A Celeo Redes arrematou o lote 8 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. Este foi o segundo lote que a empresa venceu. A empresa também ganhou o lote 4 do leilão.

A empresa ofereceu R$ 66,6 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 48,02% em relação ao valor máximo de R$ 128,2 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

Com investimento estimado pela Aneel em R$ 753,2 milhões, o projeto contempla a instalação de três compensadores síncronos na subestação Coletora Porto Velho, na capital de Rondônia. Cada equipamento terá faixa de operação de -200 a +300 megavolt-amperes reativos (Mvar).

O lote é voltado a equipamentos na subestação, sem construção de novas linhas ou acréscimo de capacidade de transformação em MVA. Segundo a Aneel, as instalações têm como finalidade ampliar a resiliência do sistema de transmissão que atende Acre e Rondônia em resposta às mudanças climáticas.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 42 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Estiveram na disputa Cymi, Argo Energia, Celeo Redes, EDP, Axia Energia E Consórcio Olympus.

O ministro dos Transportes, George Santoro, afirmou nesta sexta-feira (30) que há pelo menos quatro grupos interessados na nova concessão ferroviária do Corredor Minas-Rio.

Primeiro leilão de ferrovias em cinco anos, usando o modelo de chamamento público, esse trecho abrange 733 quilômetros de trilhos e será dividido em dois lotes. O certame está marcado para 17 de dezembro.

Em entrevista à CNN, Santoro se mostrou otimista com o sucesso do leilão.

“Temos pelo menos quatro investidores estudando esse projeto e acredito que haverá ‘bid’ [proposta], com certeza”, disse o ministro.

Santoro está em Londres, apresentando a carteira de projetos em infraestrutura do governo federal para grandes investidores, principalmente europeus.

“Temos feito road shows com muita frequência, dentro e fora do Brasil. Fizemos um específico recentemente, na Alemanha, sobre ferrovias.”

Questionado sobre os atrasos no calendário de leilões ferroviários inicialmente planejado pelo ministério, Santoro observou que as novidades na modelagem proposta “geram a necessidade de mais esclarecimentos” no TCU (Tribunal de Contas da União).

De acordo com ele, há novidades na matriz de risco, mas a aprovação do edital da EF-118 (Anel Ferroviário do Sudeste) pelo órgão de controle deve servir como um “paradigma”, servindo como referência para outros certames e permitindo “celeridade” nos projetos seguintes.

O Corredor Minas-Rio está dividido em dois lotes: o primeiro entre Iguatama (MG) e Barra Mansa (RJ), incluindo o ramal ferroviário entre Varginha (MG) e Lavras (MG); e o segundo entre Barra Mansa e Angra dos Reis (RJ).

O modelo de chamamento público busca abrir caminho para a reativação de ferrovias

Neoenergia arrematou o lote 7 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. O lote foi disputado em viva-voz com a Celeo Redes.

A proposta vencedora foi de R$ 68 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 38,55% em relação ao valor máximo de R$ 110,6 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O projeto tem investimento estimado pela Aneel em R$ 665,3 milhões e reúne aproximadamente 113 quilômetros de linhas e conexões e 2.100 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação. As instalações abrangem Coremas, Cajazeiras, Emas e São José de Piranhas, na Paraíba.

As obras incluem as subestações Coremas II e Cajazeiras II, as linhas entre Coremas II e Coremas e conexões com os circuitos Santa Luzia II-Milagres II e Milagres-Coremas. A finalidade é reforçar o atendimento elétrico ao Sertão da Paraíba.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 42 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Estiveram no páreo Celeo Redes, Cymi, Axia Energia, Neoenergia, Cox Brasil e Consórcio Olympus.

A Petrobras abriu nesta sexta-feira (30) uma chamada de propostas para contratação de biometano.

Segundo a companhia, a iniciativa integra a estratégia de descarbonização e busca preparar a estatal para o atendimento das obrigações previstas na Lei do Combustível do Futuro.

O prazo para cadastro e solicitação de participação na chamada vai até o dia 11 de dezemrbo, já as propostas serão recebidas entre os dias 14 e 22 do mesmo mês.

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Para William Nozaki, diretor de Transição Energética e Sustentabilidade, a chamada acompanha a evolução do mercado brasileiro de biometano, que tende a ganhar relevância com o avanço do marco regulatório e das políticas de incentivo à produção e ao uso de combustíveis renováveis.

“A expectativa é ampliar a participação de biometano na matriz de suprimento da companhia nos próximos anos”, afirmou.

Ainda segundo a Petrobras, a companhia pretende avaliar as condições de mercado para eventuais contratos com vigência de até dez anos para fornecimento a partir do ano que vem.

Obiometano deverá ser utilizado principalmente para substituir parte do gás natural consumido em refinarias e outras instalações industriais da empresa.

A iniciativa segue a estratégia da empresa de desenvolver soluções que conciliem a segurança energética, competitividade e redução da intensidade de carbono.

A Cox arrematou o lote 6 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. A disputa ocorreu em lances em viva-voz com a Engie.

A proposta vencedora foi de R$ 37,8 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 53,46% em relação ao valor máximo de R$ 81,3 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O investimento estimado pela Aneel é de R$ 480,3 milhões. O empreendimento prevê cerca de 4 quilômetros de conexões com linhas existentes e 900 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação em Santa Terezinha de Itaipu, no Paraná.

O lote contempla a subestação Iguaçu, de 525/230/138 quilovolts (kV), e conexões com as linhas Foz do Iguaçu-Cascavel Oeste e Foz do Iguaçu-Medianeira Norte 2. Segundo a agência, a finalidade é reforçar o atendimento elétrico às regiões oeste e sudoeste do estado.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 42 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Participaram da disputa Cymi, Axia Energia, Cox Brasil, Engie, Consórcio Olympus e Consórcio Confiança.

A  Cymi arrematou o lote 5 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. A empresa disputou lançe a lance em ofertas em viva-voz com a Engie.

A proposta vencedora foi de R$ 96,4 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 46,36% em relação ao valor máximo de R$ 179.715.563,90 anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O lote tem investimento estimado pela Aneel em R$ 982,5 milhões e contempla aproximadamente 173 quilômetros de linhas e conexões, além de 2.094 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação. As instalações abrangem Lapa, Contenda, Araucária, Campo Largo e Curitiba, no Paraná.

Entre as intervenções estão a ligação Curitiba Oeste-Barigui 2, com trechos aéreos e subterrâneos, ampliações nas subestações Curitiba Oeste e Uberaba e a subestação Barigui 2. As obras são destinadas ao atendimento da região metropolitana de Curitiba.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 60 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Participaram da disputa Cymi, Engie, Consórcio Olympus E Axia Energia.

Após mais de 150 lances em uma disputa acirrada em viva-voz com a Tradetek, a Neoenergia arrematou o lote 1 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo.

A controlada do grupo espanhol Iberdrola ofereceu R$ 59,8 por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 51,2% em relação ao valor máximo de R$ 122,6 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

Com investimento estimado pela Aneel em R$ 493,1 milhões, o lote reúne 238 quilômetros de novas linhas na Bahia e acréscimo de 100 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação. Também contempla a continuidade da operação e manutenção de 483 quilômetros de linhas e de subestações da Afluente-T cujo contrato de concessão está próximo do fim.

As novas obras incluem as linhas Poções III-Itabuna III e Ibicoara-Brumado II, além da instalação de um terceiro transformador na subestação Brumado II. A finalidade é manter o atendimento ao consumo existente e ampliar a capacidade para atender a novas demandas nas regiões sul e centro-sul da Bahia.

O prazo para entrada em operação comercial das novas instalações é de 48 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos.

Também estiveram na disputa as empresas Cymi, Axia Energia, Engie, Tradetek e Consórcio Olympus.

A Cymi arrematou o lote 3 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo.

A proposta vencedora foi de R$ 78,7 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 57,08% em relação ao valor máximo de R$ 183,3 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O investimento estimado pela Aneel é de R$ 1,07 bilhão. O empreendimento reúne cerca de 45 quilômetros de linhas e conexões com a rede existente e 3.600 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação, em Mogi das Cruzes, no estado de São Paulo.

As obras incluem a subestação Santana, de 500/345 quilovolts (kV), e conexões com as linhas Lorena-Tijuco Preto, Tijuco Preto-Itapeti e Itapeti-Santo Ângelo. As instalações em Mogi das Cruzes têm como finalidade atender à região central da cidade de São Paulo, segundo a Aneel.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 48 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Também participaram da disputa EDP, Axia e Consórcio Olympus.

A Celeo Redes arrematou o lote 4 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo.

A proposta vencedora ofereceu R$ 377 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 50,55%% em relação ao valor máximo de R$ 762,6 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

Maior projeto do certame em investimento previsto, o lote reúne R$ 4,11 bilhões estimados pela Aneel, 1.167 quilômetros de novas linhas e 3.600 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação.

O traçado abrange Goiás, Mato Grosso do Sul e Paraná, com passagem também por Rosana, em São Paulo, conforme o detalhamento da agência.

O conjunto compreende os sublotes 4A e 4B e inclui as ligações Rio Brilhante-Sarandi, Rio Verde Norte-Chapadão e Chapadão-Rio Brilhante, além de ampliações nas subestações Rio Brilhante e Chapadão.

Pelas regras do certame, quando há propostas válidas nas duas modalidades, a Aneel compara a menor oferta pelo lote completo com a soma das menores propostas pelos sublotes e escolhe a opção de menor RAP.

Segundo a Aneel, as obras buscam reforçar o atendimento elétrico a Mato Grosso do Sul, ampliar a capacidade para conexão de geração e realizar reforços associados à interligação internacional entre Brasil e Bolívia.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 60 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos.

Participaram da disputa também Cymi, Axia, Fip Warehouse (BTG), Engie, EDP e Consórcio Olympus (Alupar).

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 Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) realiza nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo, um leilão de transmissão de energia com investimentos estimados em R$ 8,9 bilhões. Serão oferecidos oito lotes de empreendimentos em sete Estados, com previsão de construção de 1.866 quilômetros de novas linhas e conexões com a rede existente.

Com início previsto para às 10h, o certame também contempla a continuidade da operação e manutenção de 483 quilômetros de linhas existentes e subestações com capacidade de transformação de 12.694 megavolt-amperes (MVA). Os projetos estão distribuídos por Bahia, Goiás, Mato Grosso do Sul, Paraíba, Paraná, Rondônia e São Paulo.

Neste leilão, o objetivo mais amplo é ampliar a capacidade da rede e aumentar a confiabilidade do abastecimento, atendendo ao consumo de energia. Algumas obras também permitem conectar mais geração.

As concessões terão duração de 30 anos, contados a partir da assinatura dos contratos. Os prazos para entrada em operação comercial variam de 42 a 60 meses, conforme o empreendimento. Segundo a Aneel, a construção das instalações poderá gerar mais de 20 mil empregos ao longo da cadeia produtiva.

O maior investimento está concentrado no lote 4, estimado em R$ 4,1 bilhões. O conjunto reúne 1.167 quilômetros de linhas e obras voltadas ao atendimento elétrico de Mato Grosso do Sul, além do aumento da capacidade para conexão de geração na região.

Esse lote foi dividido nos sublotes 4A e 4B, com investimentos previstos de R$ 2,2 bilhões e R$ 1,9 bilhão, respectivamente. O primeiro contempla a ligação entre Rio Brilhante e Sarandi e ampliações na subestação Rio Brilhante. O segundo inclui as linhas Rio Verde Norte–Chapadão e Chapadão–Rio Brilhante, além de intervenções na subestação Chapadão.

Os interessados poderão apresentar propostas pelo lote completo ou pelos sublotes. A Aneel comparará a menor oferta pelo conjunto com a soma das menores propostas pelos dois sublotes para definir a modalidade de contratação com menor receita anual.

Em São Paulo, o lote 3 prevê investimento de R$ 1,1 bilhão na subestação Santana e em conexões com linhas existentes. As instalações ficarão em Mogi das Cruzes e terão como finalidade atender à região central da capital paulista.

No Paraná, o lote 5 reúne ampliações para atendimento à região metropolitana de Curitiba, com investimento estimado em R$ 982,5 milhões. Já o lote 6, de R$ 480,3 milhões, contempla a subestação Iguaçu e conexões destinadas ao atendimento das regiões Oeste e Sudoeste do estado.

Na Bahia, o lote 1 combina novas instalações com a continuidade dos serviços de transmissão de ativos da Afluente-T cujo contrato de concessão está próximo do fim. O lote 2, com empreendimentos em território baiano e goiano, busca atender ao Nordeste de Goiás. Na Paraíba, o lote 7 prevê reforços para o abastecimento do Sertão.

O lote 8 contempla a instalação de três compensadores síncronos na subestação Coletora Porto Velho, em Rondônia. O investimento previsto é de R$ 753,2 milhões, com a finalidade de ampliar a resiliência do sistema de transmissão que atende Acre e Rondônia diante das mudanças climáticas.

Vencerá cada disputa o proponente que oferecer a menor RAP (Receita Anual Permitida), remuneração pela prestação do serviço de transmissão. A soma dos valores máximos de referência dos lotes é de aproximadamente R$ 1,6 bilhão por ano.

A empresa de logística JSL, integrante do grupo Simpar, registrou lucro líquido ajustado de R$ 40,3 milhões no terceiro trimestre, alta de 12,6% em relação ao mesmo período do ano anterior, segundo balanço divulgado ao mercado nesta quinta-feira (29).

O Ebitda (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) ajustado, indicador de resultado operacional, somou R$ 522,8 milhões entre julho e setembro, queda ligeira de 0,6% na comparação anual.

O resultado ficou abaixo da expectativa média de analistas consultados pela LSEG, que projetavam Ebitda de R$ 540 milhões.

A receita líquida da companhia atingiu R$ 2,63 bilhões no trimestre, crescimento de 5,7% em relação ao mesmo período do ano anterior. Já o capex (investimento líquido) recuou 65%, para R$ 22 milhões.

A alavancagem financeira ficou em 2,6 vezes, redução de 0,4 vez em relação ao terceiro trimestre de 2025. No período, a empresa também anunciou novos contratos que somam R$ 2,8 bilhões, com prazo médio de 42 meses.

Segundo a JSL, a conquista de novos contratos ao longo do ano, o início das operações para novos clientes e a expansão em setores com alto potencial, aliados à disciplina na alocação de capital, devem contribuir para sustentar a geração de caixa e dar continuidade à redução da alavancagem financeira.

*Com informações de Alberto Alerigi Jr. e Igor Sodré, da Reuters

Distribuidoras podem receber até 32,3% menos energia de Itaipu em 2027 | INFRA NEWS

A Braskem informou que as vendas de principais químicos no Brasil caíram 18% no terceiro trimestre na comparação com o mesmo período de 2025, segundo relatório de produção divulgado nesta quinta-feira.

As vendas de resinas no país avançaram 9% no período, enquanto o spread de resinas subiu 5% e principais químicos avançaram 50%. A taxa de utilização de eteno ficou em 69%, contra 65% no terceiro trimestre de 2025.

Nos Estados Unidos, as vendas da Braskem caíram 1% no terceiro trimestre, enquanto, no México, subiram 9%

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Minerais críticos podem elevar PIB do país em R$ 243 bi até 2050

A mineradora Vale teve lucro líquido de US$ 1,255 bilhão no terceiro trimestre, queda de 53% em relação ao mesmo período do ano anterior, informou a companhia nesta quinta-feira (29).

O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado somou US$ 3,327 bilhões entre julho e setembro, recuo de 24% ante o mesmo intervalo de 2025.

A receita líquida de vendas totalizou US$ 10,599 bilhões, alta de 2% na mesma comparação.

A Vale informou ainda que manteve inalterados todos os seus guidances de produção para 2026, destacando que cobre e níquel seguem caminhando para a metade superior das faixas previstas para o ano.

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A Petrobras informou nesta quinta-feira (29) que identificou mais um intervalo portador de petróleo no poço Morpho, o que caracteriza a terceira descoberta no bloco FZA-M-59, localizado em águas ultraprofundas da costa do estado do Amapá, em lâmina d’água de 2.886 metros.

Segundo a estatal, a continuidade da avaliação de outros intervalos de interesse, após as descobertas divulgadas em agosto e no início de outubro de 2026, permitiu a confirmação dessa nova descoberta.

“Nossa persistência técnica permitiu que fossem realizadas três descobertas no mesmo poço, o que nos deixa ainda mais otimistas em relação ao potencial exploratório da Margem Equatorial. Essa é a marca do nosso trabalho: dedicação e foco em resultados. Os excelentes resultados operacionais do terceiro trimestre, divulgados nesta quarta-feira, são outro exemplo da qualidade de nossas entregas”, disse em nota a presidente da Petrobras, Magda Chambriard. 

A empresa disse ainda que a perfuração e a aquisição de dados geológicos foram concluídas. Neste momento será realizada a finalização das operações no poço (abandono) e a sonda seguirá até a bacia Potiguar, no litoral do Rio Grande do Norte, onde iniciará a perfuração na locação Mãe de Ouro.

A atuação da Petrobras no bloco FZA-M-59 está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio da exploração de novas fronteiras, contribuindo para o atendimento à demanda energética do país.

O economista Thiago Toscano aceitou o convite do governador eleito de Minas Gerais Cleitinho Azevedo (Republicanos) e vai fazer parte do secretariado do futuro governo.

O martelo foi batido nesta quinta-feira (29), após reunião do futuro secretario, que atualmente comanda a Itaminas, com Cleitinho e com o vice-governador eleito, Luís Eduardo Falcão.

Toscano é ex-presidente da Codemig (Companhia de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais) e Codemge (Companhia de Desenvolvimento de Minas Gerais).

Formado em Economia e Ciência Contábeis, com pós graduação em Finanças e Gestão Pública, Toscano atua há mais de 20 anos atua na modelagem e implementação de projetos de concessões, infraestrutura e privatizações, nos setores de energia, saneamento básico, mobilidade e mineração.

Desde 2011, ele atua também como professor na Fundação Dom Cabral, especialista nas áreas de Planejamento Estratégico, Gestão Pública, Microeconomia e Balance Scorecard.

A Enel Distribuição Rio registrou lucro líquido de R$ 66,6 milhões no terceiro trimestre deste ano, revertendo o prejuízo de R$ 108,8 milhões registrado no mesmo período de 2025.

Os resultados foram divulgados nesta quarta-feira (28).

A receita líquida somou R$ 2,40 bilhões entre julho e setembro, queda de 0,4% na comparação com o terceiro trimestre de 2025.

O Ebitda atingiu R$ 457,2 milhões, crescimento de 38,4% ante os R$ 330,3 milhões do mesmo período de 2025.

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Segundo a distribuidora fluminense, o avanço do resultado operacional foi favorecido pela redução das provisões para inadimplência e perdas de recebíveis, após uma atualização dos parâmetros e premissas usados para estimar essas perdas.

Ao todo, o resultado financeiro apresentou melhora de R$ 31,9 milhões na comparação anual.

No acumulado de janeiro a setembro, o lucro líquido chegou a R$ 115 milhões, revertendo o prejuízo de R$ 126,4 milhões registrado nos primeiros nove meses de 2025.

Já a receita líquida acumulada alcançou R$ 7,58 bilhões, avanço de 8,7% ante os R$ 6,97 bilhões do mesmo intervalo do ano passado. O Ebitda somou R$ 1,36 bilhão, alta de 18,8% em relação aos R$ 1,14 bilhão apurados entre janeiro e setembro de 2025.

Dentre os investimentos da Enel Rio, o montante é de R$ 551,2 milhões no terceiro trimestre, crescimento de 34,5% em relação aos R$ 409,8 milhões aplicados no mesmo período do ano anterior.

Somente entre janeiro a setembro, foram investidos R$ 1,43 bilhão, alta de 34,3% ante os R$ 1,06 bilhão dos primeiros nove meses do ano passado.

A Enel Distribuição São Paulo registrou lucro líquido de R$ 349,3 milhões no terceiro trimestre de 2026, alta de 49,1% em relação aos R$ 234,4 milhões apurados no mesmo período de 2025. Os resultados foram divulgados na quarta-feira (28).

A receita líquida somou R$ 5,70 bilhões entre julho e setembro, queda de 2,6% na comparação com os R$ 5,86 bilhões registrados no terceiro trimestre do ano passado.

O Ebitda, lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, atingiu R$ 1,24 bilhão, crescimento de 12,6% ante os R$ 1,10 bilhão do mesmo período de 2025.

Segundo a companhia, o avanço do resultado operacional foi favorecido pela redução das provisões para inadimplência e perdas de recebíveis, após uma revisão dos parâmetros usados para estimar essas perdas. O lucro também foi beneficiado por menores despesas de depreciação e amortização, decorrentes da revisão da vida útil regulatória de determinados ativos.

No acumulado de janeiro a setembro, o lucro líquido chegou a R$ 818,4 milhões, aumento de 21,4% em relação aos R$ 674,2 milhões registrados nos primeiros nove meses de 2025.

A receita líquida acumulada alcançou R$ 17,17 bilhões, avanço de 5,4% ante os R$ 16,29 bilhões do mesmo intervalo do ano passado. O Ebitda somou R$ 3,44 bilhões, alta de 12,6% em relação aos R$ 3,05 bilhões apurados entre janeiro e setembro de 2025.

Investimentos

Os investimentos da Enel São Paulo totalizaram R$ 916,1 milhões no terceiro trimestre, crescimento de 20,6% em relação aos R$ 759,8 milhões aplicados no mesmo período de 2025. De janeiro a setembro, foram investidos R$ 2,41 bilhões, alta de 28,8% ante os R$ 1,87 bilhão dos primeiros nove meses do ano passado.

No trimestre, os investimentos classificados como crescimento somaram R$ 442,8 milhões, avanço de 20,1% na comparação com os R$ 368,7 milhões do mesmo período de 2025. Desse montante, R$ 193,1 milhões foram destinados ao programa de medidores inteligentes, ante R$ 164,7 milhões no terceiro trimestre do ano passado.

A manutenção recebeu R$ 272,5 milhões, aumento de 25,2% em relação aos R$ 217,7 milhões registrados um ano antes. Dentro dessa rubrica, as atividades relacionadas a emergências responderam por R$ 117,3 milhões, alta de 28% ante os R$ 91,6 milhões do terceiro trimestre de 2025.

Processo de caducidade

No relatório, a Enel também abordou o processo na Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) que pode levar ao encerramento antecipado de sua concessão. A companhia informou que a análise iniciada em 6 de outubro foi interrompida por um pedido de vista do diretor Gentil Nogueira Sá.

A distribuidora ressaltou que, até a divulgação dos resultados, a diretoria colegiada ainda não havia aprovado uma recomendação de caducidade ao governo federal. A empresa afirmou que vem apresentando elementos técnicos e operacionais que demonstrariam melhora dos indicadores e avanços no cumprimento das obrigações regulatórias.

O procedimento foi aberto em 7 de abril. Segundo a Aneel, a empresa não corrigiu definitivamente falhas no restabelecimento da energia após situações de emergência, incluindo demora no atendimento, interrupções prolongadas e problemas nos planos de contingência e na mobilização de equipes.

A análise do pedido de renovação da concessão por mais 30 anos está suspensa. O contrato atual termina em 2028. Uma eventual recomendação da Aneel não encerra automaticamente a concessão: a decisão final cabe ao MME (Ministério de Minas e Energia).