regulatórios e econômicos a serem considerados, o material serve como referência para as indústrias que desejam implantar o SAEB em suas unidades consumidoras para obter maior eficiência e competitividade. A publicação está dividida em cinco partes: Introdução, que reúne informações sobre o panorama mundial e o cenário brasileiro; Fundamentos dos SAEBs, incluindo parâmetros técnicos, tipos de baterias, componentes, configurações, aplicações industriais, aspectos regulatórios e análise de viabilidade; Passos para implementação, com estudos iniciais e planejamento do projeto, projeto executivo, aprovações e contratação, implantação e comissionamento, operação e manutenção e descomissionamento; Conclusão; e Bibliografia. https://www.fiesp.com.br/file20260309185011-armazenamentode-energia-por-baterias
Um novo ciclo solar de desenvolvimento
“ Um dos eixos da nova gestão do Conselho de Administração será a ampliação do acesso ao mercado livre de energia para consumidores de média e baixa tensão, uma das principais transformações estruturais em curso no País”.
Anova gestão do Conselho de Administração da Absolar, eleita em março e com posse em maio, marca o início de mais uma etapa para o setor solar brasileiro, em um momento decisivo de transformação do sistema elétrico nacional. Com mandato 2026 – 2030, o colegiado assume com a missão de impulsionar uma agenda estratégica focada em modernização regulatória, ampliação do mercado livre de energia e integração de novas tecnologias, como baterias, data centers, hidrogênio verde e eletromobilidade.
Nesse cenário, a nova gestão da entidade pretende concentrar esforços em medidas capazes de promover uma expansão racional da energia solar, sobretudo para evitar o surgimento de novos subsídios e colaborar com a criação de sinais de preços ao consumidor, além da ampliação das tecnologias sinérgicas, com vistas em aprimoramentos legais e regulatórios do setor elétrico.
Um dos eixos fundamentais será a ampliação do acesso dos consumidores ao mercado livre de energia. A abertura gradual desse mercado para consumidores de média e baixa tensão é vista pelo setor como uma das principais transformações estruturais em curso no País. A nova gestão da entidade pretende atuar para acelerar esse processo, colocando o consumidor no centro das decisões do setor elétrico e permitindo maior liberdade de escolha na contratação de energia.
Essa agenda é essencial para fortalecer a competitividade do sistema elétrico brasileiro e ampliar o acesso da população às tecnologias mais modernas e sustentáveis. O objetivo é construir um ambiente que favoreça tanto a expansão da fonte solar quanto o desenvolvimento de novas soluções tecnológicas.
Outro ponto estratégico será o estímulo ao desenvolvimento do mercado de armazenamento de energia. As baterias têm ganhado importância crescente no cenário internacional por sua capacidade de aumentar a exibilidade do sistema elétrico e permitir maior integração das fontes renováveis, como a solar, além de trazer maior autonomia e resiliência para consumidores. Nesse contexto, a entidade pretende atuar para viabilizar marcos regulatórios e mecanismos de mercado que permitam destravar investimentos nesse segmento.
A entidade atuará ainda para o desenvolvimento e aprimoramento do marco legal e regulatório para armazenamento de energia elétrica no Brasil; fomento à demanda por meio de leilões de capacidade, leilões de sistemas isolados, universalização do acesso à energia elétrica e uso por consumidores, geradores e empresas de transmissão e distribuição; e melhoria nas condições de competitividade e acesso à tecnologia, trabalhando pela redução da carga tributária excessiva e melhor acesso a nanciamento para a tecnologia.
Além disso, a nova gestão pretende incentivar a expansão de tecnologias complementares à geração solar, como redes elétricas inteligentes e eletromobilidade. A integração dessas soluções é vista como fundamental para modernizar a infraestrutura energética brasileira e acompanhar as transformações em curso no setor global de energia.
É evidente que o fortalecimento dessas agendas também representa uma oportunidade de consolidar o Brasil como destino relevante para investimentos internacionais em energia limpa. Com recursos solares abundantes e crescente demanda por eletricidade, o País possui potencial signi cativo para ampliar sua liderança no desenvolvimento de projetos renováveis.
Com a nova gestão do Conselho de Administração, a entidade intensi ca sua atuação técnica e institucional junto a governos, empresas e sociedade, reforçando o compromisso de acelerar a transição energética brasileira. Na prática, a atuação será pautada pela ampliação da participação da fonte solar na matriz elétrica, bem como na promoção de um sistema elétrico mais moderno, acessível e alinhado às demandas de desenvolvimento sustentável do País.
Bárbara Rubim é Presidente eleita para o Conselho de
*
Administração da Absolar; Rodrigo Sauaia é CEO da Absolar; e Ronaldo Koloszuk é o atual Presidente do Conselho de Administração Absolar.
