A Vale não prevê o pagamento de dividendos extraordinários em 2026, diante das incertezas geopolíticas esperadas para o próximo ano. A informação foi dada nesta sexta-feira (30) pelo vice-presidente executivo de Finanças e Relações com Investidores da companhia, Marcelo Bacci, durante teleconferência sobre os resultados do terceiro trimestre.

Segundo o executivo, a companhia prefere manter uma postura conservadora na administração de seus recursos para enfrentar eventuais turbulências no cenário internacional.

“Preferimos ficar do lado conservador para lidarmos com as medidas incertas”, afirmou Bacci.

O executivo acrescentou que a possibilidade de uma distribuição adicional de recursos aos acionistas poderá voltar a ser discutida futuramente, mas considera prematuro avançar nessa decisão neste momento.

Por outro lado, a mineradora identifica oportunidades para ampliar a recompra de suas próprias ações diante da recente desvalorização observada no setor de mineração.

A Vale mantém em aberto um programa de recompra de até 100 milhões de ações, aprovado pelo Conselho de Administração em julho deste ano. A operação permite que a companhia adquira seus próprios papéis no mercado, conforme as condições estabelecidas no programa.

“Temos um programa de recompra em aberto, para recomprar até 100 milhões de ações. Nesse momento, tivemos uma queda no setor como um todo. Isso dá oportunidade para recomprar”, disse.

De acordo com Bacci, a companhia continuará monitorando o desempenho dos papéis e poderá aproveitar eventuais condições favoráveis para novas aquisições.

“Vamos continuar monitorando o mercado. Achamos que vamos ter oportunidades nos próximos meses de fazer recompras”, concluiu.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 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.

VTM

A intervenção, financiada integralmente pelo Fundo Ambiental, representa um investimento de 7,3 milhões de euros e foi visitada pela ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho.

A obra, aprovada em 2024, deveria estar terminada este ano, mas as condições meteorológicas adversas e a complexidade dos trabalhos condicionaram a execução. Segundo a governante, trata-se de uma intervenção exigente do ponto de vista da engenharia, numa zona marcada pela erosão das margens do Douro, pela força das correntes e pela água que escorre das encostas.

“Vai ficar muito mais sólida e muito mais segura do que o que estava”, afirmou Maria da Graça Carvalho, explicando que a estrutura anterior tinha cerca de 30 anos. A intervenção recorre a novas tecnologias e materiais para reforçar a resistência da infraestrutura e melhorar a segurança da estrada e de quem circula naquela zona.

A Avenida do Douro, uma das principais vias de acesso à cidade, foi cortada ao trânsito devido a um abatimento de piso e à derrocada do muro de suporte em 2024.

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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.

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

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 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.