O que aconteceu: o estudo semestral da Greener, publicado em 25 de setembro pela pv magazine Brasil, mostra o kit de 4 kWp indo de R$ 1,42/W para R$ 1,68/W entre janeiro e junho. O sistema instalado do mesmo porte fechou junho em R$ 2,91/W. Na média de todos os portes até 300 kWp, a alta foi de 7%. No mesmo período, só 33% das vendas tiveram financiamento, 8 pontos a menos que em 2025 e o menor nível da série.

Como funciona, em português: a Greener mede o kit perguntando ao distribuidor e mede o sistema perguntando a quem instala. A diferença entre os dois é o que sobra pra pagar projeto, equipe, homologação, frete local, imposto sobre serviço e lucro. No 4 kWp de junho, essa sobra foi de R$ 1,23/W, uns R$ 4,9 mil por sistema. No 50 kWp, R$ 0,78/W. Quando o kit sobe e o cliente não aceita o repasse inteiro, a sobra encolhe. Simples assim.

Por que importa? Porque o aumento não veio da fábrica. Na China, o módulo TOPCon passou a semana de 17 a 23 de setembro parado em torno de RMB 0,72/W. O que pesou foi o fim, em abril, do incentivo chinês de 9% à exportação, que levou o preço médio do módulo importado a subir 12,9% no semestre, segundo a Greener, e o câmbio. O dólar fechou 28 de setembro a R$ 5,2264, maior cotação desde março, de acordo com o InfoMoney. E tem um detalhe que pouca gente enxerga: o módulo que sai da fábrica chinesa é menos de um terço do preço do kit. O resto é tributo, inversor, estrutura, frete e margem da cadeia no Brasil. Então "a China barateou" quase nunca chega no telhado. "O dólar subiu" chega sempre.

Do outro lado: as novas conexões de GD caíram 16% no semestre, de 488 mil para 411 mil. Menos cliente, menos crédito e custo maior formam a combinação que transforma empresa boa de energia em empresa cansada. Quem vende pra casa sente primeiro: o residencial já é 65% da potência nova.

Minha leitura: o empresário de energia virou o amortecedor da cadeia. O vilão não é o chinês nem o cliente; é a tabela de preço por watt, que trata câmbio como constante e serviço como brinde. Sim, baixar preço segura venda num mercado sem crédito, mas cada centavo cortado no serviço sai do seu caixa, e não do concorrente. Com dólar alto e um possível segundo turno em 25 de outubro, eu não seguraria estoque dolarizado e passaria a precificar por projeto. Quem continuar vendendo watt de tabela vai descobrir em dezembro que trabalhou o ano pra pagar o fornecedor. 🙃

O primeiro leilão de baterias do Brasil recebeu 6.091 projetos e 296,8 GW cadastrados. O governo estima contratar entre 5 e 6 GW. Pouco mais de 2% do que entrou na fila deve sair com contrato.

O que aconteceu: os números vêm do informe de cadastramento da EPE, reportado pelo Poder360. São dois leilões: 2 de dezembro, só pra sistemas com conteúdo nacional, e 4 de dezembro, aberto a todos. Contratos de 15 anos, receita corrigida pelo IPCA e entrega a partir de agosto de 2028. O Nordeste concentra 71,1% do que foi cadastrado. Na semana, a secretária Mariana Espécie, do MME, disse no evento da ABSAE que esse será o primeiro de muitos leilões, e um estudo da Volt Robotics estimou necessidade de até 6,5 GW de potência nova até 2028.

Como funciona, em português: o vencedor recebe uma receita fixa por deixar potência disponível, no mínimo quatro horas seguidas, pro ONS usar na hora de pico. A energia que a bateria carrega e descarrega é acertada no preço horário da CCEE. A Lei 15.269 manda ratear esse custo entre os geradores, mas a ANEEL tirou o rateio do edital e levou pra um processo separado. Na disputa nacional, o sistema pode usar célula importada, desde que a montagem e o escopo feito aqui cumpram o índice do BNDES. Sete fornecedores já estão credenciados: WEG, Moura e You.On, do lado brasileiro, e TBEA, Gotion, Trina e BYD, do lado chinês.

Por que importa? Porque o custo dessa bateria não para no gerador. O presidente da ABSAE já disse que ele deve chegar ao consumidor pelo preço da energia. Pro assessor que vende contrato de longo prazo no mercado livre, é um custo novo que vai aparecer no preço a partir de 2027. Pro empresário que atende indústria e comércio, o leilão cria uma cadeia local de montagem e assistência técnica que tende a baratear o sistema atrás do medidor nos próximos anos.

Do outro lado: a China não está ajudando. A célula LFP de 314 Ah, padrão de armazenamento, subiu cerca de 22% entre outubro de 2025 e abril de 2026, segundo a InfoLink. E as térmicas já ameaçam ir à Justiça contra o rateio, o que mantém vivo o fantasma de adiamento que a ANEEL diz não existir.

Minha leitura: o vilão aqui é a fila de papel. Sim, 296 GW mostram apetite real, mas quem hoje te oferece "projeto pronto pro leilão" como ativo está vendendo bilhete com 98% de chance de perder. O dinheiro inteligente vai pra quem fabrica, monta e mantém. Bateria de verdade, pro seu cliente, continua sendo a que fica do lado de dentro do medidor.

Você está lendo isso dois dias depois do primeiro turno. O resultado muda muita coisa, mas não muda um ponto: CDE e subsídio à GD estão no cardápio de todo mundo.

O que aconteceu: o Canal Solar analisou os planos dos 12 candidatos à Presidência. O de Flávio Bolsonaro fala em racionalizar encargos e subsídios cruzados e reduzir a CDE aos poucos, preservando a tarifa social. Pelo lado do governo, o ministro Alexandre Silveira defendeu o fim da concessão de novos subsídios à geração num eventual novo mandato. A CNI entregou pedido de redução gradual dos subsídios à GD, e a Abrace, que representa os grandes consumidores, quer tirar R$ 109,1 bilhões por ano da tarifa. No meio disso, a ANEEL acionou bandeira verde em outubro, depois de cinco meses de amarela.

Como funciona, em português: a CDE é um fundo que todo consumidor paga dentro da conta de luz. Ele banca tarifa social, Luz para Todos e descontos a fontes incentivadas e ao consumidor rural. O orçamento proposto pra 2026 é de R$ 52,7 bilhões. Quem promete tirar encargo da conta precisa escolher quem perde o desconto, e a GD é alvo fácil porque aparece como subsídio na planilha de quem paga. Já a bandeira é outro mecanismo: um adicional mensal pra cobrir térmica cara, que some quando chove e volta quando seca.

Por que importa? A regra de transição da Lei 14.300 é a base de todo payback que você apresenta. Qualquer mexida em 2027 muda a proposta de quem vende telhado, a conta de quem vende energia por assinatura e o laudo de quem compra usina. E a bandeira verde tira o adicional de R$ 1,885 a cada 100 kWh justamente no mês em que muito cliente está decidindo, deixando o payback um pouco mais longo na planilha. Pro comercializador, a continuidade da abertura do mercado livre aparece em mais de um plano, e o fim dos descontos de uso da rede pras fontes incentivadas, já previsto na Lei 15.269, muda o spread da energia incentivada.

Do outro lado: essa conversa não nasceu na campanha. Em outubro de 2025, a Fazenda propôs antecipar o fim dos incentivos à GD durante a reforma do setor elétrico, com a estimativa de que eles custariam R$ 14,3 bilhões naquele ano. A proposta não passou, mas o número ficou na gaveta de quem monta orçamento.

Minha leitura: o risco não é partidário, é aritmético. Sim, nenhum plano fala em acabar com a GD, mas "racionalizar subsídio" é a frase que todo lado usa quando precisa de dinheiro na tarifa. Se eu fosse você, trocava o argumento "o governo te dá desconto" por "você para de depender da tarifa". O primeiro tem data de validade; o segundo, não.

O Brasil chegou a 1 milhão de veículos eletrificados em 24 de setembro, segundo a ABVE. E a BYD já vende kit solar em 233 concessionárias, inclusive pra quem não tem carro da marca.

O que aconteceu: em agosto foram 57.386 emplacamentos, e 83% eram carros com tomada, elétricos puros ou híbridos plug-in. Os elétricos puros bateram recorde, com 27.166 unidades. De janeiro a agosto, as vendas subiram 160,5%, e a própria ABVE projeta uns 450 mil eletrificados no ano. Desde agosto, a BYD oferece um kit de 4,8 kWp com oito módulos de 600 W feitos em Campinas, instalação, homologação e um ano de seguro, com financiamento a partir de 1,69% ao mês. Pra quem compra o Song Pro Flex, o kit sai em 36 parcelas de R$ 512, conforme o Vrum.

Como funciona, em português: o carro vira a maior carga da casa. Um elétrico de uso diário pode somar algumas centenas de kWh por mês à conta. Isso justifica sistema maior, carregador dedicado, revisão do padrão de entrada e, com tarifa horária chegando, bateria pra deslocar a recarga. A BYD entra com o que tem de sobra: tráfego de loja, marca conhecida e crédito da montadora. O cliente já chega à concessionária com a decisão de gastar tomada.

Por que importa? É o primeiro concorrente no residencial que não precisa de vendedor consultivo. Pra quem vende energia pra pessoa física, o jogo deixa de ser "convencer a comprar solar" e passa a ser chegar antes ou depois da concessionária. E a concessionária vende no momento de maior euforia do cliente: o dia em que ele troca de carro. A rede pública também cresceu: são 29.896 pontos públicos e semipúblicos de recarga na base de agosto, alta de 77% em doze meses, segundo levantamento da ABVE com a Tupi Mobilidade.

Do outro lado: "1 milhão de eletrificados" não é 1 milhão de carros na tomada. A conta da ABVE soma híbridos comuns e não desconta os veículos que saíram de circulação. Carros com tomada somavam 639.133 unidades na base de agosto. Outro detalhe: a BYD também está credenciada pro leilão de baterias. A mesma marca aparece no carro, no telhado e na bateria da rede.

Minha leitura: o kit da BYD é padronizado e não dimensiona consumo, e casa com carro elétrico dificilmente cabe em 4,8 kWp. Sim, a montadora vai tirar venda de você no telhado pequeno, mas está te entregando o cliente mais qualificado do Brasil: carga nova, renda comprovada e dor na conta. O seu produto é o combo, com carregador, ampliação, padrão de entrada e bateria. O kit fixo é a porta; o projeto é seu.

A ANEEL quer dar à distribuidora o poder de monitorar e comandar à distância cerca de 70 mil instalações de GD, que somam 33 GW. A consulta pública fica aberta até 9 de novembro.

O que aconteceu: a Consulta Pública 033/2026 foi aberta em 10 de setembro, como mostrou a pv magazine Brasil. Ela revisa as regras de conexão à rede de distribuição e cria a figura dos recursos energéticos distribuídos: geração solar, baterias, carregadores de carro elétrico e cargas que podem mudar de horário. Pra conexões novas, a regra vale inteira. No parque existente, alcança a minigeração entre 75 kW e 5 MW, umas 68 mil unidades e 13 GW, e cerca de 1,5 mil usinas maiores ligadas à distribuição, que somam uns 20 GW. Os 4,31 milhões de microgeradores, 98,4% das unidades, ficam de fora nesta fase.

Como funciona, em português: hoje a usina de GD injeta na rede sem que o operador enxergue o que ela está fazendo. Com a proposta, a distribuidora passa a receber dados em tempo real e pode limitar a injeção quando sobra energia ou quando a rede local aperta. O custo do equipamento de comunicação e controle cai no projeto. O diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, resumiu a motivação dizendo que a GD hoje é literalmente descontrolável.

Por que importa? Quem atende comércio, indústria e usina remota ganha um item novo no orçamento e um risco novo na receita. Corte de injeção significa menos crédito gerado, e isso muda o laudo de quem compra ou financia usina de GD. Pro assessor que monta portfólio de energia por assinatura, a previsibilidade da geração deixa de ser só uma questão de sol. Na prática, cada projeto acima de 75 kW passa a exigir inversor compatível, controlador e canal de comunicação, e cada um desses itens precisa estar no preço antes da assinatura, não depois.

Do outro lado: a rede já trava conexão hoje. A Greener mostrou que 79% dos empresários do setor em Minas Gerais relataram negativa por inversão de fluxo em 2025, contra média nacional de 33%. E corre em paralelo outra consulta, até 2 de novembro, que reclassifica os tipos de usina e cria uma categoria nova pra quem consome mais do que gera.

Minha leitura: o regulador está certo em querer enxergar 33 GW que hoje operam no escuro. O vilão é o desenho em que só um lado ganha o controle e o outro fica com a conta do equipamento e o risco de corte, sem regra clara de compensação. Leia o texto, faça a conta do equipamento e contribua na consulta: é de graça e é o único momento em que você fala antes da regra.

19,3% da geração possível das usinas eólicas e solares afetadas foi cortada pelo ONS entre janeiro e julho de 2026. No mesmo período de 2025, eram 16,8%.

O que aconteceu: o número é do ONS e foi citado pela APINE, associação dos produtores independentes, na agenda que entregou aos presidenciáveis, conforme a pv magazine Brasil. Em média, 3.629 MWmed (megawatts médios, ou seja, energia contínua ao longo do período) deixaram de ser gerados. A Volt Robotics contou 51 dias com corte acima de 60% até agosto, e um volume de corte 18,3% maior em doze meses.

Como funciona, em português: o ONS manda a usina reduzir a geração por três motivos: falta de linha pra escoar, excesso de oferta frente ao consumo ou segurança do sistema. Ao meio-dia, sobra sol, sobra vento no Nordeste e sobra água nas hidrelétricas. Alguém tem que desligar, e quem desliga é a usina grande. A bandeira verde de outubro veio justamente porque choveu, e mais água nas hidrelétricas também significa mais sol cortado ao meio-dia. A GD atrás do medidor não é cortada pelo ONS, e por isso a APINE aponta o subsídio à GD como parte do problema.

Por que importa? O corte explica por que a importação de módulos pra usinas grandes caiu 82% no semestre: ninguém investe pra gerar e jogar fora. Também aumenta o risco de crédito de gerador exposto e de comercializadora descasada, e alimenta o discurso de quem quer rever a GD em 2027. O governo abriu um mecanismo de ressarcimento pros cortes entre setembro de 2023 e novembro de 2025: 1.539 usinas eólicas e solares manifestaram interesse até agosto, com mais de 50 GW dos 56 GW elegíveis, segundo o MME.

Do outro lado: pode piorar. A Aurora Energy Research projetou, em agosto, que um El Niño forte levaria o corte de renováveis a 25% e o do solar a até 40%. Se mais 3 GW de térmicas forem ligadas fora da ordem de custo, o corte do solar chegaria a 47%, com perdas acima de R$ 8 bilhões. É projeção, não dado, e o calor do El Niño também pode aumentar o consumo e amortecer parte do efeito. Mas mostra o tamanho do buraco.

Minha leitura: a GD não é a culpada, mas é a próxima da fila. Sim, o corte nasce da falta de linha e de bateria, e não do telhado de ninguém, só que quem precisa de um culpado barato sempre acha. O antídoto é o mesmo das outras cinco histórias desta edição, e quem vende energia deveria usar esse número a favor em vez de fugir dele: armazenamento, projeto bem dimensionado e cliente que depende menos da rede.

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!