Com a pressão da Guerra do Irã sobre o mercado de petróleo, diferentes indústrias e países passaram a buscar um plano B como fonte de energia. E um dos beneficiados tem sido o setor de painéis solares. As exportações da China, principal fornecedora global, dobraram em março.

Foram 68 gigawatts em capacidade de equipamentos para geração solar embarcados no mês, segundo dados de exportação analisados pelo think tank internacional Ember. Para comparar: em termos de escala, isso equivale a seis usinas hidrelétricas de Belo Monte, no Pará. Ou praticamente toda a capacidade solar instalada na Espanha.

Cinquenta países bateram seus recordes de importação de painéis chineses em março. E outros sessenta alcançaram o maior nível em pelo menos seis meses. 

Na Ásia, a Malásia ampliou as importações em 384%, e a Índia, em 141%. Na África, Nigéria, Quênia e Etiópia superaram pela primeira vez a marca do equivalente a 1 GW importado em um único mês. Ao mesmo tempo, países como Japão e Austrália, além da União Europeia, também registraram volumes recordes. 

Desde o início da guerra entre Estados Unidos, Israel e Irã no fim fevereiro, o fluxo de navios vem sendo limitado no Estreito de Ormuz, o que compromete o escoamento de petróleo do Golfo Pérsico. Por ali passam cerca de 20 milhões de barris por dia, algo como 25% do comércio marítimo global.

Estimativas de bancos e consultorias indicam que entre 13 milhões e 14,5 milhões de barris por dia ficaram fora do mercado em abril, seja por restrições logísticas ou por cortes preventivos de produção.

Diante de tantas limitações, o barril do tipo Brent já acumula alta superior a 20% desde fevereiro e voltou a ser negociado acima de US$ 100 por barril. 

Com a busca global por alternativas ao combustível, não foram apenas os painéis solares que ganharam tração nas exportações chinesas.

O país também ampliou os embarques de baterias e veículos elétricos, de marcas como a BYD. Juntos, as exportações desses três segmentos avançaram 70% em março na comparação anual e 38% frente a fevereiro. 

As baterias puxaram em valor: foram US$ 10 bilhões exportados em março, alta de 44% em relação a fevereiro, com demanda forte especialmente de União Europeia, Austrália e Índia.

No Brasil

Os dados da Ember não detalham o papel do Brasil nas exportações chinesas de painéis solares em março. Ainda assim, o movimento tem impacto direto no mercado local: mais de 90% dos módulos fotovoltaicos usados no país vêm da China.

Em 2025, esses produtos foram o quarto item chinês mais importado pelo Brasil, somando US$ 1,5 bilhão e 990 mil toneladas.

Na última década, a presença de painéis solares avançou de forma meteórica no sistema elétrico brasileiro. Hoje, o país tem quase 4 milhões de sistemas espalhados por telhados e fazendas. Em 2015, eram apenas 600.

A fonte já responde por cerca de 23% da capacidade instalada brasileira, ante pouco mais de 2% em 2019.

• Elon Musk is about to unveil his most challenging project yet: a giant semiconductor factory.
• The billionaire has said Tesla needs to build a "Terafab" to churn out chips for its robotaxis and Optimus robot.
• One analyst said to never rule Musk out, but that building a Terafab could be harder than sending rockets to Mars.

Self-driving cars, cyborgs, and catching rockets in midair: Elon Musk can't resist the lure of the impossible.

The world's richest man has made a habit of taking on the world's most difficult engineering challenges at Tesla and SpaceX — and has often proved the doubters wrong. His latest target is a tall order even by his standards.

For several months, Musk has been talking about building a "Terafab," a mammoth factory that would churn out semiconductors critical for Tesla's ambitious rollout of robotaxis and humanoid robots.

On Saturday, he teased that an announcement was imminent. "Terafab Project launches in 7 days," Musk wrote in an X post, without providing further details.

In a January earnings call, the billionaire cited chip production as the major long-term headwind to the company's growth, suggesting that output from suppliers Samsung, TSMC, and Micron would be nowhere near enough to meet Tesla's targets as the EV giant scales its robotaxi and humanoid robot programs.

"This is definitely going to be sort of a controversial thing, but I think Tesla needs to build a Terafab," Musk told investors, adding that such a facility would also protect Tesla against geopolitical upheaval.

The Tesla CEO suggested that the company would pursue the hardest possible version of that vision, a "very big fab" that would produce and package logic and memory chips entirely in the US.

Speaking at Tesla's annual shareholder meeting last November, Musk estimated the Terafab would aim to initially produce 100,000 silicon wafers a month and could eventually grow to 1 million.

Ahead of the Terafab announcement, Tesla has begun laying the groundwork for Musk's grand plan. The tech giant is hiring a semiconductor infrastructure manager to oversee factory design and construction, per a recent job posting. The role is based in Austin, suggesting the Terafab could be built near Tesla's gigafactory on the outskirts of the city.

However, analysts told Business Insider that Tesla would face enormous challenges — and a huge bill — as it tries to master one of the most complex technologies on the planet.

"It's Musk, so I would never count it out. But I suspect this is actually harder than sending rockets to Mars," Stacy Rasgon, managing director and senior semiconductor analyst at Bernstein, told Business Insider.

Semi-impossible?

The global supply of semiconductors is almost entirely produced by a small handful of companies, many of them based in East Asia.

Manufacturing them is an expensive, complicated, and time-consuming process. Deep within hermetically sealed factories, chip designs are etched onto thin silicon wafers at the molecular level by specialist lithography machines, which are almost entirely made by one company in the Netherlands and can have a waitlist of over a year.

Rasgon said that procuring these in-demand ASML-built machines was a critical roadblock for any would-be chipmaker.

"If you're a brand new customer, you're probably waiting a couple of years before getting your hand on one of those," he said.

Rasgon added that chipmakers usually split up production of logic and memory chips and semiconductor packaging across different factories.

Musk's suggestion that Tesla could integrate them all into one facility would make scaling the Terafab even more complicated, Rasgon said, as each product has wildly different processes and economics.

Musk is not alone in fearing geopolitical disruption. The threat of a Chinese invasion of Taiwan, which would plunge global chip supply into chaos, has prompted companies, including TSMC, to build new chip fabs in the US.

But the road to US-produced semiconductors has been far from smooth. TSMC's Arizona expansion has faced years of delays and a total price tag of around $165 billion across multiple facilities.

The industry runs on technical knowledge that is deeply embedded within leading companies. TSMC flew employees out from Taiwan to help the Arizona facility ramp production and brought US workers to its home country to train them.

The need for specialized knowledge will make recruitment critical for Tesla's Terafab hopes, Rasgon said, adding that the semiconductor industry is already facing a worker shortage.

"These guys don't grow on trees," he said.

A 'Herculean' challenge

Analysts warned that overcoming these challenges would add to the severe cash burn Tesla is set to face in the coming years.

The company said in January it would spend $20 billion on building out its robotaxi and Optimus production lines this year, a figure which does not include the Terafab project.

Ben Kallo, a senior research analyst at Baird, told Business Insider that investors would have questions about how Tesla plans to fund such an ambitious project — especially considering Musk has also said Tesla will build around 100 gigawatts of solar panel manufacturing.

"Where's the money coming from? I think that's going to be a question," said Kallo, who added that he wouldn't rule out Tesla raising outside capital for the first time since 2020 to fulfill Musk's ambitious targets.

Musk hasn't given a specific timeline for building the Terafab and producing chips, but he said in the January earnings call that he was building it to "remove a probable constraint in three or four years."

In a Tuesday note, Morgan Stanley analysts led by Andrew Percoco pointed to Micron's factory in Boise — which began construction in late 2022 but isn't expected to begin shipping chips until mid-2027 — as evidence of how long it can take to build semiconductor infrastructure in the US.

They estimated that building a factory capable of producing 100,000 wafers for cutting-edge logic chips a month could cost as much as $45 billion. A note from UBS analysts in January estimated that just getting to Musk's initial production target of 100,000 silicon wafers a month would cost $30 billion.

"Even understanding Elon Musk's history of doing difficult things, this seems like a Herculean task," the Morgan Stanley analysts wrote.

A Atlas Renewable Energy, uma das principais geradoras de energia solar do país, promoveu nesta semana demissões em seu quadro de funcionários no Brasil após revisão da estrutura operacional, apurou o InvestNews.

Segundo a empresa, o ajuste foi “pontual” e está relacionado aos níveis elevados de curtailment – limitação da geração determinada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) diante de gargalos na transmissão – que vêm afetando a previsibilidade de receitas das geradoras renováveis no sistema elétrico brasileiro.

Criada em 2017 e controlada pela gestora Global Infrastructure Partners (GIP), que participou da compra da AES nos Estados Unidos nesta segunda-feira (2), a Atlas soma mais de 10 GW em ativos renováveis na América Latina e tem presença em países como Chile, México, Colômbia e Brasil.

A companhia atua no desenvolvimento, financiamento, construção e operação de projetos de energia solar e, mais recentemente, de armazenamento em baterias. No Brasil, mantém ativos principalmente em Minas Gerais, com cerca de 80% da operação localizada no Estado.

Nos bastidores do setor, circulou a informação de que a redução teria alcançado cerca de 20% do quadro local e que estaria buscando compradores para alguns de seus ativos. Em nota enviada ao InvestNews, Atlas nega o número e afirma que o percentual foi “significativamente inferior”.

“Quando a geração é frequentemente limitada por gargalos estruturais no sistema, torna-se necessário que as empresas adequem, de forma responsável, suas estruturas operacionais a essa realidade”, disse a Atlas.

A empresa afirma que o Brasil segue como mercado estratégico, mas ressaltou que o enfrentamento “estrutural” do curtailment é fundamental para preservar a confiança dos investidores e sustentar a expansão das renováveis no país.

No fim de fevereiro, a Atlas anunciou o que classificou como o maior refinanciamento corporativo já registrado para energia limpa na América Latina, envolvendo US$ 3 bilhões e um pool de bancos internacionais, entre eles BNP Paribas, Crédit Agricole, Goldman Sachs, Morgan Stanley e Santander CIB.

A Atlas Renewable Energy, uma das principais geradoras de energia solar do país, promoveu nesta semana demissões em seu quadro de funcionários no Brasil após revisão da estrutura operacional, apurou o InvestNews.

Segundo a empresa, o ajuste foi “pontual” e está relacionado aos níveis elevados de curtailment – limitação da geração determinada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) diante de gargalos na transmissão – que vêm afetando a previsibilidade de receitas das geradoras renováveis no sistema elétrico brasileiro.

Criada em 2017 e controlada pela gestora Global Infrastructure Partners (GIP), que participou da compra da AES nos Estados Unidos nesta segunda-feira (2), a Atlas soma mais de 10 GW em ativos renováveis na América Latina e tem presença em países como Chile, México, Colômbia e Brasil.

A companhia atua no desenvolvimento, financiamento, construção e operação de projetos de energia solar e, mais recentemente, de armazenamento em baterias. No Brasil, mantém ativos principalmente em Minas Gerais, com cerca de 80% da operação localizada no Estado.

Nos bastidores do setor, circulou a informação de que a redução teria alcançado cerca de 20% do quadro local e que estaria buscando compradores para alguns de seus ativos. Em nota enviada ao InvestNews, Atlas nega o número e afirma que o percentual foi “significativamente inferior”.

“Quando a geração é frequentemente limitada por gargalos estruturais no sistema, torna-se necessário que as empresas adequem, de forma responsável, suas estruturas operacionais a essa realidade”, disse a Atlas.

A empresa afirma que o Brasil segue como mercado estratégico, mas ressaltou que o enfrentamento “estrutural” do curtailment é fundamental para preservar a confiança dos investidores e sustentar a expansão das renováveis no país.

No fim de fevereiro, a Atlas anunciou o que classificou como o maior refinanciamento corporativo já registrado para energia limpa na América Latina, envolvendo US$ 3 bilhões e um pool de bancos internacionais, entre eles BNP Paribas, Crédit Agricole, Goldman Sachs, Morgan Stanley e Santander CIB.

CEO da EON, a maior distribuidora de energia elétrica da Alemanha, afirmou que a maior economia da Europa deveria frear o ritmo de expansão da energia eólica e solar, dizendo que as redes elétricas do país estão com dificuldades para lidar com a onda de novos projetos renováveis.

O sistema de eletricidade da Alemanha está chegando aos seus limites físicos em várias regiões. Isso aumenta a conta de luz, já que as distribuidoras lá precisam pagar compensações a usinas eólicas e solares que são obrigadas a reduzir a geração nos picos de fornecimento, disse o CEO Leonhard Birnbaum em entrevista ao jornal Sueddeutsche Zeitung publicada no domingo.

Dessa forma, a geração renovável tem aumentado os preços de energia. Birnbaum disse que é a favor de reduzir as metas de expansão de renováveis na Alemanha, argumentando que a demanda de energia na Europa está estagnada há anos, ao contrário do que previam projeções anteriores ligadas à eletrificação.

“As renováveis já venceram — elas já respondem por mais de 60% da nossa eletricidade”, afirmou Birnbaum na entrevista. “Neste estágio, não faz mais sentido subsidiar maciçamente nova capacidade, especialmente quando mais uma turbina eólica adiciona custos, mas quase nenhum benefício.”

Como uma das maiores operadoras de redes de distribuição da Europa, a EON desempenha um papel central na eletrificação da economia. Os comentários de Birnbaum ressaltam a crescente preocupação em torno da transição energética alemã, à medida que a congestão nas redes se intensifica, os custos de corte de geração sobem para a casa dos bilhões e fábricas enfrentam dificuldades para obter conexão em tempo hábil.

Birnbaum disse esperar queda nos preços de energia elétrica e gás no ano que vem, ajudada por subsídios do governo às tarifas de rede, mas alertou que são necessárias mudanças regulatórias para manter a confiabilidade do sistema e apoiar a competitividade da indústria.

Mesmo após uma forte expansão das renováveis, a Alemanha continua dependendo de combustíveis fósseis para manter as luzes acesas quando a demanda dispara ou a geração eólica e solar recua. Essa dependência ficou mais evidente desde o fechamento das últimas usinas nucleares do país, em 2023. O governo lançará no ano que vem uma licitação para uma nova frota de usinas a gás que substituirão termelétricas a carvão que estão sendo desativadas.

Por Monica Raymunt

Foto da Abertura: Adobe Stock

Os painéis solares viraram parte da paisagem nas cidades brasileiras – e um problema para o setor elétrico. Hoje, dos 5.571 municípios do país, só 11 não têm nenhum desses retângulos pretos instalado sobre algum telhado ou laje. São quase quatro milhões de sistemas do tipo funcionando, ante 600 dez anos atrás – em 2015, só havia painéis solares em 230 cidades brasileiras.

Essa brutal expansão foi incentivada por uma duradoura política de subsídios que tornou a instalação de painéis solares um ótimo negócio para quem pode pagar por eles. Ao apelo econômico, somou-se a ideia sedutora de depender menos do sistema integrado de energia. O resultado foi a receita perfeita para um fenômeno comercial que estruturou uma cadeia econômica bilionária cujo nome técnico é micro e minigeração distribuída, a MMGD.

Nem toda MMGD é feita de painéis solares. Mas quase toda: 97% da capacidade instalada vêm da energia solar fotovoltaica, de forma que esta reportagem vai tratar MMGD e painéis solares como sinônimos – não incluindo aqui as grandes usinas solares, que não são classificadas como geração distribuída, mas sim geração centralizada.

Hoje, as milhões de plaquinhas espalhadas pelo Brasil constituem 18,1% da capacidade instalada do país. São 44,6 GW, o equivalente a três usinas de Itaipu. Serão quatro “Itaipus” e meia até 2029, segundo projeção do Operador Nacional do Sistema (ONS).

A Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) calcula que foram empregados R$ 180 bilhões para atingir o estágio atual. “Não tem dinheiro do governo, foram os próprios prosumidores que investiram seus recursos, veio do bolso deles”, afirma Carlos Evangelista, presidente da entidade. No vocabulário da associação, o neologismo que funde “consumidor” e “produtor” define quem aderiu à MMGD.

Esse sucesso todo também cobra seu preço: primeiro porque os subsídios são compensados na conta dos consumidores que não têm painéis solares instalados, o que alimenta debates intensos entre os players do setor elétrico. Segundo porque os painéis injetam quantidades colossais de energia no sistema e não há muito o que o ONS possa fazer a respeito – para manter a estabilidade, ele opta por “desligar” usinas de geração centralizadas Brasil afora, ameaçando a sustentabilidade financeira de parques eólicos e solares.

A multiplicação dos painéis solares descambou numa enorme batalha política e econômica entre técnicos, empresas, setores e lobistas do setor elétrico brasileiro. O debate sobre a MMGD pode parecer hermético e distante para alguns, mas a resolução dessa briga será definidora para o futuro da segurança energética nacional.

Os dias de sol da MMGD

A política de incentivos que impulsionou os painéis solares começou em 2012, com a Resolução 482 da Aneel. Foi ela que criou o sistema de compensação de energia elétrica, uma espécie de balança de créditos e débitos de eletricidade. Funciona assim: o consumidor que gera mais energia do que consome durante o dia injeta o excedente na rede e, em troca, recebe créditos em quilowatt-hora para abater da conta quando o sol se põe.

É como se o relógio do medidor “girasse ao contrário” — e a distribuidora é obrigada a aceitar essa energia sem cobrar pelo uso da infraestrutura de fios e transformadores. Esse componente da tarifa é a TUSD — Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, a “tarifa do fio”, que remunera a rede pelo serviço de levar a energia até o consumidor. A isenção da tarifa do fio para quem gera a própria energia foi o coração do incentivo e transformou o sistema de compensação num investimento de retorno rápido.

Para os defensores da MMGD, a isenção é questão de justiça. “A geração distribuída não usa as redes de transmissão, os grandes linhões. Eu estou produzindo aqui e só uso a rede de distribuição do meu quarteirão e dos quarteirões subsequentes. Então por que eu tenho que pagar pela rede de distribuição?”, questiona Carlos Evangelista, da ABGD.

Em 2015, a Resolução 687 ampliou o alcance do programa, permitindo a grupos de consumidores a organização de consórcios ou cooperativas capazes de instalar sistemas de geração remota, o que fez o mercado explodir – inclusive, alimentado por abusos.

Empresas começaram a “empacotar” projetos de energia solar remota como se fossem produtos de investimento ou assinatura, vendendo energia subsidiada – o que é não se enquadra no propósito inicial da MMGD, pensada para autoconsumo, não para comércio de energia. Elas instalam uma usina solar numa cidade do interior, por exemplo, criam uma cooperativa e vendem assinaturas ou participações para consumidores urbanos.

Criam assim, uma distorção de mercado. Afinal, os custos são transferidos para quem não tem painel solar, já que o subsídio é bancado coletivamente na conta de luz. O motorista de ônibus paga a tarifa para que o “empresário do painel solar” tenha margens de lucro mais gordas. “Se alguém está pagando menos, vai sobrar para alguém pagar mais”, resume o Amilcar Guerreiro, executivo do setor elétrico e ex-diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Em 2022, uma nova regulamentação foi aprovada para tentar minimizar as distorções. Chamada de Marco Legal da Geração Distribuída, a lei 14.300 criou um regime de transição para reduzir, aos poucos, os benefícios da GD. Mas bem aos poucos mesmo: quem instalou paineis solares até o começo de 2023 tem o direito de usar a rede sem pagar pelo fio até 2045. Sistemas instalados depois disso vão pagando uma tarifa do fio que cresce aos poucos, chegando aos 100% até 2029.

Desde o marco legal, no entanto, os valores anuais dos subsídios para os painéis solares disparam, refletindo a corrida para aproveitar os benefícios. Em 2022, os subsídios para a geração distribuída totalizaram R$ 2,8 bilhões. Em 2023, chegaram a R$ 7,1 bilhões. O valor cresceu para R$ 11,6 bilhões em 2024. Neste 2025, até outubro, já são R$ 10,2 bilhões, um terço do total de subsídios compensados na tarifa dos consumidores, segundo o subsidiômetro da Aneel.

O tempo fechou para o ONS

Enquanto o número de telhados com painéis solares crescia exponencialmente, o ONS começou a enfrentar um problema curioso: tinha energia demais sendo gerada em determinados momentos do dia. Pode parecer estranho à primeira vista, mas energia sobrando é um risco que um sistema integrado e nacional, como o nosso, não pode correr.

O pico de geração solar acontece entre as dez da manhã e as duas da tarde — justamente quando o consumo nacional costuma cair. O resultado é que, em dias de céu limpo, há momentos em que sobra energia, e o ONS simplesmente não tem como controlar essa oferta.

Diferente das grandes usinas hidrelétricas, térmicas, eólicas e mesmo as solares, cuja produção o operador pode ajustar a qualquer momento, a energia gerada pelos telhados e pequenas fazendas solares não passa pelos centros de despacho. Cada sistema injeta na rede o que gera — sem comando, sem supervisão e sem possibilidade de desligamento à distância. São milhões de “miniusinas” produzindo ao mesmo tempo, sem coordenação central.

E há outro limite físico: não existe “banco” de energia. A eletricidade precisa ser consumida no exato instante em que é produzida — o sistema elétrico funciona em equilíbrio permanente entre oferta e demanda. Se entra mais energia do que a rede consegue absorver, o risco de colapso aumenta. Se falta, o país pode ter apagões.

Essa fragilidade ficou evidente no último Dia dos Pais. Com 40% da eletricidade nacional vindo do sol na hora do almoço, o ONS precisou cortar 17,5 gigawatts de geração de outras fontes para evitar uma pane, o que gerou o desligamento de algumas usinas hidrelétricas.

Os cortes de geração, cada vez mais frequentes, criam um novo tipo de tensão. De um lado, as empresas de geração centralizada (GC) reclamam de perdas financeiras. Também se aproveitando de subsídios – o subsidiômetro da Aneel calcula outros R$ 10 bilhões em 2025, até outubro – , elas fizeram investimentos bilionários nos últimos anos para construir parques solares e eólicos que agora passam boa parte do tempo sem gerar energia – como no caso da inauguração do parque eólico Pedra Pintada, da Enel. Trata-se do curtailment, palavrinha que tem aterrorizado parte do setor elétrico brasileiro nos últimos meses.

O presidente da ABGD, Carlos Evangelista, vê o fenômeno de outra forma. Para ele, trata-se de uma disputa de mercado travestida de problema técnico. “Os principais opositores da geração distribuída hoje são as distribuidoras e os grandes geradores. São multinacionais para quem a GD virou um problema por não estarmos comprando energia deles”, pontua. “Eles deveriam ter colocado esse risco no business plan“.

Em meio a esse impasse, a Aneel tenta encontrar novos mecanismos para dar estabilidade ao sistema. Um deles é o leilão de capacidade, um modelo que remunera usinas capazes de garantir energia firme nos momentos críticos — inclusive megabaterias, hidrelétricas reversíveis e termelétricas de resposta rápida. É um passo tímido, mas representa uma mudança de paradigma: a energia passa a ser comprada não apenas pelo megawatt-hora, mas pela confiabilidade que oferece ao sistema. O que importa é a estabilidade.

Outra proposta em estudo é ampliar o alcance do curtailment, permitindo que pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e outros geradores centralizados de pequeno porte também possam ser cortados em momentos de excesso — uma forma de repartir o peso do ajuste e dar mais flexibilidade operacional ao ONS.

Dá para incluir os painéis solares no corte? “Até dá, mas seria necessário ter centros de controle nas distribuidoras para que elas fossem capazes de executar os cortes. Seria mais um custo que provavelmente seria pago pelo consumidor”, explica Amilcar Guerreiro.

Paulo Pedrosa, presidente da Abrace — associação que representa as grandes indústrias consumidoras de energia —, enxerga o problema em outra escala. “O setor elétrico está capturado e o mercado de energia está pulverizado. Todo mundo vai no show levando um saco de farinha pra pagar meia entrada.” Para ele, a crise da geração distribuída é apenas o exemplo mais visível de um modelo em que cada agente busca o próprio privilégio — e a conta, no fim, sobra para o consumidor.