O que aconteceu: o resultado do primeiro turno contrariou a maior parte das pesquisas, e o mercado reagiu na hora, como mostrou o InfoMoney. Na sexta, o dólar tinha fechado perto de R$ 5,22. Na segunda, os juros futuros de longo prazo recuaram cerca de 1,3 ponto percentual e o Ibovespa subiu mais de 7%. As ações de energia foram junto: Taesa, Cemig, CPFL e Copel subiram entre 6,4% e 8%, segundo o Poder360. Na China, polissilício, célula e módulo fecharam setembro com preço parado, e o país entrou no feriado nacional sem atualização, segundo a InfoLink.

Como funciona, em português: o kit não é só módulo. No primeiro semestre, o módulo importado custou em média US$ 0,0906 por watt na alfândega, segundo a Greener. Com dólar a R$ 5,22, isso dá uns R$ 0,47/W. A R$ 5,00, uns R$ 0,45/W. São dois centavos por watt num kit de 4 kWp que fechou junho a R$ 1,68/W: pouco mais de 1%. O resto é tributo, inversor, estrutura, frete e margem. Parte disso também é dolarizada, mas nada transforma 4% de câmbio em 4% de kit. E tem o estoque: o distribuidor que comprou a R$ 5,22 vai vender esse material antes de comprar a R$ 5,00.

Por que importa? Porque o cliente lê manchete. Ele viu "dólar despenca" e vai pedir desconto na próxima proposta. Se você der, dá em cima de um pedaço que já encolheu: em junho, sobravam R$ 1,23/W no sistema de 4 kWp pra pagar projeto, equipe, homologação e lucro. A boa notícia de verdade está no juro, não no câmbio. Com só 33% das vendas financiadas no semestre, qualquer queda de taxa que chegue na parcela destrava cliente que estava parado.

Do outro lado: o Goldman Sachs avalia que o real pode se fortalecer mais e o dólar chegar a R$ 4,50. É projeção, não dado. E o segundo turno é em 25 de outubro: até lá, o câmbio vai balançar a cada pesquisa, como balançou setembro inteiro.

Minha leitura: preço sobe de elevador e desce de escada, e quem paga a escada é você. O vilão não é o distribuidor nem o cliente; é a proposta com validade de 30 dias num mês em que o dólar anda 4% num dia. Sim, repassar parte da queda ajuda a fechar venda, mas repasse o que de fato entrou no seu custo, com a conta na mão. Encurte a validade das propostas até 25 de outubro e venda parcela, não desconto.

O mapa saiu. A rede brasileira tem cerca de 56 GW de espaço pra conectar bateria. A fila do primeiro leilão de armazenamento tem 296,8 GW cadastrados.

O que aconteceu: ONS, ANEEL e EPE publicaram em 30 de setembro, dentro do prazo, a nota técnica que mostra quanto cada ponto da rede aguenta. A ABSAE fez a conta, como mostrou a pv magazine Brasil: a margem equivale a 5,6 a 12,5 vezes o déficit de potência projetado para 2028 a 2030, entre 4,5 e 10 GW. Dos 129 barramentos bonificados, 93 têm espaço, concentrados na Bahia, no Piauí, no Ceará e no norte de Minas, com blocos de até 3,7 GW. As datas seguem mantidas: 2 e 4 de dezembro. Na mesma semana, o MME fixou um leilão de capacidade por ano em 2027, 2028 e 2029.

Como funciona, em português: barramento é o ponto da rede de transmissão, normalmente uma subestação, onde a bateria se liga. O ONS passa cada um por três filtros: espaço físico, comportamento elétrico e curto-circuito. Os bonificados somam 13,7 GW e ganham vantagem de 10% no preço de classificação; fora deles, sobram 36 GW. Quem vence recebe receita fixa por 15 anos por deixar potência disponível na hora de pico.

Por que importa? Com tomada sobrando e alguns GW pra contratar, a disputa vai ser decidida no preço, o que, segundo a própria ABSAE, favorece o consumidor. A Análise de Impacto Regulatório da ANEEL estima o custo efetivo da bateria entre 63% e 83% abaixo do último leilão de capacidade. Pro assessor de mercado livre, isso tem dois lados: é a potência mais barata disponível, e é um custo que alguém vai pagar. A ABSAE já criticou a regra que joga o custeio só nas costas das baterias.

Do outro lado: atrás do medidor, bateria já paga conta. A ION Energia instalou 1,1 MWh junto a uma usina de 800 kWp numa fazenda do Piauí com demanda limitada a 225 kVA. Resultado: até 14 horas de irrigação por dia em 300 hectares e economia de R$ 1,1 milhão por ano, validada em seis meses. E a Statkraft começou a testar 5 MWh ao lado de uma usina solar na Bahia, a primeira autorizada no país.

Minha leitura: o leilão virou competição de planilha, e isso é ótimo pro consumidor. Sim, dezembro é a vitrine, mas o vilão é achar que bateria no Brasil é só leilão. O empresário de energia que não vai disputar tem um negócio maior na mão: cliente com demanda travada, rede que não aguenta e conta que não fecha. Bateria atrás do medidor não depende de nota técnica nenhuma.

Flávio Bolsonaro terminou o primeiro turno com 47,03% dos votos válidos e Lula com 45,16%. Os dois voltam às urnas em 25 de outubro. Pra quem vive de energia, a pergunta é o que cada um faz com a conta.

O que aconteceu: o TSE concluiu a totalização na madrugada de 5 de outubro, como registrou a CartaCapital. Flávio somou 56,1 milhões de votos e Lula, 53,9 milhões. A abstenção foi recorde, de 21,08%, com 33,5 milhões de eleitores aptos fora das urnas. Augusto Cury ficou com 2,89% e Renan Santos com 2,24%. O mercado reagiu forte, e as estatais estaduais de energia estiveram entre as que mais subiram: a Cemig PN ganhou 7,89% no dia.

Como funciona, em português: pela análise dos planos feita pelo Canal Solar, o de Flávio fala em racionalizar encargos e subsídios cruzados, reduzir aos poucos a CDE preservando a tarifa social, cortar impostos sobre energia e criar um programa de armazenamento. Do lado do governo, o ministro Alexandre Silveira defendeu o fim da concessão de novos subsídios à geração num eventual novo mandato. A CDE é o fundo que todo consumidor paga dentro da conta pra bancar tarifa social, Luz para Todos e descontos. O orçamento proposto pra 2026 é de R$ 52,7 bilhões.

Por que importa? A transição da Lei 14.300 é lei e só muda no Congresso. Mas tarifa, encargos, abertura do mercado livre e leilões passam por MME e ANEEL, que mudam de comando com o governo. O próximo ministro herda a decisão sobre a Enel SP, o rateio do custo das baterias e o desenho do mercado livre pra baixa tensão. Pro comercializador, o calendário regulatório de 2027 começa a ser escrito agora. E o mercado já apostou num cenário: no dia seguinte, segundo analistas ouvidos pela imprensa, subiram mais as empresas endividadas, que ganham com juro menor. Juro menor também chega, com atraso, na parcela do sistema solar e no custo de quem financia usina e bateria.

Do outro lado: a bandeira verde de outubro aliviou a conta no mês da urna, mas a bandeira de novembro só sai depois do segundo turno. O ONS projeta os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste fechando outubro em 56,3%. A conta que chega em dezembro não lê pesquisa.

Minha leitura: não escolha estratégia pelo candidato; escolha a que funciona nos dois cenários. Sim, um lado fala em cortar o estoque de subsídio aos poucos e o outro em travar o fluxo novo, mas a direção é a mesma: menos subsídio na conta. Quem vende energia como "desconto do governo" perde com qualquer resultado. Quem vende independência da tarifa ganha com os dois.

A ANEEL estuda deixar a distribuidora vender, no mercado de curto prazo, a energia que sobra da geração distribuída na rede dela. Hoje esse excedente vale zero na contabilidade do setor.

O que aconteceu: segundo a Agência iNFRA, a agência avalia duas saídas: uma só contábil e outra mais ampla, com possibilidade de benefício aos consumidores. As duas saídas nasceram de contribuições da CCEE e das distribuidoras. O volume que hoje não entra na conta teria chegado a 109 MWmed (megawatts médios, energia contínua ao longo do ano) no ano passado. A procuradoria da ANEEL avisou que a saída ampla exige motivação técnica robusta, análise de impacto e consulta pública, e que essa energia não pode ser tratada como geração própria da distribuidora.

Como funciona, em português: quando a geração dos telhados de uma área passa do consumo dessa área, a sobra sobe pra rede de transmissão e simplesmente não aparece nas contas da CCEE. O mercado de curto prazo é onde se acertam as diferenças entre o que cada agente contratou e o que gerou ou consumiu, ao preço horário. A CCEE aponta o efeito colateral: com essa energia invisível, encolhe a base que paga encargos, e o encargo sobe pra quem fica, inclusive na CDE.

Por que importa? A GD ficou grande demais pra valer zero. Ela injetou 55 TWh na rede em 2025, alta de 41,8%, o equivalente a 17,8% do consumo dos clientes cativos, e a EPE projeta 21% em 2026. Quando algo passa a ter valor, alguém fica com ele. Se for a distribuidora, ela ganha incentivo pra aceitar injeção. Se for o consumidor coletivo, alivia a tarifa. Quem investiu no telhado não aparece em nenhuma das duas alternativas.

Do outro lado: a rede local já está dizendo não. Em agosto, a ANEEL manteve uma decisão da Cemig que só deixa um sistema de 75 kW injetar entre 19h e 5h, por inversão de fluxo, como mostrou o Canal Solar. A base é o artigo 73 da Resolução 1.000: quando a GD provoca inversão de fluxo, a distribuidora pode limitar a injeção em dias e horários, reduzir a potência ou exigir controle dinâmico. Sem bateria, na prática, excedente zero.

Minha leitura: contabilizar a sobra é correto, porque energia invisível distorce encargo. Sim, a ANEEL tem razão em arrumar a planilha, mas contabilidade decide quem é dono, e o vilão é o desenho em que o excedente vira receita de todo mundo menos de quem pagou o sistema. Quando a consulta pública abrir, mande a sua contribuição. Até lá, projeto que depende de injetar sobra ao meio-dia tem prazo de validade: dimensione pro autoconsumo e ofereça bateria.

A CCEE publicou em 5 de outubro a lista de quem pode ser compensado pelos cortes de geração: 1.827 usinas eólicas e solares, somando 63,24 GW.

O que aconteceu: segundo a pv magazine Brasil, são 682 usinas solares, com 25,51 GW, e 1.145 eólicas, com 37,73 GW. Ao todo, 1.902 usinas manifestaram interesse e 75 foram consideradas não elegíveis, 45 solares e 30 eólicas. A predominância eólica, em número e em potência, reflete o histórico de cortes no Nordeste. Os motivos de exclusão incluem usinas classificadas como Tipo III, usinas que começaram a operar em 2025 e 2026 e projetos em construção.

Como funciona, em português: o mecanismo nasceu na Lei 15.269/2025 e foi regulamentado pela Portaria MME 140, de 18 de julho. Ele cobre cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025. Corte, aqui, é quando o ONS manda a usina reduzir a geração por falta de linha, sobra de oferta ou segurança. O ONS avaliou quem se encaixa. O próximo passo é assinar o Termo de Compromisso, e os efeitos só valem depois da assinatura. A CCEE já publicou as regras adaptadas e faz a capacitação dos agentes até 19 de outubro.

Por que importa? Pro assessor que atende gerador, é prazo e papel: quem está na lista precisa entender e assinar o termo. Quem ficou de fora e tem contrato de reserva ou contrato regulado por disponibilidade pode voltar a ser cobrado, porque a CCEE retoma a apuração de ressarcimentos e a cobrança de valores que estavam suspensos. Pro comercializador, o corte é risco de entrega, e o mecanismo cobre o passado, não o futuro. E elegível não é pago: a lista é uma etapa intermediária, não a apuração do valor devido a cada usina.

Do outro lado: o ressarcimento olha pelo retrovisor. Entre janeiro e julho de 2026, o ONS cortou 19,3% da geração possível das usinas eólicas e solares afetadas, segundo a APINE, e esses cortes estão fora da janela. O problema estrutural, sobra de sol e vento quando o consumo não acompanha, continua do mesmo tamanho. A Aurora Energy Research projetou, em agosto, que um El Niño forte pode levar o corte do solar a até 40% em 2026. É projeção, não dado, mas mostra a direção.

Minha leitura: compensar é justo, porque a usina foi desligada por falta de linha que não era dela. Sim, o mecanismo devolve parte do prejuízo, mas o vilão é tratar o corte como evento extraordinário quando ele virou rotina. O ressarcimento vai pagar 2023 a 2025 enquanto 2026 corta mais. Quem investe em geração daqui pra frente precisa colocar corte na planilha como custo fixo e casar geração com armazenamento desde o projeto.

75%. É quanto do Fio B quem conectou geração distribuída depois de 7 de janeiro de 2023 deixa de compensar a partir de 1º de janeiro. Hoje são 60%.

O que aconteceu: a escada está no artigo 27 da Lei 14.300: 15% em 2023, 30% em 2024, 45% em 2025, 60% em 2026, 75% em 2027 e 90% em 2028. A partir de 2029, a regra passa a ser definida pela ANEEL. Na prática, quem conectou em 2023 já subiu três degraus e ainda vai subir mais dois. Quem teve o sistema homologado antes de 7 de janeiro de 2023 fica fora da transição, como explica o Canal Solar.

Como funciona, em português: Fio B é a parte da tarifa de uso da rede que remunera a distribuidora pelos postes, cabos e transformadores. Quando a casa injeta energia de dia e "busca de volta" à noite, a fatia do Fio B que não é compensada vira cobrança. O valor muda de distribuidora pra distribuidora: num exemplo publicado pelo Canal Solar, o Fio B era de R$ 0,1480/kWh na CPFL Paulista e de R$ 0,3768/kWh na Equatorial Pará, mais que o dobro. Mesma lei, payback diferente em cada concessão.

Por que importa? A proposta que você fecha em outubro tem o primeiro ano inteiro de operação já com 75%. Se a simulação usa 60% ou ignora a escada, o payback está otimista, e o cliente pode questionar depois. Num sistema que injeta metade do que gera, a diferença entre 60% e 75% incide sobre toda essa metade, todo mês, e cresce de novo em 2028. Também muda o dimensionamento: quanto mais energia o cliente consome na hora em que gera, menos passa pela rede e menos Fio B ele paga. É o argumento mais limpo que existe pra vender autoconsumo e bateria.

Do outro lado: a escada é conhecida, o que vem depois não. O cenário a partir de 2029 ainda é incerto, e isso já atrapalha a análise de viabilidade de projetos novos. No começo do ano, a ABSOLAR projetava 6,8 GW de GD em 2026, abaixo dos anos anteriores, e atribuía a desaceleração às regras da Lei 14.300 e ao custo de capital. E a conta é ainda mais sensível nas concessões com Fio B alto, justamente onde a tarifa cheia já pesa mais.

Minha leitura: Fio B não é surpresa, é cronograma publicado há quase cinco anos. Sim, cada degrau come um pedaço da economia, mas o vilão é a proposta que esconde a escada pra fechar mais rápido. Mostre ano a ano, com a distribuidora do cliente. Quem entende o pedágio compra o atalho: consumir na hora e guardar o resto.

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!