O que aconteceu: em 21/10, o Departamento de Estado anunciou a parceria entre a americana Crusoe e a paraguaia Araico, com primeira unidade em meados de 2027. A fase inicial chega a 106 MW de capacidade de computação; no longo prazo, 280 MW. Pela imprensa de Foz, a ANDE, estatal elétrica paraguaia, venderia a energia a US$ 48 por MWh, com reajuste pela inflação americana. Na mesma semana, Peña recebeu a diretora global do setor público da Anthropic para apresentar o Yguazú Digital, projeto com Taiwan. Foi reunião, não contrato.

Como funciona, em português: Itaipu tem 14 mil MW divididos meio a meio. O que o Paraguai não consome da metade dele, o tratado de 1973 manda ceder ao Brasil, a um preço fixado entre governos, e essa energia vai para as distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste. O Anexo C é o capítulo financeiro do tratado: define quanto custa essa energia e quanto o Brasil paga pela parte cedida. O acordo de tarifa atual vence em 31/12/2026, e a tarifa de 2027 ainda não foi fechada.

Por que importa? O excedente já estava sumindo antes do data center. Dados do MME compilados pela DCD: entre 2023 e 2025, o Paraguai aumentou em 32% o próprio consumo de Itaipu, e a energia paraguaia vendida ao Brasil caiu 53%, de 22,2 para 10,5 milhões de MWh. O projeto da Crusoe, cheio, comeria 23,5% do que sobrou. E Itaipu é energia firme às 19h, quando o sol já foi embora. Menos Itaipu no pico significa mais leilão de capacidade, e leilão de capacidade vira encargo rateado entre todo mundo. Para quem vende energia, é ponta mais cara no médio prazo.

Do outro lado: o Brasil tem sobra estrutural de energia durante o dia e já corta perto de 20% da eólica e da solar. A EPE diz que a queda do excedente já está no planejamento e ajudou a justificar o leilão de capacidade de março. Ou seja: a conta já está sendo paga, em leilão, não em manchete.

Minha leitura: sim, o post exagerou. 280 MW não sobem a sua conta amanhã. Mas quem gritou "entreguismo" e quem gritou "fake" erraram o alvo. O Paraguai não traiu ninguém: usou a metade que é dele e achou quem pague mais. O problema é nosso, que passamos meio século tratando o excedente do vizinho como se fosse garantido. Agora o Anexo C vai ser negociado com um comprador americano na sala e um mandato novo começando. São 65 dias. Quem vende energia de ponta devia acompanhar essa mesa mais de perto do que acompanhou o placar de domingo.

A ANEEL projetou a CDE de 2027 em R$ 55,1 bilhões, R$ 6,4 bilhões acima do teto legal. A maior parte do estouro vem da GD, e quem vai pagar a diferença é o próprio beneficiado.

O que aconteceu: a nota técnica assinada em 19/10 estima a despesa com o subsídio da micro e minigeração em R$ 8,455 bilhões, contra um limite de R$ 4,028 bilhões. São R$ 4,4 bilhões acima do teto só na GD; as fontes incentivadas (usinas com desconto na tarifa de rede) estouram mais R$ 1,9 bilhão. A área técnica recomenda 30 dias de tomada de subsídios antes de a diretoria votar.

Como funciona, em português: a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) é um fundo pago por todo mundo na conta de luz, que banca tarifa social, Luz para Todos e descontos setoriais. Desde a Lei 14.300, ela também cobre a parte da tarifa de rede que o dono de GD deixa de pagar durante a regra de transição. Uma lei de 2025 colocou teto nessas despesas. O que passar do teto vira o ECR, Encargo de Complemento de Recursos, cobrado só de quem causou o excesso. Na GD, o fator calculado é de 52,4% sobre a despesa prevista.

Por que importa? Atenção ao que o número não diz: Isso não significa conta 52% maior para quem tem painel. Significa que metade do benefício previsto para 2027 vai ser devolvida por quem recebe. A forma de cobrança ainda depende de regulamentação, prevista para começar em janeiro. Para quem vende GD, a planilha de payback que você mostra ao cliente ganhou uma variável que ninguém sabe preencher. E tem recorte regional: o custo unitário da CDE sobe 7,3% no Norte e Nordeste e cai 3,8% no Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

Do outro lado: o estouro é consequência de sucesso. O país já soma 54 GW de GD, 2,2 GW acima do que a própria ABSOLAR projetava para dezembro. Ninguém errou a conta por maldade; a GD simplesmente cresceu mais rápido que o orçamento que a sustentava. E a fatura não cai igual no mapa: para o consumidor de baixa tensão, a ANEEL estima alta de 0,77% no Norte e Nordeste e queda de 0,62% no resto do país.

Minha leitura: sim, subsídio tinha que ter fim, e teto em fundo público é sinal de adulto na sala. Mas o desenho é perverso com quem fechou negócio confiando na regra de 2022: o cliente vai descobrir o ECR pela fatura, não pelo vendedor. Quem vende GD tem duas saídas. Ou atualiza a proposta agora, com cenário de benefício menor, ou vai virar o vilão da história em março. Eu sei qual eu escolheria. Transparência custa uma venda hoje; omissão custa a carteira inteira amanhã.

Lula foi reeleito no domingo com 51,8% dos votos válidos. Para quem opera energia, a eleição mudou menos do que o seu feed sugere: o calendário de 2027 e 2028 já está publicado.

O que aconteceu: a vitória veio de virada sobre Flávio Bolsonaro, que terminou com 48,2% e anunciou que vai pedir a anulação do resultado. No setor, a leitura dominante é de continuidade na política energética. A grande dúvida é se haverá troca no Ministério de Minas e Energia, hoje com Alexandre Silveira, e em pastas como Fazenda e Casa Civil.

Como funciona, em português: no setor elétrico, quase tudo anda em três camadas. A lei define o rumo (a Lei 15.269/2025, reforma do setor). O decreto do governo detalha prazos. A ANEEL regula o miúdo. As duas primeiras camadas da abertura do mercado já existem: o Decreto 13.097/2026 liberou a escolha de fornecedor para comércio e indústria em baixa tensão a partir de 25/11/2027 e para residências a partir de 25/11/2028. O que um governo novo, ou renovado, mexe de verdade é a velocidade da terceira camada e quem senta nas cadeiras.

Por que importa? Olha o que já está no trilho, independentemente de quem ganhou. Os leilões de baterias acontecem em 2 e 4 de dezembro, com edital previsto para esta quinta. O teto da CDE entra em vigor em 2027. E a renegociação de Itaipu é o primeiro grande dossiê externo do mandato. Para o comercializador e o assessor, o planejamento de 2027 não depende de palanque, depende de regulação. A ABSOLAR já levou a pauta dela no dia seguinte: meta de 8 GW de baterias até 2030 e leilões anuais. E repara no detalhe do decreto: quem migrar avisa a distribuidora com 90 dias de antecedência, e quem ficar sem fornecedor cai no Supridor de Última Instância, com tarifa igual ou maior que a regulada. É nesse detalhe que o assessor ganha ou perde cliente.

Do outro lado: continuidade também quer dizer continuidade do que não funciona. O curtailment segue sem solução estrutural, a CDE segue crescendo e a regulamentação do mercado livre na baixa tensão ainda tem lacunas grandes, como produto padrão e portabilidade. E com o resultado contestado pela campanha derrotada, as primeiras semanas podem ter mais barulho político do que despacho técnico.

Minha leitura: sim, alternância seria outra conversa, e cada um vota no que acredita. Mas para o seu negócio, quem passou outubro esperando o resultado para decidir perdeu um mês. As datas que importam estão no Diário Oficial, não na apuração. O que eu vou acompanhar é a lista de nomes para MME e diretoria da ANEEL. Ali mora a velocidade. O resto é torcida, e torcida não paga boleto de ninguém.

O governo quer mudar a forma de dividir o encargo que paga as usinas de reserva. Hoje pesa o seu pico do mês; na proposta, pesa o quanto você consome na janela crítica do sistema, que hoje cai no começo da noite.

O que aconteceu: o MME colocou em consulta pública a nova regra de rateio do ERCAP, com 45 dias de contribuição a partir de 24/8. A janela crítica teria até quatro horas consecutivas em dias úteis, com horário definido pelo ONS. A proposta também abre espaço para geradores entrarem no rateio nos casos previstos em lei e para o encargo bancar mecanismos de resposta da demanda. O texto final ainda não saiu.

Como funciona, em português: o ERCAP (Encargo de Reserva de Capacidade) paga usinas contratadas para ficar de prontidão, como térmicas, hidrelétricas e, a partir de dezembro, baterias. Hoje ele é dividido pelo pico individual de cada consumidor no mês, então quem tem pico ao meio-dia, quando sobra sol, paga igual a quem tem pico às 19h. A proposta troca isso pela demanda líquida do sistema: consumo menos o que solar e eólica entregam naquela hora. É o horário em que falta potência de verdade.

Por que importa? O preço já está gritando isso. Em 15 e 16 de outubro, o PLD, preço de curto prazo calculado pela CCEE, passou de R$ 1 mil por MWh às 19h, chegando a R$ 1.437,37, e os contratos futuros subiram até 15%. Com a nova regra, o encargo passa a seguir a mesma lógica. Para o comercializador, é custo novo a precificar por perfil de carga. Para quem vende bateria atrás do medidor, é o argumento comercial mais forte que já apareceu.

Do outro lado: grande parte da indústria não consegue simplesmente mudar o horário de consumo. Processo contínuo, turno noturno e câmara fria não negociam com relógio. Para esses, a "sinalização de preço" vira só encargo maior, sem ter como reagir. E tem um efeito colateral pouco comentado: se o encargo passa a mirar a noite, o painel solar no telhado, que entrega ao meio-dia, não reduz a parcela de ninguém. Continua valendo para a energia, mas não para o encargo.

Minha leitura: sim, é justo cobrar mais de quem pesa no momento em que o sistema aperta. Mas um sinal de preço só educa quem tem como responder. Sem bateria acessível e sem tarifa horária de verdade na baixa tensão, metade do país recebe o recado e não tem o que fazer com ele. O kWh das sete da noite virou o produto mais caro do setor. Quem vende bateria sem falar de ERCAP está deixando o melhor argumento dentro da gaveta.

A venda de carro 100% elétrico caiu 18,1% em setembro. Antes de decretar o fim da moda, olha a fila: tem modelo com espera de até quatro meses.

O que aconteceu: pelos dados da ABVE, os emplacamentos de elétricos puros passaram de 27.166 em agosto para 22.246 em setembro. O segmento de eletrificados como um todo vendeu 53.126 unidades no mês, terceiro maior resultado da série, logo depois do recorde de agosto. A espera chega a quatro meses em importados como o Geely EX2, e o BYD Dolphin importado roda com prazo de cerca de 30 dias. Enquanto isso, o Dolphin Mini fabricado em Camaçari emplacou 9.385 unidades em setembro.

Como funciona, em português: desde julho de 2026, o elétrico importado pronto paga a alíquota cheia de 35% de imposto de importação, fim de um cronograma escalonado aprovado pelo Gecex em 2023. Em paralelo, o governo renovou a importação de kits desmontados com alíquota zero até um teto de US$ 463 milhões, para estimular montagem no Brasil. Resultado prático: quem fabrica ou monta aqui tem preço e estoque; quem depende de navio tem fila, frete e câmbio. E como o imposto de importação entra na base dos tributos cobrados depois, o efeito no preço final é maior do que os 35% sugerem.

Por que importa? Para quem vende carregador, solar residencial com recarga ou energia para frota, a demanda não sumiu: ela trocou de origem. O cliente que está na fila do importado é lead quente, com carro comprado e sem data de entrega. Dá tempo de vender o carregador antes do carro chegar. Quem recebe o carro em fevereiro decide a recarga agora; quem espera o carro estacionar na garagem acaba comprando o pacote da concessionária. E o horizonte é longo: o PDE projeta o consumo da eletromobilidade saindo de 1 TWh em 2026 para 15 TWh em 2036.

Do outro lado: enquanto o elétrico puro esbarra no estoque, os híbridos convencionais e flex seguem batendo recorde mês a mês. Parte do consumidor que desistiu da fila está indo para o híbrido, e esse cliente carrega menos na tomada. Para a rede, é demanda que demora mais a aparecer.

Minha leitura: sim, 18% de queda assusta no gráfico. Mas quem leu isso como o fim do carro elétrico confundiu falta de navio com falta de cliente. O imposto de 35% fez exatamente o que foi desenhado para fazer: empurrou fábrica para dentro do país, e o Dolphin Mini nacional é a prova. Do lado do COMEX, a lição é velha e continua valendo: quando a alfândega aperta, a vantagem migra para quem tem linha de montagem. Quem vende infraestrutura de recarga deveria estar seguindo o caminhão que sai de Camaçari, não o navio.

R$ 417 bilhões. É até quanto o PDE 2036 estima que pode ser investido em baterias por quem já tem solar na geração distribuída até 2036. É o maior número de armazenamento do plano, e quase ninguém comentou.

O que aconteceu: o Plano Decenal de Expansão de Energia 2036, publicado por MME e EPE em 8/10, está em consulta pública até 6/11. Além desse potencial atrás do medidor, ele prevê 7,2 GW de baterias de grande porte e 2 GW de hidrelétricas reversíveis. O próprio documento resume o problema: sobra energia durante o dia e falta potência no início da noite. O consumo elétrico do país sai de 702 para 979 TWh em dez anos. Os 7,2 GW de grande porte começam a ser contratados no leilão de dezembro, com suprimento a partir de agosto de 2028; o potencial atrás do medidor não tem leilão nem data.

Como funciona, em português: bateria atrás do medidor é a que fica na casa ou na empresa, depois do relógio da distribuidora. Ela guarda o solar do meio-dia e entrega à noite. O valor dela depende de quanto vale o kWh da noite comparado ao do dia. Quanto pior a compensação da GD e mais cara a ponta, mais a conta fecha.

Do outro lado: a Austrália foi pelo caminho do subsídio e passou de meio milhão de baterias domésticas em agosto, segundo o governo australiano, com desconto de cerca de 30% no preço. No caminho, o número de instaladores credenciados dobrou. Aqui, a bateria importada paga até 20% de imposto de importação desde fevereiro. Mesmo problema, sinal oposto.

Energia sem release requentado. Toda terça, às 06:45, o que aconteceu no setor e, principalmente, o que fazer com isso antes do concorrente. A leitura de quem está na trincheira.

Energia, BESS, mobilidade elétrica, mercado livre, regulação e COMEX, na língua de quem opera: empresário de energia, assessor, comercializador e profissional do setor.

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