Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Edvaldo Santana (doutor em Engenharia de Produção e ex-diretor da Aneel) trata da crescente rigidez dos custos do setor elétrico e dos riscos de investimentos em infraestrutura associados à expansão dos data centers e da inteligência artificial. O autor destaca que a tarifa média residencial alcança R$ 839/MWh, variando entre R$ 702/MWh e R$ 1.061/MWh, e argumenta que os custos da energia contratada e das redes são essencialmente fixos, permanecendo mesmo diante da redução do consumo. Nesse contexto, alerta que a expansão da demanda dos data centers pode exigir investimentos expressivos em transmissão, posteriormente repassados aos consumidores. O texto aponta, contudo, uma possível mudança tecnológica: microrredes off-grid, autoprodução com gás, eólica, solar e baterias, além da computação neuromórfica e em memória, podem reduzir drasticamente a demanda energética da inteligência artificial. Estudos citados indicam economia de até 98% no consumo energético dessas cargas. Assim, projetos de transmissão contratados por 30 anos para atender data centers de 6.000 MW a 10.000 MW podem enfrentar elevada ociosidade caso a demanda caia para 500 MW ou 1.000 MW, transferindo custos futuros aos consumidores. (GESEL-IE-UFRJ – 08.09.2026)

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Érico Varjão (Sócio gestor do Queiroz Cavalcanti Advocacia) trata dos limites da responsabilidade do dono da obra por dívidas comerciais assumidas por empreiteiras e subempreiteiras em projetos de infraestrutura. O autor destaca que, conforme o art. 265 do Código Civil, a solidariedade não se presume e depende de previsão legal ou manifestação expressa das partes, razão pela qual fornecedores devem, em regra, cobrar obrigações de quem efetivamente os contratou. Varjão apresenta decisões recentes do TJRS, TJPR e TJMG que afastaram a responsabilização de empresas sem vínculo contratual direto e argumenta que benefício econômico indireto, fiscalização da obra ou inserção na cadeia produtiva não bastam para transferir dívidas ao contratante principal. Ressalta ainda que a teoria do risco-proveito não se aplica automaticamente ao simples inadimplemento entre empresas privadas. Conclui que responsabilizar o dono da obra deve permanecer excepcional, exigindo lei, contrato, garantia expressa ou conduta concreta, de modo a preservar segurança jurídica, autonomia contratual e previsibilidade dos investimentos em infraestrutura. (GESEL-IE-UFRJ – 11.09.2026)

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Fábio Bortoluzo (Presidente da Atlas Renewable Energy Brasil) e Sérgio Falcão (Head de assuntos de interconexão da Atlas Renewable Energy Brasil) tratam dos aprendizados do BESS Del Desierto, no Chile, para a expansão do armazenamento de energia no Brasil. O sistema possui 200 MW de potência e 800 MWh de capacidade, podendo operar na potência máxima por quatro horas e apresentando disponibilidade próxima de 98%. Embora projetado para um ciclo diário, permanece ativo entre 18 e 20 horas por dia, combinando arbitragem, controle de frequência e redução de curtailment. A usina solar associada deixou de aproveitar 244 mil MWh em 2024 e cerca de 280 mil MWh em 2025, enquanto a bateria pode contribuir para reduzir os cortes em aproximadamente 53% em três anos e 76% até 2037. Os autores defendem regulação que reconheça o BESS como ativo simultaneamente consumidor e gerador e remunere disponibilidade, desempenho e serviços sistêmicos. Concluem que tecnologia, regulação e modelos de negócio devem avançar conjuntamente para maximizar o valor do armazenamento ao sistema brasileiro. (GESEL-IE-UFRJ – 09.09.2026)

Em artigo publicado pela Agência Eixos, Felipe Feres (Sócio da área de Óleo, Gás Natural e Energia do Mattos Filho) e Rômulo Sampaio (Sócio da área Ambiental do Mattos Filho) tratam do gás não convencional como alternativa para ampliar a competição e reduzir estruturalmente os preços do gás natural no Brasil. Os autores destacam que 89,7% da produção nacional no terceiro trimestre de 2025 era de gás associado e que o pré-sal respondia por 78% da produção, vinculando a oferta do combustível ao ciclo do petróleo. Defendem o fraturamento hidráulico como rota independente de suprimento, citando os Estados Unidos, onde o Henry Hub caiu de mais de US$ 10/MMBtu para US$ 2 a US$ 4/MMBtu, e a Argentina, cuja produção em Neuquén atingiu 139 milhões de m³/dia em fevereiro de 2026. O Brasil teria potencial técnico de 245 Tcf de gás de xisto, mas enfrenta proibições em mais de 500 municípios de pelo menos 17 estados. Concluem que segurança jurídica, licenciamento coordenado e regulação federal previsível são essenciais para transformar esse potencial em competição, investimentos e desenvolvimento econômico. (GESEL-IE-UFRJ – 09.09.2026)

Em artigo publicado pela MegaWhat, Felipe Figueiró (engenheiro eletricista, consultor e pesquisador independente de energia, com atuação em inteligência de mercado, estratégia, regulação e análise do setor elétrico) analisa como a transição energética exige uma leitura mais horária, física e sistêmica do setor. O autor destaca que a eletrificação da indústria, dos transportes, dos edifícios, dos data centers e da inteligência artificial amplia a demanda por sistemas flexíveis e capazes de lidar com padrões de consumo menos previsíveis. Nesse contexto, energia e preço médios deixam de ser suficientes para avaliar riscos, pois potência, tempo, localização, rede, flexibilidade e capacidade de absorção passam a determinar o valor sistêmico dos recursos. No Brasil, a combinação entre hidrologia, transmissão de longa distância, expansão renovável e geração distribuída torna essa abordagem especialmente relevante. A carga líquida horária evidencia os efeitos de solar, eólica e geração distribuída, enquanto rampas, curtailment e armazenamento ganham importância para a operação. O artigo conclui que a transição aumenta, e não reduz, a importância dos fundamentos físicos, operacionais, regulatórios e econômicos do sistema. (GESEL-IE-UFRJ – 08.09.2026)

Em artigo publicado pela Brasil Energia, Gabriela Mello (head da área Ambiental no Stocche Forbes Advogados) e Rafaela Santiago (atua na área de Direito Ambiental do Stocche Forbes Advogados) defendem que, no caso específico da minigeração solar distribuída, observa-se ausência de uniformidade entre os critérios adotados por estados e municípios para definir a necessidade de licenciamento ambiental e o rito aplicável. As autoras argumentam que isso gera insegurança jurídica e impõe desafios à implantação desses empreendimentos, com maiores custos transacionais e prazos de desenvolvimento. Destacam que inexiste, entre os estados brasileiros, padrão único de enquadramento da minigeração solar distribuída, sobretudo quanto à exigência ou dispensa de licenciamento ambiental, com critérios ora baseados na potência, ora na área ocupada. Também ressaltam que a atuação municipal acrescenta outra camada de complexidade. Concluem que a expansão sustentável da energia solar depende de atuação integrada entre as políticas energética e ambiental, sendo a coordenação federativa essencial. (GESEL-IE-UFRJ – 09.09.2026)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Jorge Arbache (professor da Universidade de Brasília e da Fundação Dom Cabral e senior fellow do Instituto Clima e Sociedade) trata do desafio de transformar as vantagens ambientais e produtivas brasileiras em ativos efetivamente investíveis. O autor argumenta que florestas, biodiversidade, água, minerais críticos e energia renovável são recursos valiosos, mas não constituem automaticamente uma asset class. Para atrair capital institucional, é necessário converter vantagens comparativas em projetos, negócios, fluxos de caixa e ativos padronizados, com riscos identificados, contratos confiáveis, métricas comparáveis e referências de preço. O texto identifica a existência de “missing markets”, nos quais há recursos e capital disponíveis, mas faltam instrumentos, instituições e mecanismos capazes de conectá-los. Taxonomias, certificações, mensuração, ratings, seguros, garantias, contratos de longo prazo, blended finance e mercados secundários são apresentados como infraestrutura essencial para reduzir assimetrias e tornar os ativos negociáveis. O autor destaca iniciativas como a taxonomia sustentável, o Eco Invest Brasil e o mercado de carbono, mas conclui que o país precisa de uma arquitetura integrada para transformar seu potencial verde em investimentos, emprego, tecnologia e maior valor agregado. (GESEL-IE-UFRJ – 10.09.2026)

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Marcelo Coimbra (Presidente do WtERT Brasil) e Yuri Schmitke (Presidente-Executivo da Associação Brasileira de Energia de Resíduos) tratam da energia firme como fator decisivo para o Brasil competir pela instalação de data centers de inteligência artificial. Os autores destacam que o consumo global dessas instalações deve superar 945 TWh em 2030 e que pedidos de acesso ao sistema brasileiro já somavam 38 GW em junho de 2026, dos quais 7,1 GW associados a R$ 159 bilhões em investimentos. Defendem uma arquitetura híbrida com conexão ao SIN, contratos renováveis, geração própria firme, armazenamento, microgrids e fontes como biogás, biometano, biomassa e gás eficiente. Também apontam gargalos de transmissão, tributação, licenciamento e conexão, além da necessidade de critérios ambientais objetivos. Concluem que o país poderá se tornar destino global para infraestrutura digital se combinar energia firme de baixo carbono, segurança jurídica, conexão rápida e planejamento integrado. (GESEL-IE-UFRJ – 08.09.2026)

Em artigo publicado pelo Broadcast Energia, Paulo Henrique Spirandeli Dantas (advogado especializado em Infraestrutura e Direito Administrativo) trata dos limites jurídicos do acordo criado para liquidar o passivo de curtailment de usinas eólicas e solares. Segundo o MME, 1.539 usinas, equivalentes a cerca de 53 GW, manifestaram interesse, embora os valores ainda dependam de apuração pelo ONS e pela CCEE e a adesão implique renúncia às discussões administrativa, arbitral e judicial. O autor questiona a alocação das perdas aos geradores, argumentando que os cortes decorrem de decisões estatais de planejamento, outorga e expansão da rede. Destaca que as perdas acumuladas já superam 58 milhões de MWh e que o passivo do período abrangido pelo acordo é estimado em R$ 3,3 bilhões. Sustenta que o acordo resolve apenas o estoque anterior a 25 de novembro de 2025, enquanto novos cortes permanecem sem solução estrutural. Conclui que a responsabilidade pelos custos deve ser definida por lei conforme a causa do corte, e não apenas por sua classificação operacional. (GESEL-IE-UFRJ – 09.09.2026)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Rachel Maia (CEO da RM Cia 360) trata da transição energética como uma estratégia de competitividade e desenvolvimento econômico para o Brasil. A autora destaca que, segundo o BEN 2026, as fontes renováveis responderam por 49,4% da matriz energética brasileira em 2025, enquanto a matriz elétrica alcançou 86,8% de renovabilidade e as fontes eólica e solar representaram conjuntamente 26,4% da geração de eletricidade. Esse patrimônio pode impulsionar a reindustrialização, atrair investimentos e desenvolver cadeias de hidrogênio e derivados de baixo carbono, combustíveis sustentáveis, bioeconomia e novos materiais. O governo estima a necessidade de R$ 3,2 trilhões em investimentos em energia e infraestrutura na próxima década. Em 2025, foram adicionados 7.467 MW de geração centralizada, dos quais 76% provenientes de fontes renováveis. A autora alerta, contudo, para gargalos de transmissão, armazenamento, flexibilidade, custos de capital e coordenação entre políticas energética, industrial e ambiental. Conclui que a transição deve ser integrada a uma estratégia nacional capaz de transformar a riqueza renovável brasileira em inovação, indústria e competitividade. (GESEL-IE-UFRJ – 10.09.2026)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Nivalde de Castro (professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador-geral do GESEL) e Daniel Araujo Carneiro (pesquisador associado do GESEL-UFRJ) tratam da etapa final da liberalização do mercado elétrico brasileiro, marcada pelo Decreto nº 13.097/2026, publicado em 12 de agosto. A medida prevê a abertura gradual do mercado livre aos consumidores de baixa tensão: em 25 de novembro de 2027 poderão ingressar consumidores comerciais e industriais atendidos em tensão inferior a 2,3 kV e, em 25 de novembro de 2028, a possibilidade será estendida aos consumidores residenciais e rurais. A mudança permitirá a escolha da comercializadora, enquanto a distribuição continuará sob tarifas reguladas pela Aneel, por se tratar de monopólio natural. O processo envolve mais de 90 milhões de unidades consumidoras e exigirá um novo marco regulatório, transparência e participação social. Os autores destacam o papel das comercializadoras varejistas, da digitalização, da portabilidade e da proteção ao consumidor, além da criação do Supridor de Última Instância, função que permanecerá exclusivamente com as distribuidoras até o fim de 2030. Concluem que o principal desafio passa a ser operacional e tecnológico, visando estruturar um mercado varejista seguro, competitivo e eficiente até o fim de 2028. Acesse o texto aqui. (GESEL-IE-UFRJ – 10.09.2026)

Em editorial publicado pelo Valor Econômico, o jornal trata do agravamento do desafio climático global após o reconhecimento de que já não é possível garantir o limite de 1,5º C de aquecimento acima dos níveis pré-industriais neste século. Alguns estudos indicam que esse patamar poderá ser ultrapassado em 2029 ou no início da década de 2030, ampliando os gastos necessários para adaptação aos eventos extremos. Segundo o Pnuma, mesmo no cenário de implementação integral das políticas prometidas, o aquecimento poderá alcançar cerca de 1,8º C, enquanto as políticas atuais apontam para 2,6º C até o fim do século. O aquecimento médio já está em aproximadamente 1,4º C e intensifica ondas de calor, inundações, secas e perdas de ecossistemas. Entre 2020 e 2024, a cobertura mundial de recifes de coral caiu 9,5%, com 87% dos recifes afetados somente em 2024. O editorial defende que o reconhecimento do “overshoot” não interrompa a mitigação, exigindo simultaneamente redução de emissões, adaptação, captura de carbono e reflorestamento. Para o Brasil, aponta a possibilidade de alcançar emissões líquidas zero até 2040 mediante fim do desmatamento até 2030, restauração florestal e agricultura sustentável. (GESEL-IE-UFRJ – 09.09.2026)