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A Irlanda deu mais um passo decisivo para acelerar sua transição energética. O governo anunciou a proposta do Plano Nacional de Área Marítima Designada (DMAP)  para Energia Renovável Offshore (ORE), uma estratégia que vai mapear e definir as regiões costeiras mais adequadas para o desenvolvimento de parques eólicos no mar. A iniciativa abrange tanto projetos de turbinas fixas quanto flutuantes, além de áreas de demonstração tecnológica. Irlanda Avança com Plano Nacional para Energia Eólica Offshore e Mira 20 GW até 2040 O novo plano é uma evolução do DMAP da Costa Sul , lançado anteriormente, que já previa quatro áreas prioritárias para instalação de parques eólicos. Um desses locais, o projeto Tonn Nua , será leiloado em novembro com o objetivo de contratar 900 MW de capacidade instalada — o que marcará o segundo leilão de energia eólica offshore do país. Segundo o Ministro do Clima, Energia e Meio Ambiente, Darragh O'Brien , a consolidação de um único DMAP nacional dará mais segurança regulatória e previsibilidade para investidores, operadores e comunidades costeiras. “Esse é um marco essencial para garantir a continuidade dos projetos da Fase Um e sustentar a expansão da geração offshore”, afirmou o ministro. Atualmente, a Irlanda conta com cinco projetos de Fase Um em andamento na costa leste , somando 3,7 GW de capacidade planejada. Todos já apresentaram pedidos de autorização de planejamento e estão em processo de licenciamento. O DMAP Nacional passará por uma ampla consulta pública entre 2026 e 2027 , com conclusão prevista para o final de 2027, quando será submetido ao Oireachtas  (parlamento irlandês) para aprovação. A meta do governo é ousada: atingir 20 GW de energia eólica offshore até 2040 , tornando o país um hub de referência para energias renováveis na Europa. No entanto, a indústria tem alertado para a necessidade de acelerar processos regulatórios e garantir competitividade nos leilões, sob o risco de atrasos. Em maio, a Wind Energy Ireland  — associação que representa o setor publicou um plano de ação destacando os gargalos que podem comprometer as metas de longo prazo. Quer que eu inclua sugestões de SEO avançado  (palavras-chave, meta descrição e título otimizado para Google) para essa matéria no EnergyChannel? Isso ajudaria a maximizar o alcance orgânico do artigo. Irlanda Avança com Plano Nacional para Energia Eólica Offshore e Mira 20 GW até 2040

Por Redação EnergyChannel Fim do Crédito Tributário para Carros Elétricos Pode Acelerar Adoção nos EUA Os Estados Unidos se preparam para um marco importante na transição para a mobilidade elétrica: o encerramento dos créditos tributários federais para compra de veículos elétricos (VEs). O benefício de até US$ 7.500 para modelos novos  e US$ 4.000 para usados  deve expirar no fim de setembro de 2025. A princípio, a medida pode parecer um obstáculo ao crescimento do setor — mas especialistas apontam que o efeito pode ser o oposto: um impulso duradouro para as vendas de elétricos . 🚗 Corrida para Aproveitar o Incentivo Com o prazo se aproximando, concessionárias e fabricantes já relatam um pico de demanda no terceiro trimestre de 2025 , impulsionado por consumidores que querem garantir o desconto antes do corte do benefício. Esse comportamento, conhecido como “compra antecipada”, pode resultar em uma leve queda nas vendas após outubro. Porém, a história não termina aí. Analistas do setor acreditam que essa onda de compradores — muitos deles adquirindo seu primeiro VE — será um catalisador para o mercado. 🔄 Efeito Rede: Quando o Boca a Boca Vira Força de Mercado De acordo com o EnergyChannel, o impacto mais poderoso pode vir meses depois do fim do subsídio . Novos proprietários de VEs tendem a compartilhar suas experiências positivas com amigos, familiares e colegas, criando um efeito de rede  que gera novas conversões. Entre os principais argumentos que motivam a troca para elétricos estão: Custo por quilômetro rodado menor  em relação aos carros a combustão Carregamento doméstico e no trabalho , trazendo conveniência Menor necessidade de manutenção , reduzindo gastos de longo prazo Experiência de direção superior , com torque instantâneo e mais tecnologia Esses benefícios, quando vivenciados por um número crescente de consumidores, podem acelerar a transição para veículos elétricos mesmo sem incentivos fiscais. ⏳ Oportunidade de Segunda e Terceira Onda A expectativa é que a primeira onda de compradores  inspire uma segunda e até terceira onda  nos trimestres seguintes, composta por pessoas que estavam indecisas, mas passaram a considerar seriamente a mudança após conversas e recomendações pessoais. Embora algumas compras possam ser adiadas por consumidores que sentem que “perderam o desconto”, a tendência de longo prazo ainda aponta para crescimento. O fim abrupto do incentivo pode, paradoxalmente, acelerar a curva de adoção de VEs  ao concentrar novas vendas e multiplicar o impacto do boca a boca. 🔮 Caminho para 50% de Participação de Mercado O debate agora gira em torno da melhor estratégia para atingir a meta de 50% de participação de VEs no mercado norte-americano. Há quem defenda a eliminação gradual  dos créditos tributários para suavizar o impacto no mercado. Outros acreditam que o ciclo de “expansão e retração” pode gerar picos de crescimento mais rápidos e acelerar a curva de aprendizado do consumidor. Independentemente da abordagem, uma coisa é certa: o setor de veículos elétricos nos Fim do Crédito Tributário para Carros Elétricos Pode Acelerar Adoção nos EUA

Por Redação EnergyChannel Alemanha Anuncia Reformulação no Apoio à Energia Eólica Offshore e Introdução de CFDs A transição energética da Alemanha deve ganhar novos contornos em breve. O Ministério da Economia e Proteção Climática anunciou que está preparando uma revisão estratégica de sua meta de geração de energia eólica offshore e uma reestruturação completa dos mecanismos de apoio às renováveis. Segundo o ministro da Economia e Clima, Robert Habeck , a medida inclui a introdução de Contratos por Diferença (CfDs)  — instrumento que garante maior previsibilidade de receita para investidores e pode reduzir os custos de subsídios no longo prazo. “Nosso objetivo é alinhar a expansão das renováveis a um modelo de financiamento mais eficiente, garantindo competitividade e segurança para o sistema elétrico”, afirmou Habeck. Monitoramento Energiewende Impulsiona Mudanças O anúncio segue a mais recente rodada de monitoramento do Energiewende , programa nacional que acompanha o progresso da transição energética alemã. O levantamento apontou desafios relacionados aos custos e à velocidade de implantação de projetos de geração limpa. A meta atual prevê que a Alemanha atinja 30 GW de capacidade instalada de eólica offshore até 2030 , mas o governo indicou que ajustes podem ser feitos para garantir viabilidade econômica e estabilidade do setor. Impacto no Mercado e Próximos Passos Especialistas avaliam que a introdução de CfDs pode atrair novos investidores e dar maior segurança aos projetos de longo prazo, ao mesmo tempo em que reduz o risco para consumidores. A expectativa é que o governo apresente uma proposta detalhada nos próximos meses, com consultas públicas e possíveis leilões já adaptados ao novo modelo de suporte. Com essa reformulação, a Alemanha reafirma seu papel de liderança na transição energética europeia, buscando acelerar o uso de fontes renováveis de forma economicamente sustentável. Alemanha Anuncia Reformulação no Apoio à Energia Eólica Offshore e Introdução de CFDs

Erlangen, Alemanha  – Um marco histórico para a construção sustentável foi alcançado em Erlangen, na Alemanha: o primeiro canteiro de obras do mundo operado inteiramente com máquinas elétricas. A iniciativa é fruto de uma parceria inovadora entre Volvo Construction Equipment (Volvo CE) , Siemens  e Metzner Recycling , e promete redefinir os padrões de eficiência energética no setor da construção civil. Primeiro canteiro de obras totalmente elétrico do mundo é inaugurado na Alemanha O projeto integra o ambicioso campus tecnológico de €500 milhões da Siemens , planejado para estimular o desenvolvimento urbano sustentável e consolidar práticas de construção circular . O canteiro, com 25.000 metros cúbicos, é equipado com uma frota de máquinas de construção totalmente elétricas fornecidas pela Volvo CE, incluindo escavadeiras e carregadeiras. Primeiro canteiro de obras totalmente elétrico do mundo é inaugurado na Alemanha Além das máquinas no terreno, veículos elétricos da Volvo Trucks  são utilizados para transporte de materiais, garantindo que todas as etapas do processo – da remoção seletiva de resíduos à britagem e processamento de concreto – ocorram sem emissões de carbono . Segundo os parceiros, esta é a primeira vez que uma desconstrução completa é realizada de forma totalmente elétrica. “Este projeto mostra que a eletrificação total na construção civil não é apenas possível, mas também viável em larga escala”, destacou um porta-voz da Volvo CE. A iniciativa não apenas reduz a pegada ambiental, mas também demonstra o potencial de tecnologias limpas e eficientes  para o futuro da construção urbana. O canteiro de Erlangen serve como um modelo para futuras construções sustentáveis e evidencia como a integração entre maquinário elétrico, logística verde e gestão de resíduos  pode transformar a indústria. Para a Siemens, o projeto é um passo estratégico rumo a cidades mais inteligentes e ambientalmente responsáveis , enquanto a Metzner Recycling reforça o papel da economia circular na construção moderna. Primeiro canteiro de obras totalmente elétrico do mundo é inaugurado na Alemanha

Sydney, Austrália  – A Austrália enfrenta um futuro climático cada vez mais desafiador. A primeira Avaliação Nacional de Risco Climático do país, divulgada nesta segunda-feira, recomenda que governos, empresas e cidadãos se preparem para um aumento nas temperaturas médias de até 3ºC até o final do século. Austrália se Prepara para Temperaturas até 3ºC Mais Altas, Aponta Primeira Avaliação Nacional de Risco Climático O relatório, acompanhado do inaugural Plano Nacional de Adaptação , alerta que fenômenos climáticos extremos poderão atingir regiões antes consideradas seguras, enquanto desastres simultâneos em diferentes estados se tornarão cada vez mais frequentes. "É prudente planejar cenários de aquecimento mais intenso do que se imaginava anteriormente", afirma o documento. Especialistas destacam que o foco da avaliação não está apenas na mitigação das mudanças climáticas, mas também na adaptação urgente à nova realidade . Com a divulgação iminente da meta nacional de redução de emissões para 2035, o governo enfrenta pressão crescente de grupos ambientais para estabelecer cortes mais agressivos e ambiciosos de gases do efeito estufa. Segundo os cientistas envolvidos, o país precisa investir em infraestrutura resiliente, gestão de recursos hídricos e sistemas de alerta antecipado , para minimizar impactos de eventos extremos, como ondas de calor, incêndios florestais e tempestades severas. O relatório alerta ainda que setores essenciais — incluindo agricultura, energia e saúde — estarão na linha de frente dos riscos climáticos. A publicação marca um ponto de inflexão na forma como a Austrália encara suas políticas climáticas: mais do que reduzir emissões, será necessário planejar, prevenir e adaptar-se a um clima já em transformação . Para especialistas, essa abordagem é essencial para reduzir perdas econômicas e proteger comunidades vulneráveis. Austrália se Prepara para Temperaturas até 3ºC Mais Altas, Aponta Primeira Avaliação Nacional de Risco Climático SEO Keywords sugeridas:  Avaliação Nacional de Risco Climático, aumento da temperatura na Austrália, mudanças climáticas Austrália, adaptação climática, desastres naturais, plano nacional de adaptação. Austrália se Prepara para Temperaturas até 3ºC Mais Altas, Aponta Primeira Avaliação Nacional de Risco Climático

Por Redação EnergyChannel Califórnia Realiza Maior Teste de Usina Virtual da História e Abre Caminho para o Futuro da Rede Elétrica A Califórnia acaba de protagonizar um marco histórico na evolução da gestão de energia. Em uma ação coordenada inédita, as três maiores concessionárias de energia do estado – Pacific Gas & Electric (PG&E) , San Diego Gas & Electric (SDG&E)  e Southern California Edison (SCE)  – uniram forças para realizar o maior teste de usina virtual  (VPP, na sigla em inglês) já registrado nos Estados Unidos. O resultado impressionou: 535 megawatts (MW)  foram entregues à rede elétrica em tempo real, reduzindo a demanda durante os horários de pico e provando que recursos de energia distribuída podem ser um pilar essencial para a estabilidade do sistema. “Foi uma demonstração sem precedentes do que é possível quando milhares de sistemas trabalham em sincronia para apoiar a rede”, destacou Kendrick Li, responsável pelos programas de resposta à demanda da PG&E, em entrevista ao podcast Factor This . O que é uma Usina Virtual e por que ela é tão importante? Uma usina virtual  não é uma instalação física, mas um conjunto coordenado de recursos energéticos distribuídos – como sistemas de armazenamento em baterias, painéis solares, veículos elétricos e outros dispositivos conectados que podem ser acionados remotamente para injetar energia na rede ou reduzir o consumo de eletricidade em momentos críticos. Li explica que esse tipo de solução está se tornando fundamental na transição energética: “Tradicionalmente, sempre lidamos com picos de demanda acionando mais geradores. Agora, com a crescente participação das renováveis, precisamos alinhar o consumo à oferta. A VPP permite justamente isso: ajustar a curva de carga para que coincida com a curva de geração”, disse Li. Tecnologia, Política e o Futuro da Rede Apesar do sucesso do teste, Li reconhece que há desafios a superar para que a adoção de VPPs seja mais ampla. Questões regulatórias, interoperabilidade entre sistemas e a necessidade de maior engajamento dos consumidores ainda são obstáculos importantes. No entanto, o experimento californiano mostrou que os benefícios são significativos desde evitar apagões até reduzir custos com infraestrutura e acelerar a descarbonização do setor elétrico. “A beleza dessa abordagem é que ela transforma clientes comuns em participantes ativos da transição energética”, complementa Li. Próximos Passos para o Setor Com o sucesso do teste, especialistas esperam que outros estados americanos sigam o exemplo da Califórnia, promovendo iniciativas semelhantes. Para o Brasil, onde a geração distribuída cresce de forma acelerada, o conceito de usinas virtuais pode abrir novas oportunidades de negócios, eficiência energética e integração de fontes renováveis. Califórnia Realiza Maior Teste de Usina Virtual da História e Abre Caminho para o Futuro da Rede Elétrica

Por EnergyChannel A corrida global pelo hidrogênio de baixo carbono acaba de ganhar um novo capítulo, e não exatamente otimista. A Agência Internacional de Energia (IEA) revisou para baixo suas projeções para a produção do combustível até 2030, após uma onda de atrasos e cancelamentos de projetos ao redor do mundo. IEA Reduz Previsão de Crescimento para Hidrogênio de Baixo Carbono Após Cancelamento de Projetos De acordo com o relatório mais recente da instituição, o potencial de novos projetos foi ajustado para 37 milhões de toneladas por ano , número 24,49% menor  do que o divulgado no estudo anterior, publicado há um ano. Desafios no Caminho do Hidrogênio A revisão reflete uma combinação de fatores: custos de implementação mais altos do que o esperado, incertezas regulatórias em alguns mercados e dificuldades para fechar contratos de longo prazo que garantam a demanda necessária para justificar os investimentos. "O mercado de hidrogênio está em um momento decisivo. As empresas estão cautelosas, e os governos precisam acelerar políticas de incentivo se quiserem atingir suas metas climáticas" , afirmou o relatório da IEA. Impacto na Transição Energética O hidrogênio de baixo carbono é considerado peça-chave para a descarbonização de setores difíceis de eletrificar, como siderurgia, transporte pesado e indústria química. A redução nas projeções acende um alerta para a transição energética, que pode enfrentar gargalos se novos projetos não avançarem no ritmo necessário. Especialistas alertam que, sem uma coordenação eficiente entre governos e indústria, o potencial transformador do hidrogênio poderá ser adiado, impactando diretamente os compromissos globais de neutralidade de carbono. Perspectivas para os Próximos Anos Mesmo com a revisão para baixo, o volume projetado pela IEA ainda representa uma expansão significativa em relação à capacidade atual. A expectativa é que 2026 e 2027 sejam anos decisivos, com a entrada em operação de grandes plantas e possível destravamento de novos financiamentos. "Se os projetos que estão em fase de planejamento receberem os incentivos certos, ainda é possível recuperar parte do crescimento perdido", conclui o documento. IEA Reduz Previsão de Crescimento para Hidrogênio de Baixo Carbono Após Cancelamento de Projetos

Por EnergyChannel Mercado Global de Energia Hidrelétrica Vai Mover US$ 380 Bi Até 2032, Aponta Novo Relatório O setor de energia hidrelétrica, um dos pilares da matriz energética mundial, deve registrar crescimento robusto nos próximos anos. De acordo com o mais recente estudo de mercado, o segmento está projetado para atingir US$ 380,57 bilhões em 2032 , frente aos US$ 264,94 bilhões estimados para 2025 , o que representa um crescimento anual composto (CAGR) de 5,3% . O relatório, produzido por consultorias globais especializadas, analisa em profundidade o cenário competitivo, tendências tecnológicas, regulações e oportunidades para investidores e player's da indústria. Panorama Atual e Perspectivas A energia hidrelétrica continua sendo a maior fonte de geração renovável no mundo, desempenhando papel estratégico para a transição energética e segurança de suprimento. O estudo destaca que políticas públicas, metas de descarbonização e investimentos em modernização de usinas  são os principais impulsionadores de crescimento. Além disso, a digitalização e automação das operações hidrelétricas têm reduzido custos e aumentado a eficiência dos ativos, abrindo espaço para novas soluções como turbinas de baixa queda e usinas de pequeno porte , voltadas para regiões remotas. Concorrência e Principais Atores Entre os líderes do mercado estão gigantes como Siemens Energy, General Electric (GE), Voith, Toshiba, Andritz, ABB, Engie e China Three Gorges , que dominam a cadeia global de fornecimento de equipamentos e serviços.Essas empresas têm intensificado investimentos em inovação, priorizando eficiência operacional, sustentabilidade e integração com sistemas de armazenamento e redes inteligentes. Segmentação do Mercado Por tipo:  Grande hidrelétrica, Pequena hidrelétrica e Outros formatos Por aplicação:  Geração para consumo residencial, comercial e industrial O estudo também oferece uma análise detalhada por região, abordando América do Norte, Europa, Ásia-Pacífico, América do Sul (com destaque para o Brasil) e Oriente Médio/África. Tendências que Moldarão o Futuro Repotenciação de Usinas Antigas:  Modernização de turbinas e sistemas para aumentar a eficiência energética. Integração com Microrredes:  Pequenas hidrelétricas como solução para abastecimento de comunidades isoladas. Parcerias Público-Privadas:  Modelos de concessão e leilões de energia mais competitivos. Uso de Inteligência Artificial e IoT:  Monitoramento preditivo de falhas e otimização de despacho de energia. Brasil no Cenário Global Durante entrevista ao EnergyChannel, Aurélio de Andrade Souza, Conselheiro e Diretor de Relações Internacionais da ABGD, ressaltou que o Brasil segue como protagonista no mercado global: “Temos uma das matrizes mais limpas do planeta, com mais de 50% da geração elétrica vinda da hidreletricidade. O desafio é equilibrar expansão com sustentabilidade, considerando impactos sociais e ambientais. A diversificação com solar e eólica complementa esse avanço.” Oportunidades de Investimento Com projeções positivas e incentivos governamentais, o setor se apresenta como um dos mais atrativos para capital de longo prazo . Empresas que apostarem em tecnologias de automação, soluções para redução de perdas hídricas e integração com outras fontes renováveis  devem ganhar vantagem competitiva. Mercado Global de Energia Hidrelétrica Vai Mover US$ 380 Bi Até 2032, Aponta Novo Relatório

Por Ricardo Honório – Jornalista especializado em Energia Renovável | EnergyChannel No segundo dia da Intersolar South America 2025 , a Fotus  reforçou seu compromisso com o mercado solar brasileiro ao destacar inovações na área logística e ampliar sua presença em todas as regiões do país. A empresa apresentou iniciativas que visam não apenas agilizar a entrega de equipamentos, mas também estreitar ainda mais a relação com integradores e clientes. Fotus amplia presença nacional e lança novas soluções logísticas durante a Intersolar South America 2025 Em entrevista exclusiva ao EnergyChannel , Luiz Felipe Martins Bernardo , coordenador de logística de transporte da Fotus, explicou a estratégia por trás do slogan exposto no estande da companhia: “Ao seu lado em cada canto” . “Hoje a Fotus está presente em todas as regiões do Brasil para atender de forma ágil e eficiente os integradores. Estar próximo dos clientes é a chave para garantir entregas rápidas e um suporte mais próximo no dia a dia”, destacou Bernardo. Fotus amplia presença nacional e lança novas soluções logísticas durante a Intersolar South America 2025 Rastreabilidade em tempo real Uma das principais novidades apresentadas pela empresa é o sistema de rastreamento de entregas , lançado neste mês. A solução permite que clientes acompanhem em tempo real o status de seus pedidos por meio de uma tracking page , além de notificações automáticas via WhatsApp , garantindo maior transparência e segurança durante todo o processo logístico. Segundo Bernardo, a tecnologia foi pensada para reduzir incertezas comuns no transporte de equipamentos e oferecer uma experiência mais confiável. “Se houver qualquer intercorrência, o cliente será imediatamente informado. Essa proximidade é fundamental no nosso modelo de operação” , explicou. Novo centro de distribuição em São Paulo Outro destaque é a inauguração do Centro de Distribuição (CD) em Itupeva, São Paulo , já em plena operação. A estrutura foi criada para acelerar as entregas na região, que concentra grande parte da demanda nacional de energia solar. “O CD de Itupeva já está faturando e atendendo todo o estado de São Paulo, garantindo maior velocidade e eficiência nas entregas”, afirmou o executivo. Compromisso com o integrador Com as novidades, a Fotus reafirma sua estratégia de estar cada vez mais próxima dos integradores, oferecendo soluções que vão além do fornecimento de equipamentos. O foco está em construir uma rede logística robusta, capaz de sustentar o crescimento acelerado do setor solar no Brasil. A participação na Intersolar South America 2025  reforça o posicionamento da companhia como parceira de negócios estratégicos, sempre “ao lado do integrador em cada canto do país”. Fotus amplia presença nacional e lança novas soluções logísticas durante a Intersolar South America 2025

Por Laís Víctor – Especialista em energias renováveis e Diretora executiva Resiliência energética é técnica, não tendência. Muito se fala sobre inovação, sustentabilidade e transformação digital no setor de energia. As palavras circulam com facilidade em eventos, relatórios corporativos e discursos públicos. Mas há um conceito que, embora cada vez mais citado, ainda é frequentemente mal interpretado e pior, subestimado: resiliência energética. Muitos a tratam como um termo da moda, encaixado em apresentações institucionais para reforçar compromissos com o futuro. Só que resiliência não é uma “tendência do momento” nem um enfeite conceitual do marketing verde. É técnica, engenharia, planejamento e execução consistente ao longo do tempo. Resiliência energética é técnica, não tendência. Resiliência energética diz respeito à capacidade real de um sistema suportar falhas, adaptar-se a mudanças abruptas e continuar operando com eficiência mesmo diante de eventos extremos sejam eles climáticos, geopolíticos, tecnológicos ou econômicos. Estamos falando de redes capazes de reagir a sobrecargas, de infraestrutura descentralizada que evita apagões em cascata, de operadores que trabalham com dados em tempo real para tomar decisões estratégicas sob pressão. A questão é que, enquanto celebramos recordes de geração renovável e metas ambiciosas de descarbonização, seguimos negligenciando o pilar que sustenta tudo isso: a capacidade do sistema de continuar funcionando quando as condições deixam de ser ideais. Qual é o valor de um parque solar de última geração se ele fica isolado após uma falha na linha de transmissão? Ou de uma matriz energética limpa se ela depende de uma única região e não tem rotas alternativas em caso de crise? Não basta gerar energia limpa. É preciso garantir que ela chegue com estabilidade, segurança e previsibilidade. E isso só é possível com resiliência como premissa técnica, não como promessa institucional. Se queremos um setor preparado para o futuro e para os riscos do presente precisamos urgentemente mudar o foco. A pergunta certa não é apenas “quanto estamos gerando?”, mas sim: “estamos preparados para manter esse sistema de pé, mesmo sob pressão?” Essa é a conversa que o setor precisa ter. E não pode mais ser adiada. Quando a geração avança mais rápido que a estrutura Não basta instalar painéis solares e turbinas eólicas em escala recorde se a rede que sustenta essa produção continua operando com lógicas e tecnologias do século passado. O setor energético brasileiro avança com força na ampliação da geração renovável, mas a infraestrutura necessária para integrar essa energia ao sistema segue em atraso. Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2032, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Brasil deve atingir 50% de sua capacidade instalada em fontes renováveis variáveis (solar e eólica) até o início da próxima década. Mas essa conquista técnica corre o risco de virar estatística ineficaz se não vier acompanhada de investimentos equivalentes em transmissão, automação e armazenamento energético. A realidade atual já mostra sinais de esgotamento. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), somente em 2023 o Brasil enfrentou mais de 170 ocorrências de sobrecarga ou desconexão parcial de usinas renováveis, em grande parte por restrições na capacidade de escoamento ou falhas operacionais. Ainda segundo o ONS, o curtailment  (descarte de energia gerada) em determinadas regiões do Nordeste já supera 10% da produção eólica em horários de pico, um número inaceitável em um país que ainda aciona termelétricas em períodos críticos. A resiliência energética começa onde termina o entusiasmo com megawatts instalados. Ela exige redundância, com múltiplas rotas de escoamento energético. Exige previsão, com ferramentas capazes de simular cenários extremos e antecipar falhas. Exige monitoramento contínuo, com redes inteligentes e dados operacionais em tempo real. E exige capacidade de reação rápida, com protocolos claros para enfrentar desde uma sobrecarga até um ataque cibernético. Sem essa base técnica sólida, o risco não é apenas de apagões ou flutuações na rede. O risco é estratégico: perder a confiança de consumidores, investidores e operadores, minando a credibilidade de um setor que precisa ser o pilar da transição energética. A expansão da geração sem modernização da rede não é avanço. É ilusão com data de validade. Os riscos estão aumentando. E são previsíveis Eventos climáticos extremos, ataques cibernéticos, falhas em linhas de transmissão, sobrecargas e instabilidades na rede elétrica já não podem mais ser considerados exceções. São ocorrências recorrentes e plenamente previsíveis, diante da complexidade crescente dos sistemas energéticos modernos. O que antes era tratado como uma “anomalia estatística” hoje é parte do cenário permanente de operação. Segundo o relatório World Energy Outlook 2023 , da International Energy Agency (IEA), a frequência e intensidade dos eventos climáticos extremos como ondas de calor, secas prolongadas e tempestades intensas tem pressionado operadores de rede em todo o mundo. A IEA afirma que os sistemas energéticos precisam ser projetados com maior flexibilidade, descentralização e resiliência técnica, especialmente em países com alta penetração de renováveis intermitentes, como o Brasil. E os números nacionais confirmam essa tendência. De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e da Aneel, o Brasil registrou, apenas em 2023: 4 grandes apagões regionais com impacto em múltiplos estados. 1 apagão nacional, ocorrido em 15 de agosto, que afetou 25 estados e o Distrito Federal, interrompendo a operação de mais de 16 mil megawatts de carga e afetando mais de 60 milhões de brasileiros. Impactos significativos sobre serviços essenciais: hospitais tiveram de recorrer a geradores de emergência, estações de metrô pararam, linhas de produção industrial foram interrompidas e escolas e universidades suspenderam aulas. Além disso, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) apontou em seus relatórios técnicos que a ausência de infraestrutura redundante e a baixa velocidade de resposta operacional foram fatores agravantes em pelo menos dois desses episódios. Ou seja, não foi apenas a falha que causou o dano foi a incapacidade de reação. Em paralelo, o risco cibernético também cresce. Em 2022, o relatório Global Infrastructure Outlook , do World Economic Forum, já alertava que os sistemas de energia est\u00e3o entre os alvos prioritários de ataques cibernéticos em infraestrutura crítica. E em 2023, a Eletrobras confirmou a ocorrência de um ataque que afetou sistemas internos, reforçando a vulnerabilidade crescente das redes digitais no setor. Diante desse cenário, fica evidente que resiliência não é sobre evitar o risco, mas sim sobre reduzir os danos quando o risco inevitavelmente se concretiza. Ela define se o sistema colapsa em efeito cascata ou se consegue se adaptar rapidamente, isolar o problema e manter a operação com o mínimo de disrupção. No contexto atual, não investir em resiliência é operar de forma deliberadamente vulnerável. E essa vulnerabilidade, cedo ou tarde, cobra seu preço seja em perdas financeiras, na reputação das empresas, na confiança dos consumidores ou na estabilidade da economia como um todo. Decisões técnicas, não modismos Resiliência energética não se constrói com slogans nem com metas genéricas. Ela exige decisões técnicas, fundamentadas em dados, cenários e riscos reais. Construir um sistema capaz de funcionar com estabilidade em meio a eventos extremos depende de escolhas estruturantes: onde alocar recursos, que regiões priorizar, quais tecnologias implementar e como equilibrar flexibilidade, robustez e eficiência econômica. Isso significa abandonar a lógica simplista de que ampliar a capacidade de geração é sinônimo de segurança. O verdadeiro diferencial está na capacidade do sistema de se adaptar, operar sob pressão e se recuperar rapidamente. Para isso, é preciso avançar em áreas que ainda recebem pouca prioridade nos planos público e privado: investir em armazenamento energético, por meio de baterias e soluções híbridas integradas à rede; fortalecer a descentralização da geração, principalmente em regiões vulneráveis; acelerar a digitalização da operação, com redes inteligentes, sensores e controle automatizado; e promover uma diversificação real da matriz, reduzindo a dependência de poucas fontes ou regiões específicas. Segurança energética não se mede apenas pela quantidade gerada, mas pela capacidade de resposta do sistema como um todo. Segundo o estudo “Powering the Future”  da McKinsey & Company (2023), sistemas com alta penetração de fontes renováveis variáveis (como solar e eólica) têm maior risco de instabilidade se não investirem paralelamente em tecnologias de flexibilidade, como baterias, resposta à demanda e gestão digital da rede. O relatório mostra que a cada 10 GW de capacidade renovável adicionada sem soluções de controle, há um aumento estimado de até 15% na probabilidade de eventos de desconexão em redes frágeis. Outro ponto crítico está na ausência de regionalização estratégica. Regiões com alto potencial de geração, como o Nordeste brasileiro, ainda enfrentam gargalos de transmissão e escoamento. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já alertou, em seu Plano Decenal 2032, que sem reforço nos sistemas de transmissão, os riscos de curtailment continuarão crescendo desperdiçando energia limpa e comprometendo a confiabilidade da rede. Além disso, estudos do World Bank Group indicam que investimentos em redes inteligentes e digitalização têm retorno econômico superior a 2,5 vezes o valor investido ao longo de 10 anos, graças à redução de perdas, aumento de eficiência e menor necessidade de acionamento de termelétricas em picos de demanda. Resiliência, portanto, não é uma camada extra. É a base técnica para que o sistema energético funcione de forma estável, previsível e econômica. O desafio agora é abandonar soluções padronizadas que serviram no passado e encarar a complexidade do presente com ferramentas adequadas. Porque insistir em um modelo baseado apenas na expansão da geração sem repensar a operação é colocar uma estrutura nova sobre fundamentos frágeis. E cedo ou tarde, isso colapsa. A responsabilidade é coletiva Falar em resiliência energética como se fosse um dever exclusivo do Estado ou das grandes operadoras do setor é não entender a complexidade do sistema. A responsabilidade por garantir um setor energético estável, adaptável e seguro é compartilhada entre todos os agentes da cadeia, do microempreendedor ao governo federal. Trata-se de um ecossistema interdependente, em que decisões aparentemente locais podem ter efeitos estruturais. Desde o empreendedor que projeta uma pequena usina solar e decide como será feita a conexão à rede, até a distribuidora que define quais áreas receberão investimento em automação e sensores de rede, todos exercem influência direta sobre a capacidade do sistema de reagir a falhas, prevenir sobrecargas ou retomar a operação após eventos críticos. A resiliência começa na decisão de projeto, na qualidade dos equipamentos, no desenho dos contratos, na integração de soluções digitais e no planejamento de longo prazo. Ela se constrói no detalhe técnico, mas também na governança, na cultura de prevenção e na troca de informações entre os atores da cadeia. De acordo com estudo da IRENA (International Renewable Energy Agency), sistemas energéticos resilientes exigem uma coordenação ativa entre governo, operadoras, produtores independentes, usuários industriais e fornecedores de tecnologia, com protocolos claros e canais permanentes de comunicação. Ainda segundo a agência, as falhas de resposta em eventos extremos estão frequentemente ligadas à ausência de coordenação entre agentes, e não apenas a limitações técnicas. No Brasil, o Plano Nacional de Energia 2050, elaborado pela EPE, já reconhece a necessidade de envolver municípios, cooperativas, investidores privados e desenvolvedores locais no planejamento energético sobretudo em um cenário de descentralização e crescimento da geração distribuída. Além disso, um levantamento da BloombergNEF (2023) mostra que empresas que incorporam práticas de gestão de risco energético em seus processos operacionais têm desempenho financeiro até 15% superior em períodos de crise, quando comparadas a concorrentes que tratam energia apenas como insumo contratual. Ou seja, não se trata apenas de evitar apagões. Trata-se de garantir a continuidade de negócios, a confiança do mercado e a segurança de populações inteiras. Transformar previsões em ação, como se diz, depende de estrutura, mas também de decisão. Depende de quem escolhe atuar preventivamente e quem prefere reagir depois da crise. E nesse ponto, o setor de energia precisa evoluir de uma lógica de reação para uma cultura de antecipação. Sem resiliência, não há continuidade Resiliência energética não é um luxo, nem uma tendência temporária. É uma exigência técnica, econômica e estratégica para um setor que precisa entregar continuidade, confiabilidade e segurança em meio a cenários cada vez mais imprevisíveis. Como especialista com mais de uma década acompanhando a transição energética no Brasil e construindo soluções ao lado de empresas, investidores e operadores, afirmo com clareza: não há futuro energético sustentável sem resiliência incorporada desde o projeto até a operação. Expandir geração sem preparar infraestrutura, sem investir em flexibilidade, armazenamento e digitalização é repetir um erro que já custou caro em outros países e que estamos começando a pagar por aqui. O setor de energia precisa tomar uma decisão estrutural: seguir empilhando megawatts em um sistema vulnerável, ou encarar a resiliência como ela realmente é um requisito técnico para a continuidade dos negócios, a proteção das pessoas e a credibilidade do país como potência energética. Essa escolha não é mais teórica. Ela é urgente, prática e já está impactando investimentos, políticas públicas e a confiança do mercado. E a responsabilidade é coletiva. Cada elo da cadeia tem o dever de agir com visão, responsabilidade e compromisso com o futuro. Porque energia que não chega, não serve. E sistema que não reage, compromete tudo. Sobre a autora   Laís Víctor é especialista em energias renováveis e diretora executiva de parcerias, com 14 anos de atuação no setor de energia. Sua atuação inclui o desenvolvimento de negócios, estruturação de alianças estratégicas e apoio à atração de investimentos para projetos de transição energética, com foco na construção de ecossistemas sustentáveis e inovação no mercado global de renováveis.  Resiliência energética é técnica, não tendência.

POSSÍVEIS IMPACTOS DA LEI COMPLEMENTAR Nº 214/2025 (REFORMA TRIBUTÁRIA) NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO A “recente” aprovação e sanção do Projeto de Lei Complementar nº 68/2024, agora convertido na Lei Complementar (LC) nº 214/2025, marca um ponto de inflexão na tributação sobre o consumo no Brasil, com repercussões profundas para o setor de energia elétrica. A nova legislação, que institui o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e a Contribuição Social sobre Bens e Serviços (CBS) em substituição a cinco tributos (PIS, COFINS, ICMS, ISS e IPI), redesenha a arquitetura fiscal do setor, afetando desde a geração até o consumo final de energia. Este artigo tem como objetivo analisar detalhadamente e explanar aos consumidores os impactos da LC 214/2025 sobre dois segmentos cruciais do setor elétrico: o Mercado Livre de Energia (ACL) e a Autoprodução de Energia, com foco especial na modalidade de autoprodução por equiparação e na locação de ativos. A análise baseia-se no texto da lei, em informações de tramitação do Congresso Nacional e em pareceres de especialistas e escritórios de advocacia tributária que consultamos. ANÁLISE DO MERCADO LIVRE DE ENERGIA (ACL) O Mercado Livre de Energia, ambiente onde consumidores de maior porte podem negociar livremente o suprimento de energia elétrica, será um dos mais impactados pela reforma tributária. As principais mudanças concentram-se na sistemática de recolhimento dos novos tributos, na base de cálculo e na potencial alteração da carga tributária. Nova sistemática de recolhimento no ACL De acordo com a LC 214/2025, a responsabilidade pelo recolhimento do IBS e da CBS no ACL recairá sobre o gerador ou comercializador quando a venda for destinada ao consumo do adquirente ou a um comprador fora do regime regular dos novos tributos. Em aquisições multilaterais, a responsabilidade passa a ser do adquirente. Essa centralização do recolhimento em agentes específicos visa simplificar a fiscalização, mas exigirá uma adaptação significativa dos modelos de negócio e dos sistemas de faturamento das empresas que operam no ACL. Um ponto de atenção é o Mercado de Curto Prazo (MCP), onde são liquidadas as diferenças entre a energia contratada e a consumida. A jurisprudência anterior, consolidada no Superior Tribunal de Justiça (STJ), afasta a incidência do ICMS sobre essas operações, por entendê-las como cessões de direito e não como circulação de mercadoria. Com a reforma, o fato gerador do IBS/CBS passa a ser a "operação onerosa com bens ou serviços", o que, em tese, poderia abranger as liquidações no MCP. No entanto, especialistas apontam que a tributação dessas operações poderia configurar bis in idem (dupla tributação), uma vez que a energia já foi tributada no contrato principal. A expectativa é que essa questão seja objeto de disputas judiciais, caso não haja uma regulamentação clara. Aumento da carga tributária e custos Embora um dos objetivos da reforma seja a simplificação, há uma preocupação generalizada no setor sobre um potencial aumento da carga tributária. A alíquota padrão do IBS/CBS, ainda a ser definida, pode ser superior à soma das alíquotas atuais dos tributos substituídos. Além disso, a base de cálculo dos novos tributos será mais ampla, incluindo expressamente outros impostos e encargos, o que pode levar a um aumento em cascata dos custos. Operações que antes não eram tributadas pelo ICMS ou ISS, como a locação de bens móveis, passarão a ser tributadas pelo IBS e CBS. Isso impacta diretamente os modelos de negócio baseados em locação de equipamentos e ativos para geração de energia, como veremos na seção sobre autoprodução. O repasse desses custos para o consumidor final é uma consequência provável, o que pode pressionar a competitividade dos consumidores livres e impactar a modicidade tarifária, um princípio basilar do setor elétrico. As empresas, por sua vez, precisarão revisar seus modelos de precificação e contratos para mitigar os riscos tributários. Situação atual vs. LC 214/2025 no ACL Aspecto Situação atual (pré-LC 214: PIS, COFINS, ICMS, ISS, IPI) Situação na LC 214/2025 (IBS e CBS) Responsabilidade pelo recolhimento Distribuída entre agentes, com variações por estado (ICMS) e município (ISS); PIS/COFINS cumulativos em alguns casos Centralizada no gerador/comercializador ou adquirente; não cumulativa (Art. 28) Tributação no MCP Isenta de ICMS (jurisprudência STJ); sem incidência direta de ISS Potencial incidência como operação onerosa (Art. 4º), com risco de bis in idem; sujeito a regulamentação Base de cálculo Inclui tributos em cascata (ex.: ICMS sobre valor bruto); cumulatividade parcial Mais ampla, mas com exclusões transitórias (2026-2032, Art. 12); não cumulativa Carga tributária geral Alíquotas variáveis (ex.: ICMS ~18-25%, PIS/COFINS ~9,25%); potencial cumulatividade Alíquota padrão unificada (a ser definida); potencial aumento inicial, mas neutralidade a longo prazo ANÁLISE DA AUTOPRODUÇÃO DE ENERGIA POR EQUIPARAÇÃO E LOCAÇÃO DE ATIVOS A autoprodução de energia, especialmente nas modalidades por equiparação e por locação de ativos, é um modelo estratégico para muitos consumidores que buscam otimizar custos e garantir a segurança do suprimento. A LC 214/2025 traz importantes considerações para essas operações, alterando o cenário tributário e exigindo uma reavaliação das estratégias existentes. Autoprodução por equiparação A autoprodução por equiparação refere-se à modalidade em que o consumidor, mesmo não sendo o proprietário direto da usina geradora, é equiparado a autoprodutor para fins regulatórios e comerciais, geralmente por meio de contratos de parceria ou consórcio. A LC 214/2025, em seus Art. 6º e Art. 26, estabelece que os consórcios de autoprodução não são considerados contribuintes dos novos impostos, salvo se optarem pelo regime regular, e que os consorciados assumem responsabilidade proporcional em caso de não adesão. A equiparação da energia elétrica a um "bem material com valor econômico" (Art. 3º, §1º da LC 214/2025) amplia o campo de incidência dos novos tributos. Embora a intenção seja conferir segurança jurídica, essa equiparação, combinada com a inclusão de encargos e tributos na base de cálculo (Art. 12), pode gerar um bis in idem tributário se não houver uma revisão regulatória paralela por parte da ANEEL. Isso significa que a estrutura geral de custos da autoprodução pode ser impactada pela ampliação da base tributável. Situação atual vs. LC 214/2025 na autoprodução por equiparação Aspecto Situação atual (pré-LC 214) Situação na LC 214/2025 Tratamento de consórcios Contribuintes de ICMS/ISS em alguns casos; sem equiparação unificada Não contribuintes, com opção pelo regime regular (Art. 26); responsabilidade proporcional Equiparação da energia Não explícita; depende de jurisprudência Bem material com valor econômico (Art. 3º); amplia incidência Base de cálculo Inclui encargos com cumulatividade Ampliada, mas com exclusões transitórias (Art. 12) Autoprodução por locação de ativos A modalidade de autoprodução por locação de ativos, que envolve o arrendamento de usinas ou equipamentos de geração, é particularmente sensível às mudanças da reforma tributária. A LC 214/2025, em seus Art. 6º e Art. 26, estabelece que as transferências internas de energia entre estabelecimentos de um mesmo autoprodutor são isentas dos novos tributos (IBS e CBS). Essa isenção é um ponto positivo para grandes grupos empresariais com múltiplas unidades consumidoras que se beneficiam da autoprodução centralizada por meio de locação de ativos. Anteriormente, a locação de bens móveis e imóveis não estava sujeita ao ISS em diversos casos. Com a LC 214/2025, as operações onerosas com bens ou serviços, incluindo locação (Art. 4º, §2º, II), passam a ser tributadas pelo IBS e CBS. A alíquota padrão do IBS/CBS, que pode ser elevada, incidirá sobre o valor do contrato de locação. A lei prevê regimes transitórios para locações, com possibilidade de alíquotas reduzidas durante o período de transição (de 2026 a 2032, conforme disposições gerais como Art. 12, §2º, V, que exclui certos montantes da base de cálculo até 31/12/2032). Para contratos firmados antes da vigência plena da lei em 2026, pode haver aplicação de benefícios fiscais transitórios, como reduções na base de cálculo ou alíquotas efetivas menores (ex.: regimes especiais mencionados em análises como o de transição para locações com alíquota de aproximadamente 3,65%, conforme Art. 487, §2º, representando uma redução de até 70% sobre a alíquota padrão para operações de locação em geral). No entanto, para contratos assinados após o início da transição, a aplicação plena das novas regras pode resultar em um aumento nos custos, impactando diretamente o preço final da energia para o autoprodutor. Situação atual vs. LC 214/2025 na autoprodução por locação de ativos Aspecto Situação Pré-LC 214/2025 Situação Pós-LC 214/2025 Tributação da locação de bens móveis (geradores, equipamentos, transformadores, etc.) Em regra, não incidia ICMS e ISS. PIS/COFINS com discussões sobre cumulatividade. Passa a ser tributada pelo IBS e CBS  como operação onerosa (Art. 4º, §2º, II). Alíquota padrão (ainda a ser definida), mas com possibilidade de regime transitório reduzido (ex.: 3,65%)  até 2032. Tributação da locação de bens imóveis (terreno ou imóvel para instalação de usina) ISS não incidia em diversos municípios  (jurisprudência consolidada que locação de imóvel não é serviço). ICMS inaplicável. Incluída no campo de incidência do IBS e CBS . Pessoa física só será contribuinte se ultrapassar limite de R$ 240 mil/ano ou mais de 3 imóveis; pessoa jurídica sempre estará sujeita. Transferência de energia entre unidades do mesmo autoprodutor Isenção de ICMS Isenção expressa no IBS/CBS  (Art. 6º). Benefício claro para grupos empresariais com várias unidades. Base de cálculo Isenção IBS/CBS terão base de cálculo ampliada , incluindo encargos setoriais e tributos, mas com exclusões transitórias até 2032 (Art. 12). Regime transitório (2026-2032) Não havia regra geral de transição, apenas benefícios específicos (REIDI, incentivos setoriais). Prevê alíquotas reduzidas para contratos de locação já existentes  (ex.: 3,65%) e suspensão para infraestrutura (Art. 106). Após 2032, vale a alíquota cheia. Impacto para o locatário (autoprodutor) Pagava aluguel sem incidência relevante de ICMS/ISS em muitos casos; custo final menor. Aluguel sofrerá incidência de IBS/CBS. Custo tende a aumentar , mas parte pode ser compensada com créditos (regime não cumulativo). RECOMENDAÇÕES Para autoprodutores e empresas que atuam com locação de ativos, os desafios incluem a necessidade de: Revisão contratual:  Adaptação dos contratos de locação e de autoprodução para refletir a nova sistemática tributária e as responsabilidades de recolhimento. Planejamento tributário:  Avaliação cuidadosa dos regimes de transição e dos benefícios fiscais aplicáveis para otimizar a carga tributária. Monitoramento regulatório:  Acompanhamento das regulamentações complementares da ANEEL e do Comitê Gestor do IBS para entender os detalhes da aplicação da lei. Análise de custos:  Reavaliação da estrutura de custos e precificação da energia para garantir a competitividade e a viabilidade econômica dos projetos. A ausência de regulamentação clara para alguns aspectos, como o reequilíbrio econômico-financeiro de contratos administrativos (Art. 373), pode gerar insegurança jurídica e dificultar o deferimento de pedidos de reajuste. A assessoria jurídica especializada será fundamental para mitigar riscos e navegar pelo novo cenário tributário. CONCLUSÃO A Lei Complementar nº 214/2025, fruto do PL 68/2024, representa uma transformação significativa no sistema tributário brasileiro, com impactos diretos e indiretos no Mercado Livre de Energia e na autoprodução de energia. Embora a lei busque simplificação e neutralidade tributária, a transição para o novo regime traz desafios consideráveis e exige uma adaptação estratégica por parte dos agentes do setor elétrico. No Mercado Livre de Energia (ACL), a ampliação do campo de incidência do IBS e da CBS para operações onerosas com bens e serviços, incluindo a energia elétrica, pode resultar em um aumento da carga tributária. A discussão sobre a tributação das liquidações no Mercado de Curto Prazo (MCP) e a possibilidade de bis in idem permanecem como pontos de atenção que podem gerar judicialização. Comercializadores e consumidores livres precisarão revisar seus modelos de precificação e gestão de riscos para manter a competitividade. Para a autoprodução de energia, a LC 214/2025 oferece isenção para transferências internas entre estabelecimentos de um mesmo autoprodutor. No entanto, a equiparação da energia a um bem material e a inclusão de encargos na base de cálculo pode elevar os custos gerais. A modalidade de autoprodução por locação de ativos é particularmente afetada, pois a locação de bens, antes não tributada por ICMS/ISS em diversos casos, agora estará sujeita ao IBS e CBS, com regimes transitórios oferecendo alíquotas reduzidas durante a fase de implementação (2026-2032). Em suma, a LC 214/2025 exige uma profunda revisão de contratos, planejamento tributário cuidadoso, monitoramento regulatório constante e assessoria jurídica especializada para que as empresas do setor elétrico possam mitigar riscos, aproveitar os incentivos existentes e garantir a viabilidade econômica de suas operações no novo cenário tributário. Fontes: BRASIL. Lei Complementar nº 214, de 16 de janeiro de 2025. Institui o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), a Contribuição Social sobre Bens e Serviços (CBS) e o Imposto Seletivo (IS); cria o Comitê Gestor do IBS e altera a legislação tributária. Diário Oficial da União, Brasília, DF, 16 jan. 2025. Disponível em: http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/lcp/lcp214.htm MANUCCI Advogados. Impacto da LC 214/23 no setor de energia. Disponível em: https://manucci.law/impacto-da-lc-214-23-no-setor-de-energia/ AYRES WESTIN Advogados. Impactos da reforma tributária no Mercado de Curto Prazo de energia elétrica. Disponível em: https://ayreswestin.com.br/impactos-da-reforma-tributaria-no-mercado-de-curto-prazo-de-energia-eletrica/ MOISÉS FREIRE Advocacia. Os impactos jurídico-tributários da reforma tributária no setor de energia elétrica segundo a LC nº 214 de 2025. Disponível em: https://moisesfreire.com.br/os-impactos-juridico-tributarios-da-reforma-tributaria-no-setor-de-energia-eletrica-segundo-a-lc-no-214-de-2025/ Por Dentro da Reforma. Reforma tributária setor elétrico 2025: CBS, IBS, riscos e impactos. Disponível em: https://pordentrodareforma.com.br/2025/06/06/reforma-tributaria-setor-eletrico-impactos/ POSSÍVEIS IMPACTOS DA LEI COMPLEMENTAR Nº 214/2025 (REFORMA TRIBUTÁRIA) NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Por EnergyChannel O mercado de energia solar brasileiro acaba de ganhar um evento histórico: a primeira edição latino-americana da SNEC , maior feira global do setor fotovoltaico, chega a São Paulo entre 17 e 19 de março de 2026 . Pela primeira vez, profissionais, empresas e investidores da América Latina poderão viver de perto a experiência da feira que movimenta a indústria solar mundial. A novidade foi anunciada durante a Intersolar South America, em entrevista exclusiva concedida ao EnergyChannel  por Alexandre Brown , Business Unit Director da NürnbergMesse Brasil , e Cinthya Iannuzzi, Head of Product - Construction. A condução foi feita por Aurélio de Andrade Souza , Board Advisor, International Relations Director da ABGD – Associação Brasileira de Geração Distribuída , e host do canal Acelerando a Transição . “Estive na China em junho deste ano para conhecer a SNEC pela primeira vez e fiquei impressionado com a dimensão do evento. São mais de 100 mil visitantes só no primeiro dia. Poder trazer essa magnitude para o mercado brasileiro é uma oportunidade única”, destacou Alexandre Brown. SNEC: referência mundial em energia solar A SNEC é reconhecida como a feira mais importante do mundo para o setor de energia solar fotovoltaica, reunindo fabricantes, distribuidores, integradores, startups, pesquisadores e formuladores de políticas públicas. Até agora realizada exclusivamente na China, a feira chega ao Brasil com a missão de impulsionar o mercado latino-americano e facilitar o acesso de empresas da região às principais inovações globais. Segundo os organizadores, o evento vai muito além da exposição de produtos. Ele oferecerá conteúdo técnico de alto nível , painéis de discussão, ativações de mercado e um espaço dedicado para fomentar networking e novos negócios. “Queremos entregar algo disruptivo para o setor. Mais do que uma feira, será uma plataforma de conhecimento e relacionamento estratégico”, reforçou Cíntia Miguel. Distrito Anhembi: palco da estreia latino-americana O Distrito Anhembi , em São Paulo, será o local oficial da SNEC LATAM 2026 . Totalmente revitalizado após um investimento de R$ 2 bilhões, o espaço conta com pavilhões climatizados, acessos facilitados, integração com transporte público e rede hoteleira de alta capacidade, oferecendo uma experiência completa para expositores e visitantes. “O Anhembi está pronto para receber um evento deste porte. Temos infraestrutura de nível internacional e toda a logística pensada para garantir conforto e eficiência”, explicou Brown. Comercialização de estandes já começou A NürnbergMesse Brasil iniciou a comercialização dos espaços para expositores, com grande parte da planta já reservada. Empresas que desejam garantir presença em posição estratégica ainda têm tempo de participar, mas a recomendação é agir rápido. SNEC LATAM 2026: Maior feira de energia solar do mundo desembarca no Brasil em março “O interesse é enorme e estamos avançando rapidamente. Nosso time está à disposição para apresentar propostas e personalizar soluções para cada expositor”, completou Cíntia Miguel. Serviço – SNEC LATAM 2026 📅 Data:  17 a 19 de março de 2026📍 Local:  Distrito Anhembi, São Paulo – SP🔗 Mais informações e reservas de estandes:   Site oficial da NürnbergMesse Brasil SEO – Palavras-chave recomendadas: SNEC LATAM 2026, feira solar Brasil, energia fotovoltaica, NürnbergMesse, eventos de energia, Distrito Anhembi, mercado solar América Latina, geração distribuída. SNEC LATAM 2026: Maior feira de energia solar do mundo desembarca no Brasil em março Por EnergyChannel