A mineração é um negócio cujos horizontes são medidos em décadas, mas cujas decisões fundamentais frequentemente sucumbem aos ciclos curtos das cotações de commodities, das trocas de governo e do ruído da opinião pública.

Esse descompasso entre a temporalidade do investimento e a volatilidade do momento presente é, hoje, o maior desafio estratégico do setor.

Uma mina que entrar em operação nos anos 2040 está sendo pensada, desenhada, financiada e submetida ao licenciamento exatamente agora. Trata-se de um setor em que o tempo de maturação se dilatou drasticamente: o prazo médio entre a descoberta de um jazimento e o início da lavra comercial triplicou em pouco mais de três décadas, saltando de seis para aproximadamente dezoito anos.

Em um cenário tão estendido, os executivos e formuladores de políticas públicas que optam por esperar a incerteza se resolver para tomar decisões já nascem atrasados.

O pano de fundo global dessa equação é amplamente conhecido, mas suas consequências operacionais ainda são subestimadas.

A demanda global por minerais críticos é impulsionada simultaneamente pelo avanço da urbanização nos países emergentes, pela expansão acelerada dos data centers e da inteligência artificial, pelo rearmamento global e pelas metas imperativas da transição energética. Apenas a demanda por cobre, metal central para a eletrificação, pode crescer cerca de 50% até 2040.

No entanto, enquanto a demanda exige volume e velocidade, a oferta enfrenta restrições estruturais severas. Em primeiro lugar, o teor médio de cobre nos minérios lavrados caiu cerca de 40% desde 1990.

Além disso, depósitos de classe mundial na superfície tornaram-se raridades, fazendo com que as novas reservas fiquem cada vez mais profundas e geograficamente complexas.

Para completar esse quadro de gargalos institucionais, cerca de 60% dos grandes projetos de mineração em desenvolvimento no mundo enfrentam atrasos crônicos, grande parte diretamente associada a entraves nos processos de licenciamento e conflitos socioambientais.

A consequência física disso é direta: para obter a mesma tonelada de metal refinado, a indústria é obrigada a movimentar volumes massivos de rocha.

Mais rocha movimentada traduz-se em maior consumo intensivo de energia, maior captação de água e volume exponencialmente superior de rejeitos gerados, a menos que a inovação tecnológica altere profundamente a lógica operacional.

Para organizar essa complexidade, um estudo recente conduzido pela Systemiq e ERM, com o apoio do Conselho Internacional de Mineração e Metais (ICMM) e da Fundação Moore, construiu três cenários estratégicos para 2050.

Não se trata de futurismo ou previsões determinísticas, mas de um exercício analítico que cruza o ritmo da inovação tecnológica com o modelo de governança dominante.

O primeiro cenário, denominado Fracture (Fratura), representa a fragmentação geopolítica em blocos rivais. Nele, os governos tratam os recursos minerais estritamente como ativos de segurança nacional e soberania, flexibilizando salvaguardas socioambientais para garantir suprimento rápido, enquanto a inovação tecnológica avança de forma tímida e incremental.

O resultado é um atendimento parcial das metas de oferta ao custo da degradação acelerada: estimativas indicam um aumento de 25% no número total de minas operacionais e elevações de 35% a 50% no desmatamento, na geração de rejeitos e nas emissões de gases de efeito estufa em relação às projeções de linha de base para 2050.

No extremo oposto está o cenário Flywheel (Impulso), focado na máxima eficiência e sustentabilidade. Nele, prevalecem governança equilibrada, regras internacionais transparentes, rastreabilidade rigorosa da cadeia de suprimentos e aceleração tecnológica disruptiva, desde o uso de Inteligência Artificial e sensores avançados na exploração até a mineração de alta precisão e a eletrificação total das frotas industriais.

Com processos mais eficientes, seriam necessárias menos minas abertas, os licenciamentos seriam ágeis por conta da clareza dos dados e registrar-se-ia um desmatamento até 25% menor, redução de até 35% no consumo de água e uma queda expressiva de aproximadamente 90% nas emissões operacionais de Escopos 1 e 2.

Por fim, o cenário Space Race (Corrida Espacial) desenha um mundo em que a intensa competição tecnológica entre potências impulsiona avanços rápidos, porém desprovidos de governança global unificada.

As regras tornam-se assimétricas, regiões que priorizam a conservação ambiental utilizam a tecnologia para mitigar e isolar impactos; já regiões focadas em receitas e urgência de suprimento aplicam técnicas avançadas para viabilizar extrações altamente agressivas, inclusive acelerando a exploração minerária no fundo dos oceanos.

Estes cenários não funcionam como um cardápio do qual se escolhe o preferido, mas sim como um teste de estresse. Para um conselho de administração ou para um ministério de Estado, a pergunta fundamental não é prever qual cenário prevalecerá, mas sim definir quais decisões estratégicas tomadas hoje se mantêm sólidas e viáveis em qualquer um deles.

Um aspecto frequentemente distorcido ou omitido no debate público é a premissa fundamental de que, mesmo no cenário ambientalmente mais virtuoso, será indispensável minerar muito mais. Projeções indicam que o mundo precisará de cerca de 50% a mais de cobre e astronômicos 180% a mais de lítio em relação aos níveis atuais, mesmo considerando cenários otimistas de economia circular, reciclagem em larga escala e substituição de materiais.

Sustentar que a transição energética pode ocorrer sem nova mineração é vender uma ilusão sem respaldo na realidade. Por outro lado, alegar que a urgência ambiental autoriza o avanço predatório é ignorar os imensos riscos socioambientais e operacionais que paralisam investimentos. A questão, portanto, não é se devemos minerar, mas de que maneira faremos isso.

A resposta para esse impasse exige responder de forma estruturada a três perguntas vitais: quanto minerar, onde minerar e como minerar.

A primeira questão, sobre o volume necessário, depende do uso de design industrial eficiente, substituição de materiais escassos e ampliação do reaproveitamento.

O setor da engenharia estrutural, por exemplo, já demonstra que a otimização de projetos por algoritmos generativos consegue reduzir em até 30% a quantidade de aço necessária em grandes infraestruturas.

A segunda pergunta trata da localização e exige direcionar o licenciamento para afastar a atividade de biomas críticos e de altíssima sensibilidade ecológica e social, como algumas áreas da Amazônia, a cordilheira dos Andes e as florestas tropicais centrais da África.

A terceira questão diz respeito aos métodos operacionais, que exigem da indústria a substituição da antiga lógica da volumetria bruta pela mineração de precisão. Isso significa extrair e beneficiar estritamente o mineral de interesse, explorar com alta eficiência salmouras e fluidos industriais, além de investir fortemente na remineração de resíduos.

A transformação de rejeitos e estéreis em novos produtos, a exemplo de agregados para a construção civil, remineralizadores de solo e recuperação de coprodutos valiosos, muda a natureza do negócio, de modo que cada tonelada de mineral reaproveitada a partir de um passivo existente é uma tonelada a menos a ser extraída de uma nova cava.

Neste cenário de reconfiguração global, o Brasil possui um conjunto único de vantagens comparativas. O país detém reservas expressivas de minerais estratégicos como cobre, níquel, lítio, grafita, nióbio e terras raras, aliadas a uma das matrizes elétricas mais limpas e renováveis do planeta e a um corpo técnico-científico altamente qualificado.

Em um mercado global que caminha para premiar a rastreabilidade e o desempenho socioambiental comprovado, esses ativos valem muito mais do que num modelo que disputa apenas volume de commodity bruta.

Exigências rigorosas de rastreabilidade, pegada de carbono reduzida e previsibilidade institucional deixam de ser custos regulatórios para se tornarem a principal vantagem competitiva do país, traduzindo-se em atração de investimentos de longo prazo, menor custo de capital e maior liquidez para as empresas operando em território nacional.

O risco do caminho inverso é alarmante.

Apostar no afrouxamento das regras ou no desmonte dos órgãos de controle em busca de ganhos imediatos de velocidade resulta, inevitavelmente, em custos futuros devastadores, como perda de reputação internacional, judicialização de projetos, conflitos territoriais e aumento expressivo do custo de capital.

Segurança de suprimento mineral e salvaguardas socioambientais não são forças antagônicas; elas só parecem opostas quando a burocracia é morosa, imprevisível e ineficiente.

Quando o Estado atua com regras claras, governança sólida e inteligência técnica para oferecer processos ágeis e rigorosos, a segurança de suprimento e a sustentabilidade passam a se reforçar mutuamente.

Para o setor empresarial, o momento exige o desenvolvimento de três competências essenciais: flexibilidade estratégica para gerir ativos com ciclos de vida de várias décadas em meio a mudanças céleres; capacidade de absorção tecnológica, buscando inovações dentro e fora da cadeia tradicional da mineração; e a capacidade de construir relacionamentos transparentes e horizontais com governos, comunidades locais e a sociedade civil.

Para o Estado brasileiro, a lição direta é que a licença social para operar e a governança socioambiental e climática não são meros requisitos formais, mas verdadeiros ativos de segurança nacional e competitividade econômica.

A janela de oportunidade para moldar o perfil da mineração global em 2050 está aberta, mas não permanecerá assim por muito tempo.

O Brasil pode continuar sendo um fornecedor passivo que tenta se adaptar às exigências dos mercados compradores, ou assumir a liderança e tornar-se o protagonista global que define o padrão da mineração responsável. A escolha precisa ser feita agora.

A história do setor elétrico brasileiro é marcada por grandes desafios técnicos e pela busca crescente e permanente por segurança operacional, já que sem dúvida temos um dos sistemas mais complexos do mundo. Contudo, dentre as poucas ocorrências recentes, o blecaute que atingiu o Sistema Interligado Nacional (SIN) em 15 de agosto de 2023 tem suscitado alarmante controvérsia e perplexidade jurídica.  

O evento, deflagrado pelo desligamento automático de uma linha de transmissão no Estado do Ceará, desdobrou-se em uma reação em cadeia de proporções nacionais. Todavia, superado o impacto sistêmico imediato, o eixo das atenções deslocou-se para a esfera sancionatória, revelando uma postura estatal açodada: a lavratura indiscriminada de mais de 700 termos de notificação de processos punitivos em desfavor de agentes geradores renováveis eólicos e fotovoltaicos em todo o país, além da autuação do próprio ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). 

Isso aconteceu em um primeiro momento impulsionada por evidente comoção e pelo imperativo de apresentar à opinião pública uma resposta punitiva célere e exemplar, tendo a fiscalização da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) distribuído sanções de forma massificada e uniforme. Ignorou, de plano, a heterogeneidade das usinas, as especificidades técnicas e operacional de cada empreendimento e, principalmente, a eventual conduta contributiva de cada agente nessa perturbação. 

A fragilidade dessa imputação coletiva restou parcialmente desnudada pelo próprio decurso do tempo. Anos após a eclosão dos processos sancionatórios, a própria SFT (Superintendência de Fiscalização Técnica) se viu forçada a rever parcialmente a arquitetura punitiva, promovendo a anulação parcial das autuações para eximir as usinas situadas fora da Região Nordeste – submercado elétrico onde se iniciou essa perturbação elétrica.

O que antes havia sido apontado como um descumprimento genérico e irrestrito de todos foi posteriormente circunscrito a 480 Autos de Infração mantidos em face de empreendimentos da Região Nordeste — um recuo pragmático que, apesar de muito tímido, já demonstra um necessário acatamento aos argumentos jurídicos e regulatórios apresentados pelos empreendedores. 

A matéria se encontra atualmente pendente de apreciação final perante a diretoria colegiada da Aneel. Trata-se de momento decisivo para que a Aneel exerça o seu legítimo papel moderador, corrigindo os excessos instrutórios da fiscalização. Veja que o núcleo da controvérsia reside na alegação da fiscalização de que as fontes renováveis teriam incorrido em “gestão inadequada da operação” ao não fornecer potência reativa suficiente para a operação do sistema pelo ONS e, supostamente com isso, viabilizado assim a propagação dessa perturbação. 

No campo do Direito Administrativo Sancionador, a aplicação de sanções pecuniárias – que alcançam cifras multimilionárias – submete-se de forma inafastável ao princípio da legalidade estrita, da tipicidade e especialmente da culpabilidade. Sob a perspectiva estritamente jurídica, é mandatário conectar a atuação operacional do empreendedor com a efetiva prática de infração material de resultado. O tipo infracional habitualmente invocado (art. 13, II, da Resolução Normativa Aneel nº 846/2019) exige a comprovação inequívoca pela fiscalização de que o agente gerador tenha efetivamente “provocado, dado causa ou permitido a propagação” desse distúrbio elétrico.

Portanto, a principal questão jurídica relacionada às autuações diz respeito à obrigação de individualização e quantificação entre a atuação de cada usina e o afundamento de tensão naquele momento, ou seja, o nexo causal do agente e do evento. Conforme reconhecido pela própria fiscalização e pelo ONS, os registros disponíveis “não permitiriam decompor ou mensurar a contribuição individual de cada agente para o fenômeno elétrico observado”.

Isso ocorre porque as medições de energia reativa dos empreendimentos renováveis não são individualizadas em cada usina, mas realizadas por meio de pontos coletivos de conexão à rede de transmissão (barramentos e subestações), refletindo a interação simultânea de múltiplos agentes em intervalos de milissegundos. 

Nesse contexto, a aplicação da denominada teoria da contribuição concorrente difusa suscita questionamentos quanto aos limites da responsabilização administrativa. Embora um evento possa decorrer da atuação conjunta de diversos agentes, a dificuldade de individualização das contribuições causais não dispensa a demonstração dos elementos necessários à imputação de responsabilidade e a eventual participação de cada agente.

A utilização de critérios coletivos ou geográficos deve, portanto, ser acompanhada de fundamentação técnica e jurídica que justifique a responsabilização clara e materializada de cada agente. 

Outra questão relevante refere-se à exigência de apresentação de novos e inovadores documentos técnicos, os chamados “modelos matemáticos”, que até então não eram elaborados por absolutamente nenhum fornecedor de equipamento no país, que são justamente os responsáveis pela confecção desse tipo de arquivo.

A imposição pela fiscalização de prazos para o cumprimento dessa nova obrigação deve considerar a disponibilidade das informações e parâmetros técnicos necessários fornecidos pelos próprios fabricantes de equipamentos, ou seja, depende de atuações de terceiros.

Com isso, a estipulação de cronogramas posteriores de adequação pela própria agência constitui elemento relevante para avaliar a viabilidade desse cumprimento tempestivo de obrigação e a observância aos princípios da segurança jurídica, da razoabilidade e da proporcionalidade.  

Insta salientar que o princípio constitucional da individualização da pena (art. 5º, XLVI, CF) aplica-se em sua plenitude ao Direito Administrativo Sancionador. Sanções administrativas não desempenham papel de arrecadação compensatória ou de satisfação à opinião pública; exigem pressupostos materiais estritos, autoria inconteste e motivação idônea, sob pena de nulidade absoluta do ato administrativo por vício insanável de motivo e de finalidade. 

A Aneel dispõe de valiosa oportunidade para reafirmar a maturidade do ambiente regulatório brasileiro, distinguindo a necessária busca pelo aprimoramento técnico do SIN do uso inadequado e exagerado do poder de polícia sancionatório. O reconhecimento da atipicidade da conduta e da ausência de nexo causal individualizado não enfraquece a regulação; ao contrário, fortalece-a ao demonstrar apego às garantias fundamentais dos administrados. 

Caso a via administrativa insista em chancelar sanções erigidas sobre presunções sistêmicas e fragilidades instrutórias, o Poder Judiciário será inevitavelmente instado a intervir em escala de litigiosidade de massa. E, na arena jurisdicional, onde imperam as garantias do devido processo legal, do contraditório e da estrita legalidade, a tese da responsabilidade difusa dificilmente subsistirá – raciocínio este já antecipado pelo ex-diretor Fernando Mosna ao consignar a ausência de nexo causal individualizado em voto proferido antes do encerramento de seu mandato.  

Preservar a higidez das regras operativas é um dever de todos os agentes do setor; mas assegurar que o poder sancionador do Estado não se converta em arbítrio e excesso é pressuposto inegociável da segurança jurídica, da estabilidade regulatória e da atração de investimentos no país. 

* Gabriel Cotta é advogado da área de energia do ASBZ Advogados. Rafael Janiques é sócio da área de energia do ASBZ Advogados.

Durante décadas, o aumento da circulação de veículos nas grandes cidades foi acompanhado por uma resposta relativamente previsível do poder público: ampliar avenidas, construir viadutos, abrir novas faixas e criar vagas de estacionamento. A lógica era que, diante de um volume maior de carros em circulação, seria necessário oferecer mais espaço para que eles circulassem. O problema é que as metrópoles chegaram a um ponto em que essa conta dificilmente fecha. O número de automóveis segue avançando, enquanto ruas e avenidas precisam comportar moradias, calçadas, ciclovias, áreas comerciais, transporte coletivo e outros usos essenciais para o funcionamento da cidade.

A dimensão desse crescimento aparece nos dados da frota brasileira. Em 2024, o país já somava 124 milhões de veículos, quase o dobro dos 64,8 milhões registrados em 2010, segundo diagnóstico da Infra S.A. elaborado a partir de informações da Secretaria Nacional de Trânsito (Senatran). Apenas entre 2023 e 2024, foram acrescentadas cerca de 4,7 milhões de unidades, alta de 4% em um ano. Automóveis e motocicletas, juntos, chegaram a 97,8 milhões. Os números mais recentes da Senatran, atualizados até julho de 2026, mostram que essa expansão continua sendo acompanhada mês a mês, em um cenário no qual as cidades não têm como aumentar sua área disponível na mesma proporção.

Os reflexos são percebidos diariamente por quem precisa atravessar os grandes centros. O Traffic Index 2025, da TomTom, mostra que São Paulo registrou nível médio de congestionamento de 58,5% e que os motoristas perderam 132 horas nos horários de pico ao longo do ano, quase cinco dias e meio. Em Recife, o índice chegou a 64,7%, o maior entre as cidades brasileiras analisadas, enquanto Curitiba acumulou 135 horas perdidas. São realidades distintas que apontam para um desafio comum: adicionar veículos a sistemas viários já saturados torna os trajetos mais demorados e menos previsíveis, mesmo em cidades com diferentes configurações urbanas.

Mais do que discutir o tamanho da frota, portanto, é necessário observar a eficiência com que ocupamos um recurso que é limitado. Uma comparação da Associação Nacional de Transportes Públicos (ANTP) ajuda a tornar essa questão concreta: 40 pessoas viajando individualmente em 40 automóveis podem ocupar cerca de 1.320 metros quadrados de área viária, enquanto as mesmas 40 pessoas transportadas em um ônibus demandam aproximadamente 54 metros quadrados. A entidade estima ainda que uma viagem de carro utiliza quase oito vezes mais área do sistema viário do que uma realizada de ônibus. Em regiões densamente ocupadas, ampliar continuamente a capacidade das vias exige desapropriações, grandes investimentos e intervenções cada vez mais complexas, sem necessariamente resolver a origem do problema.

Essa pressão não fica restrita às ruas e tem consequências diretas sobre a rotina de trabalho. Pesquisa da Confederação Nacional da Indústria (CNI) aponta que os brasileiros gastam, em média, 4,8 horas por semana no trânsito para trabalhar. É nesse ponto que a discussão deixa de ser exclusivamente urbana e passa a envolver as empresas. Fábricas, centros de distribuição, hospitais, escritórios e grandes operações reúnem diariamente centenas ou milhares de profissionais que, muitas vezes, partem de regiões próximas e seguem para um mesmo destino em horários semelhantes. Quando cada pessoa precisa solucionar individualmente esse percurso, seja utilizando o próprio automóvel ou combinando diferentes meios de transporte, perde-se uma oportunidade de organizar coletivamente uma demanda que já existe.

A tecnologia permite hoje mapear origens, destinos, jornadas e níveis de ocupação para estruturar rotas corporativas mais aderentes à realidade dos trabalhadores. O transporte compartilhado pode, assim, ir além do modelo de linhas rígidas e ser estruturado a partir da demanda, com possibilidade de conectar diferentes empresas, otimizar trajetos e aproveitar melhor a capacidade de cada veículo. Essa lógica ganha relevância principalmente nas regiões metropolitanas, onde os limites municipais pouco dizem sobre a rotina de quem mora em uma cidade, trabalha em outra e atravessa diferentes sistemas de transporte todos os dias.

A discussão também precisa estar presente nas estratégias de sustentabilidade. A eletrificação da frota é fundamental para reduzir emissões, mas não resolve sozinha os problemas relacionados à ocupação das vias. Um automóvel elétrico demanda praticamente a mesma área de um veículo a combustão e enfrenta o mesmo congestionamento quando milhares de pessoas tentam chegar simultaneamente aos principais polos de emprego. Tornar a mobilidade mais sustentável passa, portanto, pela matriz energética, mas também pela capacidade de aumentar a quantidade de passageiros transportados e reduzir viagens individuais que poderiam ser compartilhadas.

Esse é um desafio que dificilmente será solucionado por uma única alternativa. Transporte público, fretamento corporativo, rotas compartilhadas e integração entre diferentes modais cumprem papéis complementares em uma cidade na qual os deslocamentos são cada vez mais complexos. Para as empresas, incorporar essa lógica significa deixar de enxergar o trajeto até o trabalho como uma questão que termina fora de seus portões e reconhecer que a forma como seus profissionais chegam até a operação interfere no bem-estar, na pontualidade, na produtividade e na própria capacidade de atrair pessoas de diferentes regiões.

Se as grandes cidades já não conseguem criar espaço na mesma velocidade em que novos veículos chegam às ruas, continuar respondendo ao problema apenas com mais infraestrutura viária tende a perpetuar um modelo que dá sinais claros de esgotamento. O debate deixa de ser avaliar quantos carros uma avenida consegue comportar e passa a considerar quantas pessoas conseguimos transportar de maneira eficiente, previsível e sustentável.

* Danilo Tamelini, cofundador e presidente Latam da BUSUP, plataforma global de gestão de mobilidade corporativa.

A atração de data centers pode abrir uma nova etapa de desenvolvimento para o Brasil. Para aproveitar essa oportunidade, porém, o país precisa conectar três agendas: infraestrutura digital, produção de conhecimento e oferta de energia confiável.

A regulamentação do Redata, o regime de incentivos tributários para data centers, definirá como cumprir as exigências de energia renovável ou de baixa emissão e de investimento em pesquisa previstas na lei. A decisão de reconhecer ou não o gás natural como fonte de baixa emissão afetará a viabilidade dos investimentos e as condições de diferentes regiões atraírem essa indústria.

Um data center precisa de eletricidade continuamente. Contratar um volume anual de energia renovável equivalente ao consumo não assegura, sozinho, o fornecimento a cada hora. Garantir esse abastecimento exige flexibilidade para compensar as variações da geração eólica e solar e potência firme para sustentar a operação em períodos prolongados de baixa oferta renovável. Hidrelétricas com reservatório ajudam a compensar as oscilações, mas perdem capacidade de atendimento durante secas. Baterias oferecem resposta rápida, mas a autonomia dos sistemas hoje mais difundidos é de poucas horas.

Nas condições atuais do Brasil, o gás natural é a alternativa mais consistente para ampliar esse suprimento firme e flexível em grande escala. As usinas a gás usam tecnologia madura, ajustam sua produção à necessidade do sistema e, com combustível assegurado, podem manter a geração por períodos prolongados, sem depender diretamente de chuvas, vento ou sol. A comparação ambiental precisa considerar alternativas viáveis para prestar esse mesmo serviço. O gás emite menos CO₂ na combustão do que as alternativas técnica e economicamente viáveis para geração firme e flexível, como o carvão e os derivados de petróleo.

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 indica 11,7 gigawatts de expansão de térmicas flexíveis a gás até 2035 e projeta crescimento de 95% da produção líquida nacional do combustível entre 2025 e 2035. A chegada dos data centers abre uma oportunidade de planejar conjuntamente a localização desses grandes consumidores e os investimentos em transporte de gás e geração necessários ao seu abastecimento.

Cada região parte de uma situação diferente. Onde a conexão à rede elétrica é limitada ou depende de obras demoradas, aproximar a geração a gás dos data centers pode reduzir a necessidade de novas instalações de transmissão e aproveitar a infraestrutura local de suprimento.

Amazonas, Sergipe, Maranhão, Paraná, Rio Grande do Sul e Rio de Janeiro encaminharam cartas ao governo federal defendendo a inclusão do gás no abastecimento dos projetos do Redata. Esses estados reúnem, em diferentes combinações, produção, potencial de oferta e infraestrutura de transporte, geração e acesso ao comércio internacional de gás. São candidatos naturais a receber essa nova indústria, e sua mobilização amplia o apoio político ao aproveitamento dessas condições. A convergência entre quatro regiões do país revela também uma questão territorial: os critérios do programa influenciarão quais estados poderão transformar seus recursos energéticos e sua infraestrutura em oportunidades de desenvolvimento tecnológico.

Sergipe quer aproveitar sua infraestrutura de geração e o terminal de importação de gás já em operação para receber um complexo de data centers com capacidade projetada de até 1 gigawatt. O Amazonas, que já produz gás, aponta a combinação desse recurso com renováveis e armazenamento como caminho para superar limitações da rede elétrica.

Para esses estados, o reconhecimento do gás como fonte de baixa emissão significa poder disputar essa indústria com os recursos de que já dispõem. O abastecimento poderá ser integralmente a gás ou combinar essa fonte com renováveis, conforme os custos e as condições locais.

A oportunidade para essas regiões vai além da instalação dos data centers. Está também na formação de empresas capazes de desenvolver aplicações de inteligência artificial e conquistar mercados. É a questão levantada por Allan Kardec neste Poder360 ao distinguir a atração de data centers da produção de inteligência.

A lei do Redata estabelece, como regra geral, investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação equivalentes a 2% do valor dos produtos adquiridos com os benefícios do regime. Prevê também acesso à computação, inclusive por cessão gratuita a instituições científicas, e determina que pelo menos 40% dos recursos de pesquisa sejam aplicados em programas e projetos destinados ao Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Essas contrapartidas podem sustentar parcerias entre operadores de data centers, universidades e empresas nas regiões contempladas.

Os acordos de pesquisa devem permitir que as equipes explorem comercialmente os resultados e prever as condições de acesso à computação depois do projeto inicial. Isso dá às equipes meios para aperfeiçoar suas tecnologias e levá-las ao mercado.

No Amazonas, um serviço de monitoramento da degradação florestal que combine imagens de satélite e conhecimento de campo poderia atender gestores públicos e empresas, no Brasil e no exterior. Em Sergipe, a experiência na indústria de petróleo e gás pode orientar o desenvolvimento de sistemas de inteligência artificial para interpretar dados do subsolo e melhorar o aproveitamento de reservatórios. Essas tecnologias ajudariam a reduzir as incertezas na busca de novas reservas e a aumentar a recuperação das já conhecidas, abrindo mercado para empresas brasileiras em outras regiões produtoras do mundo.

Ao regulamentar o Redata, o Brasil ainda pode influenciar como essa indústria se organizará no país. Soluções de abastecimento ajustadas às condições locais podem viabilizar novos polos de processamento; os recursos de pesquisa e o acesso à computação podem ajudar a desenvolver empresas de tecnologia a partir deles. Regiões que hoje entram nessa disputa por sua oferta de energia poderão, no próximo ciclo, apresentar também empresas e tecnologias próprias.

* Aurélio Amaral é diretor-executivo de Relações Externas e Comunicação da Eneva

A corrida global por inteligência artificial está transformando silenciosamente uma das infraestruturas mais críticas da economia digital: os data centers. Com o aumento exponencial da demanda por processamento de dados, cresce também a pressão por modelos mais eficientes, não apenas em desempenho, mas sobretudo em consumo de energia e uso de recursos naturais.

Nesse cenário, sustentabilidade deixa de ser diferencial e passa a ser pré-requisito. Tecnologias como resfriamento líquido, uso de energia renovável e integração com sistemas elétricos inteligentes despontam como pilares de uma nova geração de data centers, mais eficientes, resilientes e alinhados às demandas ambientais.
Desde o início, estruturamos nossos projetos no país para operar com alto desempenho e baixo impacto ambiental, adotando tecnologias avançadas para mitigar o consumo de recursos críticos como água e energia.

Um dos grandes diferenciais está no sistema de refrigeração líquida em circuito fechado, conhecido como direct-to-chip. Diferentemente dos modelos tradicionais, que demandam grandes volumes de água para resfriamento, a tecnologia praticamente elimina esse consumo ao utilizar trocadores de calor a ar (dry coolers). Na prática, o uso de água se aproxima de zero, um avanço significativo em um contexto global de escassez hídrica.

Na frente energética, o projeto também segue uma abordagem ambiciosa. A operação será baseada em uma matriz 100% renovável, combinando autoprodução solar, energia certificada e o uso de combustíveis verdes inclusive em sistemas de emergência. A meta é atingir neutralidade de carbono nos escopos 1 e 2, um padrão ainda pouco comum no setor.

Mas o impacto do projeto vai além da eficiência ambiental. Em um momento em que o Brasil enfrenta desafios relacionados à estabilidade da rede elétrica, iniciativas como essa passam a desempenhar um papel estratégico. O data center foi projetado para atuar como uma carga controlável, capaz de absorver excedentes de energia e ajudar a reduzir oscilações no sistema.

Estou falando de uma infraestrutura que não apenas consome energia, mas que também contribui para o equilíbrio do sistema elétrico. O data center passa a atuar como um ativo estratégico para a estabilidade da rede. Esse modelo já é observado em mercados mais avançados, como Califórnia e Texas, onde data centers começam a operar como elementos ativos na gestão energética. Por aqui, no entanto, a abordagem ainda é incipiente, o que posiciona o projeto como uma iniciativa pioneira.

Outro ponto central é a eficiência operacional, nós projetamos um empreendimento para atingir um índice PUE inferior a 1,2 considerado referência global, além de um WUE próximo de zero. Esses indicadores reforçam o compromisso com o uso racional de recursos e colocam o projeto em um patamar competitivo internacionalmente.

Acredito que é bem mais do que inovação tecnológica, estamos do poder transformador da tecnologia para gerar impacto social, crescimento econômico e desenvolvimento sustentável. À medida que a inteligência artificial avança e a demanda por processamento cresce, o futuro dos data centers dependerá da capacidade de equilibrar performance e sustentabilidade. Nesse contexto, iniciativas que combinam eficiência energética, uso inteligente de recursos e integração com o sistema elétrico tendem a definir os novos padrões da indústria.

Fernando Palamone é CEO da RT-One*

O fim da escala 6×1, regime em que o trabalhador exerce suas atividades por seis dias e conta com um dia de descanso, produz efeitos que ultrapassam o âmbito das relações trabalhistas. A redução da jornada de trabalho também demanda atenção aos seus reflexos sobre os contratos celebrados pela Administração Pública , especialmente aqueles que envolvem o emprego direto de mão de obra.

A Emenda Constitucional nº 141/2026, publicada em 16 de outubro de 2026, alterou o regime jurídico trabalhista brasileiro ao estabelecer, no artigo 7º, incisos XIII e XV, da Constituição Federal, a redução da jornada normal de trabalho para, no máximo, oito horas diárias e 40 horas semanais, além de assegurar dois dias de repouso semanal remunerado.

Debatida nos últimos meses, ao mesmo tempo que a alteração representa uma ampliação dos direitos dos trabalhadores, impõe desafios para empregadores e contratantes, diante da necessidade de reorganizar escalas, dimensionar equipes e avaliar os impactos financeiros sobre os contratos vigentes.

No âmbito das contratações públicas, a questão ganha especial relevância. O artigo 9º da Emenda Constitucional prevê expressamente que, nos contratos celebrados pela Administração Pública direta e indireta cuja execução envolva o emprego direto de mão de obra, a redução da jornada deverá ser acompanhada da formalização de aditamento contratual destinado à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da contratação.

A Emenda ainda dispõe que a formalização do reequilíbrio contratual deverá ocorrer no prazo máximo de um ano contado da sua publicação, de modo que o reequilíbrio econômico-financeiro não constitui apenas uma possibilidade, mas uma providência expressamente prevista na norma, observadas as particularidades e o regime jurídico aplicável a cada contrato.
A medida busca conciliar a ampliação dos direitos trabalhistas com a preservação das condições econômico-financeiras originalmente pactuadas nos contratos administrativos.

Na prática, a implementação exigirá planejamento, análise dos impactos sobre os custos de pessoal e atuação coordenada entre a Administração Pública e as empresas contratadas. Mais do que uma adequação trabalhista, a mudança demanda uma revisão das condições de execução contratual, de modo a assegurar a continuidade dos serviços públicos e a sustentabilidade econômica dos contratos, sendo essencial a efetiva disposição do setor público para tanto, idealmente a mesma havida na aprovação e promulgação da alteração constitucional.

*João Paulo Pessoa é advogado especialista em Direito Público e sócio do Toledo Marchetti Advogados
*Kamila M. de Albuquerque Bezerra é advogada especialista em Direito Público e Regulatório do Toledo Marchetti Advogados

A ANTT mudou o peso do piso mínimo do frete. Até aqui, descumprir a tabela significava, no pior cenário, pagar multa e seguir rodando. Com a decisão de abrir procedimentos para suspender empresas que descumprem a regra de forma reiterada, a infração passa a ameaçar algo muito maior: a continuidade da operação. O risco deixou de caber na planilha de custos e passou a bater direto no faturamento.

A medida funciona assim: a suspensão cautelar, que é aquela aplicada antes do fim do processo para impedir que a irregularidade continue, pode durar de cinco a 30 dias. Ela pode atingir a empresa que acumular mais de quatro autuações, em datas distintas, no período de seis meses, desde que os critérios previstos na legislação sejam atendidos. Se houver reincidência depois de uma decisão administrativa definitiva, as consequências podem ser ainda mais severas. Na prática, uma transportadora que fechou fretes abaixo do piso cinco vezes em seis meses, ainda que cada caso pareça pequeno, pode ficar parada.

Quem está mais exposto é a empresa que subcontrata sem controle. Pense numa transportadora média que fecha o contrato com o embarcador, repassa parte das cargas para agregados e autônomos e deixa o preço ser definido pelo comercial, sem ninguém conferir o piso antes de fechar. Cada repasse abaixo da tabela pode virar uma autuação, e as autuações se somam. Quando o gestor percebe, o limite já foi ultrapassado.

O primeiro passo é revisar os contratos com embarcadores e as cláusulas de preço e reajuste. Frete fechado sem considerar o piso, que varia conforme distância, tipo de carga e número de eixos, é frete que já nasce com risco. O segundo passo é colocar uma trava no processo de contratação de terceiros: ninguém fecha carga com agregado ou autônomo sem conferir o valor contra a tabela. Isso se resolve com um procedimento simples, sem sistema caro.

O terceiro passo é organizar a documentação, porque, numa fiscalização, quem não comprova perde. Contrato de transporte, CIOT (o código que identifica a operação de transporte), comprovante de pagamento e memória de cálculo do piso de cada viagem precisam estar arquivados e acessíveis. O quarto é mapear agora todas as autuações em andamento e os prazos de defesa. Como cada autuação conta para o limite, defender as indevidas deixa de ser burocracia e vira estratégia de sobrevivência. A transportadora que deixa o prazo vencer está, na prática, ajudando a ANTT a montar o caso contra ela.

Os efeitos de uma suspensão vão além do dia em que a operação para. Trinta dias parada significa contratos não cumpridos, faturamento zerado com folha, financiamento de frota e seguro continuando a correr. Embarcadores com contratos de volume não esperam e muitos têm cláusula que permite rescisão ou multa por indisponibilidade. O cliente que migra para o concorrente nesse período dificilmente volta. Para a transportadora pequena ou média, esse é o tipo de evento que decide se a empresa continua existindo.

Há caminhos de defesa e é importante conhecê-los antes de precisar deles. No âmbito administrativo, cada autuação pode ser contestada com defesa e, se necessário, recurso, e é nessa fase que a maioria dos problemas deve ser resolvida. Se houver ilegalidade, como desrespeito ao direito de defesa, aplicação de critério fora do previsto ou desproporcionalidade da medida, existe também a via judicial, que pode incluir pedido de urgência para evitar a suspensão. Nenhum desses caminhos tem resultado garantido, e cada caso depende de provas e de prazos, razão pela qual quem se organiza antes defende melhor.

Existe ainda uma oportunidade escondida nessa mudança. A transportadora que mostra ao embarcador que cumpre o piso, tem controle de contratação e a documentação em dia vira um fornecedor mais seguro, porque o embarcador também tem interesse em não ter sua carga parada por uma suspensão. Isso é argumento de negociação e quem sai na frente usa essa organização como diferencial comercial.

Resumindo: o que mudou é que o descumprimento do piso agora pode parar o caminhão. Quem trata o tema como assunto de multa vai ser surpreendido. Quem trata como risco operacional, com controle, documentação e defesa em dia, atravessa esse cenário sem perder carga.

*Pedro Cíceri é advogado com mais de 10 anos de atuação, especializado em temas regulatórios e tributários aplicados ao setor de transporte e logística. É sócio-fundador da Botan Cíceri Advogados, escritório com atendimento exclusivo a transportadoras e operadores logísticos. Sua atuação é voltada à gestão de riscos jurídicos que impactam diretamente a operação, os custos e a rentabilidade das empresas do setor

“Tô certo ou tô errado?”, perguntava Sinhozinho Malta quando contrariado, chacoalhando as pulseiras à espera de obediência. Quem assistiu a Roque Santeiro sabe que o coronel não precisava ocupar a cadeira do prefeito nem ser dono de todos os negócios de Asa Branca para mandar na cidade. Seu poder dependia de uma narrativa conveniente: a de que ele garantia a ordem e a prosperidade da região. Não se preocupava em ser justo. Bastava que todos o considerassem indispensável.

O setor de gás natural brasileiro vive uma novela parecida. A Petrobras não é dona formal do mercado nem autoridade reguladora, mas sua posição dominante lhe permite chacoalhar as pulseiras sempre que algum movimento contraria seus planos. Como na novela, sobrevive há décadas, atravessando os mais diferentes governos, a narrativa de que essa força é condição para a transição energética e para a competitividade do país.

A estatal responde por mais de 65% da produção nacional e mais de 90% do processamento, além de ter peso relevante em importação, transporte e comercialização. Segundo o Ministério de Minas e Energia, o gás que custa US$ 2,86 por milhão de BTU na boca do poço chega a US$ 12,08 na entrada dos gasodutos. Além disso, o controle sobre as atividades de escoamento e processamento permite reinjetar volumes que poderiam abastecer o mercado. O resultado é um quadro concorrencial grave, que pesa nos preços e sobre toda a economia. A Petrobras arrecada aproximadamente R$ 11 bilhões por ano acima dos valores considerados adequados em estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), devido aos preços cobrados pelo acesso às infraestruturas.

Para as fábricas de vidro, o problema é ainda maior: os fornos operam sem parar  em temperaturas muito elevadas, que devem ser mantidas com absoluta estabilidade para viabilizar a fusão e a transformação das matérias-primas. Por isso, o gás natural é essencial ao processo produtivo e tem impacto direto sobre a estrutura de custos da indústria vidreira.

Para os segmentos químico, de fertilizantes, siderurgia, cerâmica, papel e celulose, e alumínio, a energia pode representar até 40% do custo de produção. O setor produtivo perde arrecadação e competitividade enquanto transferimos toda a riqueza do país para a Petrobras.

Por esta razão, é tão relevante a proposta de desconcentração do mercado de gás natural, ou Gas Release, em discussão na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ela prevê que parte do gás hoje concentrado na estatal seja liberada para que outros agentes possam comercializá-lo. Ao colocar essa pauta em debate, com rigor técnico e coragem, a ANP mostrou que outro desenho de mercado é possível. Daí a resistência da Petrobras e as tentativas de questionar a legitimidade da agência.

A Petrobras tem todo o direito de contestar e apresentar argumentos. A recente consulta pública foi feita para isso. Infelizmente, a audiência pública agendada para 21 de outubro foi adiada sob a alegação de coincidir com o período eleitoral. Vale lembrar que o cronograma das Eleições já era conhecido quando a audiência foi marcada, e que a própria ANP já havia rejeitado, neste mês, um outro pedido de adiamento da Petrobras.

A oportunidade para o debate foi postergada, mas o essencial é que a indústria e os agentes do mercado precisam de mais concorrência, mais oferta e preços competitivos para que o país se desenvolva. Na consulta pública, 43 dos 49 participantes  inscritos (88%) apoiaram o Gas Release.

Também é importante deixar clara a enorme diferença entre disputar o conteúdo de uma regra e desqualificar o regulador. A autoridade da ANP não depende de acertar sempre; depende de a agência poder exercer suas competências com independência e critério técnico, sem interferências.

Quem reivindica segurança jurídica precisa reconhecer o processo regulatório como parte dela. A própria Petrobras depende de regras estáveis e instituições respeitadas para executar seus projetos e manter a confiança dos investidores. Nenhuma empresa se fortalece de forma duradoura quando o ambiente em que opera perde credibilidade.

O caso já chegou ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), com pedido de investigação por abuso de posição dominante. Mas a resposta principal cabe à ANP. A agência conduziu um processo técnico, ouviu as partes e tem competência para decidir. Adiar indefinidamente também é uma escolha: mantém incertas as condições de entrada e investimento e prolonga o problema que a política pública se propôs a enfrentar. A quem pode interessar essa opção? Aos consumidores e à toda a sociedade brasileira certamente não.

O “tô certo ou tô errado?” não cabe em um mercado regulado maduro e sustentável. Os consumidores industriais esperam da ANP uma decisão técnica, tomada com a independência que a lei lhe assegura. Nesse debate, o chacoalhar das pulseiras não pode se sobrepor aos argumentos técnicos, às necessidades dos consumidores e ao interesse público de um projeto sólido de país.

Em meio às inúmeras incertezas que permeiam a Reforma Tributária, o setor de transmissão de energia elétrica será, sem dúvida, um dos segmentos mais impactados pelas mudanças introduzidas pelo regime tributário.

Como é de notório conhecimento, a Emenda Constitucional nº 132, de 20.12.2023, promoveu significativa alteração no sistema tributário nacional, principalmente a tributação sobre o consumo do país.

Resumidamente, a reforma tributária substitui 5 (cinco) tributos por um Imposto sobre Valor Adicional – (IVA), formado pela Contribuição sobre Bens e Serviços – (CBS) e o Imposto sobre Bens e Serviços – (IBS).

Nessa linha, a Lei Complementar nº 214, de 2025, regulamentou a instituição do Imposto sobre Bens e Serviços – (IBS), da Contribuição Social sobre Bens e Serviços – (CBS) e do Imposto Seletivo – (IS), além de estabelecer normas relativas ao Comitê Gestor do IBS e promover alterações na legislação tributária nacional.

Trata-se, portanto, de um marco legislativo de significativa relevância para o setor elétrico brasileiro, especialmente para o segmento de transmissão de energia elétrica, em razão dos impactos jurídico-regulatórios, tributários e econômico-financeiros decorrentes da implementação do novo regime tributário.

Pois bem. Segundo o art. 28 da Lei Complementar nº 214, de 2025, nas operações com energia elétrica ou com direitos a ela relacionados, a responsabilidade pelo recolhimento do IBS e da CBS será atribuída exclusivamente à transmissora de energia elétrica, nas hipóteses de prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica e de conexão ao sistema de transmissão a consumidores diretamente conectados à Rede Básica.

Ou seja, as transmissoras de energia elétrica passam a ser responsáveis pelo recolhimento do IBS e da CBS incidentes sobre os serviços de transmissão de energia e de conexão ao sistema de transmissão prestados aos consumidores diretamente conectados à Rede Básica, observadas as hipóteses e condições estabelecidas na legislação tributária.

Tal cenário representa uma relevante alteração para o segmento, pois passam a destacar os tributos nas faturas emitidas para os consumidores de energia.

É essencial destacar que as transmissoras devem se atentar ao fato de que sistemática instituída pela reforma tributária para o setor elétrico tem como uma de suas premissas a concentração do recolhimento do IBS e da CBS na etapa de efetivo fornecimento de energia para consumo, de modo a evitar a tributação em cascata ao longo das diferentes etapas da cadeia de geração, comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica.

A referida Lei Complementar estabelece, ainda, disciplina específica quanto ao momento de ocorrência do fato gerador do IBS e da CBS nas operações relativas à prestação dos serviços de transmissão e de conexão aos sistemas de transmissão, considerando-se ocorrido o fato gerador no momento em que se verificar, primeiramente, uma das seguintes hipóteses: (i) a exigibilidade da parcela da contraprestação correspondente ao pagamento; ou (ii) o efetivo pagamento da obrigação decorrente do fornecimento.

No que se refere à definição do local da operação, o art. 11 da Lei Complementar nº 214, de 2025, estabelece que, nas prestações de serviços de transmissão de energia elétrica, será considerado como local da operação aquele em que estiver situado o estabelecimento principal do adquirente, observados os critérios estabelecidos no § 4º do referido dispositivo legal.

Destaca-se, ainda, que tanto o Decreto nº 12.955, de 2026, quanto a Resolução CGIBS nº 6, de 2026, reproduzem, em essência, a sistemática estabelecida pela Lei Complementar nº 214, de 2025, no que se refere às obrigações tributárias atribuídas às concessionárias de transmissão de energia elétrica, especialmente quanto à responsabilidade pelo recolhimento dos tributos incidentes sobre a prestação dos serviços de transmissão e de conexão ao sistema de transmissão.

Portanto, o cenário de adequação das concessionárias de transmissão de energia elétrica à nova sistemática tributária assume especial relevância, sobretudo porque, embora as alíquotas definitivas do IBS e da CBS ainda não tenham sido estabelecidas, as empresas já deverão observar, ao longo de 2026, as obrigações acessórias decorrentes da implementação da reforma tributária.

Essa necessidade de adequação torna-se ainda mais premente diante das alterações previstas para o exercício de 2027, quando ocorrerá a extinção das contribuições ao PIS e à Cofins e terá início a cobrança da CBS sob sua alíquota de referência, consolidando uma nova sistemática de tributação com repercussões operacionais, financeiras e regulatórias para as concessionárias de transmissão de energia elétrica.

Não obstante o cenário anteriormente exposto, destaca-se que, a partir de 2027, com a extinção das contribuições ao PIS e à Cofins, os montantes destinados à cobertura desses tributos deverão ser excluídos da composição da Receita Anual Permitida – (RAP) das concessionárias de transmissão de energia elétrica, observados os critérios e procedimentos regulatórios aplicáveis.

Nesse sentido, no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica – (ANEEL), foi distribuído ao Diretor Gentil Nogueira de Sá Júnior processo administrativo destinado à análise dos impactos da Reforma Tributária, instituída pela Emenda Constitucional nº 132/2023 e regulamentada pela Lei Complementar nº 214/2025, sobre as Bases de Remuneração Regulatória das concessionárias de serviço público de energia elétrica.

Assim, a implementação da Reforma Tributária demanda das concessionárias de transmissão de energia elétrica uma atuação que não se restrinja à adequação de seus procedimentos operacionais, contábeis e de faturamento à nova sistemática de incidência e recolhimento do IBS e da CBS. Torna-se igualmente essencial o acompanhamento dos desdobramentos regulatórios relacionados às possíveis alterações na composição da RAP e às eventuais repercussões sobre as receitas reguladas e o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão.

Diante do exposto, a Reforma Tributária impõe às transmissoras a necessidade de avaliar, de maneira integrada, seus impactos tributários, operacionais e jurídico-regulatórios, especialmente para assegurar o adequado cumprimento das novas obrigações legais e mitigar eventuais efeitos econômico-financeiros decorrentes da transição para o novo regime tributário.

* Urias Martiniano Garcia Neto é sócio do escritório Urias Martiniano Advogados (UMN Advogados)