A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou, por unanimidade, nesta terça-feira (27), os editais dos dois leilões de reserva de capacidade destinados à contratação de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias. As disputas estão previstas para 2 e 4 de dezembro, com início do suprimento em 1º de agosto de 2028 e contratos de 15 anos.

O primeiro certame, denominado Armazenamento Nacional, será destinado a projetos que atendam aos requisitos mínimos de conteúdo nacional do sistema de credenciamento de fornecedores do BNDES. O segundo será realizado na modalidade Armazenamento, sem a mesma exigência de nacionalização.

Os preços-teto, definidos pelo Ministério de Minas e Energia (MME), serão de R$ 1,76 milhão por megawatt (MW) ao ano para o produto com conteúdo nacional e de R$ 1,58 milhão por MW ao ano para o outro certame. Os processos foram relatados pelo diretor Gentil Nogueira de Sá Júnior.

A contratação remunerará a disponibilidade de potência das baterias para atender aos comandos do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Os empreendimentos receberão uma receita fixa anual, paga em 12 parcelas mensais, sujeita a reduções conforme o desempenho operacional. A remuneração será devida independentemente do acionamento dos sistemas, observadas as obrigações contratuais.

Os projetos deverão oferecer disponibilidade mínima de 30 MW e sustentar a potência máxima por quatro horas a cada ciclo completo. As regras preveem até dois ciclos diários, respeitado o limite de 366 ciclos anuais, e recarga completa em até seis horas. A eficiência total mínima exigida será de 85%.

Os sistemas também deverão atender aos requisitos de conexão, incluindo a funcionalidade de formação de rede, conhecida como grid forming. A verificação pelo ONS ocorrerá durante o processo de integração das instalações ao sistema elétrico, como condição para a entrada em operação em teste e comercial.

O custo da contratação será rateado exclusivamente entre os geradores de energia, conforme a legislação citada nos votos. O relator classificou o custeio como o tema mais controverso dos certames e registrou que a discussão em andamento no Congresso não afasta a obrigação da agência de cumprir a regra vigente.

Entre as mudanças após as consultas públicas, a Aneel reduziu de R$ 9,8 milhões/MW para R$ 6 milhões por MW as garantias financeiras das exigências patrimoniais. A garantia de proposta será de R$ 60 mil por MW de disponibilidade máxima ofertável. Já a garantia de fiel cumprimento e o patrimônio líquido mínimo serão, cada um, de R$ 600 mil por MW vinculado ao lance.

Os editais também permitirão consórcios entre empresas do mesmo grupo econômico, com regras para evitar a dupla contagem de patrimônio, e explicitarão a possibilidade de participação de concessionárias de transmissão, observadas as obrigações das concessões. Após apontamento da equipe técnica do Tribunal de Contas da União (TCU), a comprovação patrimonial deverá considerar os compromissos assumidos conjuntamente nos dois leilões.

A agência manteve o risco de conexão com os empreendedores e rejeitou a prorrogação automática do início do suprimento por atrasos nas instalações de acesso. Também preservou o limite anual de 2,5% de indisponibilidade programada, equivalente a aproximadamente 219 horas, incluindo intervenções para recompor a capacidade das baterias ao longo do contrato.

Diretores de agências reguladoras defenderam uma nova revisão da Lei das Agências para reduzir o tempo de vacância nos cargos de direção e dar mais agilidade à escolha de dirigentes.

As propostas foram apresentadas durante o Encontro sobre Segurança Regulatória na Infraestrutura, com a participação de representantes de diversas agências reguladoras.

O diretor-presidente da Anac (Agência Nacional de Aviação Civil), Tiago Fairstein, afirmou que os atrasos nas indicações e na aprovação dos nomes pelo Congresso Nacional podem reduzir o tempo efetivo dos mandatos, estabelecidos em cinco anos.

Isso ocorre porque a contagem começa a partir do encerramento do mandato anterior, mesmo quando o sucessor é aprovado meses depois. Se um diretor deixa o cargo em outubro e o substituto passa por sabatina apenas em abril do ano seguinte, por exemplo, o novo dirigente terá um mandato de quatro anos e seis meses.

Fairstein também defendeu mudanças nas regras de substituição de dirigentes, com a obrigatoriedade do cumprimento da lista tríplice e mais agilidade na análise dos nomes pela Casa Civil.

Como já mostrou a CNN, até 2027, o governo Lula terá que fazer 35 indicações para diretorias de agências reguladoras. Esse número tem se acumulado desde 2025. Segundo levantamento do IRIS Regulação, a vacância nas agências reguladoras dura, em média, 195 dias.

Segundo ele, a legislação atual não avançou suficientemente em questões de governança, como os procedimentos para preencher cargos vagos e estabelecer substituições interinas na presidência das agências.

Antes de Fairstein assumir o comando da Anac, após a saída de Juliano Noman para o Ministério de Portos e Aeroportos, o então diretor da Anac, Tiago Pereira, ocupou a presidência interinamente entre 2023 e 2025.

Sancionada em 2019, a Lei das Agências estabeleceu mandatos de cinco anos para os diretores e buscou fortalecer a autonomia das entidades reguladoras. Para os dirigentes, porém, as regras não resolveram todos os entraves relacionados às nomeações e à continuidade da gestão.

Durante o evento, o diretor-presidente interino da ANA, Leonardo Góes, criticou o uso das indicações para as agências como moeda de troca política entre o Executivo e o Congresso Nacional.

Para ele, a escolha dos dirigentes deveria seguir critérios técnicos, sem que as nomeações fossem utilizadas em negociações políticas. Góes avalia que esse tipo de articulação contribui para atrasar a aprovação dos nomes e prolongar a permanência de cargos vagos nas estruturas das reguladoras.

A mineradora australiana Brazilian Rare Earths anunciou uma ampliação de 41% nos recursos minerais indicados de alto teor do projeto Monte Alto, localizado no interior da Bahia. A atualização elevou de 2,51 milhões para 3,54 milhões de toneladas a quantidade de material classificado nessa categoria, considerada de maior confiança geológica.

O resultado foi divulgado pela companhia na segunda-feira (26) e faz parte de uma nova estimativa dos recursos minerais do empreendimento, situado entre os municípios de Jiquiriçá e Ubaíra, aproximadamente 270 quilômetros a sudoeste de Salvador.

Considerando também os recursos classificados como inferidos, que apresentam menor grau de conhecimento geológico, o volume total de material de altíssimo teor passou de 3,4 milhões para 4,4 milhões de toneladas, um crescimento de 29%.

O teor médio de óxidos de terras raras desse conjunto ficou em 9,87%, ante 11,26% na estimativa anterior. Já os recursos indicados apresentam concentração média de 10,71%, segundo os dados divulgados à bolsa australiana.

A ampliação foi impulsionada principalmente pela identificação de novas zonas mineralizadas na porção sul de Monte Alto. Nessa área, os recursos indicados cresceram aproximadamente 200%, alcançando 1,9 milhão de toneladas.

Ao todo, a nova estimativa incorpora 8,1 mil metros adicionais de sondagens, distribuídos por 33 furos. O banco de dados utilizado pela companhia reúne mais de 43 mil metros de perfurações diamantadas, realizadas em 255 furos.

Apesar do avanço, os volumes divulgados representam estimativas de recursos minerais, e não reservas com viabilidade econômica demonstrada. A transformação desses recursos em reservas depende de estudos adicionais sobre as condições técnicas e econômicas de exploração.

O projeto Monte Alto integra o complexo Rocha da Rocha, que também inclui o depósito Sulista, e é considerado o empreendimento mais avançado da Brazilian Rare Earths no Brasil.

Além de neodímio e praseodímio, elementos utilizados principalmente na fabricação de ímãs permanentes, o depósito apresenta concentrações relevantes de terras raras pesadas, como disprósio e térbio.

Esses minerais possuem aplicações estratégicas na fabricação de equipamentos industriais, veículos elétricos, turbinas eólicas e sistemas de defesa, especialmente em tecnologias que utilizam ímãs capazes de operar sob temperaturas elevadas.

A companhia identificou ainda a presença de outros minerais considerados estratégicos, incluindo nióbio, escândio, tântalo e urânio, cujo potencial de aproveitamento comercial dependerá de avaliações adicionais.

Exportações antes da refinaria

A ampliação dos recursos ocorre enquanto a Brazilian Rare Earths avalia uma estratégia para antecipar o início das operações comerciais de Monte Alto, sem depender inicialmente da construção de uma refinaria de terras raras.

O plano prevê a implantação de uma estrutura de mineração e beneficiamento relativamente simples, utilizando processos convencionais de extração e separação física do minério para produzir concentrado de alto teor destinado ao mercado internacional.

A intenção é iniciar a comercialização desse produto antes da entrada em operação da unidade de processamento hidrometalúrgico e separação de terras raras que a companhia pretende construir no Polo Industrial de Camaçari, também na Bahia.

A refinaria planejada faz parte da estratégia de industrialização da empresa no Brasil e deverá receber concentrados minerais para etapas posteriores de processamento, permitindo a obtenção de produtos de maior valor agregado.

Segundo a mineradora, o modelo de desenvolvimento em etapas poderia reduzir a necessidade inicial de investimentos e permitir a geração antecipada de receitas, que seriam utilizadas para ajudar a financiar a implantação da estrutura industrial.

“Ao estabelecer essa operação antes da refinaria de Camaçari, pretendemos gerar receitas antecipadas para financiar o desenvolvimento das etapas posteriores e reduzir nossa dependência de capital externo”, afirmou Bernardo da Veiga, diretor-presidente da Brazilian Rare Earths.

A estratégia representa uma alternativa ao desenvolvimento simultâneo de toda a cadeia produtiva, que exige investimentos elevados em mineração, beneficiamento e processamento químico antes da obtenção das primeiras receitas.

A empresa ressalta, entretanto, que o projeto de exportação de concentrado ainda está em fase de estudos e depende de novas avaliações técnicas, econômicas e das autorizações necessárias.

A Brazilian Rare Earths pretende concluir até dezembro deste ano o estudo de viabilidade da primeira etapa de Monte Alto, voltada à comercialização de concentrado mineral.

O documento deverá utilizar a nova estimativa de recursos para avaliar as condições de exploração, os investimentos necessários e a viabilidade da operação.

A companhia ainda não estabeleceu uma data definitiva para o início das exportações, tampouco informou quando pretende começar a construção da refinaria em Camaçari.

Paralelamente, a mineradora continuará os trabalhos de exploração para avaliar novas extensões do depósito. O programa inclui mais de 5 mil metros de sondagens direcionadas a áreas que ainda apresentam potencial de mineralização.

Gargalos na infraestrutura elétrica, principalmente na transmissão, levaram a CPFL Energia a negar pedidos de conexão de data centers que somam cerca de 8 gigawatts (GW), afirmou o CEO da companhia, Gustavo Estrella, durante a 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo. Segundo o executivo, o volume equivale a oito vezes a demanda dos centros de dados atualmente em operação no Brasil.

Estrella reconheceu, porém, que uma parte das solicitações tem caráter especulativo, mas ajuda a dimensionar a procura por conexão à rede e a preocupação do setor diante da perda de oportunidades.

“Eu neguei cerca de 8 GW de capacidade de conexão de data centers por dificuldade de conexão”, afirmou o executivo.

Segundo Estrella, o Brasil levou aproximadamente 16 anos para desenvolver uma demanda de cerca de 1 GW nesse mercado. A escala dos novos pedidos pressiona uma infraestrutura cuja expansão exige prazos superiores aos que os investidores em centros de dados estão dispostos a esperar.

Ele apontou dois obstáculos ao desenvolvimento dessa indústria: a carga tributária e a conexão ao sistema elétrico. Embora existam limitações nas redes de distribuição, afirmou que o principal gargalo está na transmissão, responsável por transportar grandes blocos de energia até os centros de consumo.

A localização dos empreendimentos acrescenta uma dificuldade. Segundo ele, os data centers precisam estar onde sua instalação faça sentido econômico, o que exige compatibilizar a disponibilidade da rede com as necessidades dos projetos. A existência de oferta de energia no país, assim, precisa ser acompanhada de capacidade para entregá-la nos locais escolhidos pelos investidores.

De acordo com Estrella, as áreas de concessão da CPFL concentram cerca de 70% do consumo de eletricidade dos data centers brasileiros.

Para ilustrar a dimensão das novas cargas, o executivo citou uma demanda de aproximadamente 350 megawatts (MW) para Campinas. Dois empreendimentos de 200 MW cada — porte que, segundo ele, já não é raro nesse mercado — somariam 400 MW, superando a referência apresentada para a cidade.

O problema também envolve o calendário das obras. Estrella citou um prazo médio de sete anos para desenvolver a infraestrutura necessária e avaliou que a indústria de data centers não esperará todo esse tempo para colocar seus projetos em operação.

A perspectiva é que a demanda aumente ainda mais. Segundo Estrella, o consumo de data centers será de 40% em 2026. Para 2027 será de 100%, mas em uma velocidade menor do que poderia acontecer.

Além de cobrar maior velocidade, o executivo defendeu que os interessados em instalar os centros de dados participem do financiamento da infraestrutura construída para atendê-los. Na avaliação dele, essa demanda precisa assumir parte do esforço financeiro para viabilizar sua conexão.

A presença de solicitações especulativas, reconhecida pelo próprio executivo, torna relevante distinguir intenções de investimento de projetos com perspectiva concreta de implantação antes de dimensionar as obras. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ressalta que a concretização dos empreendimentos depende de fatores como infraestrutura elétrica e de telecomunicações, viabilidade econômica e atendimento às exigências de garantias para conexão.

O planejamento do acesso à transmissão passa por mudanças. As chamadas Temporadas de Acesso defionidas no Pnast ((Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão)  organizam a apresentação e a análise dos pedidos à Rede Básica, com processos competitivos quando há disputa pela capacidade disponível.

O setor eólico brasileiro aposta na chegada de data centers para impulsionar investimentos e destravar a demanda, enquanto parques já instalados enfrentam restrições para produzir energia.

A aparente contradição foi tratada na 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo, que expôs o desafio dessa estratégia: coordenar a expansão das usinas, das redes e do consumo para que novos empreendimentos encontrem espaço em um sistema que já precisa limitar a geração.

A presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, afirmou que o curtailment, como são conhecidos os cortes de geração, permanece sem solução operacional, apesar do avanço na regulamentação das compensações às empresas.

A Portaria Normativa nº 140, publicada pelo Ministério de Minas e Energia em julho, tem alcance delimitado. Ela disciplina a compensação por cortes ocorridos entre setembro de 2023 e novembro de 2025, classificados como decorrentes de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. A adesão exige a assinatura de um termo de compromisso que inclui a renúncia a disputas sobre compensações por restrições ocorridas até a data estabelecida.

O tratamento dessas perdas, entretanto, deixa em aberto as condições físicas que levam às restrições. Segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), os cortes são uma medida técnica necessária para preservar a segurança do sistema quando a geração disponível não pode ser integralmente aproveitada. A produção eólica e solar varia ao longo do tempo e nem sempre coincide com os momentos de maior consumo.

Essa distinção limita o alcance de uma solução centrada apenas na construção de linhas. Em diagnóstico sobre o curtailment, o ONS aponta que, mesmo com a eliminação de restrições de transmissão, podem continuar ocorrendo cortes quando a oferta supera a demanda em determinados horários. A expansão das redes resolve parte do problema; o equilíbrio entre produção e consumo exige outras respostas.

É nesse contexto que os data centers aparecem na agenda da indústria. Elbia defendeu atenção à infraestrutura de transmissão necessária para receber essas novas cargas e aproveitar o interesse de grandes consumidores pelo Brasil. A dirigente também apontou a retomada da indústria eólica nacional como uma das prioridades do setor.

João Galamba, assessor sênior do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC), defendeu que a instalação de data centers seja acompanhada de nova geração limpa. Na avaliação dele, o desafio brasileiro está na capacidade de entregar essa energia, o que passa pela infraestrutura das redes e pelo enfrentamento do curtailment.

A proposta abre uma frente de negócios para geradores e fabricantes, mas seu efeito sobre os cortes depende de como os projetos forem implantados. À luz do diagnóstico do ONS, o aumento do consumo pode ajudar a absorver excedentes; a construção simultânea de novas usinas exige avaliar onde e quando essa energia será produzida e consumida. O anúncio de uma nova carga, isoladamente, não permite medir o alívio que ela proporcionará às restrições existentes.

A distribuição dos impactos dos cortes também continua em discussão regulatória. Em outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou regras para organizar a ordem das restrições e compartilhar seus efeitos entre diferentes fontes. A aplicação definitiva foi prevista para 18 meses após a publicação da resolução, com uma etapa anterior de simulação dos resultados.

No horizonte internacional, Elbia citou o objetivo de elevar a eletrificação do consumo mundial de energia a 35% até 2035. A meta integra a campanha Electrify Now, liderada pela Global Renewables Alliance com apoio do GWEC, e busca ampliar o uso de eletricidade em transportes, processos industriais e outras atividades hoje atendidas por combustíveis fósseis. Trata-se de uma agenda defendida pelas organizações, cuja concretização depende de decisões de governos, empresas e consumidores.

Entre os fabricantes, Roberto Veiga, vice-presidente da Goldwind no Brasil, apresentou o investimento em capacidade industrial em Camaçari, na Bahia, como demonstração do interesse da companhia pelo mercado brasileiro e pelo fortalecimento da cadeia nacional.

A produção local também tem uma função comercial. Ao anunciar a aquisição da fábrica da GE em Camaçari, em 2024, a Goldwind destacou que o atendimento aos critérios de nacionalização do BNDES facilitaria o acesso dos clientes ao financiamento de longo prazo para a compra dos equipamentos.

Cotado para assumir o Ministério da Fazenda no quarto mandato do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), o governador reeleito do Piauí, Rafael Fonteles (PT), tem apostado na atração de investimentos privados para desenvolver setores estratégicos da economia estadual, com destaque para a pesquisa de terras raras, a produção de hidrogênio verde e a infraestrutura.

A estratégia econômica adotada pelo petista combina a ampliação do conhecimento geológico do estado, incentivos à instalação de novas indústrias e concessões de serviços públicos à iniciativa privada. O movimento ocorre em meio à corrida internacional por minerais críticos e à busca por fontes de energia capazes de reduzir as emissões de carbono na produção industrial.

Fonteles é apontado como um dos nomes considerados para comandar a equipe econômica de Lula a partir de 2027. Conforme mostrou a CNN, o governador sinalizou a aliados disposição para assumir um cargo no governo federal caso seja convidado pelo presidente.

Reeleito no primeiro turno com 70,90% dos votos válidos, o governador ganhou projeção nacional após integrar o núcleo da campanha de Lula no segundo turno. Antes de assumir o governo do Piauí, em 2023, Fonteles comandou a Secretaria da Fazenda estadual e presidiu o Comsefaz (Comitê Nacional de Secretários de Fazenda dos Estados e do Distrito Federal). O petista é formado em matemática e possui mestrado em economia matemática.

À frente do Executivo piauiense, Fonteles passou a promover o estado como destino de investimentos ligados à transição energética e à industrialização. Uma das frentes mais recentes envolve as terras raras, grupo de 17 elementos químicos utilizados na fabricação de ímãs permanentes, motores elétricos, turbinas eólicas e equipamentos de alta tecnologia.

O Piauí começou a atrair a atenção de empresas estrangeiras diante de novos levantamentos geológicos que indicam potencial para a ocorrência desses elementos em diferentes regiões do território estadual.

Entre as companhias interessadas está a canadense Origen Resources, que desenvolve trabalhos exploratórios no projeto Picos, no interior do estado.

Em setembro, a mineradora informou ter concluído o mapeamento geológico detalhado de uma área com indícios de mineralização e a primeira etapa de coleta de 328 amostras de solo. A companhia também avançou em levantamentos geofísicos aerotransportados, utilizados para identificar características das rochas e orientar futuras campanhas de exploração.

No mesmo mês, a Origen anunciou a decisão de avançar na aquisição de uma participação de 70% no projeto Campo de Cima, que abrange 33.075 hectares entre o Piauí e a Bahia.

Os estudos preliminares indicam potencial para depósitos de terras raras associados a argilas de adsorção iônica, modelo geológico especialmente relevante para a produção de elementos pesados, utilizados em tecnologias industriais e aplicações de defesa.

Apesar do interesse crescente, os projetos ainda estão em fase de pesquisa. As ocorrências identificadas precisam passar por novas etapas de investigação para determinar a extensão dos depósitos, a concentração dos minerais e a viabilidade econômica de uma eventual operação comercial.

O potencial mineral do Piauí também despertou a atenção do SGB (Serviço Geológico do Brasil). Em levantamento divulgado em 2025, pesquisadores identificaram 39 novas ocorrências de rochas associadas a fosfato, urânio e terras raras na borda oriental da Bacia do Parnaíba.

Em novembro do ano passado, Fonteles se reuniu em Brasília com a então diretora-presidente do SGB, Sabrina Góis, para discutir parcerias destinadas à ampliação do mapeamento geológico do estado. Na ocasião, o governador manifestou interesse em aprofundar o conhecimento sobre o potencial mineral piauiense e buscar apoio técnico da instituição.

A intenção é ampliar a disponibilidade de informações geológicas, consideradas fundamentais para reduzir os riscos das etapas iniciais da pesquisa mineral e estimular a entrada de novas empresas no setor.

Aposta no hidrogênio verde

Além da mineração, uma das principais vitrines da política econômica de Fonteles é a tentativa de transformar o Piauí em um polo de produção de hidrogênio verde, aproveitando a disponibilidade de energia solar e eólica no estado.

O combustível é produzido por meio da separação das moléculas de água, em um processo conhecido como eletrólise, utilizando eletricidade de fontes renováveis. O produto pode ser empregado na fabricação de fertilizantes e combustíveis industriais, além de substituir insumos de origem fóssil em determinadas etapas da siderurgia.

A estratégia do governo é utilizar a ZPE (Zona de Processamento de Exportação) de Parnaíba, no litoral piauiense, para atrair indústrias interessadas em produzir hidrogênio e seus derivados, como amônia verde, com foco tanto no mercado interno quanto na exportação.

A política ganhou respaldo institucional em 2024, quando Fonteles sancionou a Lei nº 8.459, que instituiu a Política Estadual do Hidrogênio Verde. A legislação prevê instrumentos de incentivo à cadeia produtiva, estímulo à pesquisa e atração de investimentos em infraestrutura energética.

Um dos maiores projetos anunciados foi o da espanhola Solatio, que apresentou um plano de R$ 27 bilhões para instalar uma unidade de produção de hidrogênio e amônia verdes em Parnaíba.

O empreendimento recebeu autorização para instalação em 2025 e chegou a iniciar obras preliminares. Entretanto, enfrentou entraves ambientais e de infraestrutura que comprometeram seu cronograma.

Mais recentemente, em outubro de 2026, o governo estadual anunciou avanços nos estudos para a implantação de uma planta-piloto de hidrogênio líquido em Parnaíba.

Apesar do interesse crescente, a viabilidade comercial do hidrogênio verde em larga escala ainda enfrenta questionamentos, principalmente devido aos elevados custos de produção, à necessidade de infraestrutura específica e à ausência de demanda consolidada.

Por isso, o combustível ainda é tratado como uma aposta de médio e longo prazo para a descarbonização da indústria, com a concretização dos investimentos dependendo de avanços tecnológicos, redução de custos e contratos de fornecimento capazes de garantir retorno financeiro aos projetos.

Infraestrutura e concessões

A estratégia econômica de Fonteles também passa pela ampliação da infraestrutura logística e pela participação do setor privado na prestação de serviços públicos.

Em junho de 2026, o Porto Piauí, localizado no município de Luís Correia, iniciou uma nova etapa operacional voltada à exportação de minério de ferro para a China.

A operação está associada à produção mineral da Lion Mining, instalada em Piripiri, e busca criar uma alternativa logística para o escoamento de commodities produzidas no estado, reduzindo a dependência de terminais localizados em outras unidades da Federação.

Em outra frente, Fonteles conduziu a concessão dos serviços de água e esgoto do estado à iniciativa privada.

Na área rodoviária, a gestão também ampliou uma PPP (parceria público-privada) no sul do Piauí, incorporando mais de 307 quilômetros de estradas ao contrato da concessionária CS Grãos do Piauí.

As intervenções estão concentradas em corredores utilizados para o transporte de produtos agrícolas, especialmente na região dos Cerrados, onde a expansão da produção exige investimentos em infraestrutura de escoamento.

Em balanço apresentado em fevereiro deste ano, o governo estadual informou que o Piauí havia atraído 120 empreendimentos desde 2023, entre projetos instalados e em fase de implantação, com investimentos associados de R$ 44,7 bilhões.

As agências reguladoras brasileiras devem enfrentar uma nova onda de vacâncias nas diretorias até o fim de 2027. Ao todo, 35 diretores terão o mandato encerrado no período, incluindo seis posições de comando, como presidências e diretorias-gerais.

Com isso, neste quarto mandato, o presidente Lula terá a responsabilidade sobre as indicações de todas as 12 agências reguladoras, que são responsáveis por fiscalizar e regulamentar setores estratégicos da economia, como energia elétrica, telecomunicações, mineração, transportes e saneamento.

Embora os nomes passem pela aprovação da Presidência da República, posteriormente à indicação do Executivo, os indicados ainda precisam passar por sabatina e aprovação do Senado Federal para assumir os cargos.

Mineração preocupa

O cenário mais preocupante é o da ANM (Agência Nacional de Mineração). Até o fim de 2026, quatro das cinco cadeiras da diretoria devem ficar vagas, considerando o encerramento de mandatos e a situação de dois integrantes que atuam como substitutos.

Os mandatos do diretor-geral Mauro Henrique Moreira Sousa e do diretor Caio Mário Trivellato Seabra Filho terminam no dia 4 de dezembro, enquanto os dos diretores substitutos Luiz Paniago Neves e Fábio Fernando Borges encerram em 30 de novembro. Com isso, apenas José Fernando Gomes Júnior permaneceria com mandato vigente a partir de 2027.

O setor de mineração tem ganhado destaque nos últimos anos com o aumento do interesse mundial nos recursos minerais disponíveis no Brasil. Além disso, recentemente, o Brasil aprovou uma nova Política Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos.

Comando das agências

O comando das agências também terão mudanças relevantes na composição. Em 2026, vencem mandatos de diretor-presidente ou diretor-geral na ANPD (Autoridade Nacional de Proteção de Dados), na ANM (Agência Nacional de Mineração) e na Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações).

Em 2027, será a vez do diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Sandoval Feitosa, deixar o cargo. Ludmila Silva, que atualmente ocupa interinamente a função de diretora substituta até a indicação de um nome para a vaga que antes era ocupada por Fernando Mosna.

Até 2027, três vagas serão abertas na diretoria da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) com o encerramento dos mandatos de Fernando Moura, em 9 de novembro de 2026, e Symone Araújo, em 27 de março de 2027. Essas vagas se somam à deixada por Daniel Maia Vieira, cujo mandato terminou em 10 de outubro de 2026, atualmente ocupada pelo diretor substituto Julio Nishida.

Além disso, a Ancine (Agência Nacional do Cinema) e a ANA (Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico) já enfrentam problemas de comando. A Ancine está com uma diretora-presidente no comando desde outubro de 2026.

Por sua vez, a agência de águas não conta com um diretor-presidente desde a saída de Verônica Sánchez no início de 2026. Desde então, a ANA optou por um sistema de rodízio entre os diretores, em que a cada seis meses o diretor-presidente interino muda.

Demora na indicação

O problema não se limita à quantidade de postos sem titulares, mas também ao tempo necessário para preenchê-los. Levantamento do IRIS Regulação aponta que a vacância nas agências reguladoras dura, em média, 195 dias.

A demora prolonga períodos de funcionamento com diretores substitutos e dificulta a recomposição dos colegiados responsáveis por decisões regulatórias.

Em 2025, o governo Lula também lidou com uma série de indicações para as diretorias das agências reguladoras a fim de recompor o corpo diretivo dessas autarquias.

Embora o tema esteja na agenda do governo, segundo a ministra da Casa Civil, Miriam Belchior, ainda não há, nos bastidores, movimentação significativa para definir novos nomes para as posições em aberto.

O quadro de 35 diretores com mandatos que finalizam até dezembro de 2027 pode ampliar a pressão sobre o governo para acelerar as indicações.

Nos bastidores, havia a avaliação de que, em caso de derrota de Lula na eleição presidencial, o Planalto poderia tentar encaminhar rapidamente os nomes para as 19 cadeiras que já estão vagas, de modo a aproveitar o período restante do mandato.

O MME (Ministério de Minas e Energia) anunciou nesta terça (27) o cronograma de leilões de energia com a previsão de sete leilões de transmissão de energia até 2029.

O documento estabelece as diretrizes e os prazos para a realização dos leilões, que têm como objeto a concessão das novas instalações de transmissão necessárias à expansão do sistema elétrico nacional.

As sessões públicas devem ocorrer em abril e outubro de cada ano e um certame adicional em dezembro de 2027.

Veja abaixo o cronograma:

Entre as regras definidas, destaca-se a exigência de celebração do Cust (Contrato de Uso do Sistema de Transmissão), junto ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), pelos agentes que demandam as novas instalações, dentro dos prazos estipulados no Anexo da Portaria, como condição para que essas instalações sejam incluídas nos leilões.

A exigência aplica-se às instalações de rede básica para o atendimento a distribuidoras (concessionárias, permissionárias ou autorizadas), subestações que incluam transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, além das conexões e equipamentos do terciário. Nesses casos, o Cust deve ser celebrado entre a distribuidora e o ONS.

Além de instalações de rede básica para atendimento a consumidores livres: instalações cuja data de necessidade, definida no Potee (Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica), esteja condicionada à confirmação da carga. Nessas hipóteses, o contrato será firmado entre o consumidor livre e o ONS.

A exigência para instalações condicionadas à confirmação de carga é novidade em relação às edições anteriores do cronograma dos leilões.

O objetivo é evitar que essas instalações sejam licitadas e construídas antes da confirmação da carga que as justifica, o que transferiria aos demais consumidores, por meio de tarifa, o custo de ativos que poderiam ficar ociosos.

A Axia Energia anunciou nesta terça-feira (27) a estruturação de um financiamento de até R$ 680 milhões para o desenvolvimento e implantação do Lote 7 de transmissão, no Rio Grande do Norte.

A estruturação está sendo feita a partir de uma carta-mandato com o IDB Invest, instituição do Grupo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) voltada ao setor privado.

A assinatura da carta dá início às avaliações e negociações para a possível operação.

Entretanto, uma eventual participação do IDB ainda depende da conclusão das análises, da negociação dos documentos e das aprovações internas aplicáveis. 

O lote foi conquistado pela empresa no Leilão de Transmissão realizado pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) em outubro do ano passado. 

Segundo a Axia, o empreendimento tem prazo de construção de 42 meses e estimativa de gerar 2.299 empregos durante a implantação.

Para Eduardo Haiama, vice-presidente Financeiro e de Relações com Investidores da companhia, o potencial financiamento faz parte da nossa estratégia de crescer com disciplina na alocação de capital.

“Ter o BID ao nosso lado reforça a relevância do projeto, pela experiência e pelo rigor da instituição na avaliação de investimentos”, disse.

Ainda segundo Haiama, o projeto combina geração de valor com uma contribuição concreta para a segurança do sistema elétrico.

O lote é formado pelos sublotes 7A e 7B, tem a RAP (Receita Anual Permitida) contratada de R$ 71,9 milhões por ano e prevê a instalação de três compensadores síncronos de 500 kV, sendo dois na Subestação Açu III e um na Subestação João Câmara III.

Ambos os equipamentos contribuem para o controle de tensão e a estabilidade da rede, especialmente importantes para o Nordeste, que é marcada pela forte presença de geração renovável.

A Subestação João Câmara III integra um corredor relevante de transmissão e funciona como hub para a conexão de fontes renováveis.

“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)

A Gerdau registrou um lucro líquido consolidado de R$ 1,56 bilhão no terceiro trimestre de 2026, crescimento de 43,4% em relação aos R$ 1,09 bilhão apurados no mesmo período de 2025. O resultado, divulgado nesta segunda-feira (26), foi impulsionado principalmente pela melhora dos preços do aço na América do Norte.

Desconsiderados os efeitos não recorrentes, o lucro líquido ajustado somou R$ 1,52 bilhão, ante R$ 1,09 bilhão no terceiro trimestre do ano passado. A receita líquida alcançou R$ 18,69 bilhões, alta de 3,9% na comparação anual.

O Ebitda (Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização) ajustado avançou 37,8%, para R$ 3,77 bilhões. A margem do indicador passou de 15,2% para 20,2%, uma expansão de 5 pontos percentuais.

A melhora ocorreu mesmo com a redução de 5,6% nas vendas consolidadas de aço, para 2,91 milhões de toneladas. Segundo a companhia, os preços mais elevados na América do Norte compensaram a queda dos volumes vendidos no Brasil e o impacto da desvalorização do dólar frente ao real.

As operações norte-americanas responderam por mais de três quartos do Ebitda ajustado consolidado. Na região, o indicador atingiu R$ 2,91 bilhões, crescimento de 60% sobre o terceiro trimestre de 2025. A margem avançou de 19,8% para 27,7%.

A receita na América do Norte subiu 14,4%, para R$ 10,51 bilhões, enquanto as vendas de aço cresceram 1,5%, para 1,31 milhão de toneladas. A Gerdau destacou a demanda dos segmentos de construção não residencial, centros de dados e energia renovável.

No Brasil, a receita líquida recuou 9,7%, para R$ 6,95 bilhões, e o Ebitda ajustado caiu 2,8%, para R$ 741 milhões, sempre na comparação com o terceiro trimestre de 2025. A margem, porém, aumentou de 9,9% para 10,7%.

Nos nove primeiros meses de 2026, o lucro líquido consolidado somou R$ 4,04 bilhões, alta de 49% sobre igual intervalo de 2025. A receita líquida acumulada cresceu 0,7%, para R$ 53,28 bilhões, e o Ebitda ajustado avançou 31,9%, para R$ 10,16 bilhões.

Dividendos

O conselho de administração também aprovou a distribuição de R$ 667 milhões em dividendos, equivalentes a R$ 0,34 por ação. O pagamento será realizado em 15 de dezembro, com base na posição acionária de 10 de novembro de 2026.

Terão direito aos proventos, caso a proposta seja aprovada, os titulares de ações inscritos nos registros da instituição depositária da companhia na data do crédito, em 10 de novembro.

A proposta foi aprovada por unanimidade pela diretoria, em reunião presidida pelo diretor-presidente, Gustavo Werneck.