O que aconteceu: a Consulta Pública 46/2025 (não 46/2026, corrija se você anotou errado) propõe migrar automaticamente para tarifa horária quem consome 1.000 kWh/mês ou mais a partir deste ano, e 600 kWh/mês a partir de 2027. Alcance: cerca de 2,5 milhões de unidades consumidoras, mais ou menos 25% de todo o consumo da baixa tensão.

O setor sustentava que o artigo 17 da Lei 14.300 blindava a MMGD durante a transição. A Procuradoria discordou: a lei garante o direito de compensar energia, não garante permanência no mesmo modelo de tarifa.

Como funciona, em português: hoje a maioria das casas paga o mesmo preço pelo kWh a qualquer hora. Na tarifa branca, o preço muda por faixa de horário: barato fora ponta, caro na ponta.

Agora junte com solar. O painel produz ao meio-dia, quando a tarifa é baixa. A casa consome às 19h, quando é alta. Se o crédito valer pelo preço do horário em que foi gerado, o mesmo sistema de sempre devolve menos dinheiro. Nada mudou no telhado, mudou a régua.

Por que importa? Muda o argumento de venda da cadeia inteira. Sai o "quanto você economiza" e entra o "quanto você perde se o crédito valer pelo horário". Para quem vende bateria, é a diferença entre produto opcional e produto necessário.

O estudo apresentado no Summit em 28 de agosto tem o número da tese: num híbrido de 5,55 kWp com bateria de 5 kWh, 42,5% da energia gerada no ano nunca passa pela rede. Essa parcela não paga Fio B nem ICMS não compensável. O valor migrou de injetar para não injetar.

Do outro lado: segure a empolgação. O parecer não é norma, é opinião jurídica interna, e ainda não houve voto. A relatoria foi sorteada para Ludimila Lima, que voltou à diretoria em agosto no lugar de Fernando Mosna. A ABSOLAR estima até 45% de aumento na conta de quem for enquadrado sem mudar comportamento, e vai brigar. Quem vender pânico esta semana fica sem credibilidade em novembro.

Minha leitura: a Califórnia já rodou esse filme. Depois da NEM 3.0, em 2023, o crédito de exportação caiu cerca de 75% e o attachment rate de bateria em vendas residenciais saiu de mais ou menos 10% para perto de 60%, segundo o Lawrence Berkeley. Quem só vendia painel encolheu, quem aprendeu a dimensionar bateria dobrou.

O erro agora é esperar o voto para estudar. Quando a norma sair, todo mundo quer bateria ao mesmo tempo e você compra caro no meio da corrida. Pegue três contas de clientes acima de 1.000 kWh e simule quanto perderiam na tarifa branca. Esse número é a sua próxima venda.

A EPE fechou o cadastramento do primeiro leilão de baterias do Brasil com 6.091 projetos somando 296.807 MW. O país inteiro tem cerca de 218 GW de usinas centralizadas em operação. Cadastraram mais bateria do que o Brasil tem de geração.

O que aconteceu: o LRCAP de 2026 foi criado pela Portaria Normativa MME 136/2026 e acontece em dois certames: 2 de dezembro para projetos com conteúdo nacional, via Sistema-CFI do BNDES, e 4 de dezembro para os demais. Suprimento começa em 1º de agosto de 2028. A ANEEL abriu a consulta pública das minutas de edital em 28 de julho, com contribuições até 14 de setembro. O edital definitivo ainda não saiu.

Como funciona, em português: o Brasil não está contratando energia neste leilão, está contratando capacidade de resposta. A rede tem um problema novo: sobra energia solar ao meio-dia, a ponto de o ONS mandar usina parar de gerar, e falta às 19h, quando o sol some e todo mundo chega em casa. Bateria resolve esse buraco de horário.

Daí os requisitos serem duros: mínimo de 30 MW, potência máxima por 4 horas consecutivas e tecnologia grid-forming, a bateria capaz de sustentar a rede sozinha em vez de só acompanhar. Não é qualquer container com célula dentro.

Por que importa? Porque em dezembro o Brasil vai ter, pela primeira vez, um preço público de bateria. Até hoje quem modelou BESS trabalhou com cotação de fornecedor, planilha própria e fé.

Isso muda a mesa de negociação. O cliente C&I vai chegar com o resultado do leilão na mão perguntando por que o seu projeto custa o que custa. A resposta legítima existe (um sistema de 900 kWh na Equatorial PA não tem a escala, o imposto e a logística de um projeto de 100 MW na transmissão), mas tê-la pronta é diferente de ser pego de surpresa.

Enquanto isso: dois pontos seguem abertos e ambos decidem TIR. O prazo contratual aparece como 10 anos em minutas antigas e 15 anos em material recente, e cinco anos de receita mudam a conta inteira. E o rateio do custo entre geradores continua indefinido, com o debate do ERCAP correndo no Congresso nesta semana.

Minha leitura: cadastro não é projeto, é intenção. Muita coisa ali é terreno sem outorga, sem conexão e sem financiamento, cadastrada a custo quase zero só para não ficar de fora. Tratar 296 GW como demanda real é o erro de quem olhava fila de conexão de solar em 2021 e achava que tudo sairia do papel.

O número que interessa sai no dia 4: o preço. Se vier baixo, o armazenamento ganha âncora de mercado e você negocia em cima de dado público. Se vier alto, está confirmado que o BESS brasileiro é caro por decisão tributária e logística, não por causa da célula.

Em 9 de janeiro, o Ministério das Finanças e a Administração Estatal de Tributação da China anunciaram o fim do rebate de VAT de exportação. Fotovoltaico foi a zero em 1º de abril. Bateria caiu de 9% para 6% e vai a zero em 1º de janeiro de 2027.

O que aconteceu: é o segundo aperto em pouco mais de um ano. Em dezembro de 2024 o rebate já tinha caído de 13% para 9%. Pequim declarou o motivo sem rodeio: acabar com a guerra de preço entre os próprios fabricantes e reduzir risco de retaliação comercial. O efeito imediato foi corrida de embarque e pressão no carbonato de lítio na bolsa de Guangzhou.

Como funciona, em português: a China cobra imposto sobre valor agregado na produção e devolve parte dele quando a fábrica exporta. É o rebate. Ele nunca aparece na sua proforma, mas está embutido no preço que o fornecedor consegue te oferecer. Quando cai de 9% para 6%, o exportador perde três pontos de margem e tem três saídas: comer o prejuízo, repassar, ou as duas. Ninguém come sozinho por muito tempo. Em janeiro o rebate não cai, acaba.

Por que importa? Porque todo modelo de armazenamento que circula no Brasil tem premissa de CAPEX travada numa foto com data de vencimento. O estudo do Summit roda o caso C&I a R$ 2.400/kWh, R$ 2,22 milhões para 925 kWh. Com o dólar na casa de R$ 5,20, dá perto de US$ 460/kWh instalado. A BloombergNEF apurou média global de sistema turnkey em US$ 117/kWh em 2025, com China em US$ 73 e Europa em US$ 177.

Preciso ser honesto, porque essa comparação é usada de forma desonesta o tempo todo. Não é maçã com maçã: um sistema de 925 kWh no Pará não tem nada a ver com utility comprado em escala de gigawatt, e imposto, ICMS, frete e instalação explicam boa parte da distância. Mas a ordem de grandeza diz o que vale: o custo do BESS brasileiro não vem da célula, vem de tudo que a gente coloca em volta dela.

Enquanto isso: o setor discute SELIC, IPCA e bandeira tarifária nas premissas. Eu ainda não vi planilha brasileira com rebate de VAT chinês na linha de sensibilidade. É a única variável com data marcada no calendário, e a única que ninguém modela.

Minha leitura: quem compra da China aprende rápido que preço de contrato não é preço de tabela, é preço de janela. A do painel fechou em abril, a da bateria fecha em 31 de dezembro. Se você tem projeto com decisão prevista para 2027, ou trava fornecedor, preço e slot ainda este ano, ou reprecifica o cliente depois e explica por quê.

E tem uma leitura desconfortável embutida. O Brasil passou anos achando que preço de equipamento chinês cai para sempre porque a tecnologia melhora. Boa parte daquela queda era política industrial e guerra de preço. Quando Pequim decide que a guerra acabou, o preço para de cair.

O Decreto 13.097/2026, publicado em 13 de agosto, regulamentou a abertura do mercado livre para a baixa tensão. E confirmou o que muita comercializadora ainda não repassou ao time comercial: acabou o desconto de TUSD e TUST para contratos novos de energia incentivada.

O que aconteceu: a Lei 15.269, sancionada em 25 de novembro de 2025, definiu o cronograma. Comerciais e industriais em baixa tensão migram em até 24 meses, residenciais em até 36. O decreto ainda dispensou a troca imediata do medidor convencional por medidor inteligente como condição de entrada.

Como funciona, em português: a energia incentivada não dá desconto na energia, dá no pedágio da rede, a TUSD e a TUST. Fontes com incentivo I5 chegavam a 50% de abatimento ali.

Só que esse desconto não sai do bolso de ninguém no mercado livre. É subsídio, e subsídio no setor elétrico sempre vai parar na CDE, rateada na conta de todo mundo. A lei cortou isso para contratos novos, os antigos ficam preservados. O produto continua existindo, mas a margem que sustentava a venda saiu de circulação.

Por que importa? O estudo do Summit coloca os dois mundos no mesmo slide e o setor só olha para o de cima. Cliente A4 Verde na CEMIG, 40.000 kWh/mês, energia a R$ 280/MWh: com incentivada I5, economia média de 23,8% no ano. O mesmo cliente, mesma operação, sem incentivada: 9,1%.

Nove por cento não sustenta funil de venda nenhum. Não paga o esforço de migração, não paga a fricção de convencer o cliente e não sobrevive a um ano de bandeira verde. Quem montou operação comercial em cima do desconto de fio acabou de perder o produto e ainda não percebeu.

Para o integrador a leitura é oposta e boa: quando o desconto encolhe, volta a ser diferencial o que reduz consumo de verdade. Gestão de carga, autoprodução, deslocamento de ponta. Coisa que precisa de projeto, não de planilha.

Enquanto isso: em 25 de agosto, as comercializadoras movimentaram mais de 100 GW médios no mercado livre. O volume está lá e vai crescer com a abertura. O que mudou é de onde vem a margem.

Minha leitura: o mercado livre de baixa tensão vai ser vendido exatamente como o kit solar foi vendido em 2019. Promessa de desconto, planilha bonita e vendedor com script decorado. A diferença é que em 2019 tinha subsídio de fio sustentando o número.

Quem construir oferta em cima de "economize X%" refaz a apresentação a cada revisão tarifária e perde cliente para o próximo que prometer X+1. Corrida para o fundo do poço, e a gente já sabe como termina porque assistiu no telhado.

Quem construir em cima de previsibilidade fica. Cliente de mercado livre não sofre com preço médio, sofre com surpresa. Vender proteção contra surpresa sobrevive a mudança de regra. Vender desconto não. E tem relógio rodando: 14 meses.

O achado mais contraintuitivo do estudo apresentado nos últimos dias não foi grifado por ninguém: no eletroposto, solar por assinatura entrega TIR de 59,2% e usina própria entrega 25,3%. Mesmo negócio, mesma energia solar. A diferença é quem é dono da usina.

O que aconteceu: o modelo compara três cenários para quatro carregadores DC de 50 kW, com CAPEX de R$ 551 mil e tarifa de R$ 2,50/kWh. Sem solar, TIR de 46,2%. Com assinatura dando 20% de desconto na energia, sobe para 59,2% sem gastar um real a mais. Com usina própria, o investimento salta para R$ 1,37 milhão, cobre 73% do consumo, e a TIR desaba.

Como funciona, em português: o problema é físico, não financeiro. Carregador rápido puxa carga quando o carro chega, e carro chega o dia inteiro, inclusive à noite. Painel gera das 9h às 16h. As duas curvas não se encontram.

Pior: a usina fica limitada a 200 kW pelo CUSD, o contrato de uso da rede daquele ponto, então nem adianta instalar mais painel. Você paga R$ 780 mil por uma usina que cobre parte do consumo, e cobre no horário errado. Na assinatura você não compra ativo nenhum: o desconto entra direto no custo.

Por que importa? Porque tem integrador montando proposta de UFV para posto de recarga com a lógica de telhado de galpão. Não é o mesmo negócio. Em galpão você consome de dia e a curva casa. Em eletroposto não casa.

E tem uma premissa que decide tudo: 8 sessões por dia, por carregador, a 32 kWh cada. A própria matriz de sensibilidade do estudo mostra o outro lado: a 4 sessões por dia o EBITDA vai a zero. A diferença entre 46% de TIR e um negócio que não paga a própria conta cabe em quatro sessões.

Do outro lado: o Brasil tinha cerca de 25,4 mil pontos públicos e semipúblicos em maio, segundo a ABVE, sendo 8,6 mil em corrente contínua, e perto de 20 carros elétricos por ponto. A frota cresce rápido e a infraestrutura ainda é pequena, o que joga a favor de quem entra agora.

Mas não existe dado público de utilização real por carregador no Brasil. Nos Estados Unidos, a Paren apurou 15,8% de utilização média em carregadores rápidos no segundo trimestre. Quem apresenta 8 sessões por dia como caso base está apresentando cenário bom, não cenário médio.

Minha leitura: eletroposto não é projeto de energia, é projeto de varejo. O que decide o retorno é fluxo de carro, não kWp. É matemática de padaria e posto de gasolina: localização, movimento e ticket.

Quem escolhe o ponto olhando telhado em vez de movimento tem TIR de 46% no PowerPoint e prejuízo na conta corrente no décimo mês. Duas perguntas antes de assinar: qual é o estudo de fluxo que sustenta o número de sessões, e já compararam com comprar energia mais barata em vez de gerar? Se não tem estudo, não é projeto, é planilha.

Em 2024 o Brasil adicionou 15 GW de energia solar. Em 2025, 10,6 GW. Queda de 29% em um ano, com investimentos caindo 40%, de R$ 54,9 bilhões para R$ 32,9 bilhões. Os números são da ABSOLAR. Metade do mercado continua vendendo como se nada disso tivesse acontecido.

O que aconteceu: dentro dos 10,6 GW, a geração distribuída respondeu por 7,8 GW. A ABSOLAR aponta três causas: falta de ressarcimento aos geradores pelos cortes de geração, custo de capital alto e gargalo de conexão. Para 2026 projeta 6,8 GW de GD, menos que no ano passado. O segmento que sustenta o integrador cai pelo segundo ano seguido.

Do outro lado, e isso importa: a ABGD não concorda. Fechou 2025 com 43,5 GW em 3,87 milhões de sistemas e projeta alta de 15% em 2026, chegando a 50 GW. Duas entidades sérias, o mesmo mercado, leituras opostas.

Não é má-fé, é metodologia. Uma mede potência dos módulos, outra a do inversor. E a base da ANEEL roda com uns três meses de defasagem, o que faz leitura de meio de ano parecer pior do que é. Quando alguém te mostrar número de mercado, pergunte qual base.

Um asterisco necessário: o gráfico do Summit traz 50.168,7 MW de GD ao fim de 2025 e 54.150,5 MW em agosto de 2026. A base ANEEL compilada pela ABGD aponta 43,5 GW no mesmo fim de 2025. Quase 7 GW de diferença, algo em torno de 15%.

Essa distância é da ordem do descasamento entre potência em corrente contínua (soma dos módulos) e em corrente alternada (a do inversor, que a ANEEL registra). Não estou dizendo que o slide está errado, estou dizendo que ele usa outra base. E que se você citar esse número sem dizer qual base é, alguém te corrige na frente do cliente.

Por que importa? Porque o discurso comercial de metade do mercado ainda é de 2021, quando bastava aparecer para vender. Quem montou estrutura para crescer 40% ao ano opera num mercado que cresce bem menos, com margem apertada, financiamento caro e concorrente disposto a vender no prejuízo para manter equipe.

Isso não é crise, é maturidade. E mercado maduro para de premiar volume e passa a premiar especialização. É por isso que a tese das três verticais faz sentido: armazenamento, híbrido e eletromobilidade são o lugar para onde a margem foi.

Minha leitura: o setor passou uma década vendendo crescimento e agora precisa aprender a vender rentabilidade. A segunda competência é mais difícil, porque exige entender o negócio do cliente e não só o preço do kit.

A boa notícia é que ninguém está falando de mercado morto. A projeção conjunta de EPE, ONS e CCEE colocou a MMGD em 72,5 GW até 2030. O que acabou foi o mercado fácil. E o "fácil" era a única coisa que segurava quem não sabia vender.

Energia sem release requentado. Toda terça, o que aconteceu no setor e, principalmente, o que fazer com isso antes do concorrente. A leitura de quem está na trincheira, não na arquibancada.

BESS, mobilidade elétrica, mercado livre, regulação, dados e COMEX, na língua de quem opera: empresário, integrador, comercializador e profissional de energia. Com opinião de quem visita fábrica na China e fecha negócio no Brasil.

Direto no seu e-mail, toda terça-feira. É de graça, mas vicia.

até semana que vem!