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).

A ABTP (Associação Brasileira dos Terminais Portuários) defende que integração entre portos, rodovias e ferrovias é essencial para ampliar a eficiência energética da logística brasileira.

Em entrevista à CNN, a diretora-executiva e de Relações Institucionais, Cláudia Borges, afirmou que os investimentos em modernização dos terminais e a adoção de novas tecnologias precisam estar alinhados aos avanços dos demais modais para gerar ganhos em toda a cadeia de transporte.

Para a diretora, a complementaridade entre os modais exige que as iniciativas de eficiência energética avancem de forma alinhada, tendo em vista que portos respondem por 95% do comércio internacional brasileiro, incluindo o escoamento de safras do agronegócio.

A fala ocorreu durante o evento Frotas e Fretes Verdes, realizado na Fiesp (Federação das Indústrias do Estado de São Paulo), na capital paulista entra essa quarta (28) e quinta-feira (29).

Além da ampliação da capacidade e da compra de equipamentos, segundo ela, parte dos investimentos dos terminais portuários tem sido direcionada a estudos e ações na área ambiental, social e de governança.

“Uma parte dos investimentos tem sido voltada, sim, para estudos, para aplicação de ações na área de ESG”, comentou.

Ainda segundo a diretora, a ABTP mantém um grupo que se reúne mensalmente para debater o tema, reunindo terminais associados para discutir iniciativas que estão sendo implementadas nos portos, incluindo melhorias de processos e novas tecnologias que podem contribuir para a eficiência energética.

No início do mês, o ministro de Portos e Aeroportos, Tomé Franca, divulgou uma nova carteira de projetos e investimentos do MPor (Ministério de Portos e Aeroportos) para os próximos quatro anos, com investimentos de cerca de R$ 160 bilhões. 

Para os portos, o ministério prevê 34 leilões, com investimentos estimados em R$ 20,6 bilhões.

Entre os projetos estão o Tecon Santos 10, no Porto de Santos (SP), com R$ 6,45 bilhões; o SSB01, no Porto de São Sebastião (SP), com R$ 3,84 bilhões; o ITJ01, no Porto de Itajaí (SC), com R$ 2,66 bilhões; o VDC10, no Porto de Vila do Conde (PA), com R$ 1,93 bilhão; e o IQI15, no Porto do Itaqui (MA), com R$ 1,22 bilhão.

O TCU considerou improcedente a representação sobre supostas irregularidades na compra de 12 termelétricas da Eletrobras pela Âmbar Energia e na edição da MP 1.232/26.

A MP foi editada pelo governo federal para facilitar a troca de controle da Amazonas Energia e recuperar a situação financeira da distribuidora, garantindo a continuidade do fornecimento no estado.

As térmicas compradas ficam no Norte do país e atendem, entre outras coisas, sistemas isolados de energia, além de fornecer energia para a Roraima Energia e a Amaz

Entretanto, a relação com as termelétricas está em um dos dispositivos, que permitia converter determinados contratos de fornecimento dessas usinas em contratos de energia de reserva, alterando a forma de contratação e pagamento dessa energia.

Também na decisão, o Tribunal de Contas determinou o envio do processo e do acórdão à CVM (Comissão de Valores Mobiliários) e ao MPF (Ministério Público Federal), para avaliarem possíveis medidas diante de indícios de uso de informação privilegiada e de eventuais ilícitos relacionados à operação.

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

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

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

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

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

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

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

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

Fernando Palamone é CEO da RT-One*

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

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

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

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

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

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

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

As cotas de energia de Itaipu destinadas às distribuidoras brasileiras podem cair até 32,3% em 2027, segundo cálculos feitos pela Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). A entidade alerta que a ampliação da contratação da Ande, estatal responsável pela gestão de energia naquele país, pode exigir compras adicionais pelas concessionárias e pede uma definição antes do leilão de 13 de novembro para evitar que elas iniciem o próximo ano com contratos insuficientes.

As cotas de Itaipu são as parcelas do fornecimento da usina que as distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste são obrigadas a contratar. Essa energia compõe o conjunto de contratos das concessionárias para atender seus consumidores. Se o volume recebido diminuir, elas podem precisar comprar energia de outras fontes para cobrir a diferença.

Em carta, a Abradee pede que a agência defina, em conjunto com o MME (Ministério de Minas e Energia), o montante da Ande (Administración Nacional de Electricidad) a ser abatido das cotas de 2027 antes do leilão de energia existente marcado para 13 de novembro.

O problema está no calendário. As distribuidoras têm até amanhã, 30 de outubro, para ratificar ou retificar suas declarações de necessidade de compra para os leilões A-1, A-2 e A-3. A cota de Itaipu, porém, costuma ser definida perto do fim do ano, depois da contratação nos certames. O fornecimento dos contratos do A-1 começa em 1º de janeiro de 2027.

No cálculo da associação, a energia destinada às distribuidoras considera a garantia física total de Itaipu descontada da carga informada pela Ande. Quanto maior o volume reservado à estatal paraguaia, menor a parcela disponível para as concessionárias brasileiras.

A Abradee calcula que, se o abatimento passar a refletir o consumo efetivo da Ande, a cota das distribuidoras poderá diminuir 24,4%, ou 1.317,2 megawatts médios (MW médios). No cenário em que a parcela destinada às concessionárias fique limitada à metade brasileira da garantia física da usina, a redução chegaria a 32,3%, ou 1.745,2 MW médios.

A preocupação está ligada ao entendimento firmado pelos governos brasileiro e paraguaio em abril de 2024. O documento manteve até 2026 os termos do acordo operativo de 2007 e estabeleceu que o Paraguai aumentaria sua contratação de potência em pelo menos 10% ao ano nesse período. A partir de janeiro de 2027, o país se comprometeu a contratar toda a sua necessidade.

Segundo a Abradee, esse compromisso ainda não foi traduzido em ato normativo ou orientação que dê respaldo às distribuidoras para recompor seus contratos. A associação afirma que as empresas não estão incorporando os efeitos do entendimento às declarações de compra dos leilões de 2026.

Para 2026, a associação estima consumo de 3.421,7 MW médios, caso se mantenha o desempenho observado até setembro. O volume supera em 68,9% os 2.025,5 MW médios abatidos das cotas neste ano. Mantida a tendência, o consumo da Ande em 2027 se aproximaria da metade da garantia física de Itaipu, equivalente a 3.875,4 MW médios, segundo a entidade.

A principal preocupação da Abradee é ter previsibilidade sobre o volume de energia de Itaipu com que as distribuidoras poderão contar em 2027. A redução das cotas pode, inclusive, abrir espaço para contratações mais baratas no mercado brasileiro, diante da sobreoferta de energia e do custo de Itaipu, considerado elevado pelo setor.

Grandes consumidores

A carta cita o avanço de grandes consumidores de eletricidade no Paraguai, como mineração de criptoativos e data centers. Com base em comunicado da Ande, informa que a demanda total do sistema paraguaio cresceu 17,9% entre janeiro e agosto de 2026.

Vale lembrar que o departamento de Estado dos Estados Unidos anunciou recentemente um acordo para que a energia elétrica da usina de Itaipu seja utilizada em um projeto de infraestrutura para inteligência artificial.

Para evitar um déficit de contratação, a Abradee pede que, após a definição da cota, as distribuidoras possam revisar suas declarações de compra para o A-1 antes do leilão de novembro, caso a mudança em relação a 2026 seja relevante.

Se não houver tempo, a alternativa proposta é realizar um leilão A-0 ou de ajuste em janeiro de 2027, depois da definição das cotas. A entidade afirma que a Aneel já reconhece como exposição involuntária a variação da cota de 2027 em relação à de 2026.

Além das medidas de contratação, a Abradee propõe que a estimativa da carga da Ande tenha como referência mínima o consumo realizado nos últimos 12 meses. Pede ainda articulação com o MME e o Ministério das Relações Exteriores para incluir, nos termos de 2027 e na revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu, a informação prévia da necessidade paraguaia e o tratamento das diferenças entre o volume informado e o efetivamente consumido.

Procurada, a Itaipu disse em nota que por se tratar de uma manifestação da Abradee à Aneel, referente a questões regulatórias do setor elétrico brasileiro, não cabe à Itaipu se posicionar a respeito.

A Petrobras bateu recorde de produção de petróleo e gás no terceiro trimestre de 2026, ao alcançar média de 3,51 milhões de barris de óleo equivalente por dia. O volume representa uma alta de 11,7% em relação ao mesmo período de 2025 e 5,3% na comparação com o segundo trimestre, segundo o relatório de produção e vendas da companhia.

O avanço foi puxado pelo aumento gradual da produção das plataformas P-78 e P-79, no campo de Búzios, e pelo desempenho da plataforma Alexandre de Gusmão, em Mero. A Petrobras também atribuiu o resultado à maior eficiência operacional desde o quarto trimestre de 2018 e à redução das perdas com paradas para manutenção.

O indicador considera a produção própria da Petrobras, correspondente à sua participação nos campos, e reúne petróleo, líquidos de gás natural e gás natural em uma mesma unidade de energia. A produção de óleo e líquidos de gás natural no Brasil somou 2,832 milhões de barris por dia, alta de 12,4% em um ano.

No acumulado de janeiro a setembro, a produção própria total atingiu média de 3,359 milhões de barris de óleo equivalente por dia, crescimento de 13,9% sobre igual período de 2025. Já a produção total operada, que inclui a parcela dos sócios nos campos, alcançou recorde de 5,082 milhões de barris de óleo equivalente por dia no trimestre.

O pré-sal respondeu por outro recorde: a produção própria nessa área chegou a 2,96 milhões de barris de óleo equivalente por dia, ante 2,78 milhões no segundo trimestre. Ao longo dos três meses, entraram em operação 12 novos poços produtores, divididos igualmente entre as bacias de Campos e de Santos.

“A Petrobras alcançou um novo recorde de produção própria de 3,51 milhões de barris de óleo equivalente por dia no 3T26, crescimento de 11,7% na comparação com o mesmo trimestre do ano anterior. (…) a maior eficiência operacional trimestral em oito anos, afirmou a diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos, no relatório.

Em Búzios, a plataforma Almirante Tamandaré registrou produção média de 263 mil barris de petróleo por dia em julho, mantendo a posição de maior produtora do país. Em Mero, a Alexandre de Gusmão atingiu a capacidade originalmente prevista de 180 mil barris por dia em agosto e, após ampliação autorizada, alcançou pico de 190 mil em setembro.

O desempenho foi diferente no pós-sal profundo e ultraprofundo, onde a produção de óleo recuou 4,2% em relação ao segundo trimestre, para 341 mil barris por dia. Segundo a empresa, o resultado refletiu mais perdas com paradas para manutenção na Bacia de Campos e o declínio natural dos campos maduros.

Para 2027, a Petrobras prevê a entrada em operação de mais duas plataformas em Búzios, a P-80 e a P-82, cada uma com capacidade nominal para produzir 225 mil barris de petróleo por dia. As unidades deixaram o estaleiro em Singapura em setembro e outubro, respectivamente.

Exportações

As exportações de petróleo e derivados também bateram recorde, com média de 1,251 milhão de barris por dia. O volume ficou 20,7% acima do registrado um ano antes e avançou 1,7% sobre o segundo trimestre, impulsionado pelas vendas externas de derivados, principalmente óleo combustível.

As exportações apenas de petróleo, porém, recuaram 0,9% na comparação trimestral, para 987 mil barris por dia. A companhia informou que cargas equivalentes a 140 mil barris diários ainda estavam em andamento no encerramento do período, com expectativa de serem contabilizadas no quarto trimestre.

Apesar do recorde nas exportações totais, o saldo entre os volumes exportados e importados caiu 14,6% ante o segundo trimestre, para 918 mil barris por dia. As importações aumentaram 114,1%, para 333 mil barris diários, diante de maiores compras de petróleo e da demanda sazonal por combustíveis, sobretudo diesel e querosene de aviação. A comparação foi influenciada pela baixa base do segundo trimestre, quando as importações de derivados atingiram o menor nível histórico.

Refino

No refino, a produção de derivados atingiu 1,873 milhão de barris por dia, alta de 4,6% em um ano, mas queda de 2,3% sobre o trimestre anterior. O recuo foi associado à parada programada para manutenção na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC). O fator de utilização das refinarias ficou em 99%, ante 101% no segundo trimestre e 94% um ano antes.

A produção de diesel atingiu recorde trimestral de 769 mil barris por dia, crescimento de 6,7% na comparação anual. As vendas de derivados no mercado interno chegaram a 1,854 milhão de barris por dia, o maior volume desde o terceiro trimestre de 2021, com alta de 6,4% sobre o trimestre anterior.

O principal impulso veio do diesel, cujas vendas cresceram 14,4% na comparação trimestral, para 849 mil barris por dia. A Petrobras relacionou o aumento ao plantio da safra de verão e à maior atividade industrial.

Gás natural

No mercado de gás, a entrega de produto de origem nacional subiu 10,5% ante o segundo trimestre, para 42 milhões de metros cúbicos por dia. A maior oferta doméstica permitiu reduzir as importações, segundo a companhia. As compras de gás boliviano caíram de 7 milhões para 5 milhões de metros cúbicos diários.

A expansão das atividades também elevou as emissões operacionais de gases de efeito estufa nos negócios de petróleo e gás, sem incluir as termelétricas. Elas somaram 37,5 milhões de toneladas de CO₂ equivalente nos nove primeiros meses de 2026, ante 35 milhões em igual período de 2025.

A Motiva teve lucro líquido ajustado de R$ 750 milhões no terceiro trimestre, um crescimento de 9,8% sobre o resultado positivo de um ano antes, segundo balanço divulgado nesta quarta-feira (28) pela maior companhia de concessões rodoviárias do país ao mercado.

A companhia apurou um resultado operacional medido pelo Ebitda ajustado de R$ 2,5 bilhões, aumento de 13,4% sobre o apurado um ano antes, com a margem passando se mantendo praticamente estável, a 66,2%.

Analistas, em média, esperavam que a Motiva apresentasse lucro de R$ 627 milhões no terceiro trimestre e Ebitda de R$ 2,6 bilhões, segundo dados da LSEG.

Os números do trimestre incluem início da cobrança de pedágio em concessões rodoviárias da companhia no Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro e foram beneficiados por uma base de comparação mais fraca com o mesmo período do ano passado diante do início em abril da gestão da rodovia Fernão Dias, entre São Paulo e Minas Gerais.

A receita líquida ajustada da Motiva cresceu 13,6% no terceiro trimestre sobre um ano antes, para R$ 3,8 bilhões, ante expectativas do mercado de faturamento de R$ 4,44 bilhões, segundo a LSEG.

A Motiva afirmou que a receita do trimestre foi apoiada ainda por “desempenho operacional na plataforma de Trilhos e por reajustes tarifários”. A companhia citou que conseguiu elevar receitas complementares em 23% no período, para R$ 92 milhões.

A companhia terminou setembro com alavancagem financeira ajustada de 3,2 vezes ante 3,6 vezes reportados no mesmo período do ano passado.

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A Neoenergia, controlada pela espanhola Iberdrola, anunciou nesta quarta-feira (28) um acordo para vender sua participação remanescente de 25% na hidrelétrica de Dardanelos, em Mato Grosso, a uma sociedade detida por fundos geridos pela Itaú Asset Management. A operação deve antecipar cerca de R$ 400 milhões em caixa para a companhia.

O acordo prevê também a quitação integral de um empréstimo de R$ 265,8 milhões concedido à Hidro Participações pela Elektro Renováveis do Brasil, subsidiária integral da Neoenergia. Tanto o preço das ações quanto o valor do empréstimo estão sujeitos a correção monetária e outras atualizações desde 2 de abril de 2026 até o fechamento da operação.

A participação remanescente havia sido mantida após a venda de 75% do empreendimento à francesa EDF power solutions, anunciada em 21 de novembro de 2025 e concluída em 2 de abril deste ano. A EDF permanece como sócia majoritária e assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da hidrelétrica com a conclusão daquela aquisição.

Na negociação anunciada no ano passado, o valor atribuído à totalidade do empreendimento foi de R$ 2,51 bilhões. A avaliação seguia o critério de enterprise value, que considera também o endividamento líquido do negócio.

A participação remanescente da Neoenergia era indireta, por meio da EDF Brasil Hidro Participações, sociedade que detém a Energética Águas da Pedra, empresa responsável pela usina.

A saída de Dardanelos ocorre em meio à estratégia de rotação de ativos da Neoenergia. Ao anunciar o acordo com a EDF, a companhia afirmou que a operação contribuiria para fortalecer o caixa, reduzir a alavancagem e simplificar sua estrutura.

No encerramento de setembro, a alavancagem da Neoenergia, medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda, estava em 3,44 vezes. O indicador recuou em relação às 3,48 vezes de junho, mas ficou acima das 3,41 vezes registradas em dezembro de 2025.

A dívida líquida somava R$ 52,23 bilhões, alta de 7% sobre os R$ 48,74 bilhões do fim do ano passado. Segundo o balanço do terceiro trimestre, o aumento foi explicado principalmente pelos investimentos nos projetos de redes.

Dardanelos está localizada no rio Aripuanã, no município de mesmo nome, no norte de Mato Grosso, e entrou em operação comercial em 20 de agosto de 2011. A usina tem cinco unidades geradoras, sendo quatro de 58 megawatts e uma de 29 megawatts, que somam 261 MW de capacidade instalada.

O empreendimento opera a fio d’água, aproveitando o fluxo do rio para gerar eletricidade, e possui reservatório de 0,24 quilômetro quadrado. Segundo a EDF, a capacidade da hidrelétrica equivale ao abastecimento de aproximadamente 1,4 milhão de pessoas.

De acordo com a Neoenergia, Dardanelos mantém contratos de venda de energia com um conjunto de 24 distribuidoras brasileiras. A EDF assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da usina quando concluiu a aquisição da participação majoritária, em abril.

Governo nomeia secretário-executivo do conselho de minerais críticos | INFRA NEWS

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O TCU (Tribunal de Contas da União) anunciou nesta quarta-feira (28) que aprovou com mudanças um acordo para devolução de mais de 3 mil quilômetros de ferrovias e pagamento de indenização de R$ 1,785 bilhão à União pela FTL (Ferrovia Transnordestina Logística), uma empresa do grupo CSN.

O acordo prevê devolução à União de 3.014 quilômetros de ferrovias sem operação e o reconhecimento da indenização devida pela FTL, afirmou o TCU, citando que o pagamento e o cumprimento das principais obrigações previstas no acordo dependem da futura prorrogação da concessão, prevista para 2028.

“O Tribunal recomendou a assinatura do acordo, visto que ele é mais vantajoso do que uma longa disputa judicial”, afirmou o TCU em comunicado à imprensa.

O acordo foi acertado pela FTL com a ANTT (Agência Nacional de Transportes Terrestres). A FTL foi contratada em 1997 para a exploração de serviço de transporte ferroviário de carga na ferrovia Transnordestina, afirmou o TCU.

Além da devolução dos trechos e da indenização, a empresa assumirá obrigações de desativação da infraestrutura, regularização ambiental e fundiária e mapeamento geográfico, além de investimentos de R$136,28 milhões para reduzir conflitos entre a ferrovia e as áreas urbanas, afirmou o tribunal.

Na decisão, o tribunal incluiu no acordo a proibição de uso dos recursos da indenização e da conversão de multas para pagamento de serviços de manutenção que já eram obrigação da FTL.

O TCU também cobra cronograma detalhado das obras e dos gastos e criação de penalidades proporcionais à gravidade dos descumprimentos.

De celulares a equipamentos cirúrgicos e tecnologias utilizadas na exploração espacial, o ouro tem aplicações que vão muito além das joias e dos investimentos financeiros. A presença do metal nesses dispositivos se deve a propriedades como a alta condutividade elétrica e a resistência à corrosão. Embora seja um dos materiais mais conhecidos e valorizados do mundo, o caminho que percorre desde a extração até chegar à indústria ainda é pouco familiar para grande parte da população.

Em uma mina subterrânea, a retirada do minério exige planejamento, equipamentos especializados e profissionais de diferentes áreas. O trabalho se estende por galerias escavadas a centenas de metros da superfície e envolve uma série de procedimentos, desde a extração das rochas até o processamento do material e a destinação dos resíduos.

Para mostrar essa realidade, a AngloGold Ashanti, mineradora de ouro responsável pela atividade industrial mais longeva ainda em operação no Brasil, lança a websérie “Além do Ouro – A mineração como você nunca viu”. Com estreia em 28 de outubro, a produção terá oito episódios semanais no canal da empresa no YouTube, com imagens dos bastidores e relatos de quem trabalha diretamente nas operações.

Os próprios profissionais apresentam as etapas da mineração, os cuidados com a segurança e as tecnologias empregadas na atividade. A produção também aborda a gestão dos rejeitos e o relacionamento com as comunidades próximas às instalações da mineradora.

Uma mina com 300 quilômetros de túneis

Um dos cenários da série é a Mina Cuiabá, localizada em Sabará, na Região Metropolitana de Belo Horizonte. Apontada como a mina subterrânea mais profunda do Brasil, ela chega a mais de 1.600 metros abaixo da superfície e possui cerca de 300 quilômetros de túneis, extensão equivalente a aproximadamente sete maratonas.

A circulação dos trabalhadores, o transporte de equipamentos e minério, a ventilação e o monitoramento das condições do subsolo exigem planejamento e controles específicos. No segundo episódio, os profissionais mostram como funciona a extração do ouro e explicam os procedimentos adotados para realizar o trabalho de acordo com a legislação.

Antes de chegar às galerias subterrâneas, a websérie recupera a origem do metal e sua trajetória ao longo da história. O capítulo de estreia aborda as características que tornaram o mineral tão valorizado e suas aplicações em diferentes setores da economia.

Da rocha ao metal precioso

O ouro encontrado na natureza geralmente está associado a outros minerais. Por isso, a retirada do minério do subsolo é apenas uma das etapas do processo. Para recuperar o metal, o material extraído passa por uma sequência de operações industriais conhecida como beneficiamento.

O terceiro episódio acompanha esse trabalho, desde o processamento das rochas até a separação do ouro. Além dos desafios técnicos, essa etapa exige atenção à destinação dos rejeitos, materiais que permanecem após a recuperação do metal.

O armazenamento desses resíduos é o assunto dos três capítulos seguintes. O quarto apresenta a engenharia das barragens de rejeitos, incluindo os critérios técnicos envolvidos em sua construção e os cuidados necessários para manter as estruturas seguras.

O quinto episódio mostra as tecnologias utilizadas no monitoramento, que permitem acompanhar as condições das barragens e identificar alterações que exigem avaliação ou intervenção. Já o sexto trata da descaracterização, processo de engenharia destinado a eliminar as características que fazem dessas instalações uma barragem de rejeitos, conforme as exigências técnicas e legais.

Alternativas para armazenar os rejeitos

A gestão dos materiais provenientes do beneficiamento também envolve outras soluções de engenharia. Uma delas é apresentada no sétimo episódio, dedicado às pilhas de rejeitos, estruturas geotécnicas projetadas para armazenar esses resíduos.

O capítulo explica como funcionam essas instalações e quais critérios orientam sua utilização, incluindo os aspectos de segurança e controle ambiental que tornam essa alternativa adequada para determinadas operações minerais.

A mineração e a vida nas comunidades

A relação com a população dos municípios onde a mineradora atua é o assunto do oitavo e último episódio, previsto para 16 de dezembro. O capítulo apresenta iniciativas da AngloGold Ashanti e explica o conceito de mineração circular, associado ao aproveitamento de coprodutos e às contrapartidas sociais e econômicas da atividade.

Entre as ações abordadas estão a geração de empregos, a qualificação profissional e o apoio a projetos culturais e sociais. A série também apresenta experiências de parceria com moradores e instituições locais, além de discutir o legado da mineração para essas regiões.

A websérie Além do Ouro – A mineração como você nunca viu, da AngloGold Ashanti, estreia em 28 de outubro, com oito episódios semanais até 16 de dezembro, disponíveis no canal oficial da mineradora no YouTube.

O resultado da Gerdau no terceiro trimestre de 2026 foi impulsionado principalmente pela melhora dos preços do aço na América do Norte, região que respondeu por mais de 76% do Ebitda da companhia no período.

Em entrevista à CNN Money, o CFO da empresa, Rafael Japur, destacou ainda a demanda dos segmentos de construção não residencial, centros de dados e energia renovável. As operações na América do Norte registraram expansão de 60% no Ebitda ajustado, enquanto as operações brasileiras apresentaram queda de 2,8% no mesmo indicador.

A Gerdau registrou um lucro líquido consolidado de R$ 1,56 bilhão no período, crescimento de 43,4% em relação aos R$ 1,09 bilhão apurados no mesmo período de 2025.

O lucro líquido ajustado atingiu R$ 1,52 bilhões, avanço de quase 40% na comparação anual. O Ebitda ajustado chegou a R$ 3,770 bilhões, com crescimento de 37,8% na mesma base de comparação — números que vieram em linha com as expectativas do mercado.

Demanda por infraestrutura de IA impulsiona resultados nos EUA

Japur explicou que a principal diferença em relação ao mesmo período do ano anterior foi o desempenho mais robusto das operações norte-americanas.

Segundo ele, a forte demanda está diretamente ligada aos investimentos em inteligência artificial na economia dos Estados Unidos.

“Tivemos um movimento muito puxado pela grande demanda que estamos vendo na economia norte-americana com relação a investimentos em inteligência artificial. E em função disso, tem investimentos em toda a matriz energética — linhas de transmissão, usinas fotovoltaicas, outras fontes de geração”, disse Japur.

O executivo destacou que o portfólio de produtos da Gerdau na América do Norte, composto principalmente por perfis leves e pesados voltados à construção não residencial e à indústria de manufatura, está bem posicionado para atender a essa demanda.

“Isso tem puxado muito o consumo de aços para a construção não residencial, privilegiando e dando um grande benefício especificamente para o nosso portfólio de produtos”, disse. Japur acrescentou que, mesmo com volume de vendas ligeiramente inferior, a margem por tonelada vendida foi superior à do mesmo período do ano anterior.

Perspectivas para o mercado norte-americano em 2027

Ao avaliar o fôlego do mercado norte-americano, Japur apontou que os gastos em construção não residencial cresceram apenas 0,5% no período, e que, sem o efeito da inteligência artificial, poderiam até apresentar queda. No entanto, o CFO demonstrou otimismo para os próximos trimestres.

“Se imaginarmos uma economia americana que passe por um movimento de redução de taxas de juros, isso certamente vai destravar ainda mais investimentos, não só na inteligência artificial e energia, mas nos outros setores da economia”, avaliou.

Para ele, a demanda em 2027 deve ser mais diversificada do que a observada ao longo de 2026.

Importações de aço e defesa comercial no Brasil

Japur também abordou a questão das importações de aço no mercado brasileiro. Segundo ele, historicamente a participação do aço importado no consumo aparente do Brasil ficava entre 10% e 13%, patamar que hoje chegou a 18,5%.

O executivo alertou ainda para o fenômeno das importações indiretas — o aço já contido em produtos manufaturados, como carros, autopeças e equipamentos.

“Não é só um fenômeno de maior entrada de aço importado, mas um fenômeno também de entrada de produtos manufaturados contendo aço, o que diminui o tamanho do mercado dos nossos clientes”, explicou.

O CFO informou que a empresa mantém interlocução com o governo por meio do Instituto Aço Brasil e que há duas investigações de dumping em curso, com previsão de conclusão até o final do ano, envolvendo vergalhão e bobinas laminadas a quente.

“Não buscamos a proteção de mercado, buscamos a defesa comercial”, afirmou Japur, ressaltando que o objetivo é garantir um campo de jogo mais igualitário para a indústria nacional.

Controle de investimentos e desistência do Porto Sudeste

No campo dos investimentos, o desembolso em Capex deve ficar próximo de R$ 4,5 bilhões, podendo ficar abaixo do previsto para o ano. Além disso, a companhia desistiu de participar do projeto de aquisição do Porto Sudeste.

A empresa avaliava o ativo como uma oportunidade para ganhar competitividade logística na operação de mineração, mas retirou a iniciativa do portfólio por enquanto.

Trens, metrôs, VLTs e rodovias operados pela Motiva no Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil serão abastecidos com energia solar por meio de uma parceria de 15 anos com a EDP.

O contrato de autoprodução prevê o fornecimento de energia para 13 concessionárias da companhia de infraestrutura de mobilidade.

O acordo abrange 154 unidades consumidoras, incluindo as linhas 4-Amarela e 5-Lilás do metrô de São Paulo, as linhas 8-Diamante e 9-Esmeralda dos trens metropolitanos paulistas e o VLT Carioca, no Rio de Janeiro. Também serão atendidas rodovias administradas pela Motiva em São Paulo, Rio de Janeiro, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul e Mato Grosso do Sul.

A energia será gerada no Complexo Solar Novo Oriente, localizado em Ilha Solteira, no interior de São Paulo. O parque tem capacidade instalada de 254 megawatts e mais de 558 mil painéis solares. Segundo as empresas, o contrato inclui certificados de energia renovável e deve evitar a emissão de cerca de 3,8 mil toneladas de dióxido de carbono por ano.

A estratégia combina geração própria, energia distribuída e contratação no mercado livre para reduzir custos e ampliar a previsibilidade das despesas.

O governo federal nomeou Carlos Leonardo Teófilo Durans para o cargo de secretário-executivo do CIMCE (Conselho Nacional para Industrialização de Minerais Críticos e Estratégicos), órgão criado para coordenar a nova política brasileira para o setor mineral.

A nomeação consta de portaria assinada pela ministra da Casa Civil, Miriam Belchior, publicada nesta quarta-feira (28) no DOU (Diário Oficial da União).

Durans ficará responsável por comandar a estrutura técnica e administrativa do conselho, instalada no MDIC (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços), que terá participação direta na análise de projetos, investimentos e operações empresariais envolvendo minerais críticos e estratégicos.

O novo secretário-executivo é servidor de carreira e analista de Comércio Exterior desde 2013. Até então, ocupava o cargo de diretor do Departamento de Desenvolvimento da Indústria de Insumos e Materiais Intermediários do MDIC.

Formado em Ciência da Computação pela Universidade Federal do Maranhão, Durans possui experiência na formulação de políticas industriais e já atuou em áreas relacionadas à inovação, produtividade e desenvolvimento de cadeias produtivas, incluindo os setores de petróleo e gás, defesa e indústria aeroespacial.

A nomeação representa mais uma etapa na implementação do CIMCE, instituído em setembro pela nova Política Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos, que busca ampliar a produção mineral brasileira e estimular o desenvolvimento das etapas de beneficiamento, processamento e transformação industrial dentro do país.

O conselho terá atribuições que vão além da formulação de políticas públicas. A legislação também estabelece um mecanismo de análise e homologação de determinadas operações envolvendo ativos minerais, incluindo mudanças de controle societário, transferências de direitos minerários e contratos internacionais de fornecimento que possam afetar a segurança econômica ou geopolítica do Brasil.

Na prática, o mecanismo permitirá ao governo, nos casos sujeitos à triagem, aprovar operações, estabelecer condições para sua realização ou negar a homologação, funcionando como uma espécie de poder de veto sobre determinados negócios do setor mineral.

A estrutura do CIMCE divide as atribuições entre diferentes ministérios. A Casa Civil preside o Pleno, responsável pelas diretrizes estratégicas, enquanto o MDIC coordena o Comitê Executivo e abriga a Secretaria-Executiva. O MME (Ministério de Minas e Energia), por sua vez, participa das decisões e deverá emitir manifestação técnica nos processos previstos na regulamentação.

Estrutura terá três subsecretarias

Um decreto publicado em 19 de outubro estabeleceu a criação de três subsecretarias vinculadas à Secretaria-Executiva, que ficará sob o comando de Durans.

A primeira, de Gestão e Assessoramento ao Pleno, será responsável pela organização administrativa do colegiado, pela preparação de reuniões e pelo apoio técnico à elaboração do Plano Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos.

A Subsecretaria de Projetos terá a função de receber e analisar requerimentos de empreendimentos minerais, organizar o cadastro dos projetos submetidos ao conselho e elaborar relatórios técnicos com propostas de deliberação.

Já a Subsecretaria de Análise de Operações ficará encarregada de instruir os processos relacionados ao mecanismo de triagem de investimentos, incluindo operações societárias e contratos internacionais abrangidos pela legislação.

Essa última estrutura também poderá preparar propostas de medidas cautelares e analisar o cumprimento das condições estabelecidas pelo conselho em suas decisões.

A escolha do secretário-executivo ocorre em meio à preparação das regras que definirão como o novo mecanismo de triagem será aplicado às empresas do setor mineral.

Entre os pontos que ainda dependem de regulamentação estão os critérios para identificar quais operações precisarão passar pela homologação do governo e os procedimentos que deverão ser observados pelas empresas.

A definição dessas regras é considerada especialmente relevante para operações de fusões e aquisições e contratos de fornecimento de longo prazo, frequentemente utilizados por mineradoras para garantir financiamento e viabilizar novos empreendimentos.

A nomeação de Durans, contudo, não representa o início automático das análises de operações. O funcionamento efetivo do mecanismo dependerá da conclusão das etapas regulatórias e da estruturação administrativa do conselho.

A South Atlantic Potash desenvolve um projeto estimado em mais de R$ 5 bilhões para explorar depósitos de potássio localizados abaixo do leito marinho na costa de Sergipe.

O empreendimento prevê a produção de até 2 milhões de toneladas anuais de cloreto de potássio, matéria-prima utilizada na fabricação de fertilizantes agrícolas, e busca reduzir a dependência brasileira de importações do mineral.

Segundo informações divulgadas pelo governo de Sergipe na terça-feira (27), a mineradora identificou nove alvos exploratórios na Bacia de Sergipe-Alagoas, a partir da análise de dados geológicos e de perfurações realizadas anteriormente pela indústria de petróleo e gás.

A empresa detém cerca de 189 mil hectares autorizados para pesquisa mineral pela ANM (Agência Nacional de Mineração). Os depósitos investigados estão localizados aproximadamente 2,5 quilômetros abaixo do leito marinho, em uma região com profundidade de água próxima de 30 metros.

O investimento estimado em mais de R$ 5 bilhões consta no relatório de gestão de 2025 da Desenvolve-SE (Agência Sergipe de Desenvolvimento), estatal que apoia a estruturação do empreendimento.

Apesar do potencial identificado, a iniciativa ainda está em fase de avaliação técnica conceitual. A empresa precisará realizar novas campanhas de sondagem para dimensionar os depósitos, estimar formalmente os recursos minerais e avaliar a viabilidade econômica da operação.

Os nove alvos identificados, portanto, ainda não representam reservas minerais comprovadas, e o empreendimento não possui uma decisão final de investimento anunciada.

O projeto pretende aproveitar o conhecimento geológico acumulado durante décadas de exploração de petróleo e gás na região. Segundo a empresa, informações de mais de 200 poços históricos, além de levantamentos sísmicos, contribuíram para identificar formações subterrâneas com potencial de concentração de sais minerais.

Como funcionaria a mineração no mar

Diferentemente da mineração convencional, o projeto não prevê a abertura de grandes escavações no fundo do oceano. A empresa pretende utilizar a técnica de lavra por dissolução, conhecida internacionalmente como solution mining, adaptada ao ambiente marítimo.

O processo consiste na perfuração de poços até as camadas subterrâneas que contêm os sais de potássio. Por esses poços, água seria injetada para dissolver parte dos minerais presentes no depósito, formando uma solução salina concentrada, conhecida como salmoura.

Essa solução retornaria à superfície e seria transportada até uma unidade industrial em terra, onde passaria por processos de evaporação e cristalização para separar os diferentes sais e produzir cloreto de potássio.

O produto final seria destinado à cadeia de fertilizantes, enquanto o cloreto de sódio também recuperado durante o processamento poderia ser comercializado como coproduto.

A ausência de barragens de rejeitos, entretanto, não elimina os desafios ambientais do empreendimento. O projeto prevê a necessidade de gerenciamento da salmoura residual, incluindo estudos sobre sua dispersão e possíveis impactos no ambiente marinho, aspectos que deverão ser analisados durante o licenciamento ambiental.

Dependência de importações

A proposta surge em um momento em que o Brasil busca ampliar a produção doméstica de matérias-primas utilizadas na fabricação de fertilizantes.

O país está entre os maiores consumidores mundiais de potássio, impulsionado pela demanda do agronegócio, mas depende quase integralmente do fornecimento externo.

A maior parte desse insumo é utilizada na produção de fertilizantes potássicos, fundamentais para culturas como soja, milho e cana-de-açúcar. A dependência externa torna o setor agrícola brasileiro mais exposto às oscilações internacionais de preços, aos custos logísticos e a eventuais interrupções no abastecimento.

Segundo estimativas apresentadas pela South Atlantic Potash, uma operação capaz de produzir 2 milhões de toneladas anuais de cloreto de potássio poderia atender aproximadamente 14% da demanda nacional, considerando o mercado utilizado como referência pela empresa.

A South Atlantic Potash mantém um memorando de entendimento com a Desenvolve-SE para apoiar o desenvolvimento do empreendimento. A agência estadual também informou ter realizado articulações com órgãos federais, incluindo a ANM e o Ibama, além de iniciativas relacionadas à estruturação financeira.

Entre as próximas etapas estão as sondagens confirmatórias offshore, a elaboração dos estudos de pré-viabilidade e viabilidade, o desenvolvimento da engenharia, a obtenção das autorizações ambientais e a captação de recursos.

A empresa ainda não anunciou uma data definitiva para o início da produção comercial. A efetiva implantação dependerá da confirmação de depósitos economicamente aproveitáveis e da conclusão das etapas técnicas, ambientais e financeiras.

A gigante de commodities Glencore e a chinesa CNGR fecharam acordos para comprar toda a produção prevista de concentrado de níquel do projeto Jaguar, localizado em São Félix do Xingu, no Pará, durante os primeiros cinco anos de operação da futura mina. O empreendimento pertence à australiana Centaurus Metals e é considerado um dos principais projetos de níquel sulfetado em desenvolvimento no Brasil.

Os contratos, anunciados nesta quarta-feira (28), também incluem compromissos de investimento de US$ 40 milhões na mineradora australiana. Segundo a Centaurus, os dois novos acordos representam aproximadamente US$ 900 milhões em vendas estimadas ao longo de cinco anos, considerando os preços atuais do níquel.

Cada um dos novos contratos prevê o fornecimento mínimo de 100 mil toneladas de concentrado de níquel de alto teor durante cinco anos, o equivalente a 20 mil toneladas anuais por empresa. As entregas deverão começar no primeiro semestre de 2029, quando está previsto o início da produção do Jaguar.

Os volumes se somam a um contrato anterior, assinado com a Glencore em março deste ano, que já havia comprometido outras 20 mil toneladas anuais. Dessa forma, a Centaurus passa a ter compradores para 100% da produção prevista de concentrado de níquel nos primeiros cinco anos de funcionamento da mina.

A produção contratada corresponde a aproximadamente 22,5 mil toneladas anuais de níquel contido no concentrado, segundo as estimativas da companhia. O produto terá teor de aproximadamente 30% de níquel e ainda precisará passar por etapas industriais adicionais para a obtenção do metal refinado.

Os contratos estabelecem que a produção excedente aos volumes mínimos também será adquirida pelas duas empresas, com os lotes adicionais distribuídos alternadamente entre Glencore e CNGR. A mineradora estima que esse volume complementar poderá alcançar 60 mil toneladas de concentrado ao longo dos cinco anos.

Os preços serão vinculados às cotações internacionais do níquel na LME (Bolsa de Metais de Londres), com mecanismos de ajuste conforme o valor do metal. Os acordos também preveem remuneração pela presença de cobre e cobalto no concentrado.

Por isso, os US$ 900 milhões anunciados representam uma estimativa de vendas dos dois novos contratos, e não uma receita garantida ou um pagamento antecipado à mineradora. O valor efetivamente recebido dependerá das cotações internacionais e dos volumes fornecidos.

A Glencore é uma das maiores empresas globais de mineração e comercialização de commodities, com atuação em diferentes etapas da cadeia produtiva do níquel. Já a CNGR é uma das principais fabricantes chinesas de materiais utilizados na produção de baterias, especialmente precursores empregados na fabricação de componentes das baterias de íons de lítio para veículos elétricos.

A entrada da companhia chinesa amplia a conexão do projeto brasileiro com a cadeia internacional de baterias, em um contexto de crescente importância estratégica do níquel para a indústria e de busca por novas fontes de fornecimento fora da Indonésia, que concentra parcela expressiva da produção mundial.

No contrato original firmado em março, a Centaurus informou que o concentrado adquirido pela Glencore teria como destino-base uma unidade metalúrgica da companhia em Sudbury, no Canadá. Os novos acordos, entretanto, não detalham o destino industrial dos volumes adicionais contratados.

Investimentos e financiamento

Além da compra futura da produção, a Glencore e a CNGR assumiram compromissos de investir US$ 20 milhões cada na Centaurus, por meio da aquisição de ações da mineradora australiana.

Os aportes serão divididos em duas etapas. A primeira prevê US$ 25 milhões, sendo US$ 12,5 milhões de cada empresa. A segunda, de US$ 15 milhões, dependerá da aprovação dos acionistas da Centaurus e da decisão final de investimento necessária para autorizar a construção do Jaguar.

No caso da CNGR, os investimentos também estão sujeitos à autorização das autoridades chinesas para operações de investimento no exterior. As condições da segunda etapa deverão ser cumpridas até 31 de janeiro de 2027.

Segundo o diretor-geral da Centaurus, Darren Gordon, os acordos representam um avanço na estruturação financeira e comercial do empreendimento.

“Com 100% da produção prevista do Jaguar para os primeiros cinco anos agora contratada e US$ 40 milhões em novos investimentos estratégicos comprometidos, avançamos significativamente nas bases comerciais e financeiras para desenvolver o projeto”, afirmou Gordon, em comunicado ao mercado.

Os novos compromissos também deverão contribuir para a conclusão das negociações de financiamento da mina. A Centaurus informou que as tratativas para obtenção de crédito estão em estágio avançado, mas ainda não anunciou a conclusão do pacote financeiro necessário para autorizar a construção.

Em março, a companhia anunciou ter recebido uma carta de intenção do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) para um possível financiamento de R$ 1 bilhão.

A manifestação, entretanto, não representa uma aprovação definitiva de crédito. A liberação dos recursos depende da conclusão das análises técnicas, financeiras e jurídicas, além das aprovações internas do banco.

Projeto Jaguar

Localizado na região mineral de Carajás, o Jaguar foi adquirido pela Centaurus da Vale em 2020 e reúne alguns dos principais depósitos de níquel sulfetado ainda não desenvolvidos no país.

A mineradora estima recursos minerais de 138,2 milhões de toneladas de minério, com teor médio de 0,87% de níquel, o equivalente a aproximadamente 1,2 milhão de toneladas do metal contidas nos depósitos identificados.

Desse total, a empresa delimitou reservas economicamente lavráveis de 52 milhões de toneladas de minério, com aproximadamente 406 mil toneladas de níquel contido, considerando as condições estabelecidas nos estudos de engenharia.

O planejamento inicial prevê uma mina a céu aberto com vida útil de 15 anos e produção média de 18,7 mil toneladas anuais de níquel contido no concentrado ao longo desse período. O investimento necessário para colocar o empreendimento em operação foi estimado em US$ 380 milhões, segundo o estudo de otimização divulgado pela companhia em 2025.

O níquel é utilizado principalmente na produção de aço inoxidável, mas também desempenha papel importante na fabricação de determinadas baterias de veículos elétricos e em outras aplicações industriais. O desenvolvimento de novos projetos de níquel sulfetado ganhou importância para a diversificação das cadeias internacionais de fornecimento do mineral.

No Brasil, o Jaguar integra uma carteira de projetos voltados à ampliação da oferta de minerais considerados estratégicos para a indústria e para a transição energética. Embora o empreendimento preveja o beneficiamento mineral no Pará, os contratos de fornecimento reforçam sua conexão com instalações industriais e compradores internacionais.

A Centaurus ainda precisa concluir a estrutura de financiamento e tomar a decisão final de investimento antes de avançar para a construção da mina. Os novos contratos preveem a possibilidade de encerramento pelas compradoras caso a primeira remessa de concentrado não seja enviada até o final de 2029.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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