Os gastos com logística no Brasil devem evem alcançar a marca dos R$ 2,2 trilhões em 2026, segundo estudo do ILOS (Instituto de Logística e Supply Chain).

O montante equivale a 16,1% do PIB (Produto Interno Bruto) brasileiro e representa o maior patamar estrutural desde 2022, de acordo com o Instituto.

O levantamento do setor considera os custos de mover, armazenar e financiar estoques no país.

Para Maurício Lima, sócio-diretor do ILOS e responsável pela pesquisa, esse avanço nos gastos acompanha o ciclo de aperto da política monetária. Ou seja, a taxa de juros em patamar elevado constante tem ajudado ao aumento de custos no setor logístico.

“Com a Selic nesse patamar, o capital imobilizado em mercadoria deixou de ser um custo secundário e passou a pesar de forma estrutural no resultado das empresas. Não é apenas o volume de estoque que explica a alta, mas também o custo de carregá-lo”, disse Lima.

Atualmente, a Selic está em 13,75% ao ano, mesmo após cortes feitos pelo BC (Banco Central) neste ano.

Do ponto de vista das empresas, o estudo mostra que a logística consome, em média, 9,5% da receita líquida dos negócios brasileiros.

Por um lado, o segmento que mais pesa é o de construção. Na outra ponta, tecnologia e telecomunicações registram a menor pressão nos custos.

Esse quadro tende a se agravar a partir do ano que vem, segundo o ILOS. No Brasil, 69% das empresas acreditam que o custo de transportes aumentará em 2027, com aumento médio esperado de 9,6%.

Já em armazenagem, 44% das empresas esperam aumento de custos, com alta média de 5,7%. No segmento de estoque, 31% das empresas acreditam em uma alta média de 7,0%.

Essa perspectiva se dá em um cenário em que o e-commerce tem modificado a cadeia logística exigida para a mercadoria chegar ao destino.

O Brasil recebeu quase 110 milhões de remessas postais e expressas apenas no primeiro semestre de 2026, segundo a Receita Federal.

O próximo governo encontrará um setor elétrico diferente daquele previsto pela reforma de 2004. O Brasil construiu uma matriz elétrica altamente renovável, atraiu investimentos privados e ampliou a geração. Mas essa expansão não foi acompanhada pela modernização dos mercados que coordenam a operação e orientam os investimentos.

O resultado é um paradoxo: temos energia renovável abundante, mas dificuldades crescentes para aproveitá-la, custos elevados para garantir o suprimento e tarifas que comprometem a competitividade. O problema não está na transição energética nem em uma fonte específica, mas na incapacidade de adaptar as instituições à nova realidade tecnológica. Sua prioridade dependerá dos objetivos do próximo governo.

O sistema brasileiro foi concebido quando as hidrelétricas forneciam simultaneamente energia e flexibilidade operativa. A expansão eólica e solar mudou essa relação. Durante o dia, a geração fotovoltaica reduz a produção das demais usinas; ao entardecer, sua retirada exige rápida elevação da geração controlável. Erros de previsão renovável também precisam ser compensados continuamente.

A flexibilidade, antes abundante, tornou-se valiosa, mas o mercado ainda não dispõe de preços capazes de revelar adequadamente seu valor econômico, apesar de experiências internacionais.

As consequências se reforçam. Sem preços para serviços operativos, faltam incentivos a baterias, resposta da demanda e outras fontes de flexibilidade. Subsídios a tecnologias específicas estimulam novos projetos mesmo quando sua contribuição adicional é pequena. Quando a geração renovável supera o consumo ou a capacidade de escoamento, o operador determina cortes compulsórios, o chamado curtailment.

Ao mesmo tempo, no pôr do sol, quando dezenas de gigawatts de geração solar distribuída deixam de contribuir para o atendimento da demanda, o governo contrata, por leilões de reserva de capacidade, recursos na alta tensão por longos períodos, repassando os custos aos consumidores.

Não se questiona a segurança do suprimento nem a importância dos leilões. A questão é o salto lógico de que contratações de longo prazo são a melhor forma de lidar com as falhas de um mercado de curto prazo que não precifica os serviços exigidos pela operação. Sem corrigir a origem, cada necessidade produz um novo encargo, subsídio ou contratação. Soluções apresentadas como “pragmáticas” mascaram problemas estruturais, cujos custos se acumulam como juros compostos.

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que cresceu em média 16,5% ao ano desde 2004, ilustra o avanço dos encargos. O resultado é um setor mais complexo, oneroso e dependente de decisões administrativas.

O próximo governo pode interromper esse processo em três frentes.

A primeira é aproximar os preços da operação física, mas princípio básico amplamente violado no Brasil. Mercados do dia seguinte e de tempo real, com dupla contabilização e preços vinculados ao despacho otimizado a cada dez minutos, revelariam o valor da energia em diferentes horários e localidades. É preciso também precificar serviços ancilares, sobretudo as reservas que compensam a variabilidade e a incerteza renováveis. Sua remuneração deve ser competitiva e tecnologicamente neutra, permitindo a participação de hidrelétricas, termelétricas, baterias e consumidores.

Os custos dessas reservas devem ser alocados segundo sua causalidade econômica, evitando transferências indevidas. O ERCOT, operador do Texas, reduziu em 2010 os intervalos de seu mercado de tempo real de 15 para cinco minutos e introduziu, em dezembro de 2025, a cootimização de energia e serviços ancilares, com benefícios estimados em mais de US$ 1 bilhão.

A segunda é reformular a expansão. Os leilões devem deixar de contratar tecnologias e quantidades predeterminadas para avaliar a contribuição integrada de cada projeto, inclusive a entrada de grandes cargas, como data centers. O valor de uma usina depende de quando e onde produz, da flexibilidade que oferece, da transmissão e de sua complementaridade com o parque existente, não apenas do preço da energia ou da potência firme.

Modelos de planejamento já utilizados no setor, e com os quais a EPE tem ampla experiência, permitem integrar geração, armazenamento, transmissão e confiabilidade para selecionar projetos em um leilão que seleciona ao menor custo global. Os leilões podem incorporar ofertas de grandes consumidores pelo acesso à rede, condicionando sua entrada a contribuições que cubram os custos adicionais de integração.

Isso posicionaria o Brasil como polo de geração e grandes cargas, com responsabilidade econômica, preservando o planejamento centralizado e usando a competição para selecionar investimentos.

A terceira é modernizar o varejo, reconhecendo as diferenças entre consumidores e oferecendo incentivos para que respondam às condições do sistema. No segmento residencial, mudar tarifas isoladamente tem efeito limitado. É preciso combinar preços e tecnologia, como ocorreu com os eletrodomésticos no racionamento em 2001, agora para promover flexibilidade.

O desafio inclui não apenas o consumo, mas também a injeção solar distribuída. Experiências internacionais mostram como incentivar baterias e equipamentos que ajustem automaticamente seu funcionamento às necessidades do sistema, sem comprometer o conforto. Isso exige uma agenda ministerial coordenada com a indústria de equipamentos.

Nos segmentos comercial e industrial, o retorno econômico estimula mais diretamente a gestão do consumo e a oferta de flexibilidade. Para aproveitar esse potencial, é preciso reformar a remuneração das distribuidoras, hoje centrada em retorno sobre CAPEX, e desenvolver mercados locais de flexibilidade, novos mecanismos de remuneração e pagamento e novos modelos de negócio, como nos Estados Unidos e na Europa. Esses mercados devem integrar-se ao atacado, com a participação de agregadores e comercializadores varejistas.

Essas frentes não significam substituir o planejamento por um mercado desregulado. Exigem planejamento integrado ao mercado, instrumentos econômicos coerentes com a operação e implementação gradual, com testes, cronograma público e segurança jurídica. A abertura do varejo deve ampliar escolhas sem ocultar custos em encargos.

O Brasil pode transformar sua matriz elétrica em vantagem competitiva duradoura. O desafio não é escolher tecnologias vencedoras, mas criar regras capazes de atrair os recursos necessários. Uma política energética bem-sucedida entrega eletricidade confiável, limpa e acessível. Precisamos de menos exceções e melhores regras.

Problemas complexos raramente admitem soluções simples, mas o setor já demonstrou capacidade para enfrentá-los. Sem uma reforma abrangente, uma vantagem estratégica continuará a produzir custos e obstáculos ao desenvolvimento. O próximo governo terá de escolher entre enfrentar as causas estruturais ou continuar administrando suas consequências.

* Alexandre Street é professor associado, PUC-Rio, Tinker Visiting Professor, Stanford University

O mercado de concessões de rodovias passou por uma mudança significativa na última década, com a desconcentração do setor e a entrada de novos players, incluindo operadoras estrangeiras e fundos de investimentos.

Entre 2016 e 2026, o número de empresas praticamente dobrou, passando de 18 para 35. Na direção contrária, a malha administrada pelo “top five” diminuiu de 64% para 54% do total.

O levantamento foi feito pela A&M Infra, divisão de infraestrutura e projetos de capital, a pedido da CNN. Ele capta um período em que as rodovias federais ou estaduais operadas pela iniciativa privada saltaram de aproximadamente 19 mil para cerca de 36 mil quilômetros.

“Nos últimos dez anos, esse mercado foi marcado por forte dinamismo no Brasil, com reestruturações importantes e um pipeline acelerado de projetos a partir de 2020”, afirma Tiago Barros, diretor-sênior da A&M Infra.

Em 2016, a liderança era dividida pela espanhola Arteris e pela CCR (hoje Motiva), com 17% de participação. Depois vinham Invepar (12%), Ecorodovias (9%) e Triunfo (9%).

Alguns players, como a Roadis (dona da Via Bahia) e a Odebrecht Transport, deixaram o mercado. A Triunfo saiu da BR-040, entre o Rio de Janeiro e Juiz de Fora (MG), e deve deixar outras operações.

Hoje, a dianteira do setor é disputada palmo a palmo por Motiva e Ecorodovias, cada uma com 14%. A EPR, fundada em 2022 pelos grupos Equipav e Perfin, detém 10%. Pátria Investimentos (9%) e Arteris (7%) vêm em seguida.

Atores recentes, porém, chamam a atenção. Um deles é a Nova Rodovias, que promoveu um “casamento” do Opportunity com quatro construtoras reunidas na 4UM (JMalucelli, Carioca Engenharia, Aterpa e Senpar).

“Gostamos de capex alto. A capacidade do grupo de se alavancar com equity é alta. E sobra capacidade de execução”, disse recentemente o CEO da empresa, Marcelo Stachow, em entrevista à CNN.

A Nova Rodovias arrematou as concessões da BR-381, entre Belo Horizonte e Governador Valadares (MG), e da BR-364, entre Porto Velho e Vilhena (RO). Agora, estuda os leilões da Rota Agro Central e da Rota do Pequi, além da relicitação da BR-163 entre Sinop (MT) e Miritituba (PA).

O Pátria, que entrou em concessões de rodovias federais e estaduais, vê um marco regulatório com previsibilidade no setor e investidores estrangeiros — como fundos de pensão e fundos soberanos — confiantes na segurança dos contratos.

“É um setor do qual gostamos bastante, estamos presentes há dez anos e pretendemos continuar participando”, afirmou Thiago Bronzi, sócio-líder de investimentos em rodovias e saneamento da gestora de recursos.

A francesa Vinci, uma das maiores operadoras privadas de rodovias do mundo, arrematou a Rota dos Cristais — entre Belo Horizonte (MG) e Cristalina (GO) — e adquiriu a Entrevias (SP).

Carteira de leilões

A continuidade das concessões de rodovias é apontada pela A&M Infra como um fator que ainda reconfigurar o mercado brasileiro nos próximos anos, além de oportunidades de fusões e aquisições.

Na semana passada, o Ministério dos Transportes divulgou sua carteira de leilões para o próximo quadriênio. Está prevista a oferta de 11 ativos somente em 2027, incluindo três lotes em Santa Catarina e a Rota Portuária Itaqui, entre São Luís (MA) e Teresina (PI). Há trechos como a Rota do Café (BR-393/RJ) e a otimização da BR-153 em São Paulo (Transbrasiliana). Esses projetos preveem investimentos de R$ 102,6 bilhões.

“É um número extremamente ousado de leilões”, afirmou o ministro George Santoro. De forma geral, o mercado entende pode haver nuances dependendo do resultado das eleições presidenciais, mas que a agenda de concessões rodoviárias hoje é um consenso entre os candidatos.

O diretor-presidente da ABCR (Associação Brasileira de Concessionárias de Rodovias), Marco Aurélio Barcelos, avalia que investidores internacionais ainda enxergam oportunidades no mercado brasileiro e pode haver novos entrantes.

De acordo com ele, o setor tornou-se um mobilizador de outras importantes atividades econômicas no país, que vão de construtoras a empresas de atendimento pré-hospitalar (responsáveis pelos primeiros socorros e assistência médica em estradas pedagiadas).

Para não colocar em risco a disposição dos investidores, acrescenta Barcelos, é fundamental que os contratos sejam integralmente respeitados e os governos empossados em 2027 não cedam a pressões populistas contra a cobrança de tarifas, que se revertem em investimentos recordes no setor e melhoria das condições oferecidas aos usuários.

O governo realiza nesta quinta-feira (22), em São Paulo, o primeiro leilão de gás natural processado destinado à indústria de base. Organizada pela PPSA (Pré-Sal Petróleo), a iniciativa busca ampliar a concorrência no mercado e reduzir o custo do combustível para o setor produtivo.

A disputa começa às 9h, pela plataforma eletrônica da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), com acompanhamento presencial na sede da entidade, na capital paulista.

Segundo a PPSA, 36 empresas estão habilitadas para disputar os 110 lotes, cada um equivalente a 10 mil metros cúbicos diários. A oferta total será de 1,1 milhão de metros cúbicos por dia, com fornecimento previsto entre março e dezembro de 2027.

“Estamos colocando o pré-sal a serviço da indústria brasileira. Esse leilão aumenta a oferta, traz mais competição para o mercado e faz com que o gás da União chegue diretamente para a indústria a um preço mais competitivo. É uma medida que reduz custos para quem produz, fortalece a indústria nacional e ajuda a gerar emprego e renda no país”, disse em nota o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira.

Em recente entrevista à CNN, o diretor-presidente da PPSA, Luís Fernando Paroli, estimou que o gás poderá chegar às indústrias por cerca de US$ 9 por milhão de BTU, já considerados impostos, transporte e distribuição. Segundo ele, a economia seria de US$ 3 a US$ 4 por milhão de BTU em relação aos preços pagos pelas empresas.

Na primeira rodada, a disputa terá cinco etapas, uma para cada grupo industrial. As empresas concorrerão apenas com participantes do mesmo segmento, conforme a seguinte distribuição inicial:

Cada grupo econômico poderá adquirir até 16 lotes na primeira rodada, equivalentes a 160 mil metros cúbicos por dia, respeitada a demanda habilitada. Caso sobrem volumes, haverá uma segunda rodada aberta a todas as empresas habilitadas, sem as cotas por setor e sem esse limite de lotes, mas ainda limitada à demanda remanescente de cada participante.

O preço será calculado mensalmente com base em 115% da média das cotações dos contratos futuros de Henry Hub, referência americana para o gás natural, acrescidos de um adicional definido na disputa. As ofertas com os maiores adicionais terão prioridade na distribuição dos lotes. O cálculo também considerará a cotação média do dólar no mês anterior ao fornecimento.

O gás produzido no pré-sal será escoado e processado pela Petrobras e disponibilizado aos compradores na saída da Unidade de Tratamento de Gás de Itaboraí, no Complexo de Energias Boaventura, no Rio de Janeiro.

A partir desse ponto, o transporte até as instalações industriais ficará sob responsabilidade dos compradores, diretamente ou por meio de uma comercializadora habilitada.

O TCU (Tribunal de Contas da União) decidiu nesta quarta-feira (21) dispensar a análise prévia do modelo da Oferta Pública proposto pela Infra S.A. para ceder, mediante remuneração, 12 áreas destinadas à implantação de terminais logísticos ao longo da FNS (Ferrovia Norte-Sul).

As cessões onerosas de uso de áreas poderão ser concluídas sem necessidade de manifestação prévia do Tribunal. O plenário da Corte determinou, porém, que a implementação do modelo seja acompanhada em processo específico, sem prejuízo de fiscalizações posteriores caso sejam identificados riscos ou indícios de irregularidades.

As 12 áreas da Ferrovia estão distribuídas por municípios de Tocantins, Goiás a São Paulo e somam aproximadamente 765,5 hectares. Todas classificadas como terrenos destinados à implantação de novas estruturas logísticas, sem infraestrutura operacional pronta para uso imediato.

O modelo foi idealizado pela Infra S.A. para flexibilizar a disponibilidade de terrenos, pátios ferroviários e instalações logísticas sob sua administração.

O procedimento prevê a manifestação de interesse de empresas, a análise de admissibilidade das propostas e elaboração de EVS (Estudo de Viabilidade Simplificado) e a abertura de uma janela competitiva para que terceiros também possam apresentar projetos.

Caso haja interessados concorrentes cujas propostas não possam ser compatibilizadas, será realizado procedimento competitivo simplificado, com critérios objetivos de seleção.

A remuneração da estatal terá uma parcela fixa, calculada com base no VRA (Valor de Referência da Área), e outra variável, vinculada à movimentação efetiva de cargas, mediante aplicação de fator de modulação sobre a tarifa de referência da ANTT (Agência Nacional de Transportes Terrestres).

A Eneva anunciou a conclusão da venda da térmica Porto do Itaqui à Diamante Energia nesta quarta-feira (21). A companhia informou, por meio de fato relevante publicado na CVM (Comissão de Valores Mobiliários), que a operação de permuta de participações societárias prevista em contrato foi finalizada hoje, encerrando a transação.

A decisão de alienação de cotas da usina, que fica em São Luís (MA), foi anunciada no início de setembro e estabelecia a transferência da participação à Diamante em contrapartida à transferência de 50% das ações de emissão da PPTM (Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A.) à Eneva. Com a operação, a empresa passa a ser dona de 100% da transportadora.

Além da permuta, o acordo ainda estabelecia um pagamento em dinheiro à companhia, que foi realizado no valor de R$ 365,3 milhões, considerando a atualização e os ajustes previstos contratualmente.

Também ficou previsto um pagamento de até R$ 467 milhões pela Diamante, sujeito à correção monetária e condicionado à eventual antecipação da data de início do período de suprimento de potência previsto no contrato do LRCap (Leilão de Reserva de Capacidade) de 2026, da Aneel.

No documento, a Eneva destaca que a operação representa a saída da empresa do segmento de geração a carvão mineral, iniciada com a alienação da UTE (Usina Termelétrica) Pecém II, concluída em agosto de 2026.

A empresa também aponta que a consolidação da participação no Hub Ceará fortalece sua nova estratégia, baseada no desenvolvimento de infraestrutura integrada de gás e geração de energia.

No documento, a companhia destaca que o objetivo dos novos planos é “reforçar seu diferencial de oferecer capacidade, flexibilidade e segurança eletroenergética ao sistema brasileiro de forma competitiva e alinhada aos desafios da transição energética”.

Usina de Itaqui

Itaqui começou a operar comercialmente em fevereiro de 2013 e está instalada nas proximidades do Porto do Itaqui, o que facilita o recebimento do carvão mineral importado utilizado como combustível. A usina possui 360 MW de capacidade instalada.

Apesar da venda, Itaqui tem perspectiva de operação de longo prazo. A usina foi uma das vencedoras do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de 2026 e garantiu uma extensão de contrato por dez anos, de 2031 a 2041. No certame, foram contratados 311,7 MW de potência da planta, com receita fixa anual de R$ 503,59 milhões, em valores da data-base do leilão.

A expansão dos data centers, impulsionada pelo avanço da inteligência artificial, pode abrir um novo mercado para o vanádio produzido no Brasil.

A avaliação é do co-CEO da mineradora canadense Largo, Alberto Arias, que afirmou, em entrevista ao Mapa da Mina, programa de mineração da CNN, que a demanda pelo mineral para fabricação de baterias de armazenamento de energia tem crescido nos Estados Unidos.

A companhia opera a mina Maracás Menchen, na Bahia, considerada uma das principais operações de vanádio do mundo. O mineral é utilizado principalmente na fabricação de aços de alta resistência e ligas metálicas para as indústrias de defesa e aeroespacial, mas vem ganhando espaço em tecnologias de armazenamento de eletricidade.

“Fizemos muitos investimentos em baterias nos EUA. Criamos uma joint venture com uma produtora de baterias e, nos últimos dois anos, essa empresa está vendo um aumento exponencial de demanda de baterias de vanádio na indústria de data centers”, afirmou Arias.

O executivo se refere à Storion Energy, empresa criada em 2025 a partir de uma parceria entre a Largo e a americana Stryten Energy. A companhia desenvolve componentes e eletrólitos utilizados em baterias de fluxo de vanádio, tecnologia voltada ao armazenamento de energia por períodos prolongados.

Diferentemente das baterias convencionais de íons de lítio, as baterias de fluxo armazenam energia em soluções líquidas que contêm vanádio e circulam entre tanques e células eletroquímicas.

A tecnologia permite armazenar grandes quantidades de eletricidade por várias horas, com longa vida útil e menor risco de incêndio. Por isso, é considerada uma alternativa para instalações industriais, redes elétricas e data centers, que precisam de fornecimento contínuo de energia para manter servidores e sistemas de processamento funcionando.

O crescimento dessas instalações, especialmente das estruturas dedicadas à inteligência artificial, exige investimentos cada vez maiores em geração, transmissão e armazenamento de eletricidade. Para a Largo, esse movimento pode ampliar o consumo de vanádio, tradicionalmente concentrado na indústria siderúrgica.

Arias afirmou que convidou representantes da parceira americana para conhecer a operação da Largo na Bahia e que os executivos ficaram impressionados com o potencial de ampliação da capacidade produtiva brasileira.

“Para o Brasil, é uma capacidade enorme de poder expandir a produção de vanádio para uso em data centers aqui no Brasil”, disse.

A aposta da mineradora é que a expansão dos data centers no país também possa estimular uma cadeia doméstica de armazenamento de energia, criando demanda para o mineral extraído em território brasileiro.

Mina na Bahia e fornecimento aos EUA

A Largo é uma companhia canadense com ações negociadas nas bolsas de Toronto e de Nova York. Seu principal ativo é a mina Maracás Menchen, localizada a cerca de 250 quilômetros de Salvador, que começou a produzir em 2014 e possui um dos depósitos de vanádio de maior teor do mundo.

A operação é realizada a céu aberto e produz principalmente pentóxido de vanádio, composto utilizado na fabricação de ligas metálicas de alta resistência e como matéria-prima para outras aplicações industriais e energéticas.

A importância estratégica do mineral também levou a Largo a ampliar sua atuação no mercado de defesa dos Estados Unidos.

Em junho, a companhia foi selecionada para fornecer pentóxido de vanádio de alta pureza à DLA (Agência de Logística de Defesa dos Estados Unidos), responsável, entre outras atribuições, pela aquisição e formação de estoques de materiais estratégicos para o país.

O contrato integra um programa de compras compartilhado com valor máximo de US$ 125 milhões e duração de cinco anos. Em julho, a Largo recebeu uma primeira encomenda de US$ 60,1 milhões, com entregas previstas até janeiro de 2030.

O material produzido na Bahia será destinado aos estoques estratégicos americanos e poderá atender às necessidades da indústria de defesa, incluindo a fabricação de ligas metálicas utilizadas em equipamentos militares e aeronáuticos.

Para Arias, o movimento reflete o interesse de países ocidentais em reduzir a dependência de fornecedores como China e Rússia em cadeias de minerais considerados críticos e estratégicos.

O executivo defendeu que o vanádio receba maior atenção das políticas de minerais críticos, diante de suas aplicações na indústria de defesa, no setor aeroespacial e nas tecnologias de armazenamento de energia.

Produção de cobre e expansão na Bahia

Além do vanádio, a Largo começou a diversificar sua produção mineral na Bahia. Em agosto, a companhia iniciou a recuperação de concentrado de cobre associado a metais preciosos, após receber autorização da ANM (Agência Nacional de Mineração).

O novo produto é obtido a partir do processamento de materiais da própria operação de Maracás Menchen e contém, além de cobre, elementos como ouro, platina, paládio e prata.

Na prática, a mineradora passou a aproveitar outros minerais presentes no material extraído para produzir um concentrado comercializável, utilizando parte das instalações que já existiam na mina.

Com a expansão das aplicações do vanádio e a diversificação para o cobre e metais preciosos, a Largo busca aumentar a rentabilidade de sua operação brasileira e aproveitar a demanda internacional por matérias-primas estratégicas.

 

A Antaq (Agência Nacional de Transportes Aquaviários) intensificou o acompanhamento das condições de navegação e operação das travessias no Amazonas diante dos impactos provocados pela época de estiagem.

Nessa última terça-feira (20), equipes da agência realizaram visitas técnicas coordenadas às travessias de Igapó-Açu e Manaus-Careiro da Várzea para verificar as condições dos serviços e as providências adotadas diante dos problemas identificados nas últimas semanas.

Além disso, a Antaq busca identificar os possíveis riscos à continuidade das operações na região.

Na travessia entre Manaus e Careiro da Várzea, localizada no corredor da BR-319, um dos pontos avaliados foi a formação de um banco de areia no canal de navegação, que altera as condições de passagem das embarcações e pode demandar serviços de dragagem.

As equipes também verificaram a situação das rampas de embarque e desembarque, podendo necessitar de adequações em razão do recuo das águas durante o período sem chuvas.

Durante a visita, foi acompanhada ainda a operação do Consórcio Rio Negro SPE, selecionado por meio de chamada pública para a prestação do serviço de transporte aquaviário de veículos e passageiros na travessia.

Atuação preventiva

Ainda em comunicado divulgado nesta quarta (21), a agência afirmou que as discussões concentraram-se nas condições de navegação e nas necessidades de infraestrutura para manter o funcionamento das travessias durante a estiagem.

Entre as medidas avaliadas estão a possível dragagem do canal de navegação e as adequações nas rampas de acesso, intervenções que são de responsabilidade do DNIT (Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes).

Segundo o diretor-geral, Frederico Dias, a agência tem acompanhado os problemas que a seca tem trazido para as travessias e buscando antecipar as situações que possam comprometer a prestação dos serviços.

O governo federal criou três subsecretarias e remanejou 23 cargos e funções de confiança para estruturar o funcionamento do CIMCE (Conselho Nacional para Industrialização de Minerais Críticos e Estratégicos), criado em setembro para coordenar a política brasileira para o setor.

A medida consta de decreto assinado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva em 16 de outubro e publicado no Diário Oficial da União na segunda-feira (19).

A nova estrutura ficará no MDIC (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços), responsável pela secretaria-executiva do conselho.

O colegiado, vinculado à Presidência da República, foi instituído pela Lei nº 15.506, sancionada em 16 de setembro, com o objetivo de ampliar a participação brasileira nas cadeias globais de minerais críticos, como terras raras, lítio e níquel, e estimular o processamento desses recursos no país.

Entre suas atribuições estão a aprovação de projetos considerados estratégicos e a análise de determinadas operações empresariais, incluindo mudanças de controle de mineradoras, transferências de direitos minerários e acordos internacionais de fornecimento.

Análise de negócios e projetos

Uma das três novas estruturas será a Subsecretaria de Análise de Operações, responsável por receber e examinar requerimentos, elaborar relatórios técnicos e preparar propostas de decisão sobre negócios submetidos ao conselho.

A área também poderá instruir a abertura de procedimentos por iniciativa do próprio governo, além de preparar propostas de medidas cautelares e acompanhar o cumprimento das condições impostas às empresas.

Já a Subsecretaria de Projetos ficará encarregada de analisar pedidos de enquadramento de empreendimentos nos instrumentos da política mineral, organizar o cadastro de projetos estratégicos e monitorar sua execução.

A terceira área, de Gestão e Assessoramento ao Pleno, será responsável pela organização das reuniões, preparação de documentos e acompanhamento da PNMCE (Política Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos).

Ao todo, o decreto remaneja 23 cargos comissionados e funções de confiança do Ministério da Gestão para o MDIC, incluindo os postos de secretário-executivo, três subsecretários, coordenadores e assessores. A medida não representa, necessariamente, a contratação de novos servidores.

Poder de decisão

Pelas regras estabelecidas o conselho poderá homologar operações sem restrições, impor condições ou impedir determinados negócios envolvendo minerais críticos e estratégicos.

A decisão caberá ao Comitê Executivo do CIMCE, formado por representantes de nove ministérios e presidido pelo MDIC.

O novo decreto não amplia esses poderes, mas estabelece a estrutura técnica responsável pela análise dos processos que serão submetidos ao colegiado.

Apesar do avanço administrativo, a norma não apresenta novos critérios para determinar quais operações deverão passar pela análise do conselho, nem detalha as condições que poderão ser exigidas das empresas.

O decreto também prevê que o regimento interno do CIMCE, responsável por disciplinar seu funcionamento, será proposto pelo Comitê Executivo.

Os municípios brasileiros que aderiram ao TAGP (Termo de Adesão à Gestão de Praias) receberam prazo até 12 de dezembro para prestar contas à União. As prefeituras precisam entregar ao governo federal o relatório sobre a gestão e o estado da infraestrutura de suas praias em relação ao ano de 2025.

O Brasil conta com 279 cidades com praias e orlas marítimas ou presentes em estuários, lagos e rios. Desse grupo, 80 assumiram a gestão dos espaços por meio do compromisso firmado no TAGP.

A data limite para o envio da prestação de contas foi divulgada no DOU (Diário Oficial da União) de terça-feira (21). A portaria em questão estabelece 60 dias para que sejam enviados os RAGPs (Relatórios Anual de Gestão de Praias) ao Executivo.

No documento, as prefeituras devem registrar as condições ambientais, os usos, a infraestrutura e a forma de gestão dos ambientes sob sua responsabilidade, incluindo também atualizações sobre as áreas de uso comum com exploração econômica, como calçadões, praças e parques públicos, além das ações realizadas.

O TAGP e mudanças para os próximos anos

O TAGP é um mecanismo criado pelo governo federal que permite que cidades passem a gerir praias e orlas que são, originalmente, da União.

Por meio da assinatura do termo junto à SPU (Secretaria do Patrimônio da União), do MGI (Ministério da Gestão e da Inovação em Serviços Públicos), as prefeituras assumem o compromisso de administrar as áreas no dia a dia, além de assumir compromissos com o governo.

As cidades que aderiram ao acordo devem garantir a livre circulação e o acesso de pessoas, a integridade ambiental das praias e prestar contas sobre essa gestão à União anualmente por meio do RAGP.

Segundo o MGI, neste ano, os municípios devem preencher e enviar o relatório à União até dezembro, mas, a partir de 2027, os dados relativos ao ano anterior devem ser entregues até o dia 30 de abril do ano seguinte.

Ainda segundo a pasta, municípios com relatórios pendentes anteriores a 2025 também ficam dispensados de entregar os documentos.

O ministério também reforça que o descumprimento do prazo para a entrega do RAGP pode provocar consequências como a rescisão da participação do município.

Confira os municípios que participam do TAGP:

 

 

O primeiro leilão de gás da União, realizado pela PPSA (Pré-Sal Petróleo), que ocorrerá nesta quinta-feira (22), terá com 36 proponentes habilitados para disputar os 110 lotes de gás natural que serão ofertados ao mercado.

O certame está marcada para às 9h e será feito em formato on-line, por meio da plataforma eletrônica da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica).

Ao todo, cinco setores da indústria de base poderão participar.

Serão ofertados 1,1 milhão de metros cúbicos por dia de gás natural da União, com fornecimento previsto entre março e dezembro de 2027.

O leilão, que oferecerá diretamente aos consumidores o gás natural processado pertencente à União, busca ampliar o número de agentes no mercado de gás, promovendo uma maior liquidez, e contribuir para a competitividade da indústria brasileira.

Dinâmica do certame

O leilão ocorrerá em cinco etapas sequenciais, cada uma destinada a um segmento da indústria.

Ao final de cada etapa do leilão, a CCEE divulgará os resultados da rodada, incluindo os vencedores e o preço médio do gás natural comercializado.

A primeira terá início às 9h, com a oferta total de 100 mil m³/dia (10 lotes) para o setor vidreiro. Na sequência, às 9h50, será a vez do setor ceramista, com 200 mil m³/dia (20 lotes).

Às 10h40, começará a etapa destinada aos setores siderúrgico, metalúrgico e de mineração, com 320 mil m³/dia (32 lotes).

Já o segmento químico e petroquímico participará a partir das 11h30, com oferta de 350 mil m³/dia (35 lotes).

O último bloco deve ocorrer às 12h20, e será dedicada ao setor de fertilizantes nitrogenados, com 130 mil m³/dia (13 lotes).

Cada lote corresponderá a 10 mil metros cúbicos de gás natural por dia. Os compradores participarão virtualmente da etapa referente ao seu segmento e poderão adquirir, inicialmente, de um a 16 lotes, respeitando o limite de consumo de sua indústria previamente declarado na fase de habilitação.

As empresas deverão apresentar suas propostas indicando a quantidade de lotes desejada e o prêmio oferecido. Após a abertura das propostas iniciais, terá início a etapa dinâmica, na qual os participantes poderão apresentar novos lances, aumentando o prêmio. Serão vencedoras as propostas que oferecerem os maiores prêmios ao governo.

Caso haja lotes remanescentes ao final das cinco etapas, será realizada uma última rodada, prevista para começar às 13h10.

Nesta fase, todas as empresas habilitadas poderão disputar os volumes disponíveis, independentemente do segmento industrial, sem limite máximo de lotes por participante, desde que seja respeitada sua capacidade de consumo declarada.

A Anglo American aumentou em 24% a produção de minério de ferro no Brasil no terceiro trimestre de 2026, mas enfrenta dificuldades para obter preços mais elevados pelo produto diante do aumento dos custos de transporte marítimo e de mudanças nas rotas comerciais provocadas pelo conflito no Oriente Médio.

Segundo balanço divulgado na última terça-feira (20), o sistema Minas-Rio, em Minas Gerais, produziu 6,3 milhões de toneladas de minério de ferro entre julho e setembro, ante 5,1 milhões de toneladas no mesmo período do ano passado.

O crescimento foi impulsionado pela maior disponibilidade das instalações industriais, após uma parada programada para inspeção do mineroduto realizada em 2025, que havia reduzido a produção naquele período.

Apesar do avanço operacional, a companhia registrou queda de 12% no preço médio recebido pelo minério brasileiro nos primeiros nove meses do ano. O valor passou de US$ 88 para US$ 77 por tonelada, considerando as vendas realizadas até setembro.

A Anglo destacou que o aumento dos custos de transporte marítimo continua pressionando os preços de comercialização. Segundo a empresa, o frete entre Brasil e China chegou a US$ 38 por tonelada em 30 de setembro, conforme indicador da agência Platts.

Outro fator apontado pela mineradora foi o redirecionamento de vendas que anteriormente tinham como destino áreas afetadas pelo conflito no Oriente Médio. A companhia não detalhou os novos destinos nem quantificou o impacto dessa mudança sobre os preços recebidos.

O minério produzido pelo Minas-Rio possui teor de ferro próximo de 67%, acima da referência de 65% utilizada em parte do mercado internacional. Essa característica costuma garantir uma valorização do produto, mas o prêmio foi parcialmente compensado por fatores comerciais, incluindo o redirecionamento das vendas e operações com preços ainda provisórios.

No acumulado de janeiro a setembro, a produção brasileira da Anglo alcançou 19,2 milhões de toneladas, crescimento de 5% na comparação anual. Já as vendas para exportação somaram aproximadamente 19 milhões de toneladas, avanço de 10%.

A mineradora manteve sua projeção de produção para 2026 entre 24 milhões e 26 milhões de toneladas de minério de ferro no sistema Minas-Rio, sem alterações em relação à estimativa anterior.

A mineradora canadense Bravo Mining anunciou a aquisição de 100% do projeto Canaã Copper, localizado em Canaã dos Carajás, no Pará, próximo às operações de cobre e ouro da Vale na região. A área adquirida possui aproximadamente 6,1 mil hectares e já foi alvo de pesquisas minerais que identificaram concentrações elevadas dos dois metais.

A operação foi anunciada na última terça-feira (20) e faz parte da estratégia da companhia de ampliar sua presença na Província Mineral de Carajás, uma das principais regiões produtoras de minérios do Brasil. O valor da transação não foi divulgado, mas o pagamento será realizado integralmente em dinheiro.

O projeto está localizado nas proximidades da mina Sossego e do depósito Cristalino, ambos da Vale, em uma região que já conta com infraestrutura logística, serviços especializados e mão de obra com experiência em mineração.

Entre 2019 e 2024, a australiana OZ Minerals, por meio de sua então subsidiária AVB Mineração, realizou 27 perfurações, totalizando mais de 5 mil metros de sondagens na área.

Os trabalhos identificaram mineralização de cobre e ouro em dois alvos principais, chamados Tapuia e Gueroba. Um dos resultados mais expressivos apontou um intervalo de 28,45 metros com teor médio de 2,43% de cobre e 0,78 grama de ouro por tonelada de minério.

A Bravo pretende realizar uma nova campanha de 8,4 mil metros de perfurações, sendo 5,3 mil metros em Tapuia e 3,1 mil metros em Gueroba. O objetivo é confirmar os resultados anteriores, identificar a continuidade dos depósitos e reunir informações para uma primeira estimativa de recursos minerais.

Apesar dos resultados considerados promissores, o projeto ainda está em fase de exploração e não possui estimativas de recursos ou reservas minerais reconhecidas pelo padrão internacional.

Potencial para níquel

Além do cobre e do ouro, a companhia identificou potencial para exploração de níquel em uma terceira área do projeto, denominada Campo Grande.

Pesquisas anteriores identificaram concentrações superiores a 1% de níquel em amostras de solo, distribuídas por uma área de aproximadamente 700 metros de extensão e 150 metros de largura. Os resultados indicam potencial mineral, mas ainda não permitem determinar a dimensão de um eventual depósito.

A aquisição também reforça a presença da Bravo em Carajás, onde a empresa desenvolve o projeto Luanga, voltado principalmente à exploração de metais do grupo da platina, ouro e níquel, localizado a cerca de 120 quilômetros de Canaã Copper por estradas.

Segundo a mineradora, a compra representa sua primeira entrada no distrito de Canaã por meio da divisão dedicada à exploração de cobre e ouro. A empresa afirma que continuará avaliando novas oportunidades de aquisição de projetos minerais na região.

A Azul anunciou um aumento de capital de R$ 512,8 milhões após a American Airlines concluir um investimento e exercer a totalidade dos bônus de subscrição das ações ordinárias que detinha da aérea brasileira. 

O anúncio foi feito na noite desta terça (20) em fato relevante divulgado pela companhia.

Segundo a Azul, a companhia emitiu 31,8 milhões de ações para a American. Ao todo, após a operação a aérea ficou com 400,83 milhões de papéis em circulação.

Diante do exercício dos Bônus de Subscrição da American, o CEO da Azul, John Rodgerson, renunciou aos cargos como membro efetivo do Conselho de Administração e do Comitê Estratégico da companhia.

Jeff Ogar, executivo da American Airlines e atual chefe de parcerias, assumiu as funções. 

Como mostrou a CNN, no começo do mês o Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica) aprovou a aquisição pela American de uma participação minoritária de aproximadamente 8% no capital social da Azul, mediante uma celebração de um ACC (Acordo em Controle de Concentrações).

A operação envolveu investimentos de US$ 100 milhões e se dá após a reestruturação financeira da companhia brasileira sob o Chapter 11, processo de recuperação nos Estados Unidos.

A fabricante de equipamentos catarinense WEG registrou lucro líquido de R$ 1,66 bilhão no terceiro trimestre de 2026, crescimento de 0,9% em relação ao mesmo período de 2025. O resultado foi acompanhado pelo avanço das vendas, principalmente no mercado externo.

A margem líquida, que mede a parcela da receita convertida em lucro, ficou em 15,3%, ante 16,1% um ano antes, queda de 0,8 ponto percentual. A receita operacional líquida somou R$ 10,8 bilhões entre julho e setembro, aumento de 5,7% na comparação anual.

Já o Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) cresceu 3,1%, para R$ 2,345 bilhões. A margem Ebitda recuou de 22,2% para 21,6%. Os custos dos produtos vendidos avançaram 6,8%, acima do crescimento da receita, e atingiram R$ 7,29 bilhões. Com isso, a margem bruta caiu 0,7 ponto percentual, para 32,9%.

No acumulado de janeiro a setembro, o lucro líquido da WEG somou R$ 4,68 bilhões, queda de 2,2% em relação aos primeiros nove meses de 2025. A receita recuou 0,3%, para R$ 30,4 bilhões, enquanto o Ebitda diminuiu 0,7%, para R$ 6,66 bilhões.

À CNN, o diretor financeiro da companhia, André Rodrigues, destacou o avanço no mercado externo, que respondeu por 62,5% da receita total, participação recorde na história da empresa, ante 61% no terceiro trimestre de 2025. A receita externa alcançou R$ 6,78 bilhões, alta de 8,3%.

Medida em dólares, a receita externa aumentou 14,8%, para US$ 1,321 bilhão, apesar da valorização do real. O dólar médio utilizado pela companhia passou de R$ 5,45 no terceiro trimestre de 2025 para R$ 5,14 no mesmo período de 2026.

O segmento de data centers segue firme e agora começa a fazer receita com demanda por equipamentos auxiliares, como geradores e sistema de refrigeração.

“A demanda por grupos geradores para atender data centers tem crescido. A aquisição da Marathon, nos EUA, foi estratégica. Anunciamos um crescimento de grande porte para aumentar nossa produção de geradores na América do Norte”, disse Rodrigues. “Como trimestre passado, tivemos crescimento de sistemas de ventilação e refrigeração voltado a data centers”, acrescentou.

Outro destaque é a área de geração, transmissão e distribuição de energia, cuja receita no exterior cresceu 24,1%, para R$ 2,495 bilhões. Nesse segmento, a WEG apontou oportunidades na América do Norte, sobretudo em transformadores destinados ao reforço da infraestrutura elétrica dos Estados Unidos.

Na área de equipamentos eletroeletrônicos industriais, a empresa também destacou a demanda externa do setor de óleo e gás.

No Brasil, a receita aumentou 1,8%, para R$ 4,073 bilhões. O desempenho foi sustentado principalmente pelas entregas de projetos de ciclo longo, como equipamentos de transmissão e distribuição e sistemas de automação. O negócio de geração solar, por outro lado, continuou pressionado pela menor demanda de geração distribuída e pela ausência de novos projetos de geração de grande porte (centralizada).

De acordo com Rodrigues, a companhia investiu R$ 905,4 milhões em modernização e expansão da capacidade produtiva, máquinas, equipamentos e softwares no trimestre. O valor representa crescimento de 34,6% sobre os R$ 672,6 milhões aplicados no mesmo período de 2025. As unidades no exterior receberam 60,2% dos recursos.

Entre os projetos estão ampliações da produção de transformadores no Brasil, México, Colômbia e Estados Unidos, além da expansão da capacidade de motores de alta tensão na China.

A pressão sobre a margem bruta foi um ponto de atenção e refletiu principalmente o encarecimento de matérias-primas, com destaque para o cobre, além das mudanças e do aumento das tarifas de importação nos Estados Unidos. A companhia também apontou despesas com pessoal em patamar mais elevado, relacionadas à expansão da capacidade produtiva.

Destaques do trimestre

Entre os fatos relevantes ocorridos julho e setembro, empresa anunciou um investimento de R$ 330 milhões para dobrar a capacidade de produção de sua fábrica de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS), em Itajaí (SC).

A empresa também anunciou que foi contratada pela Engie Brasil Energia para fornecer duas unidades geradoras destinadas à expansão da Usina Hidrelétrica Jaguara, em um projeto com investimento total de R$ 1,2 bilhão.

A empresa catarinense anunciou também um investimento de US$ 165 milhões, cerca de R$ 840 milhões, para ampliar sua produção de geradores na América do Norte.

O dono de uma lanchonete não precisa conhecer o setor elétrico para entender sua importância: a conta chega, sobe e precisa ser paga. Em vinte anos, a “conta de luz” acumulou alta acima de 400%. O IPCA avançou por volta de 200%. Para famílias e indústrias, energia cara virou um imposto regressivo, silencioso e permanente.

O Brasil talvez seja o único país capaz de ser simultaneamente um Electrostate, como a China, baseado em eletrificação e renováveis baratas, e um Petrostate, como os Estados Unidos, com petróleo competitivo e vastas reservas de gás. 

Mas políticas ruins, má gestão regulatória e falta de ousadia transformaram abundância em custo. Competição e busca pelo menor preço cederam espaço a subsídios, interesses corporativos e escolhas políticas. Tarifas sobem, empresas quebram, fabricantes de equipamentos saem e investidores se afastam diante de arbitrariedades e contratos descumpridos. 

No maior leilão de energia da história, o governo contratou 19 GW térmicos por mais de R$ 2 milhões por MW, embora baterias pudessem prestar o mesmo serviço por cerca de 40% menos. A escolha ocorreu quando o custo das turbinas a gás (importadas) quase triplicou desde 2023, com a corrida global por IA. O prejuízo estimado ao consumidor é de R$ 0,5 trilhão em valor presente. 

Quem tem painel solar continua usando a rede, mas transfere custos aos mais de 80 milhões de consumidores sem painel. O subsídio médio é estimado em R$ 210 mensais para 6,5 milhões de consumidores com GD, contra R$ 31 para 17,5 milhões de consumidores de baixa renda. Sob uma frágil justificativa ambiental (a expansão via projetos utility scale mais eficientes já é renovável), transferimos renda dos mais pobres para os mais ricos, a um custo de R$ 20 bilhões por ano.  

E, como o ONS não controla a GD, corta grandes usinas solares e eólicas, gerando prejuízos de R$ 6,5 bilhões a geradores que pagaram pela conexão e contrataram margens de acesso, desperdiçando energia competitiva e quebrando contratos. O resultado: a instalação de energia solar e eólica centralizada, fontes de energia mais baratas, caiu 54% em 2025 e deverá recuar ainda mais em 2026.   

Belo Monte sem reservatórios adequados, Angra 3 com tecnologia dos anos 1970 e preços 200% acima do mercado, a concentração de mercado e outras disfunções revelam um modelo que exige reforma estrutural urgente. A Noruega exporta petróleo e gás e eletrifica sua economia com renováveis. O potencial do Brasil é maior.

A reforma exige quatro eixos.

Primeiro, modernizar o mercado, ampliar o acesso ao mercado livre e contratar atributos (potência, flexibilidade e confiabilidade), e não tecnologias.

Segundo, eliminar subsídios para novos projetos, cobrar da GD os encargos de rede previstos na regulação e reavaliar Angra 3 e térmicas fora do mérito econômico, a partir de contratos existentes. Precisamos de um PROER (bem-sucedido programa de saneamento do setor financeiro do governo Fernando Henrique Cardoso) para sanear nosso setor energético.

Terceiro, integrar expansão e operação, usando a transmissão como plataforma de crescimento e criando regras para grandes cargas, por exemplo, adotando o conceito de bring your own power para IA, associado a um fast track regulatório para tais cargas que podem gerar uma prosperidade brutal ao país em poucos anos.

Quarto, ressarcir perdas, combater fraudes e restaurar a segurança jurídica com agências técnicas e independentes — o sentimento atual dos investidores sobre o descumprimento de contratos no setor elétrico brasileiro tem que ser endereçado com vigor, clareza e rapidez. 

A economia do futuro será intensiva em energia e inteligência. O Brasil tem uma valiosa combinação de recursos, escala, empresas e recursos limpos e abundantes. Falta decidir usar essa vantagem. 

Energia barata não é apenas conta menor. É indústria, tecnologia, produtividade, renda e liberdade para criar o novo. Países que prosperam não administram escassez: transformam abundância em possibilidades. 

Imagine motoboys elevando sua renda em 30% com motos elétricas, petróleo gerando US$ 50 bilhões de superávit e o Brasil capturando 10% dos investimentos globais em IA, mais de R$ 3 trilhões em uma década, abastecidos por renováveis e gás. Esse sonho pode virar realidade muito rapidamente; bastam liderança, competência e inegociável compromisso com o cumprimento de regras e contratos. 

O próximo governo pode continuar administrando privilégios e afastando investimentos ou fazer uma escolha maior: transformar a energia brasileira em plataforma de prosperidade. O primeiro passo será mudar a abordagem histórica e formar um time que entenda profundamente do tema, com alta capacidade executiva e credibilidade junto aos mercados. O futuro já está sendo construído. A questão é se teremos ambição e credibilidade para construí-lo aqui.

* Antonio Bastos Filho é fundador da Serena Energia

Comprar no exterior exige poucos cliques. No entanto, fazer a mercadoria chegar ao destino exige uma cadeia logística eficiente e uma fiscalização capaz de identificar riscos sem criar esperas desnecessárias. O comércio eletrônico transformou essa exigência em um desafio de escala, e é por isso que fortalecer os órgãos anuentes, responsáveis por controles sanitários, agropecuários e ambientais, precisa ser uma prioridade de Estado.

O Brasil recebeu quase 110 milhões de remessas postais e expressas apenas no primeiro semestre de 2026, segundo a Receita Federal. Na União Europeia, as importações de itens de baixo valor pelo e-commerce chegaram a quase 5,9 bilhões em 2025. Esses números precisam orientar decisões sobre orçamento, processos, tecnologia e equipes. A capacidade de processar esse fluxo com segurança faz parte da infraestrutura de que o país precisa para competir dentro e fora de suas fronteiras.

Essa realidade exige dos órgãos anuentes uma mudança de mentalidade. Consumidores e empresas acessam fornecedores de diferentes países e esperam entregas rápidas e previsíveis e os controles públicos precisam compreender essa dinâmica. Procedimentos incompatíveis com milhões de pequenas encomendas acumulam trabalho e dificultam a identificação do que realmente exige atenção. A demora, por si só, não é indicador de uma fiscalização eficaz.

A mudança precisa chegar à operação. Isso significa modernizar e integrar sistemas, aproveitar informações antecipadas e orientar a fiscalização pela análise de risco. Significa também assegurar recursos e continuidade para que essas soluções funcionem. O baixo valor de uma mercadoria não elimina riscos sanitários ou de segurança. Por isso, a qualidade da informação e a capacidade de analisá-la são decisivas.

No Brasil, a Receita Federal saiu na frente ao reconhecer que o e-commerce precisava de uma abordagem própria. Com o Programa Remessa Conforme (PRC), organizou o envio antecipado de informações e o pagamento dos tributos na compra, ampliando a capacidade de conhecer e selecionar as operações antes da chegada das mercadorias. Em março de 2026, o PRC respondeu por 96,53% das declarações de importação de remessas registradas no país.

A arrecadação também cresceu. O Imposto de Importação recolhido nas modalidades postal e expressa passou de R$ 2,86 bilhões em 2024 para R$ 4,70 bilhões em 2025, alta nominal de 64,5%. As mudanças tributárias também explicam esse resultado, que não pode ser atribuído exclusivamente ao PRC. O programa estruturou, contudo, o fluxo de dados e o recolhimento antecipado que sustentam a conformidade.

Essa experiência tem uma base que precisa ser preservada: a cooperação público-privada. As empresas de remessa expressa contribuíram com conhecimento da cadeia e capacidade de implementação. São elas que conectam informações à operação, registram declarações, recolhem os tributos recebidos e apresentam as mercadorias à fiscalização. Sua participação foi parte central da viabilidade do programa.

O PRC avança agora para a versão 2.0, cuja implantação, anunciada para janeiro de 2027, poderá ser adiada em razão das adaptações exigidas pela Reforma Tributária do Consumo. O novo modelo prevê o envio de informações das compras diretamente pelas plataformas, com potencial para melhorar a qualidade dos dados e ampliar o controle. Para transformar esse potencial em resultados, os operadores logísticos precisam seguir participando da construção do programa desde a concepção das evoluções processuais e tecnológicas até a implantação.

Os marketplaces conhecem a transação e os produtos. Já os operadores logísticos conhecem as condições para transportar, desembaraçar e entregar cada mercadoria. Esses conhecimentos se complementam, e a comunicação direta entre plataformas e Receita não dispensa a experiência de quem executa a operação. Por isso, os operadores precisam participar da definição das regras, dos testes e das decisões de implantação. Reduzir seu papel à execução de um modelo pronto seria desperdiçar o conhecimento que ajudou a construir o PRC.

Essa cooperação deve alcançar toda a cadeia de fiscalização. O governo precisa assegurar investimentos, cobrar integração e estabelecer metas que combinem agilidade com efetividade dos controles. A reforma tributária torna essa agenda ainda mais urgente. Fortalecer os anuentes é uma escolha de política pública que deve atravessar mandatos. A competitividade que o Brasil deseja precisa aparecer também no orçamento das instituições responsáveis por fazê-la acontecer.

* Lara Gurgel, diretora-executiva da ABRAEC (Associação Brasileira das Empresas de Transporte Internacional Expresso de Cargas)

A Equatorial Pará obteve uma liminar na Justiça paraense que determina a manutenção da termelétrica de Afuá como reserva operacional por um prazo inicial de 30 dias. A usina pertence à Energy Assets, do grupo Siemens Energy, e deverá permanecer disponível para atender emergências no fornecimento de energia ao município.

A manutenção da usina ocorre após o anúncio da desativação da geração a diesel no município. Em abril, a própria Equatorial divulgou obras para desligar a planta e integrar Afuá ao SIN (Sistema Interligado Nacional), apresentando a mudança como uma forma de oferecer energia mais estável, limpa e econômica.

Agora, a distribuidora sustenta que a conexão ao sistema nacional ainda exige a preservação da usina para situações de emergência. A liminar, assinada pelo juiz Erick Costa Figueira suspende a desconexão e a desmobilização da estrutura e determina o restabelecimento das condições de prontidão em até 24 horas da intimação, incluindo equipe técnica de plantão.

Segundo a decisão a qual a CNN obteve acesso, o descumprimento poderá gerar multa diária de R$ 50 mil, limitada inicialmente a R$ 1 milhão, após intimação pessoal e observados os prazos de cumprimento.

De acordo com o documento, a interligação de Afuá foi conectada ao SIN (Sistema Interligado Nacional) em 31 de agosto de 2026, mas a geração local ainda seria necessária para garantir segurança ao atendimento.

A Equatorial Pará argumenta que uma falha em um dos cabos subaquáticos que atendem a região poderia sobrecarregar o circuito remanescente. A Energy Assets havia comunicado o encerramento das operações a partir de 14 de outubro, com início das desconexões, retirada das equipes de plantão e indisponibilidade de acionamento da unidade.

Em nota, a Equatorial disse que a interligação do município de Afuá ao SIN representa um importante avanço para o fornecimento de energia elétrica na região. No entanto, mesmo com a interligação, o município ainda necessita de uma estrutura de geração de reserva (backup), capaz de assegurar a continuidade do fornecimento em situações de contingência, especialmente diante de eventuais falhas nos cabos subaquáticos que abastecem a localidade.

Nesse contexto, a manutenção temporária da Usina Termelétrica (UTE) Afuá como reserva operacional é uma medida preventiva essencial para garantir a segurança energética da população.

“Por essa razão, a Equatorial Pará recorreu à Justiça para assegurar a permanência dessa estrutura de backup até que o sistema disponha de condições técnicas adequadas para operar com segurança sem a necessidade desse suporte.”

Já a Energy Assets está ciente da liminar emitida na última sexta-feira (16), no âmbito do processo que trata de questões contratuais, técnicas e regulatórias relacionadas à operação da térmica Afuá. “A usina permanece em condição operacional enquanto avançamos nas tratativas necessárias. Seguimos comprometidos com uma transição segura e responsável da operação e continuaremos contribuindo para a construção de uma solução adequada e sustentável para a unidade.”

A decisão também descreve um impasse comercial. Na análise preliminar do juiz, os documentos indicam que a formalização do contrato de backup de Afuá foi condicionada à aceitação integral das condições propostas para o 30º termo aditivo, relativo a outras usinas.

Para o magistrado, essa vinculação, associada à desmobilização imediata, justifica a preservação temporária da estrutura. A decisão cita os “deveres de cooperação e proteção decorrentes da boa-fé objetiva” durante a transição de uma relação ligada à prestação de serviço essencial, mas ressalva que ainda não há conclusão definitiva sobre eventual abuso ou sobre as condições econômicas da contratação.

O juiz reconheceu que a conexão ao sistema nacional e a ausência de contrato de backup assinado impedem presumir a prorrogação automática do acordo anterior. O custeio da disponibilidade operacional e da eventual geração emergencial ficará a cargo da Equatorial Pará.

O magistrado também determinou que a concessionária apresente estudos técnicos que sustentem o risco alegado, informações sobre as autorizações da reserva e um cronograma atualizado da solução substitutiva. A empresa deverá esclarecer a divergência entre as previsões de maio e novembro de 2027 mencionadas na ação.

O CEO da Eneva, Lino Cançado, afirmou que considera a companhia a mais bem posicionada para ocupar o espaço dos projetos da EPP (Evolution Power Partners) no leilão de reserva de capacidade, caso a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) mantenha a inabilitação das usinas. O executivo alertou, porém, que os projetos poderão enfrentar atrasos nas entregas previstas para 2028.

Em entrevista ao Alta Voltagem, programa de TV da CNN, Cançado disse que o prazo disponível para executar esses empreendimentos, que antes era de dois anos e meio, agora é inferior a dois anos. Segundo ele, será necessário considerar as dificuldades para obter equipamentos, contratar empresas e conseguir licenças.

“Certamente os projetos sofrerão atrasos e aí vai ter uma discussão de quanto a Aneel vai dar de prazo adicional para aquelas empresas que sejam habilitadas nessa hipótese para elas poderem se organizar e entregar os projetos”, afirmou.

A avaliação se refere à hipótese de a diretoria da Aneel confirmar a exclusão dos projetos da EPP e permitir a convocação de outros empreendimentos. A CPL (Comissão Permanente de Leilões) inabilitou os consórcios liderados pela empresa, com projetos que somam cerca de 1,7 GW de capacidade, por entender que não comprovaram a qualificação econômico-financeira exigida no edital.

A EPP contesta o entendimento e busca reverter a decisão. Se a inabilitação for mantida, projetos de Eneva e Global Participações em Energia poderão ser chamados, respeitada a ordem de classificação do leilão.

Cançado avaliou que as entregas previstas para 2029 teriam prazo suficiente para uma empresa já posicionada no mercado de equipamentos. Para 2028, afirmou que a execução também é possível, embora com dificuldades adicionais e perspectiva de atraso.

“Nós estamos posicionados no mercado de equipamento, temos condições tranquilamente de entregar 2029 e 2028 nós também temos condições”, disse.

Ao defender a posição da Eneva, o executivo citou a capacidade financeira e o acesso a equipamentos e fornecedores. Segundo ele, a companhia é a maior cliente da GE Vernova na América do Sul e também é cliente da Siemens Energy.

A empresa tem, ainda, projetos desenvolvidos internamente que poderiam se enquadrar na contratação, afirmou Cançado.

Outros interessados

O interesse pelos empreendimentos da EPP também atraiu a Âmbar, braço de energia do grupo J&F, dos irmãos Batista. Conforme a CNN noticiou com exclusividade, a companhia assinou uma opção de compra sobre projetos da EPP selecionados no leilão.

Cançado também alertou para os efeitos de uma eventual demora na definição da contratação sobre a oferta de potência no sistema elétrico. Na avaliação dele, haverá risco se a capacidade dos projetos inabilitados não for reposta ou se os empreendimentos convocados não forem entregues no prazo.

“Já existe um buraco de potência no sistema para 2028 que já é conhecido. Então, se isso não se resolver logo e se não tiver um empreendedor com capacidade e com confiabilidade que vai entregar, eu diria que o próximo governo, seja quem for, já vai entrar com esse problema para resolver”, afirmou.

A contratação de executivos nos segmentos de infraestrutura cresceram 150% no primeiro semestre de 2026, de acordo com a Flow Executive Finders, consultoria estratégica especializada na seleção de executivos C-level para grandes empresas.

O movimento de alta está relacionado ao volume de investimentos já contratados no país, na visão de Igor Schultz, sócio da consultoria. Aeroportos, terminais portuários, rodovias, ferrovias, hidrovias e projetos hídricos concentram a maior parte dos projetos em execução ou planejamento.

“Quando olhamos os planos de investimento dos clientes que atendemos, o pipeline que ainda está por vir sustenta a demanda em 2027. A agenda de infraestrutura no Brasil está no início da sua fase de execução, e enquanto os projetos avançarem, a demanda por executivos capazes de conduzi-los de ponta a ponta vai continuar”, afirmou.

A carteira também inclui áreas como energia, gás, saneamento e logística hídrica, nas quais a demanda por projetos está em alta.

A indústria de óleo e gás, por exemplo, cresceu 106% no primeiro semestre deste ano, na comparação com o mesmo período do ano passado. O número doi impulsionado por concessões em Santa Catarina, Paraná e estados do Nordeste.

Fator China

A consultoria pondera, no entanto, que esse movimento pode ser revertido nos próximos dados. Isso passaria pelo impacto de mudanças da China para reduzir a independência de algumas áreas, especialmente no agronegócio, o que pode impactar a infraestrutura construída no Brasil para atender esses negócios.

“É um movimento que precisa ser acompanhado de perto. O Brasil ainda tem uma agenda relevante de expansão e modernização dos ativos, e a questão será entender como esses projetos vão se adaptar às mudanças no perfil da demanda global. Para os executivos, isso exige cada vez mais capacidade de avaliar cenários e tomar decisões de investimento com visão de longo prazo”, pontuou Igor Schultz.

Com esse cenário em vista, a a Flow Executive Finders destaca que maior parte das posições mapeadas está no C-level responsável pela gestão de Capex (investimento em ativos de longo prazo). São profissionais que precisam participar desde a estruturação do investimento, passando pela implantação do ativo, até a transição para a operação.