O que aconteceu: a Resolução CIIA-PAC/CC nº 6, assinada em 9/10 e publicada no Diário Oficial em 16/10, exige "aquisição exclusiva de produto manufaturado nacional" no certame de 2/12, como detalhou o Canal Solar. Dois dias antes, no workshop de 14/10, a Comissão Permanente de Leilões da ANEEL confirmou, segundo o mesmo Canal Solar, que a diretoria analisa o edital em 27/10, publica em 29/10 e não trabalha com adiamento. O cronograma oficial no site do BNDES marca inscrição de 18 a 20/11. Os contratos valem 15 anos, com entrega de potência a partir de agosto de 2028.

Como funciona, em português: esse leilão não compra energia, compra disponibilidade. A bateria fica pronta pra injetar potência quando o operador do sistema pedir e recebe uma receita fixa por isso, via contrato de reserva de capacidade (o CRCAP). Pra provar que é "nacional", o fornecedor precisa de credenciamento no Finame, o cadastro do BNDES que define o que conta como fabricado aqui. Na primeira etapa, basta montar no Brasil um dos blocos do sistema (o lado das baterias ou o lado do inversor), com índice mínimo de 15% de estrutura produtiva local. O certificado vai à ANEEL antes da assinatura do contrato e de novo antes da operação comercial.

Por que importa? O filtro já tem dono. A lista de fornecedores habilitados no BNDES tem oito nomes: BYD, Gotion, Moura, TBEA, Trina, SecPower, WEG e You.On. Quem desenvolve projeto e ainda não fechou com um deles está atrasado, porque o próprio banco avisa que o credenciamento do fornecedor é só cerca de 15% do caminho até o código Finame. E o bolso pesa antes do primeiro lance: garantia de proposta de R$ 98 mil por MW e patrimônio líquido mínimo de R$ 980 mil por MW na habilitação.

Do outro lado: o leilão de 4/12, sem exigência de nacionalização, vira a válvula de escape. Deve concentrar quem não conseguiu fornecedor credenciado a tempo. E a diferença de preço entre os dois dias vai mostrar, em reais por MW, quanto custa a política industrial pra quem paga a conta: o consumidor, via encargo.

Minha leitura: sim, faz sentido usar o leilão pra plantar fábrica aqui; o Brasil já fez isso com a eólica e deu certo. Mas olha a lista de novo: metade é chinesa. A célula continua vindo de lá, o que muda é onde se aperta o último parafuso. O leilão de 2/12 não escolhe a bateria mais barata nem a mais brasileira, escolhe quem tem galpão montado até 7 de maio de 2027, prazo de entrega do certificado. Pra quem assessora investidor, a pergunta da semana não é "qual bateria". É "qual montador ainda tem agenda".

A ANEEL aprovou a ordem oficial de quem perde geração quando sobra energia no sistema e encerrou uma discussão de sete anos. O detalhe: a regra só vale de verdade 18 meses depois de publicada.

O que aconteceu: a diretoria aprovou em 6/10 o resultado da Consulta Pública 45/2019, publicado como Resolução Normativa 1.170 em 9/10, segundo o Atlas Público. Pelo resumo do Canal Solar, a operação sombra começa 180 dias após a publicação e dura 12 meses. Na conta, a aplicação definitiva cai em abril de 2028. Enquanto isso, o problema cresce: com base em dados do ONS, eólica e solar deixaram de gerar cerca de 4.122 MW médios entre janeiro e agosto de 2026, contra 3.429 no mesmo período de 2025.

Como funciona, em português: curtailment é quando o ONS, o operador do sistema, manda uma usina pronta produzir menos. A norma separa três motivos: falha em instalação externa, limite de confiabilidade da rede e razão energética, quando simplesmente sobra geração pra pouca carga. No caso energético, a fila tem três blocos. Primeiro cai quem alivia custo pro consumidor, como térmica cara ligada por mérito. Depois vêm os cortes neutros: hidrelétrica com reservatório, térmica inflexível e, por último, hidrelétrica a fio d'água, eólica e solar. No fim, os cortes que aumentam o ESS, o encargo que o consumidor paga pela segurança do sistema. O corte físico continua onde for mais eficaz, mas o prejuízo passa a ser rateado na contabilidade. As hidrelétricas entram nesse rateio em degraus de 25% ao ano.

Por que importa? Usina cortada não entrega o que vendeu. Quem comercializa energia de solar ou eólica cortada precisa comprar no mercado de curto prazo pra honrar o contrato, e o corte vira linha de risco no PPA, no financiamento e na avaliação de qualquer usina à venda. Pra quem assessora investidor, histórico de corte da região passou a pesar tanto quanto irradiação na hora de precificar um ativo.

Do outro lado: pela primeira vez a hidrelétrica divide a perda, e o setor hídrico não vai gostar. E 18 meses é muito tempo: até lá, o corte segue sem ordem regulamentada, só com a política operativa do ONS.

Minha leitura: sim, fila é melhor que sorteio, e a ANEEL merece crédito por fechar um processo que estava aberto desde 2019. Mas a REN 1.170 organiza quem sofre o corte, não diminui o corte. O gargalo continua sendo rede que não escoa e carga que não aparece ao meio-dia. É um ótimo guarda de trânsito numa rua sem saída. O que alarga a rua é bateria e consumo no horário certo, e por isso o leilão de dezembro importa mais do que essa resolução.

A ANEEL quer dar às distribuidoras o poder de limitar ou desligar, à distância e em até 20 segundos, mais de 33 GW de geração distribuída já instalada. As contribuições vão até 9 de novembro.

O que aconteceu: a Consulta Pública 33/2026, aberta em 10/9, revisa as regras técnicas de conexão. Pelo levantamento da pv magazine Brasil, no parque existente a obrigação alcança a minigeração de 75 kW a 5 MW (cerca de 13 GW) e as usinas Tipo III (mais de 20 GW). São perto de 70 mil instalações, segundo o Canal Solar. O comando remoto teria de ser executado em até 20 segundos, e, se a comunicação falhar, a própria usina precisa reduzir ou cortar a injeção sozinha no mesmo prazo. Ficam de fora 4,31 milhões de microgeradores, 98,4% das unidades.

Como funciona, em português: GD é gerar perto do consumo, na rede da distribuidora, compensando na conta de luz. Tipo III é a usina ligada à distribuição que o ONS não despacha diretamente. A proposta altera o Módulo 3 do Prodist, o manual técnico de conexão, e exige que o equipamento obedeça comandos remotos: teto de injeção, ajuste de energia reativa e liga e desliga. Dados a cada cinco minutos, incluindo o nível de carga da bateria quando houver. Protocolos abertos, como RS485 e Modbus. A distribuidora mantém a comunicação; o dono da usina compra o equipamento. A resolução valeria 180 dias após publicada, e daí correm mais 120 dias para as centrais de geração e 180 para a minigeração. Quem não cumprir leva as penalidades da REN 1.000.

Por que importa? Quem vendeu minigeração com promessa de geração cheia ganhou um risco que não estava no contrato. Usina de aluguel, consórcio e cooperativa de GD vivem de energia injetada, e um teto remoto mexe direto na receita. Ao mesmo tempo, abre serviço: controlador, gateway e adequação de milhares de inversores em prazo curto, com equipamento pago pelo dono da usina. Quem tem carteira de minigeração instalada tem, na prática, uma lista de clientes que vão precisar de visita técnica em 2027.

Do outro lado: rede cega não opera mais de 53 GW de GD, número que o painel do Canal Solar já mostra. A observabilidade é legítima. Mas a proposta, como descrita, não traz regra de ressarcimento pela energia limitada, e a GD também ficou fora do rateio da nova norma de cortes.

Minha leitura: sim, alguém precisa enxergar e coordenar a rede, e ninguém está melhor posicionado que a distribuidora. Só que o desenho entrega o controle remoto justamente a quem perde mercado quando a GD cresce. Não é acusação, é incentivo: quem segura o controle escolhe o canal. Se a regra sair sem critério público de quando cortar, e sem conta de quanto foi cortado, a CP 33 vira a REN 1.170 sem a parte da justiça. Contribuição é até 9/11. Depois, reclamar sai mais caro.

Em 73 dias, a China zera o incentivo de exportação de baterias. No Brasil, a mesma química de lítio paga zero, 20% ou precisa de selo nacional, dependendo de onde vai morar.

O que aconteceu: o Ministério das Finanças chinês e a administração tributária anunciaram em 9/1/2026 o fim do rebate dos módulos a partir de 1/4/2026. Pras baterias, o corte veio em dois tempos: de 9% para 6% entre abril e dezembro, e zero a partir de 1/1/2027, segundo a pv magazine. A lista inclui insumos como o hexafluorofosfato de lítio. Aqui, a 233ª reunião do Gecex, em 28/1, levou o imposto de importação do BESS de 16% para 20% e o dos inversores de 12,6% para 20%, com módulos mantidos em 25%, como registrou o Canal Solar. E a Resolução Gecex 974, publicada em 7/10 e em vigor desde 14/10, zerou o imposto de uma bateria de 90 kWh para ônibus elétrico até setembro de 2028 (Diário do Transporte).

Como funciona, em português: o rebate é a devolução, ao exportador chinês, do imposto sobre valor agregado pago na produção. Na prática, ele baixava o FOB, o preço da mercadoria colocada no navio. O Gecex é o comitê que define a alíquota de importação. Ex-tarifário é uma exceção pontual pra um produto descrito tecnicamente; no caso do ônibus, o regime de autopeças sem produção nacional. E o imposto daqui é calculado sobre o valor que chega no porto, então tudo que sobe lá fora sobe junto aqui.

Por que importa? Da fábrica ao telhado: se o fornecedor repassar os 6 pontos de rebate, o FOB sobe e arrasta o imposto de importação, que é calculado em cima dele. Pra quem vende BESS residencial e comercial, isso pesa no orçamento de 2027. O movimento racional agora é antecipar embarques de bateria pra 2026, lembrando que o que vale é a data da declaração de exportação na China, e colocar cláusula de reajuste em todo contrato com entrega no ano que vem.

Do outro lado: com fábrica sobrando na China, nem todo fornecedor vai conseguir repassar o aumento inteiro, e a negociação vai decidir quanto chega aqui. E pro leilão de 2/12, com exigência de montagem nacional, o rebate pesa menos do que o galpão.

Minha leitura: sim, cada medida tem lógica isolada: proteger fábrica, baratear transporte público, estimular conteúdo local. Juntas, viram política industrial por fantasia. A bateria do ônibus entra com imposto zero porque não se fabrica aqui; a bateria estacionária paga 20% mesmo com uma produção nacional que, por enquanto, é basicamente montagem. Quem importa direito em 2027 não vai ser quem achar o fornecedor mais barato. Vai ser quem souber classificar a NCM antes do concorrente.

O Brasil passou de 1 milhão de veículos eletrificados leves vendidos. Os primeiros 500 mil levaram mais de 13 anos. Os 500 mil seguintes, 14 meses.

O que aconteceu: a ABVE divulgou em 8/10 que setembro teve 53.126 emplacamentos, recuo de 7,4% sobre o recorde de agosto (57.386) e alta de 148,9% sobre setembro de 2025. A série desde 2012 chegou a 1.003.310 unidades. De janeiro a setembro foram 381.609, ou 38% de tudo que já se vendeu. Os eletrificados ficaram com 19,8% dos veículos leves vendidos no mês, contra 9,2% um ano antes.

Como funciona, em português: "eletrificado", pra ABVE, junta quatro coisas diferentes. O elétrico puro (BEV) só anda na tomada. O híbrido plug-in (PHEV) tem motor a combustão e bateria recarregável. O híbrido comum e o híbrido flex (HEV) recarregam andando, sem tomada. Em setembro, os elétricos puros foram 41,9% do total (22.246 unidades, queda de 18,1% depois do recorde de agosto), os plug-in 38% (20.202, praticamente estáveis), e os dois tipos de híbrido bateram recorde mensal. Os micro-híbridos, que não têm tração elétrica própria, ficam fora da conta. Pra rede, só os dois primeiros contam: 42.448 carros por mês que vão pedir energia em algum lugar.

Por que importa? Carro plug-in é carga nova, e carga que tem hora. A rede de recarga pública e semipública tem pelo menos 29.866 pontos, segundo levantamento da Tupi Mobilidade publicado pela ABVE, mas quem tem garagem tende a carregar em casa, à noite. E a demanda não está só no eixo Rio-São Paulo: o Sudeste ficou com 43,5% das vendas de setembro, mas o Nordeste já responde por 20,8%, à frente do Sul (16,9%). Pra quem instala, o carregador residencial virou porta de entrada pra vender solar, e cada vez mais, bateria, porque o sol já foi embora quando o carro chega.

Do outro lado: a participação caiu de 21,8% em agosto pra 19,8% em setembro, e o recorde mensal de híbridos flex mostra que parte do mercado prefere eletrificar sem depender de tomada. Crescimento não é linha reta, e a desaceleração de um único mês, ainda assim o terceiro maior da série, não muda a curva.

Minha leitura: sim, é um marco, e quem duvidou do carro elétrico no Brasil perdeu a aposta. Mas o setor elétrico ainda trata o carro como cliente, quando ele também é uma bateria com rodas que passa a maior parte do dia estacionada. Quem chega em casa às seis e liga o carro na tomada está carregando justamente quando a rede está mais apertada e mais cara, como mostra o dado desta edição. O próximo negócio da mobilidade não é vender o carregador. É vender a hora certa de carregar.

R$ 1.611 por MWh. Esse foi o preço da energia no mercado de curto prazo às 18h de 1º de setembro, em todo o país. Às 13h, o mesmo MWh valia R$ 57,31: o piso regulatório.

O que aconteceu: o boletim diário da CCEE de 1/9/2026 registra piso nos quatro submercados entre 9h e 13h e o máximo horário, R$ 1.611,04, às 18h. É uma diferença de 28 vezes no mesmo dia. Não foi exceção: os boletins diários de julho, agosto e setembro registram o piso no horário do almoço em dia após dia. Nesta segunda (19), o painel da CCEE mostrava o preço horário de novo em R$ 57,31 nos quatro submercados.

Como funciona, em português: o PLD é o preço que liquida, hora a hora, a energia comprada ou vendida fora de contrato no mercado livre. A CCEE calcula um preço por submercado, as quatro regiões elétricas do país. O que mexe nele é a carga líquida: o consumo total menos a geração que entra de qualquer jeito (solar, eólica, telhados). Em 1/9, entre 9h e 13h, a geração dos telhados saltou 21,5 GW médios e a das usinas solares 11,6 GW médios. A carga líquida despencou e o preço foi ao chão. Às 18h, o sol sumiu, a geração dos telhados caiu pra 0,2 GW médio, o consumo subiu, e as hidrelétricas tiveram de cobrir 21,9 GW médios a mais.

Por que importa? É o mapa do dinheiro de quem tem bateria: carregar a R$ 57 e descarregar a R$ 1.611. Pro comercializador, é o risco de quem vende energia flat comprando geração solar, que sobra quando ninguém paga e falta quando todo mundo paga. Contrato sem modulação horária, ou seja, que entrega o mesmo volume em todas as horas sem olhar o perfil de geração, ficou caro de carregar. E quem vende energia pra consumidor livre começa a ter argumento pra oferecer preço diferente por horário.

Do outro lado: pico de R$ 1.611 não acontece todo dia. A média diária de 1/9 ficou em torno de R$ 240, e a própria CCEE projetava média de cerca de R$ 136 pro Sudeste em 2027, no cenário base. Arbitragem pura não paga bateria sozinha, e é por isso que o leilão paga capacidade.

Minha leitura: sim, o problema do Brasil é sobrar energia ao meio-dia, e isso é um ótimo problema de se ter. Mas a gangorra tem só dois lados: quem tem sol quer vender ao meio-dia, e quem tem carro, chuveiro e ar-condicionado quer comprar às 18h. O valor da energia mudou de lugar: não está mais no quanto você gera, está em quando você entrega. E quem continua vendendo kit sem pensar no horário está vendendo a parte barata do dia.

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.

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