A geradora de energia Engie Brasil está trabalhando com o Itaú BBA e o Santander em uma oferta adicional de ações de até R$ 10 bilhões de reais, segundo pessoas familiarizadas com o assunto.
A oferta é esperada para meados do ano e mais bancos podem se juntar para ajudar na venda das ações, disseram as pessoas, que pediram para não serem identificadas ao discutir informações não públicas.
Os recursos ajudariam a financiar a aquisição de uma participação de 40% na usina Jirau da acionista controladora da Engie, a Engie Brasil Participações.
Nenhuma decisão final foi tomada sobre o negócio e os planos podem mudar, disseram as pessoas.
Representantes da Engie, do Itaú e do Santander se recusaram a comentar.
A Engie disse, em dezembro, que o conselho de administração autorizou medidas para avaliar a viabilidade da compra de uma participação de 40% na Jirau, segundo comunicado divulgado na época.
A Jirau é uma empresa de energia elétrica que detém a concessão da usina hidrelétrica de Jirau, localizada no rio Madeira, no estado de Rondônia, com 3.750 megawatts de capacidade instalada.
A geradora de energia Engie Brasil está trabalhando com o Itaú BBA e o Santander em uma oferta adicional de ações de até R$ 10 bilhões de reais, segundo pessoas familiarizadas com o assunto.
A oferta é esperada para meados do ano e mais bancos podem se juntar para ajudar na venda das ações, disseram as pessoas, que pediram para não serem identificadas ao discutir informações não públicas.
Os recursos ajudariam a financiar a aquisição de uma participação de 40% na usina Jirau da acionista controladora da Engie, a Engie Brasil Participações.
Nenhuma decisão final foi tomada sobre o negócio e os planos podem mudar, disseram as pessoas.
Representantes da Engie, do Itaú e do Santander se recusaram a comentar.
A Engie disse, em dezembro, que o conselho de administração autorizou medidas para avaliar a viabilidade da compra de uma participação de 40% na Jirau, segundo comunicado divulgado na época.
A Jirau é uma empresa de energia elétrica que detém a concessão da usina hidrelétrica de Jirau, localizada no rio Madeira, no estado de Rondônia, com 3.750 megawatts de capacidade instalada.
Na última quinta-feira (23), a Brava Energia (BRAV3) confirmou que recebeu carta da Ecopetrol referente à aquisição de ações detidas por determinados acionistas e que a colombiana pretende realizar uma oferta pública (OPA).
A operação está sujeita à aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).
A colombiana ainda pretende lançar OPA voluntária ao preço de R$ 23 por ação para alcançar 51% de participação na petroleira brasileira.
Desde então, a pergunta recorrente entre os investidores é: a Ecopetrol não deveria fazer uma OPA por 100% das ações da Brava?
Para o analista Regis Cardoso, da XP, as partes envolvidas — especificamente a Ecopetrol e os acionistas vendedores da Brava — estruturaram a operação como formação de controle, e não como transferência de controle.
“Embora os vendedores sejam signatários do acordo de acionistas da Brava, eles não elegem formalmente a maioria do Conselho de Administração. Sob essa interpretação, não seria obrigatória uma OPA por 100% das ações”, explicou o analista, em relatório.
Cardoso ainda destaca que a colombiana limitou a intenção a 51% do capital votante, participação adicional que deve ser adquirida com uma OPA voluntária. “Percentual suficiente para consolidar o controle”, disse ele.
Caso a operação seja confirmada, a Brava Energia deve ter uma estrutura semelhante a da Isa Energia (ISAE3; ISAE4), que é listada no Brasil e controlada indiretamente pela Ecopetrol.
“Esperamos que a Brava permaneça listada no Brasil, ainda que com um acionista controlador claramente definido — a própria Ecopetrol, que é listada na Colômbia”, afirmou o analista da XP.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou, nesta sexta-feira, 24, bandeira tarifária amarela para o mês de maio, com cobrança de taxa adicional na conta de luz, pela primeira vez neste ano. Desde janeiro, estava em vigor a bandeira tarifária verde.
Conforme o órgão, a decisão de acionar a bandeira amarela se relaciona ao volume de chuva abaixo da média nos reservatórios. Em consequência, os consumidores de energia elétrica terão custo adicional de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos.
Como o Estadão/Broadcast mostrou, a possibilidade de El Niño no segundo semestre deste ano, com seu efeito no aumento das temperaturas e redução das chuvas no Norte e Nordeste do País, reforça essa perspectiva de bandeiras tarifárias mais caras ao longo do ano.
Como é definida a bandeira tarifária
Além do risco hidrológico (GSF), gatilho para o acionamento das bandeiras mais caras, outro fator de peso é o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) – valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período.
Criado em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias indica aos consumidores os custos da geração de energia no País e visa atenuar os impactos nos orçamentos das distribuidoras de energia.
Antes, o custo da energia em momentos de mais dificuldades para geração era repassado às tarifas apenas no reajuste anual de cada empresa, com incidência de juros. No modelo atual, os recursos são cobrados e transferidos às distribuidoras mensalmente por meio da “conta Bandeiras”.
Além de todos os problemas causados no setor produtivo brasileiro e global, a alta recente nos preços internacionais do petróleo e do gás natural pode pressionar os custos de geração de energia no País, com efeitos que tendem a chegar ao bolso do consumidor. A advertência é da consultoria Thymos Energia, que divulgou um estudo […]
O anúncio de que a colombiana Ecopetrol fechou um acordo para adquirir 26% da Brava Energia por R$ 2,8 bilhões e realizar uma oferta pública de ações (OPA) para atingir 51% do capital social da companhia não caiu bem entre os investidores. Por volta das 12h06, as ações da petroleira independente caíam 3,87%, a R$ […]
Os cortes forçados da geração de energia solar e eólica centralizada por parte do Organizador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para não comprometer a rede, conhecidos pelo termo curtailment, estão obrigando as empresas de energia a buscarem alternativas para amenizar os prejuízos – que chegaram a R$ 6,5 bilhões no ano passado para as 1.500 […]
Mesmo com as expectativas altas de fim próximo da guerra no Oriente Médio, a retomada dos fluxos de energia devem demorar mais. Para o UBS, a recuperação dos níveis pré-conflito poderá levar mais tempo, pressionando a economia. Em resposta a esse cenário, o banco decidiu reduzir as projeções de preço para o S&P 500.
Para junho de 2026, a projeção cai de 7.300 para 7.000. Para dezembro deste ano, recua de 7.700 para 7.500. Apesar da apreensão com o cenário, a estimativa de lucro por ação para 2026 permanece inalterada, de US$ 310, representando um crescimento de 11%.
As projeções também sugerem um potencial de valorização atrativo. Por esse motivo, o UBS manteve a visão Attractive (perspectiva positiva) para as ações dos Estados Unidos. De acordo com os analistas, os efeitos negativos da guerra deve diminuir nas próximas semanas, impulsionando as ações e provocando um crescimento saudável dos lucros.
Por outro lado, os cálculos mostram uma recuperação mais lenta da produção de petróleo aos níveis pré-conflito. Como efeito disso, o UBS acredita que os preços devem seguir altos, obstruindo o crescimento econômico e mantendo as pressões inflacionárias.
Essa dinâmica, conforme o banco, provavelmente atrasará novos cortes de juros pelo Federal Reserve. As novas estimativas dos analistas adiaram a possibilidade de corte para setembro e dezembro. “Embora não acreditemos que isso represente uma ameaça significativa à expansão econômica, implica um cenário macroeconômico um pouco menos favorável em relação às expectativas anteriores”, explicam.
Potencial de valorização
Mesmo com o atraso no afrouxamento monetário, o UBS espera um avanço nas ações. Esse movimento, de acordo com os economistas, será sustentado por uma combinação de crescimento sólido dos lucros, um FED ainda amplamente favorável, e a contínua adoção e monetização da inteligência artificial.
Outros fatores como a taxa de volatilidade, também representam um bom sinal. Em março, o índice VIX, que mede a volatilidade, fechou acima de 31, um valor maior do que 93% das observações históricas. Segundo o UBS, quando o VIX fechou acima desse nível, o S&P 500 apresentou retorno médio anual de 22% no ano seguinte.
De maneira geral, a nova estimativa considera uma desaceleração no conflito no Oriente Médio e depende da recuperação dos fluxos de energia para impulsionar os ganhos. Uma possível extensão não esperada da guerra, levando à redução do fluxo de petróleo, por exemplo, poderia pressionar esse resultado.
A exemplo do diesel, a volatilidade dos preços do gás liquefeito de petróleo (GLP) causada pela guerra no Oriente Médio abriu na quinta-feira, 2 de abril, uma crise política para o governo de Luiz Inácio Lula da Silva. O episódio ameaça colocar em risco o fornecimento de gás de cozinha das distribuidoras e revendedoras à […]
A Vibra Energia (VBBR3) dobrou o volume de importação de diesel para abril e não deixará faltar produto em sua rede de postos com bandeira Petrobras, informou o presidente da maior distribuidora do país, Ernesto Pousada, nesta sexta-feira, em entrevista à CNN Brasil.
A afirmação vem após o sindicato que representa as três distribuidoras nacionais Vibra, Raízen e Ipiranga ter apontado riscos ao abastecimento nacional, em carta enviada ao governo e à reguladora ANP, nesta semana, pedindo que a Petrobras retomasse leilões, em meio a um cenário indefinido de estoques e prazo curto para importações.
“Posso assegurar a esse consumidor, a essa população que está lá na ponta, nos postos Petrobras, nós estamos fazendo todos os esforços e teremos o diesel disponível”, disse Pousada, na entrevista, pontuando que os seus estoques estão mais baixos do que estavam, mas que a companhia está regularizando com compras externas.
A Vibra, ex-BR Distribuidora, foi privatizada em governos passados, mas mantém ainda o direito de usar a marca Petrobras até 2029. Depois disso, terá alguns anos para desembandeirar sua rede com a marca da petroleira estatal.
O executivo ponderou que houve redução no volume previsto de fornecimento pela Petrobras para o próximo mês, mas que a empresa buscou alternativas no mercado externo.
“Na cota de abril, nós recebemos um retorno da Petrobras do que seria possível atender menor do que a gente normalmente compra, e nós já imediatamente buscamos no mercado internacional e os navios já estão a caminho do Brasil.”
Ele acrescentou que há uma disrupção na cadeia global de fornecimentos, diante da escalada de conflitos no Oriente Médio, com a restrição de oferta por alguns países. Entretanto, disse que há produto disponível, embora um pouco mais difícil de encontrar.
“O preço, como eu falei, mais alto, mas nós temos condições e nós temos conseguido encontrar.”
Pousada reconheceu que a Petrobras tem feito “todos os esforços possíveis”.
“Hoje, tivemos uma ótima notícia: a Petrobras liberou um volume adicional de gasolina… a gente percebe que a Petrobras está trabalhando par e passo com o nosso time, estão conversando a todo momento… tenho certeza que vamos trabalhar juntos para recuperar esse volume de diesel pra frente.”
Fontes do setor de distribuição ouvidas pela Reuters nesta sexta-feira afirmaram que a solução para a atual crise de restrição de oferta de combustíveis no país seria um reajuste de preços pela Petrobras, para que se abra novamente uma janela de importação e mais agentes tenham segurança de trazer o produto do exterior e remunerar suas atividades.
A Petrobras atende atualmente a mais de 50% do consumo de diesel no país, com aproximadamente 20% vindo das refinarias privadas e o restante da importação, realizada por uma série de players, entre grandes e pequenos — e pela própria estatal.
Pousada também comentou que o programa de subvenção do governo federal anunciado para o diesel não cobre a diferença atual entre o custo do produto importado e o preço da Petrobras.
“A subvenção é de cerca de 32 centavos o litro. Hoje, a diferença… do importado versus o preço Petrobras é R$2,50 por litro”, declarou. “Ele não vai cobrir toda a diferença que hoje existe no preço do produto importado.”
Pousada acrescentou, porém, que entende o esforço com a situação fiscal do país e que a Vibra participará do programa.
As ações da empresa fecharam a sessão da última quinta-feira (19) cotadas a R$ 16,19. O potencial de ganho é de 1,42% e o stop sugerido é de R$ 16,10.
COMPRA
Empresa
Ticker
Entrada (R$)
Alvo (R$)
Potencial de ganho
Stop (R$)
Stop %
Cyrela
CYRE3
27,18
27,56
1,40%
26,98
-0,74%
Rumo
RAIL3
16,23
16,46
1,42%
16,10
-0,80%
Copasa
CSMG3
55,47
56,26
1,42%
55,03
-0,79%
Já a Brava Energia (BRAV3) é uma das ações indicadas para venda hoje, possibilitando retornos de até 1,43%. O stop sugerido é em R$ 17,57.
VENDA
Empresa
Ticker
Entrada (R$)
Alvo (R$)
Potencial de ganho
Stop (R$)
Stop (%)
Brava Energia
BRAV3
17,43
17,18
1,43%
17,57
-0,80%
Suzano
SUZB3
51,00
50,28
1,41%
51,41
-0,80%
Intelbras
INTB3
14,33
14,13
1,40%
14,44
-0,77%
Lembre-se de que todo investimento envolve riscos e, portanto, não há garantia de retorno. Por isso, respeite os stops — pontos em que as perdas tornam-se intoleráveis e é melhor zerar as posições.
Metodologia de day trade da Ágora
As ações sugeridas para compra são de analistas gráficos, que usam uma metodologia que busca antecipar as tendências de curtíssimo prazo.
Operações aguardando ponto de entrada, válidas apenas para hoje. Valor do stop loss válido apenas após a operação ter dado entrada.
Os retornos são brutos, livre de corretagem e emolumentos. Caso o ativo abra com gap, atingindo o objetivo antes do preço de entrada, a operação é cancelada.
O conselho de administração da ISA Energia (ISAE4) aprovou a conversão de ações ordinárias em ações preferenciais da companhia, mostra fato relevante divulgado na noite de quinta-feira (19).
De acordo com o documento, a conversão das ações tem pelos acionistas tem início nesta sexta-feira (20) e poderá ocorrer até o dia 3 de abril, observando o limite individual de até 3% do capital social.
A elétrica disse ainda que a conversão está limitada ao percentual total de 5% do capital social da companhia.
O conselho também aprovou o pedido de conversão por parte do seu acionista Axia Energia (AXIA3) de cerca de 19,8 milhões de ações.
A transmissora registrou um lucro líquido de R$ 482,7 milhões no quarto trimestre de 2025, 40,4% abaixo do apurado um ano antes.
Já o resultado operacional medido pelo Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) somou R$ 854 milhões no período, alta de 7,5% no comparativo anual.
Com isso, a empresa fechou 2025 com uma queda de 21,7% do lucro líquido acumulado frente a 2024, para R$ 1,62 bilhão, enquanto o Ebitda reduziu 2,4%, para R$ 3,45 bilhões.
Segundo os executivos da ISA Energia, os números anuais foram afetados pelo maior custo da dívida, que aumentou para suportar os investimentos bilionários em ampliação e aperfeiçoamento do portfólio de linhas e subestações, além da redução do fluxo financeiro da indenização referente à Rede Básica Sistema Existente (RBSE).
A AXIA Energia, antiga Eletrobras, anunciou importantes movimentações em sua estrutura societária com a ISA Energia. A companhia informou que chegou a um acordo para trocar participações societárias em ativos de transmissão, numa transação na qual a AXIA receberá R$ 1,17 bilhão em dinheiro.
A AXIA obteve aprovação para converter 19,7 milhões de ações ordinárias que detém no capital da ISA Energia em ações preferenciais, na relação de 1 para 1, conforme previsto no estatuto social da ISA Energia.
Pelo acordo de descruzamento de participações, a AXIA transferirá sua participação na IE Madeira para a ISA e, em contrapartida, adquirirá 51% da IE Garanhuns. Com isso, a AXIA passa a consolidar a totalidade da IE Garanhuns, interligação elétrica que conecta Pernambuco a Alagoas e Paraíba, enquanto a ISA se torna única proprietária da IE Madeira, linhão de transmissão que liga as hidrelétricas Jirau e Santo Antônio à região Sudeste.
No mercado, as ações da ISA Energia encerraram quinta-feira (19) cotadas a R$ 32,60 para a ordinária (ON) e R$ 28,07 para a preferencial (PN).
Segundo a companhia, a operação reforça seu compromisso com a otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária, fortalecendo a governança e a eficiência na gestão de seus ativos estratégicos.
A Axia Energia, antiga Eletrobras, anunciou importantes movimentações em sua estrutura societária com a ISA Energia. A companhia informou que chegou a um acordo para trocar participações societárias em ativos de transmissão, numa transação na qual a Axia receberá R$ 1,17 bilhão em dinheiro.
A Axia obteve aprovação para converter 19,7 milhões de ações ordinárias que detém no capital da ISA Energia em ações preferenciais, na relação de 1 para 1, conforme previsto no estatuto social da ISA Energia.
Pelo acordo de descruzamento de participações, a Axia transferirá sua participação na IE Madeira para a ISA e, em contrapartida, adquirirá 51% da IE Garanhuns. Com isso, a Axia passa a consolidar a totalidade da IE Garanhuns, interligação elétrica que conecta Pernambuco a Alagoas e Paraíba, enquanto a ISA se torna única proprietária da IE Madeira, linhão de transmissão que liga as hidrelétricas Jirau e Santo Antônio à região Sudeste.
No mercado, as ações da ISA Energia encerraram quinta-feira (19) cotadas a R$ 32,60 para a ordinária (ON) e R$ 28,07 para a preferencial (PN).
Segundo a companhia, a operação reforça seu compromisso com a otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária, fortalecendo a governança e a eficiência na gestão de seus ativos estratégicos.
A transmissora ISA Energia (ISAE4)disse na noite de quinta-feira (29) que concluiu a assinatura do contrato de compra e venda de ações com a Axia Energia (AXIA3) para descruzamento das participações societárias na IE Madeira e na IE Garanhuns, conforme fato relevante.
A companhia disse que irá comprar participações acionárias detidas por Axia Energia e Axia Nordeste na IE Madeira que totalizam 49% da subsidiária e vender a participação acionária de 51% que detém na IE Garanhuns para a Axia Nordeste.
No âmbito do descruzamento de participações, a ISA pagará cerca de R$ 1,174 bilhão.
Após a conclusão da operação, a ISA passará a consolidar 100% da participação na IE Madeira.
A IE Madeira é uma transmissora composta por 2 subestações e 2.385km de linhas de transmissão em corrente contínua ao longo dos estados de Rondônia, Mato Grosso, Goiás, Minas Gerais e São Paulo, com prazo de concessão até fevereiro de 2039.
Quem quiser construir uma usina termelétrica (ou térmica) hoje precisa antes resolver um desafio global: encontrar uma turbina disponível.
Os maiores fabricantes de equipamentos do mundo já comprometeram boa parte da produção para os próximos anos. Quem reservou máquinas antes paga menos e recebe antes. Quem chegou tarde entra em uma fila que, em alguns casos, já avança até o fim da década – e sairá bem mais caro.
Esse gargalo industrial, praticamente invisível para a maioria dos consumidores de energia, está prestes a influenciar o resultado do maior leilão de capacidade da história recente do Brasil.
O governo prepara para quarta-feira (18) o segundo Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP), criado para contratar usinas capazes de entrar em operação quando o sistema elétrico precisar de energia adicional. Empresas como Eneva, controlada pelo BTG Pactual, e Âmbar Energia, dos irmãos Batista, são esperadas como participantes do leilão.
O Ministério de Minas e Energia pretende contratar usinas por 15 anos para garantir oferta de energia despachável – aquela que pode ser acionada imediatamente quando a demanda aumenta – nos momentos de pico de consumo. Mas a capacidade de competir nesse mercado agora depende menos de capital e mais de timing.
Estimativas do setor apontam para uma contratação de até 30 gigawatts (GW) de capacidade, o equivalente a mais de duas usinas de Itaipu, que tem capacidade instalada de 14 GW. Para o certame foram inscritos 368 projetos, que somam mais de 126 GW – ou 126 mil megawatts de potência, quase todos de usinas térmicas.
“Os fabricantes dizem: ‘eu produzo [turbinas para o equivalente a] 20 mil megawatts por ano. Já vendi 2026, já vendi 2027’. O que sobra é de 2029 para frente, e já não sai pelo mesmo preço dos primeiros contratos”, afirma Lourival Teixeira, executivo que lidera a área de geração do grupo Delta Energia. “É custo de oportunidade. Todo mundo está atrás da mesma coisa.”
Lourival Teixeira, presidente da Delta Geração: desafio para compra de turbinas (Divulgação)
Disputa global por equipamentos
A fila que Teixeira descreve é global. Nos últimos três anos, a demanda por turbinas e equipamentos de geração a gás disparou, impulsionada pela expansão de data centers, pela corrida energética na Europa após a guerra na Ucrânia e por programas de reforço de capacidade em vários países.
Em 2024, foram encomendados cerca de 80 gigawatts em turbinas a gás no mundo, segundo o Instituto de Economia de Energia e Análise Financeira (IEEFA), volume quase três vezes superior à capacidade anual combinada de produção dos três maiores fabricantes – GE Vernova, Siemens Energy e Mitsubishi Heavy Industries –, que é estimada em cerca de 30 gigawatts por ano.
O resultado é um mercado travado.
As carteiras de pedidos já se estendem até o final da década, e executivos do setor estimam que praticamente toda a capacidade de produção de turbinas a gás até 2030 já esteja reservada ou em negociação. Quem quiser garantir uma vaga na linha de produção hoje precisa pagar antecipadamente para assegurar posição na fila.
Fabricantes estão exigindo depósitos milionários para garantir posição na fila de produção. Segundo análise do IEEFA, um desenvolvedor de usina chegou a adiantar US$ 25 milhões, cerca de 20% do valor total do pedido, somente para reservar uma turbina com entrega prevista para 2030.
A corrida por equipamentos também ajuda a explicar por que alguns projetos chegam ao leilão em condições muito diferentes de outros. Empresas que já tinham usinas existentes ou infraestrutura instalada antes da escalada global de preços largam na frente.
Além disso, o custo dos equipamentos foi um dos motivos que levou o governo federal a rever os preços ofertados às usinas no leilão de reserva de capacidade.
Pronta para a próxima
É o caso da Delta Energia, que pretende participar do leilão de março com quatro projetos em Mato Grosso do Sul: a ampliação de sua usina no Estado, a William Arjona, com até 80 megawatts adicionais; uma nova termelétrica a gás natural de 250 megawatts; e duas usinas movidas a biodiesel, com capacidades de 150 e 30 megawatts.
Todos os projetos ficam na mesma região da usina existente, em Campo Grande (Mato Grosso do Sul), a poucos quilômetros do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).
O grupo também é produtor de biodiesel, com fábricas no Mato Grosso do Sul e em Mato Grosso, o que possibilita uma integração natural entre geração e combustível. “Existe toda uma sinergia por trás, e isso nos traz competitividade”, afirma Teixeira.
Se vencer os quatro projetos inscritos no próximo leilão de reserva de capacidade, a companhia estima que os investimentos podem chegar a R$ 1 bilhão.
Usina termelétrica William Arjona, da Delta Energia (Divulgação)
A nova aposta da empresa vem logo depois da conclusão de um projeto que poucos no setor acreditavam que daria certo.
No fim de fevereiro, a Delta entregou ao sistema elétrico a quinta e última unidade geradora da UTE William Arjona, concluindo o compromisso assumido no primeiro Leilão de Reserva de Capacidade, realizado em 2021. A entrega ocorreu quatro meses antes do prazo previsto no contrato com o governo.
A usina, movida a gás natural, tem capacidade instalada de 177 megawatts – suficiente para abastecer cerca de metade de uma cidade do porte de Campo Grande quando opera em carga total.
Para cumprir o contrato, o grupo realizou um processo de modernização das turbinas, desmontando e reconstruindo internamente cada unidade geradora. O projeto envolveu investimentos da ordem de R$ 200 milhões. “Você abre a turbina, tira o motor, troca os componentes internos. Na prática, vira um equipamento novo”, lembra Teixeira.
Mudança no consumo
A história da usina ajuda a explicar a posição atual da empresa. Em 2019, quando o grupo decidiu comprar a planta, o movimento foi recebido com ceticismo no mercado.
Naquele momento, o país vivia uma expansão acelerada de fontes renováveis, os reservatórios de usinas hidrelétricas estavam relativamente cheios e o debate dominante apontava para uma matriz elétrica cada vez mais solar e eólica. Uma térmica a gás parecia, para muitos, um ativo fora de moda.
Dois anos depois, a resposta veio de forma inesperada. A crise hídrica de 2021, uma das mais severas das últimas décadas, reduziu drasticamente os níveis dos reservatórios e obrigou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a acionar termelétricas em todo o país para evitar riscos de apagão.
No mesmo ano, a Delta venceu o primeiro leilão de reserva de capacidade e assinou contrato de 15 anos para fornecer potência ao sistema elétrico.
Hoje, com a expansão de geração solar e eólica como uma realidade, o papel das termelétricas também mudou.
O país passou a registrar excesso de energia em determinados momentos do dia – principalmente nas horas de maior geração solar –, fenômeno que tem levado ao chamado curtailment, em que usinas precisam reduzir ou interromper a produção por falta de demanda ou limitações do sistema para absorver essa oferta.
Já o desafio de abastecimento aparece no início da noite, quando a produção fotovoltaica cai e o consumo permanece elevado. Nesse intervalo, conhecido como horário de ponta, o sistema precisa de usinas capazes de entrar rapidamente em operação para equilibrar oferta e demanda.
No leilão marcado para esta quarta-feira, o mercado descobrirá quantos dos projetos inscritos conseguem atender a todas as condições necessárias para competir. Além do preço, será preciso ter acesso a equipamentos, o que está cada vez mais difícil.
O petróleo teve a maior alta semanal desde a década de 80 impulsionado pela guerra no Irã. Até o começo do ano, a commodity parecia estabilizada em US$ 60 em um momento de oferta elevada e demanda menos aquecida. Mas agora, tudo mudou. De acordo com especialistas, uma guerra prolongada pode deixar os preços altos por boas semanas.
Nesse caso, os mercados estão de olho em como as petrolíferas podem surfar nessa disparada, principalmente a Petrobras (PETR4), maior e empresa mais procurada por investidores. A boa notícias, segundo cálculos do Bradesco BBI, é que companhia pode ver o seu retorno de dividendos alcançar até 12,5% com a disparada dos preços.
Porém, tudo vai depender do grau de repasse aos preços. Desde que mudou a política de preços, o repasse à gasolina não é feito de maneira automática. No cálculo, é considerado outros fatores, como o preço do dólar.
Até quinta-feira o desconto do diesel da Petrobras em relação ao produto importado havia atingido cerca de 30%, a maior defasagem desde 2022, apontou o Goldman Sachs em nota aos clientes.
Petrobras: Dividendos extraordinários no radar?
Depois de anunciar R$ 8,1 bilhões em proventos, investidores tentaram entender se o patamar pode se repetir — e a diretoria reforçou que a companhia não gosta de carregar caixa “sobrando”: se enxergar um nível elevado e sem necessidade para financiar projetos, prefere devolver ao acionista.
“Reforço que nossa estratégia é gerar valor no longo prazo, conciliando investimentos e projetos de alto retorno com nossa política de dividendos”, disse o diretor financeiro (CFO), Fernando Melgarejo, ao apresentar o balanço e a proposta de distribuição.
Em meio à alta do petróleo por causa do conflito no Oriente Médio, Melgarejo admitiu que pode haver espaço para dividendos extraordinários se o caixa ficar acima do necessário.
“Se a gente entender que temos um nível elevado de caixa, a gente adoraria… fazer uma distribuição de dividendos extraordinários, desde que a gente tenha certeza que não há impacto na financiabilidade dos nossos projetos”, afirmou.
Outras petrolíferas
Mas o Bradesco não se limitou a analisar a Petrobras. Segundo os analistas, com o petróleo nas alturas, os maiores benefícios recaem sobre empresas mais alavancadas e com fluxo de caixa mais concentrado no curto prazo, como a Brava(BRAV3).
“A maior assimetria aparece em BRAV3, cujo desempenho recente não reflete integralmente o nível atual da curva futura, onde estimamos potencial de valorização adicional caso os preços do petróleo permaneçam acima dos patamares embutidos nas projeções atuais”.
Por outro lado, nomes de menor sensibilidade marginal —como PRIO(PRIO3), devido à duração mais curta de geração de caixa —tendem a capturar menor variação percentual.
A italiana Enel deve apresentar na próxima semana uma atualização estratégica com foco maior na Europa e nos EUA, numa tentativa de garantir retornos mais estáveis, disseram pessoas familiarizadas com o assunto.
A empresa de energia, com sede em Roma, expandiu-se globalmente nas últimas décadas, construindo uma presença significativa na América Latina, entre outros mercados. Agora, é provável que direcione seu capital principalmente para a Europa e alguns estados dos EUA, aproveitando um ambiente regulatório e político mais estável, disseram as fontes, que pediram anonimato, já que o plano ainda não é público.
As utilities europeias estão cada vez mais concentradas em mercados que oferecem retornos previsíveis a longo prazo, especialmente em redes elétricas reguladas — uma área-chave de crescimento em meio à transição energética.
À medida que essas empresas reservam bilhões de euros para melhorias essenciais nas redes, elas se beneficiam de maior previsibilidade nos preços da energia, tanto na Europa quanto nos EUA, onde a regulamentação estadual define retornos permitidos e recuperação de custos.
Uma porta-voz da Enel se recusou a comentar o plano estratégico antes de sua apresentação no Capital Markets Day da empresa, na segunda-feira.
Algumas utilities europeias enfrentaram dificuldades em outros mercados nos últimos anos. No Brasil, por exemplo, o governo instruiu o regulador do setor a revisar uma concessão da Enel em São Paulo após tempestades que causaram longos cortes de energia. A empresa também enfrentou problemas com uma licença no Chile, novamente após interrupções no fornecimento de energia.
A América Latina continuará fazendo parte do portfólio da Enel, segundo as fontes, que afirmaram que a mudança de estratégia não indica uma retirada abrupta de nenhuma região.
Também é verdade que os marcos regulatórios nos mercados europeu e americano não são imutáveis. Apenas neste mês, um plano do governo italiano para retirar os custos de carbono das contas de energia provocou forte queda nos preços futuros. A medida poderia comprimir as margens da Enel, prejudicando a perspectiva de lucros, embora ainda dependa da aprovação da União Europeia.
Entre outras utilities que estão recalibrando suas estratégias, a espanhola Iberdrola SA apresentou no ano passado um programa de investimentos de €58 bilhões (US$ 68 bilhões), focado na distribuição de eletricidade em países onde a regulamentação é considerada mais favorável.
A operação da Orizon deve se modificar radicalmente após a aquisição da Vital, anunciada na última quarta-feira (17), num negócio de R$ 3 bilhões que movimentou o setor de aterros sanitários. É que a empresa combinada estuda ter até 28 plantas de biometano para explorar o potencial efervescente desse mercado. Isso se dará em até sete anos e a primeira inauguração pós fusão deve acontecer nos próximos dias.
A Orizon captou cerca de R$ 450 milhões por meio do Fundo Clima e da linha Finem, do BNDES, para colocar em pé sua segunda planta de purificação de biogás (resultante da decomposição de materiais orgânicos, como alimentos e resíduos industriais) em biometano (a versão renovável do gás natural).
Localizada em Paulínia, interior de São Paulo, a operação é fruto de uma joint venture com a Edge, do grupo Cosan, de Rubens Ometto. A unidade terá capacidade de produzir até 225 mil metros cúbicos (m³) por dia de gás de origem renovável e deve ser inaugurada em até duas semanas.
Milton Pilão, CEO da Orizon, avalia a inauguração de diversas plantas do tipo no Brasil nos próximos anos, já calculando a estrutura adquirida da junção dos negócios com a Vital. O potencial de biometano combinado após a fusão é estimado em 2 milhões de metros cúbicos por dia. Hoje, a produção brasileira é de 840 mil metros cúbicos por dia, segundo a Associação Brasileira do Biogás (Abiogás).
“Hoje, o que eu tenho de produção, contando com Paulínia, equivale a quase 300 mil metros cúbicos por dia, mas o nosso potencial é de 1,3 milhão. E a Vital tem operado 30 mil metros cúbicos, com potencial para 700 mil”, dizPilão ao InvestNews. “Devemos ter a construção da ordem de 18 plantas na Orizon durante os próximos cinco anos. E aproximadamente mais 10 plantas da Vital nos próximos seis ou sete anos. Ou seja, são praticamente 28 plantas de biometano.”
Na mágica de transformar lixo em energia, a empresa pretende se colocar em uma posição estratégica na comercialização de gás natural renovável no país.
“Com 2 milhões de metros cúbicos por dia, que representa mais do que o dobro da produção atual no Brasil, a gente se torna um player extremamente relevante no mercado de gás natural renovável e isso certamente será uma das grandes vertentes de potencial de crescimento da companhia”, reitera Pilão.
Para concretizar todo esse potencial, no entanto, a Orizon ainda terá que desembolsar “alguns bilhões em investimentos” nos próximos anos, segundo o CEO.
Hoje, o gás natural gerado pela empresa atende a comercializadoras e distribuidoras como Compass, Copergás e Ultragaz. A partir delas, o combustível é distribuído para termelétricas, indústria (como a de alimentos e bebidas, que faz pasteurização em escala abismal) e residências com gás encanado.
Fusão com a Vital
A combinação de negócios com uma das principais concorrentes era algo mapeado há um tempo. Pilão conta que a empresa negociou por mais de um ano a aquisição da Vital. Agora, a companhia resultante da fusão passa a deter 30 aterros sanitários e a tratar resíduos gerados por cerca de 40 milhões de brasileiros – antes da junção dos negócios, a Orizon tratava um pouco mais da metade disso. Isso significa uma fatia de quase 20% no fragmentado mercado de resíduos no país.
“A Vital é uma companhia que tem um histórico de geração de caixa, de performance, e que não estava à venda. Mas conseguimos chegar a conclusão de que nesse caso a construção de 2+2 é igual a 5, não a 4”, diz ele.
Além da capacidade de explorar o negócio de gás natural renovável no país, a Orizon agora ganha representatividade e adiciona capilaridade com a operação em estados importantes, como Espírito Santo, Maranhão, Minas Gerais e São Paulo. Estrategicamente, isso abre portas para vislumbrar um crescimento para o interior dessas regiões.
“O lixo gerado não viaja muito. Há uma barreira logística. Eu não posso transportar o lixo por mais de 50, 70 quilômetros, porque o custo logístico fica muito alto. Com essa incorporação, a gente trouxe complementariedade locacional. Isso traz mais avenidas de crescimento para esses estados onde a gente não estava presente”, comenta o CEO.
A Motiva (ex-CCR) anunciou nesta sexta-feira (5) contrato de cinco anos para fornecimento anual de 2.115,6 MWh de energia solar pela Prime Energy, unidade do grupo Shell, em um acordo que envolve unidades da empresa de concessões nas rodovias Presidente Dutra, Rio-Santos e Castello Branco.
A energia será fornecida a 120 instalações da Motiva, incluindo praça de pedágio, sistemas de iluminação e câmeras de monitoramento, afirmou a companhia em comunicado.
A geração da eletricidade ficará a cargo de usinas localizadas nas áreas de concessão da CPFL Paulista e da Elektro, também no interior paulista. A Motiva afirma que espera obter “uma economia anual estimada de 26% na conta de energia” das 120 instalações.
A companhia se recusou a fornecer detalhes financeiros do acordo com a Prime Energy.
A Motiva afirma ter como objetivo ter 100% de seus ativos abastecidos com energia renovável. Em 2024, a companhia se tornou sócia de três usinas eólicas no Piauí e esses empreendimentos abastecem operações de trilhos da Motiva no Estado de São Paulo.
A Neoenergia informou nesta sexta-feira (21) que celebrou um contrato de venda com a EDF Brasil Hidro Participações, subsidiária local da francesa EDF, para alienar a totalidade das ações da Energética Águas da Pedra S.A., que opera a Usina Hidrelétrica Dardanelos no Mato Grosso. A transação, avaliada em R$ 2,5 bilhões, incluiu um valor base de R$ 2,2 bilhões para dezembro de 2024 e um ajuste de R$ 286 milhões pela variação do CDI até a data da assinatura.
Segundo a empresa de energia, é firmado um acordo de investimento com a EDF Brasil Holding, no qual a Neoenergia faz um aporte de R$ 93,5 milhões na Hidro Participações, garantindo uma participação indireta de 25% na usina. A conclusão da operação está sujeita a aprovações regulatórias, incluindo o CADE e a Aneel. Dentro de até 2,5 anos após o closing, a EDF Brasil Holding poderá adquirir todas as ações da Hidro Participações detidas pela Neoenergia.
Uma das maiores empresas de energia elétrica do Brasil, a Neoenergia é controlada pela espanhola Iberdrola e atua em geração, transmissão e distribuição. Já a EDF Brasil Hidro Participações é uma empresa brasileira do grupo francês EDF.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
Uma das últimas usinas a carvão do Brasil voltou a operar nos últimos meses, após um poderoso grupo empresarial investir milhões para manter suas turbinas funcionando na cidade mineradora de Candiota, na porção sul do Rio Grande do Sul.
A Âmbar, dona da usina e controlada pelos irmãos bilionários Wesley e Joesley Batista, aposta que mesmo o Brasil, onde fontes renováveis e baratas produzem mais de 80% da energia elétrica, não deixará de queimar carvão tão cedo, apesar de o combustível ser um dos principais responsáveis pelo aquecimento global.
Como anfitrião da cúpula climática das Nações Unidas, a COP30, neste mês, o Brasil está incentivando os países a abandonarem os combustíveis fósseis. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva lamentou, durante a cúpula de líderes na cidade amazônica de Belém esta semana, que a guerra na Ucrânia tenha levado à reabertura de minas de carvão.
Ainda assim, Candiota e outras cinco usinas a carvão continuam produzindo 3% da eletricidade do Brasil, ilustrando como a pressão de grupos de interesse e a falta de um plano de transição podem manter o uso do carvão mesmo em um país com forte presença de energia renovável.
“O Brasil tem absolutamente o potencial, com todos os recursos solares, além das hidrelétricas e do vento, para descomissionar essas usinas a carvão”, disse Christine Shearer, que monitora o setor de carvão no think tank Global Energy Monitor.
“A força do lobby do carvão, especialmente nos Estados mineradores, é o motivo pelo qual essas usinas ainda existem.”
O contrato regulado da usina de Candiota para fornecer energia expirou no ano passado, levando ao fechamento de empresas locais e à saída de muitos moradores da cidade.
Mas a usina voltou a operar vendendo energia no mercado de curto prazo, ajudando a estabilizar o fornecimento elétrico durante os horários de ponta e quando a geração solar e eólica diminui.
O Congresso e o governo federal também ofereceram uma tábua de salvação às usinas a carvão. No mês passado, parlamentares aprovaram uma medida provisória com um dispositivo que garante contratos até 2040 para usinas movidas a carvão nacional, como a de Candiota. Lula ainda pode vetar a medida.
Carvão habilitado para leilão
O governo brasileiro também habilitou o carvão para participar de um leilão de capacidade programado para março de 2026, que tem por objetivo reforçar a segurança energética ao contratar usinas, principalmente termelétricas, que possam ser ativadas rapidamente quando as fontes eólica e solar não estiverem gerando.
O Ministério de Minas e Energia afirmou que a contratação dessas térmicas tornará o sistema elétrico mais confiável, permitindo a adição de mais oferta renovável na matriz.
A inclusão do carvão surpreendeu especialistas, que afirmam que as usinas a carvão não têm partida rápida e, portanto, não oferecem a flexibilidade necessária.
Críticos atribuem à falta de planejamento de longo prazo a permanência da queima de carvão, enquanto grandes quantidades de energia limpa acabam sendo desperdiçadas devido à demanda insuficiente e à ausência de linhas de transmissão.
Eles afirmam que isso torna o governo vulnerável à pressão de grupos ligados ao carvão e ao gás natural, apesar dos custos financeiros e ambientais mais elevados.
Os irmãos Batista compraram a usina de Candiota sem um novo contrato de longo prazo à vista porque “vislumbraram possibilidade de serem bem-sucedidos nos seus instrumentos de pressão”, disse Luiz Eduardo Barata, presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, uma entidade que critica o apoio ao carvão.
O grupo ambientalista Arayara, outro crítico da Âmbar, está tentando suspender na Justiça a licença ambiental da usina.
Em nota, a Âmbar afirmou que o carvão que abastece sua usina de Candiota é “seguro e amplamente disponível para o sistema elétrico, sendo ideal para garantir a segurança do abastecimento”.
A empresa negou depender de influência política para conseguir um novo contrato para a Candiota ou para outras usinas de seu portfólio. A Âmbar acusou os críticos de representarem os interesses de grandes consumidores de energia em detrimento dos menores, “independentemente das necessidades do sistema elétrico, do meio ambiente e da população brasileira”.
Carvão ainda move economias municipais
Os esforços da Âmbar para manter o carvão vivo colocam o Brasil em uma lista de países como Índia e África do Sul, onde grupos de interesse poderosos têm dificultado os esforços para eliminar o carvão do sistema energético global, um combustível ainda considerado essencial para economias locais em regiões como Candiota.
Fechar a usina permanentemente afetaria não apenas o empreendimento da Âmbar, mas também as minas locais que a abastecem e fábricas de cimento que reaproveitam as cinzas do carvão, resultando na perda de cerca de 10 mil empregos na região.
José Adolfo de Carvalho Junior, que administra uma das minas de carvão da cidade de Candiota, disse que o custo de encerrar a única indústria que oferece empregos de qualidade na região não vale a pena.
“Desligar isso aqui vai resolver o problema do CO2 no planeta? Não, é literalmente uma gota de água no oceano”, afirmou.
O futuro incerto da usina deixa os moradores apreensivos quanto à sua subsistência, disse Graça dos Santos, que foi demitida da planta após o fim do contrato com o governo.
O prazo para o fechamento da usina “precisa ser estendido para que aconteça uma transição energética justa”, disse ela. “Não é justo deixar uma população toda sem trabalho.”
Mas o governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva não tem um plano de transição para Candiota e não avançou significativamente nos planos para as demais usinas a carvão remanescentes.
Sem plano de transição
A região de Candiota também produz carne bovina, vinho e azeites, indústrias que poderiam absorver trabalhadores do carvão com algum investimento, segundo João Camargo, fundador de uma cooperativa de produtores de sementes.
“Eles não criaram nenhuma condição para a transição”, afirmou.
No sindicato local dos mineiros de carvão, o líder Hermelindo Ferreira aponta para mapas que mostram as regiões que perderiam atividade industrial – e os empregos associados – se a usina fosse fechada.
Ainda assim, ele admite que a confiança no futuro do carvão está diminuindo em Candiota. Alguns trabalhadores já se mudaram para cidades vizinhas em busca de melhores oportunidades.
Mesmo lutando para salvar empregos, Ferreira disse que está incentivando os colegas a aprender novas habilidades. Ele mesmo já obteve certificação para fazer manutenção em torres que medem a velocidade do vento, na esperança de que a indústria eólica invista na região.
“Não se coloca todos os ovos na mesma cesta”, disse ele.
O preço do barril cai 15% no ano, mas a receita das duas maiores junior oils do país segue em expansão. A Prio viu seu faturamento líquido subir 18%, para US$ 557,6 milhões, enquanto o da Brava alcançou US$ 561 milhões, o melhor resultado da companhia desde sua criação (em agosto de 2024, com a fusão entre 3R Petroleum e Enauta).
A PetroReconcavo, terceira maior, foi por outro caminho. Registrou uma queda de 8% na receita líquida, R$ 786 milhões (o equivalente a US$ 150 milhões pelo câmbio médio do trimestre, para termos uma comparação mais simétrica com as rivais).
Para o economista Roberto Castello Branco, ex-presidente da Petrobras, a diferença aí tem a ver com uma questão de estratégia: “A PetroReconcavo tem uma política de não priorizar a expansão da produção de petróleo. Ao contrário da Brava e da Prio, que acertadamente buscam chegar a níveis mais elevados de produção”.
De qualquer forma, especialistas do setor entendem que há um amadurecimento das junior oils. “Todas as três são empresas bem geridas. E mesmo com a queda no preço do petróleo, trabalha-se com margens grandes”, diz David Zylbersztajn, ex-diretor geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e professor do Instituto de Energia da PUC Rio. “Até onde eu sei, não tem ninguém triste com essas empresas”.
Mas o momento de baixa do petróleo, com o barril rondado os R$ 60, obviamente pede cuidados, já que o buraco pode ficar mais embaixo em 2026.
Custos de extração
Com a pressão do Brent, cresce a importância do lifting cost – o custo operacional para a exploração de um barril de petróleo. A Prio salientou como destaque negativo que o dela avançou para a faixa de US$ 17,4, valor mais alto desde 2019.
A Brava, por sua vez, conseguiu trilhar um caminho oposto. Se no primeiro trimestre deste ano, seu custo operacional para exploração por barril era de US$ 20, os últimos resultados demonstraram uma queda para US$ 15,7. Já a PetroReconcavo, viu seu custo de exploração por barril subir 13% na mesma base de comparação, para US$ 15,5.
O CEO da Prio, Roberto Monteiro, enfatizou que o aumento dos custos de extração por barril se deu por conta da paralisação do campo de Peregrino. A operação ainda pertencia em sua maioria à Equinor, que vendeu sua fatia de 60% para a Prio em maio, por US$ 3,5 bilhões, mas a conclusão do negócio ainda está sujeita a aprovações regulatórias da ANP e do Cade.
A ANP suspendeu a produção do campo após identificar falhas em medidas de segurança, como estudos de risco desatualizados, tempo de escape inadequado e deficiências em sistemas de detecção e alarme. A produção ficou suspensa por quase nove semanas, e foi autorizada a ser retomada em 17 de outubro de 2025, após a Equinor implementar as melhorias solicitadas. A Prio avalia a possibilidade de buscar uma compensação pela perda não planejada no campo.
Para Roberto Castello Branco, é possível garantir boas margens com o atual patamar do óleo, mas há limites. “[O negócio] se paga até bem num cenário de preços acima de US$ 60. Mas, numa situação em que o preço do petróleo caia para menos de US$ 50, a situação fica bem apertada”, diz ele, que também foi presidente do conselho da 3R Petroleum, antes da criação da Brava.
“A Petrobras consegue operar com o pré-sal, que tem custos abaixo de US$ 5. A diferença é muito grande. Com o lifting cost a US$ 17, pode-se dizer que os custos são muito elevados. Mas isso reflete a natureza dos campos que eles [Brava e Prio] estão operando: não tão competitivos quanto os da Petrobras”, reforça Castello Branco.
Com o petróleo em queda, é natural que o lucro das empresas do setor fiquem mais espremidos. Tanto Prio como Brava, embora tenham mantido o nível da produção e expandido em receita, vacilaram com o lucro líquido. O da Brava ficou em R$ 120,7 milhões (US$ 22 milhões) no terceiro trimestre, queda de 75,8%. a A Prio apresentou recuo de 59% na comparação anual, para US$ 92 milhões. E o lucro da PetroReconcavo cedeu 23%, para R$ 158,8 milhões (US$ 29 milhões ).
Os progressos recentes
Segundo o analista Vicente Falanga, do Bradesco, a Prio tem um cronograma positivo para entrega de projetos, como a entrega de Wahoo e a aceleração da integração de Peregrino, além da continuidade das melhorias de confiabilidade em Albacora Leste.
“Com a contribuição desses dois novos ativos, a produção deverá ultrapassar 200 mil barris por dia em poucos meses, posicionando a Prio como a maior produtora independente de petróleo do Brasil”, diz o analista em relatório. Ele também projeta que a alavancagem da empresa deva cair para 1,1 vez no final de 2026.
Empresa
Produção (boepd)
Variação vs. 3T24
Brava
91,8k
+77,5%
Prio
88,2k
+25%
PetroReconcavo
26,4k
0%
Boepd = barril de óleo equivalente por dia
A Brava, por sua vez, tem dado tração a seu plano de reestruturação, reduzindo custos e cargos duplicados, como mostrou o InvestNews. O corpo diretivo foi reduzido de cinco para quatro, com o anúncio de um novo CFO, e simplificaram a estrutura gerencial. As mudanças foram costuradas pelo bloco de acionistas que hoje compõe mais de 20% do capital da Brava: Yellowstone, Jive e Queiroz Galvão formaram um grupo nos últimos meses com o intuito de tomar as rédeas do futuro da companhia.
O CEO da Brava Energia, Décio Oddone, disse em conferência para analistas que o foco da empresa está na desalavancagem para ter em 2027 “uma companhia com uma posição mais robusta e com uma geração de caixa mais forte”. “No ano que vem, a gente já tem um compromisso de Capex (investimento) forte com esses quatro poços que vamos perfurar, os dois de Atlanta e os dois de Papa-Terra. E vamos ter uma redução significativa de Capex para 2027”, disse ele.
Na PetroReconcavo o avanço é o seguinte: a empresa terminou uma rodada de perfuração de poços profundos, para alcançar camadas com mais óleo e gás, e começou a parte de perfuração horizontal dentro do reservatório, que expande a área de produção.
Mais um sinal de que o universo das junior oils está ficando mais sênior. Mas os desafios agora, com os estoques de petróleo se acumulando mundo afora, são, definitivamente, de gente grande.
A Axia Energia (a antiga Eletrobras) informou nesta quarta-feira (5) que seu conselho de administração aprovou o pagamento de R$ 4,3 bilhões em dividendos intermediários. O montante foi anunciado junto com a divulgação de resultados da companhia, que reportou prejuízo líquido no terceiro trimestre de R$5,45 bilhões, revertendo lucro apurado em igual período do ano passado, após contabilizar no resultado trimestral a venda de sua participação na estatal Eletronuclear.
A companhia elétrica reconheceu no trimestre uma despesa de R$7 bilhões em alienação de ativos, sem efeito caixa, em função principalmente do desinvestimento da fatia na Eletronuclear, comprada pelo grupo J&F. Também foram concluídas no período outras operações, como descruzamento de ativos com a Copel e a venda da participação na Emae para a Sabesp.
No critério ajustado, o lucro da Axia ficou em R$2,2 bilhões no terceiro trimestre, uma queda de 68% na comparação anual. O principal impacto nesse caso foi o reconhecimento de remensuração regulatória dos contratos de transmissão de energia.
A receita líquida regulatória ajustada da companhia alcançou R$9,97 bilhões no 3T25, queda de 4,6% na comparação anual, impactada principalmente por uma menor receita de geração devido à alienação das térmicas do Amazonas e da venda adicional de energia da usina hidrelétrica de Tucuruí.
Dividendos de R$ 4,3 bilhões
O montante de dividendos será distribuído aos acionistas em 19 de dezembro de 2025, utilizando parte do saldo da reserva estatutária.
O valor por ação será de R$ 1,58 para papéis preferenciais de classe A; R$ 2,08 para ações preferenciais classe B; e R$ 1,89 para ações ordinárias e golden share. A empresa destaca que os valores por ação podem sofrer pequenas variações devido ao programa de recompra de ações.
As datas de corte para os detentores de ações na B3 e ADRs na Nyse, a bolsa de Nova York, estão definidas para 14 e 17 de novembro de 2025, respectivamente. Os detentores de ADRs receberão o pagamento a partir de 29 de dezembro de 2025, por meio do Citibank.
A ex-Eletrobras é a maior empresa de geração e transmissão de energia elétrica da América Latina, sendo responsável por boa parte da energia limpa do Brasil. Recentemente, a Axia anunciou a venda de sua participação na Eletronuclear para a Âmbar Energia, marcando a entrada da J&F na geração nuclear.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
A Eletronuclear vive de pedir ajuda. A estatal responsável pelas usinas nucleares de Angra dos Reis enviou um ofício à ENBPar, holding que representa a União no setor, solicitando um aporte emergencial de R$ 1,4 bilhão para evitar o “colapso operacional e financeiro” ainda neste ano. Sem o dinheiro, o caixa da empresa deve se esgotar em novembro.
O alerta escancara um jogo de empurra que se arrasta há meses e ajuda a explicar por que a empresa vive nessa corda bamba. A Eletrobras, rebatizada de Axia Energia, vendeu sua participação de 68% do capital total e 35% do votante à Âmbar Energia, do grupo J&F, por R$ 535 milhões. Mas o negócio ainda não foi concluído, e ninguém quer ficar com a conta.
A Axia diz que já se desfez do ativo e que as dívidas agora são problema da J&F. A Âmbar afirma que ainda não é dona formal da participação e que, portanto, não pode injetar recursos. O resultado é uma estatal que não tem quem a banque — e um governo que hesita em abrir o cofre.
O Ministério da Fazenda resiste à ideia de novos aportes, especialmente em meio às negociações de um empréstimo de R$ 20 bilhões aos Correios – tudo com a garantia do Tesouro. O argumento é que qualquer socorro precisa estar embasado em um plano de sustentabilidade. A ENBPar tenta convencer o Tesouro de que o repasse é uma pré-condição para reorganizar a empresa e evitar a antecipação de R$ 6,5 bilhões em dívidas com BNDES, Caixa e bancos privados.
Enquanto os ministérios discutem quem deve agir primeiro, o caixa da Eletronuclear se esgota. A empresa precisa pagar R$ 570 milhões em dezembro a BTG e Banco ABC, referentes a obras feitas para estender a vida útil de Angra 1 por mais 20 anos.
Também acumula R$ 700 milhões em débitos com as Indústrias Nucleares do Brasil, fornecedoras de combustível, conforme noticiou a Folha. E gasta cerca de R$ 1 bilhão por ano apenas para manter Angra 3, a usina que nunca saiu do papel.
A órfã
A Eletronuclear nasceu em 1997, a partir da reestruturação da Nuclebrás, antiga subsidiária da Eletrobras criada nos anos 1970 para tocar o programa nuclear brasileiro. A nova empresa foi fundada para concentrar a operação das usinas Angra 1 e 2 e concluir Angra 3, projeto iniciado ainda na ditadura e interrompido diversas vezes ao longo das décadas.
Por lei, a geração de energia nuclear não pode ser privatizada, e por isso a Eletronuclear sempre ficou sob controle direto da União — mesmo depois que a Eletrobras se tornou uma empresa de capital misto. Essa estrutura a deixou em uma espécie de terra de ninguém: dependente do governo para se financiar, mas sem os mesmos privilégios das grandes estatais lucrativas, como Petrobras ou Banco do Brasil.
Vista geral das Usinas de Angra 1 e Angra 2, na Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA), em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro Foto: Tomaz Silva/Agência Brasil
O arranjo ficou ainda mais frágil com a privatização da Eletrobras, em 2022. A operação levou à criação da ENBPar, uma nova holding pública encarregada de abrigar os ativos estratégicos que não podiam ir para a iniciativa privada, como a participação em Itaipu e o controle da Eletronuclear.
A Eletrobras se livrou do fardo e manteve apenas a obrigação de investir R$ 2,4 bilhões em debêntures da estatal — papel que agora deve ser assumido pela Âmbar, dos irmãos Joesley e Wesley Batista. A expectatiava é que o novo sócio ajude a dar fôlego financeiro, mas o futuro ainda é incerto.
O impasse atual é resultado dessa engenharia institucional. A estatal é controlada pela União, mas tem sócios privados que não colocam dinheiro novo. Opera duas usinas lucrativas — Angra 1 e 2, responsáveis por cerca de 3% da energia do país —, mas carrega uma terceira que só consome recursos. E, sem perspectiva de retomada de Angra 3, cada mês de espera pesa nas contas.
O peso do passado
A história de Angra 3 ajuda a explicar por que a Eletronuclear chegou a este ponto. O projeto, concebido nos anos 1980, já consumiu R$ 12 bilhões e segue parado há quase dez anos. O BNDES estima que seriam necessários R$ 23 bilhões para concluir a obra e R$ 21 bilhões para abandoná-la.
A diferença é pequena demais para justificar uma decisão definitiva, mas grande o suficiente para manter o projeto travado. Nenhum governo quis gastar para terminar a usina. Nenhum quis assumir o custo político de enterrar um investimento bilionário.
O custo projetado da energia de Angra 3 — R$ 653 por megawatt-hora, segundo o BNDES — é maior que o das térmicas a gás, num sistema que hoje opera com sobra de oferta. Ainda assim, o Ministério de Minas e Energia insiste que a obra é estratégica e quer atualizar os estudos junto ao BNDES antes de decidir se a retomada vale a pena.
Há, porém, uma mudança estrutural prestes a entrar em vigor. A partir de janeiro de 2026, entra em operação um novo modelo de financiamento da energia nuclear no Brasil. A lei sancionada por Lula redistribui o custo mais alto da eletricidade produzida por Angra 1 e 2 entre todos os consumidores do país, por meio de um adicional tarifário. Até agora, esse custo estava concentrado em contratos específicos com poucas distribuidoras.
A mudança — que isenta as famílias de baixa renda — reduz o risco de desequilíbrio financeiro da Eletronuclear e tende a garantir receitas mais previsíveis para a operação das usinas. É também uma das razões que atraíram a Âmbar para o setor. A aposta é que o novo modelo criará um colchão tarifário estável e permitirá planejar investimentos de longo prazo.
A entrada da Âmbar é um teste para o novo desenho do mercado nuclear brasileiro. Mas, até que a transação seja concluída, a estatal segue sozinha e clamando por ajuda do contribuinte.
Os preços do petróleo ampliaram os ganhos após o fechamento desta quarta-feira (22), subindo mais de US$ 2 por barril, depois que o secretário do Tesouro dos EUA, Scott Bessent, disse que o país anunciaria mais sanções contra a Rússia.
Os contratos futuros do petróleo Brent saltaram US$2,44, ou 3,98%, para US$63,76, após o fechamento, e os contratos futuros do petróleo West Texas Intermediate dos EUA (WTI) subiram US$2,42, ou 4,23%, para US$59,66.
Os futuros do Brent haviam fechado com alta de US$1,27, ou 2,07%, a US$62,59 por barril, enquanto os futuros do petróleo West Texas Intermediate dos EUA subiram US$1,26, ou 2,20%, para US$58,50.
Bessent disse que as sanções dos EUA seriam anunciadas nesta quarta ou quinta-feira.
“Vamos anunciar após o fechamento desta tarde ou logo pela manhã de amanhã um aumento substancial nas sanções à Rússia”, disse Bessent a repórteres na Casa Branca nesta quarta-feira.
Os preços do petróleo também foram sustentados pela crescente demanda de energia dos EUA.
Os estoques de petróleo, gasolina e destilados dos EUA caíram na semana passada, com o fortalecimento da atividade de refino e da demanda, informou a Administração de Informações sobre Energia nesta quarta-feira.
Décio Oddone, CEO da Brava Energia (Ilustração: Daniela Arbex)
A Brava Energia realizou uma reestruturação organizacional, aprovada pelo conselho de administração na segunda-feira (20), que consolidou diversas áreas sob a diretoria financeira e de relações com investidores. Diante da mudança, os executivos Rodrigo Pizarro e Pedro Medeiros, que ocupavam cargos, respectivamente, de diretor financeiro e de relações com investidores e de diretor de novos negócios, trading e downstream, renunciaram.
Segundo a petroleira, o CEO Décio Oddone assume interinamente as funções de diretor financeiro e de relações com investidores, além de assumir de forma definitiva a área de novos negócios.
A empresa também informou que a área de operações downstream – a fase final da cadeia de produção, que inclui o refino do petróleo bruto em produtos como gasolina, diesel, querosene, plásticos e petroquímicos e a distribuição desses derivados para os consumidores – será integrada ao onshore, ou seja, à área de exploração de óleo e gás em terra, sob a liderança de Jorge Boeri.
A Brava Energia planeja anunciar um novo CFO após a conclusão do processo de contratação, que ainda está em andamento.
A junior oil Brava Energia foi criada em 2024 a partir da fusão de 3R Petroleum e Enauta, tem como principais acionistas o Bradesco e a gestora Jive. É hoje uma das maiores produtoras independentes de petróleo do país.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
O avanço dos irmãos Wesley e Joesley Batista no setor elétrico brasileiro ganhou um novo capítulo nesta quarta-feira (15) – um símbolo da ambição empresarial e da habilidade política dos goianos. A Âmbar Energia, do grupo J&F, agora é sócia do governo nas usinas nucleares de Angra dos Reis (RJ).
Por R$ 535 milhões, a Âmbar tornou-se dona de 68% do capital total e de 35,% do capital votante da estatal Eletronuclear, responsável pelas usinas Angra 1, 2 e 3. As duas primeiras estão funcionando e, como destacou a Âmbar no comunicado de compra, “possuem contratos de longo prazo, o que garante receitas previsíveis”.
Na quarta-feira (9) passada, o presidente Lula sancionou uma lei que altera o modelo de financiamento da energia nuclear. A partir de 1º de janeiro de 2026, o custo mais alto da eletricidade produzida em Angra 1 e 2 será diluído entre todos os consumidores por meio de um adicional tarifário — com exceção das famílias de baixa renda. Até aqui, os custos adicionais ficavam concentrados em contratos específicos com algumas distribuidoras.
Assim, a Âmbar terá uma base de financiamento mais estável para os seus compromissos com a Eletronuclear.
Quando da privatização da Eletrobras, em 2022, ficou acordado que a empresa teria obrigação de investir na usina inacabada, uma tentativa de mitigar os riscos da privatização e de encontrar um final feliz para Angra 3.
Isso significava que a Eletrobras teria de investir R$ 2,4 bilhões comprando títulos de dívida (debêntures) emitidos pela Eletronuclear, uma obrigação que agora passa a ser da Âmbar. A empresa dos Batista assume também as garantias financeiras antes dadas pela Eletrobras em favor da estatal. É um alívio para a Eletrobras: sem a Eletronuclear, seu perfil de risco melhora e sua estrutura societária fica mais simples.
Tempos depois da privatização da Eletrobras, um novo acordo mudou o jogo: em troca de mais duas cadeiras no conselho da ex-estatal, o governo se comprometeu a encontrar um novo sócio que assumisse os compromissos da companhia na usina. Quem ficou encarregado de conduzir o processo foi o BTG Pactual.
Nos bastidores, a expectativa era de que esse novo sócio poderia ser uma estatal estrangeira – entre abril e maio, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, se encontrou com executivos da chinesa CGN e da russa Rosatom. A solução com uma empresa brasileira, no entanto, foi considerada mais adequada.
“O ingresso de capital privado nacional pode ampliar o horizonte de financiamento da energia nuclear no Brasil, desde que preservadas a governança pública, o compliance rigoroso e a subordinação técnica às normas”, afirma Leonam Guimarães, ex-presidente da Eletronuclear.
A saída da Eletrobras e entrada da Âmbar, conjectura Guimarães, pode “reforçar o caixa necessário à conclusão de Angra 3”.
A Eletronuclear segue formalmente sob controle da União, por meio da ENBPar, estatal criada durante a privatização para abrigar ativos estratégicos que não poderiam ser privatizados, como as operações nucleares e a participação brasileira em Itaipu.
Pessoas próximas à negociação disseram ao InvestNews que “se o governo decidir fazer [a obra para finalizar Angra 3], o projeto será avaliado” pela Âmbar. É a primeira vez que um grupo privado brasileiro passa a ter presença relevante em uma empresa do setor nuclear.
Criada para administrar termelétricas no Centro-Oeste, a Âmbar se tornou, em poucos anos, uma das maiores geradoras privadas do país. Desde 2023, comprou dezesseis termelétricas a gás natural, duas distribuidoras (Roraima Energia e Amazonas Energia), dezesseis pequenas hidrelétricas, usinas solares e de biomassa, e até um gasoduto de 645 quilômetros entre a Bolívia e o Mato Grosso.
Para o governo, a operação pode evitar o desgaste de um novo aporte público em Angra 3 (a equipe econômica sempre foi contra) enquanto preserva o controle formal da União sobre a energia nuclear e atrai um sócio de capital nacional, com fôlego financeiro e disposição para investir em longo prazo.
Ainda assim, o desafio é imenso. A Eletronuclear segue fragilizada e a retomada de Angra 3 depende de um novo modelo de financiamento e de decisão política. O BNDES prepara um estudo atualizado, que deve redefinir custos, cronograma e responsabilidades. Até lá, o projeto continuará parado, custando até R$ 1,2 bilhão ao ano para não gerar energia.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleceu uma indenização de R$ 498,8 milhões em favor da Companhia Energética de São Paulo (CESP).
O valor refere-se à base de remuneração regulatória líquida (BRR) dos investimentos em bens reversíveis ainda não amortizados ou depreciados nas usinas hidrelétricas Jupiá, Ilha Solteira, Paraibuna e Jaguari, que ainda não foram amortizados ou depreciados.
A BRR é o conjunto de ativos, como usinas, linhas de transmissão e subestações que as concessionárias de serviços públicos usam na prestação de serviços.
A CESP foi incorporada pela Auren, após a combinação de ativos de energia da Votorantim, do fundo CPP Investments e da própria CESP. EM 2024, o grupo comprou a AES Brasil.
Segundo a Auren, após a publicação da decisão no Diário Oficial da União, a Aneel encaminha o processo ao Ministério de Minas e Energia. Cabe ao ministério definir o meio de pagamento, o fator de correção monetária aplicável e o cronograma de pagamento da indenização.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
Com mais de 100 anos de operação no Rio de Janeiro, a companhia elétrica Light vive um momento decisivo em sua vasta história. Responsável pelo fornecimento de energia para 31 municípios do estado fluminense, onde atende a mais de 11 milhões de pessoas, a empresa corre contra o relógio para conseguir acertar a renovação da concessão estadual, que vence em junho de 2026. A decisão é fundamental para destravar um aumento de capital de R$ 1,5 bilhão na companhia e um ciclo de investimentos de R$ 12 bilhões em cinco anos, segundo apurou o InvestNews.
Em recuperação judicial desde maio de 2023, quando declarou mais de R$ 11 bilhões em dívidas, a Light conta com o apoio das prefeituras para conseguir avançar em um acordo com a Aneel, a Agência Nacional de Energia Elétrica, pela renovação da concessão no Rio. No fim de setembro, os prefeitos dos 31 municípios onde a empresa presta serviço assinaram um abaixo-assinado solicitando que a autarquia desse tração à análise da renovação.
Outro fator que faz o mercado crer em uma virada de chave na empresa tem a ver com o leque de investidores que hoje compõem seu quadro societário: o fundo Samambaia, de Ronaldo Cezar Coelho, é o maior acionista com 20% do capital da Light; seguido pela WNT, ligada ao empresário Nelson Tanure, com 18,9%; e pelos bancos BTG Pactual (14,8%) e Santander (10,2%).
Principal investidor da Light atualmente, o banqueiro e ex-deputado Ronaldo Cezar Coelho foi figura ativa no processo de pulverização do controle da empresa. Se hoje o papel é cotado a cerca de R$ 5, quando Cezar Coelho montou sua posição na companhia, em 2020, a ação superava a faixa dos R$ 20. “Eu comandei a privatização da Light. Comprei essas ações a R$ 20 da Cemig e a R$ 23 do BNDES. E aconteceu o que aconteceu depois. Mas estou aqui e estou pensando em cinco anos para frente”, afirma ele, em entrevista ao InvestNews.
Entusiasta de longa data da empresa, o megainvestidor carioca sonha com novos tempos para a Light, prevê a saída da recuperação judicial em breve e aposta em novas frentes de negócios. Cezar Coelho também acredita no bom relacionamento com a Aneel para aprovar a renovação da concessão até o início de 2026. “A relação política e com a Aneel está ótima, como nunca esteve”, diz ele.
O investidor também prevê que a renovação da concessão tenha um gatilho para as perdas não técnicas (o que ficou conhecido popularmente como “gatos”). Um balanço da empresa, divulgado em 2024, estimou que 35% dos clientes da Light fazem ligações clandestinas no Rio. “Para o balanço de 2026, vai nascer uma nova Light, uma empresa com um passivo bem menor e com um contrato com cláusulas melhores negociadas em relação aos próximos 30 anos, especialmente no que se diz respeito ao ICMS que a Light paga sobre energia roubada, que é desviada no meio do caminho”, diz Cezar Coelho.
O InvestNews apurou que a empresa pretende investir cerca de R$ 12 bilhões no estado fluminense nos próximos cinco anos. A arrecadação de parte desse montante deve se dar por meio de debêntures incentivadas e o valor servirá para suportar as melhorias nas linhas de distribuição da companhia, para mitigar as perdas por desvios na rede. “A Light tem uma rede muito antiga e atua em áreas que vão necessitar de uma grande renovação dos equipamentos da rede nos próximos cinco anos”, diz uma fonte ligada à companhia.
Com o fim da recuperação no horizonte, a companhia pretende contratar financiamentos mais baratos e de longo prazo.
Acionista de referência e ativo nas negociações envolvendo a companhia, Cezar Coelho não poupa elogios a seus pares na empreitada, sobretudo a Nelson Tanure. Ele conta que acompanhará o aumento de capital, que será composto por aportes e conversão de dívidas em equity, e também elogia o BTG, que entrou na companhia em uma negociação pelos ativos que pertenciam ao banqueiro Daniel Vorcaro, do Master.
“O BTG tem planos de ser uma grande empresa de energia. Esse movimento que eles fizeram agora com a Cosan e antes com a Eneva mostra que os donos do BTG estão criando uma grande holding de energia”, afirma Cezar Coelho. “Uma vez que a Light esteja saneada, com gente como o BTG dentro, vai ter gente querendo comprar a Light. Seria uma grande compra para a Equatorial, Energisa ou Iberdrola. A Equatorial conhece bem a Light. Já foi acionista e conselheira.”
Uma luz no fim do túnel
Com endividamento elevado, a Light precisou driblar uma regra da legislaçãobrasileira para conseguir solicitar sua recuperação judicial em 2023. É que pelas regras vigentes, concessionárias de serviços públicos de energia não podem usufruir do método que prevê a paralisação de cobranças e negociação das dívidas com credores.
A manobra, perpetrada com sucesso pelo ex-CEO Octavio Lopes, que acabava de assumir a operação para organizar seu turnaround, foi entrar com o pedido pela holding Light S.A., e não da concessionária. A estratégia foi o estopim para um intenso embate da companhia com os credores – que culminou em um acordo assinado em abril de 2024. Mas, para Cezar Coelho, a manobra foi “corajosa” e o único caminho possível para manter a empresa em pé. “Quando ele [Lopes] viu a mudança na lei do ICMS, ficou claro que o caixa ia drenar, e isso era uma condenação da empresa à morte”, diz Cezar Coelho.
A lei citada pelo megainvestidor é a 14.385, sancionada em 28 de junho de 2022, que obrigava as distribuidoras a devolverem o crédito fiscal que as empresas ganharam na Justiça depois que o STF entendeu que o ICMS havia sido indevidamente incluído na base de cobrança do PIS.
À época do pedido de recuperação da Light, a alternativa encontrada recebeu diversas críticas de políticos, como o governador do Rio de Janeiro, Cláudio Castro, que cobrava melhorias e modernizações por parte da distribuidora de energia elétrica. Ele pedia que a empresa mirasse no exemplo das prestadoras de serviço de saneamento básico, que haviam conseguido mitigar os problemas com os ‘gatos’. “Ela [a Light] precisa se modernizar para conseguir receitas de locais onde seja fácil recuperar, agregar valor à operação dela”, disse o governador em 2023.
Antes de recorrer à RJ, a empresa também foi desinvestida por estatais. Em 2020, o BNDESPar anunciou a saída da operação. No ano seguinte, foi a vez de a Cemig vender suas ações na companhia, da qual era a maior acionista, por meio de uma oferta subsequente de ações (follow-on).
Linhas paralelas
Maior acionista atualmente da companhia, Cezar Coelho quer pensar no futuro. O investidor diz ter planos para a empresa que vão além da operação no setor de energia. A Light é dona, por exemplo, de uma das maiores reservas particulares de Mata Atlântica no país, uma área de preservação que abrange os municípios de Rio Claro e Piraí. O investidor acredita que a empresa poderia usar a área para a comercialização de créditos de carbono. Outra ideia seria usar a vasta rede de dados de consumidores como uma forma de entrar no mercado financeiro, oferecendo, por exemplo, serviço de crédito aos clientes.
“São ideias brutas, que eu tenho há alguns anos, mas que eu acho viáveis. Só que eu sou realista. Hoje, nós estamos com um caminhão caído na beira da estrada. Estamos tirando o caminhão da ribanceira, mas ao mesmo tempo estamos arrumando o motor e trocando os pneus, com a nova concessão. Quando ele vier pra estrada, a Light vai voltar para a estrada numa outra fase da economia brasileira, podendo apostar em inteligência artificial e meios de pagamento. Esse é o futuro.”
Os EUA terão dificuldade em gerar a energia necessária para impulsionar o crescimento de sua indústria de tecnologia sem incluir a energia eólica e solar, de acordo com o diretor global de soluções sustentáveis do JPMorgan Chase.
“É difícil imaginar uma situação em que os Estados Unidos não precisem recorrer a essas fontes de energia”, disse Chuka Umunna, do JPMorgan, em entrevista a Tom Mackenzie, da Bloomberg Television, antes da Cúpula da BNEF em Londres, na terça-feira (14).
O presidente dos EUA, Donald Trump, chamou a energia renovável de “piada” e classificou as turbinas eólicas como “patéticas”, em um discurso recente nas Nações Unidas. Ele também chamou o próprio conceito de mudança climática de “a maior farsa já perpetrada no mundo”.
Em vez disso, a Casa Branca busca aumentar a produção de combustíveis fósseis e destacou a energia nuclear e a geotérmica como suas fontes de energia de baixo carbono preferidas.
A preocupação com a energia nuclear é que ela “leva anos para entrar em operação”, disse Umunna. Portanto, “as energias renováveis são uma parte essencial da resposta”.
Nesse contexto, as ações de energias renováveis tiveram uma recuperação este ano, com a segurança energética impulsionando as avaliações. “A natureza do debate realmente mudou”, disse ele. Não se trata apenas do clima e do meio ambiente, mas sim de “como se tornar autossuficiente”, disse Umunna.
O foco do JPMorgan nessa questão é um dos motivos pelos quais o banco divulgou na segunda-feira (13) planos de canalizar US$ 1,5 trilhão para setores que reforçam a segurança e a resiliência econômica dos EUA nos próximos 10 anos, disse ele.
“A sustentabilidade está interligada a essas questões de competitividade e geopolítica”, disse Umunna. Portanto, o debate sobre o que é sustentável está mudando, disse ele. “Não é mais um debate binário.” Construir a infraestrutura necessária para atender à crescente demanda por energia “será muito difícil”, disse Ulrik Fugmann, codiretor de investimentos de estratégias ambientais da BNP Paribas Asset Management, na cúpula da BNEF. “Precisaremos de muito mais do que as pessoas pensam para modernizar uma rede elétrica com 40 a 50 anos, e é por isso que adoro esse tema.”
“As perspectivas de crescimento apenas para o armazenamento de energia são alucinantes”, disse ele.
A BNEF estima que o mercado global de armazenamento de energia atingirá novos patamares novamente em 2025, impulsionado por incorporadoras que constroem projetos de maior escala para serviços públicos.
A Brava Energia, petroleira nascida da fusão entre a 3R Petroleum e a Enauta, comunicou ao mercado nesta segunda-feira (13) que a Agência Nacional do Petróleo, a ANP, decidiu interditar temporariamente um conjunto de instalações da companhia para realização de adequações na Bacia Potiguar.
O impacto da medida está estimado em 3.500 barris de óleo equivalente por dia (boepd) em relação à média do mês de outubro de 2025, o equivalente a 3,8% da produção média total registrada no terceiro trimestre de 2025.
As instalações já estavam paralisadas para o processo de auditoria pela ANP. Esse processo de análise foi concluído pela autarquia na última sexta-feira, dia 10 de outubro.
Em documento, a Brava disse que a produção média total dos últimos 30 dias se encontra acima de 90 mil barris por dia, já incorporando parte do impacto da interdição. A companhia reiterou ainda que o investimento para a realização das adequações necessárias na Bacia Potiguar está previsto para o ciclo de orçamento de 2025/2026.
“A Brava está mobilizada para executar, de forma segura e célere, a implementação de todas as adequações solicitadas pela ANP, de modo a melhorar as condições das suas instalações e possibilitar a retomada gradual das operações nos ativos interditados, com expectativa de concluir esses trabalhos ao longo do quarto trimestre de 2025”, afirmou a companhia em documento assinado pelo CFO, Rodrigo Pizarro.
Impacto limitado
O Safra estimou, em relatório, um impacto limitado da suspensão para as receitas previstas para 2025. “A Brava estima um impacto de 3,5 mil barris de óleo equivalente por dia na produção média em outubro de 2025, o que equivale a 3,8% do valor consolidado do 3T25. A Brava espera concluir os trabalhos de reparo no 4T25. Assumindo que esses volumes serão retomados apenas no início de 2026, estimamos um impacto negativo de aproximadamente 2% em nossa projeção de Ebitda da companhia para 2025”, disse.
Já o Bradesco calcula que o impacto da suspensão seja reduzido ao longo do trimestre. Dos atuais 3,5 mil boepd, esse número deve cair para cerca de 1,5 mil boepd em novembro e para 500 boepd em dezembro, o que resultaria, segundo estimativas da instituição financeira, em um impacto de perda geral estimado em 2% para a produção esperada da companhia para o último trimestre de 2025.
A PetroReconcavo concluiu, em 10 de outubro, a transação de “farm-out” ou seja a venda de 50% de participação e transferência em sete concessões para a Mandacaru Energia. S.A.(“Mandacaru”). A operação envolveu operações no Rio Grande do Norte, nas regiões de Acauã, Baixa do Algodão, Fazenda Curral, Fazenda Malaquias, Pajtotalleú, Rio Mossoró e Três Marias.
Segundo comunicado da empresa, o valor total da transação foi de US$ 5 milhões (R$ 27 milhões). Houve um pagamento de 20% até a data de fechamento e mais 15% serão pagos em seis meses após a conclusão. O saldo remanescente, de 65%, vai ser abatido da contrapartida da PetroReconcavo em investimentos voltados ao desenvolvimento da produção das concessões ao longo de dois anos.
Foi constituído um consórcio entre as partes, com a celebração de um Joint Operating Agreement (JOA), que vai organizar as operações conjuntas.
A Mandacaru já opera as concessões de Cardeal e Colibri em parceria com a Petroreconcavo. Com a conclusão da transação, a companhia expande a parceria de negócios com a Mandacaru, para um total de nove concessões sob modelo de gestão compartilhada.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) concluiu a auditoria na Bacia Potiguar, operada pela Brava Energia, e determinou a interdição temporária das instalações. A companhia prevê que as adequações necessárias para cumprir as exigências do regulador sejam concluídas até o fim do quarto trimestre. Isso significa que a interdição parcial pode durar até dezembro.
A suspensão vai impactar a produção em cerca de 3.500 barris de óleo equivalente por dia, representando 3,8% da produção média do terceiro trimestre de 2025.
As instalações já haviam sido paralisadas durante o processo de auditoria que começou em 29 de setembro e terminou no dia 10 de outubro.
Segundo a Brava Energia, a produção média dos últimos 30 dias se mantém acima de 90 mil barris diários, já considerando parte do impacto.
A empresa afirmou que os investimentos para as adequações necessárias estão incluídos no orçamento de 2025/2026.
A junior oil Brava Energia foi criada em 2024 a partir da fusão de 3R Petroleum e Enauta, tem como principais acionistas o Bradesco e a gestora Jive. É hoje uma das maiores produtoras independentes de petróleo do país.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
Os painéis solares viraram parte da paisagem nas cidades brasileiras – e um problema para o setor elétrico. Hoje, dos 5.571 municípios do país, só 11 não têm nenhum desses retângulos pretos instalado sobre algum telhado ou laje. São quase quatro milhões de sistemas do tipo funcionando, ante 600 dez anos atrás – em 2015, só havia painéis solares em 230 cidades brasileiras.
Essa brutal expansão foi incentivada por uma duradoura política de subsídios que tornou a instalação de painéis solares um ótimo negócio para quem pode pagar por eles. Ao apelo econômico, somou-se a ideia sedutora de depender menos do sistema integrado de energia. O resultado foi a receita perfeita para um fenômeno comercial que estruturou uma cadeia econômica bilionária cujo nome técnico é micro e minigeração distribuída, a MMGD.
Nem toda MMGD é feita de painéis solares. Mas quase toda: 97% da capacidade instalada vêm da energia solar fotovoltaica, de forma que esta reportagem vai tratar MMGD e painéis solares como sinônimos – não incluindo aqui as grandes usinas solares, que não são classificadas como geração distribuída, mas sim geração centralizada.
Hoje, as milhões de plaquinhas espalhadas pelo Brasil constituem 18,1% da capacidade instalada do país. São 44,6 GW, o equivalente a três usinas de Itaipu. Serão quatro “Itaipus” e meia até 2029, segundo projeção do Operador Nacional do Sistema (ONS).
A Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) calcula que foram empregados R$ 180 bilhões para atingir o estágio atual. “Não tem dinheiro do governo, foram os próprios prosumidores que investiram seus recursos, veio do bolso deles”, afirma Carlos Evangelista, presidente da entidade. No vocabulário da associação, o neologismo que funde “consumidor” e “produtor” define quem aderiu à MMGD.
Esse sucesso todo também cobra seu preço: primeiro porque os subsídios são compensados na conta dos consumidores que não têm painéis solares instalados, o que alimenta debates intensos entre os players do setor elétrico. Segundo porque os painéis injetam quantidades colossais de energia no sistema e não há muito o que o ONS possa fazer a respeito – para manter a estabilidade, ele opta por “desligar” usinas de geração centralizadas Brasil afora, ameaçando a sustentabilidade financeira de parques eólicos e solares.
A multiplicação dos painéis solares descambou numa enorme batalha política e econômica entre técnicos, empresas, setores e lobistas do setor elétrico brasileiro. O debate sobre a MMGD pode parecer hermético e distante para alguns, mas a resolução dessa briga será definidora para o futuro da segurança energética nacional.
Os dias de sol da MMGD
A política de incentivos que impulsionou os painéis solares começou em 2012, com a Resolução 482 da Aneel. Foi ela que criou o sistema de compensação de energia elétrica, uma espécie de balança de créditos e débitos de eletricidade. Funciona assim: o consumidor que gera mais energia do que consome durante o dia injeta o excedente na rede e, em troca, recebe créditos em quilowatt-hora para abater da conta quando o sol se põe.
É como se o relógio do medidor “girasse ao contrário” — e a distribuidora é obrigada a aceitar essa energia sem cobrar pelo uso da infraestrutura de fios e transformadores. Esse componente da tarifa é a TUSD — Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, a “tarifa do fio”, que remunera a rede pelo serviço de levar a energia até o consumidor. A isenção da tarifa do fio para quem gera a própria energia foi o coração do incentivo e transformou o sistema de compensação num investimento de retorno rápido.
Para os defensores da MMGD, a isenção é questão de justiça. “A geração distribuída não usa as redes de transmissão, os grandes linhões. Eu estou produzindo aqui e só uso a rede de distribuição do meu quarteirão e dos quarteirões subsequentes. Então por que eu tenho que pagar pela rede de distribuição?”, questiona Carlos Evangelista, da ABGD.
Em 2015, a Resolução 687 ampliou o alcance do programa, permitindo a grupos de consumidores a organização de consórcios ou cooperativas capazes de instalar sistemas de geração remota, o que fez o mercado explodir – inclusive, alimentado por abusos.
Empresas começaram a “empacotar” projetos de energia solar remota como se fossem produtos de investimento ou assinatura, vendendo energia subsidiada – o que é não se enquadra no propósito inicial da MMGD, pensada para autoconsumo, não para comércio de energia. Elas instalam uma usina solar numa cidade do interior, por exemplo, criam uma cooperativa e vendem assinaturas ou participações para consumidores urbanos.
Criam assim, uma distorção de mercado. Afinal, os custos são transferidos para quem não tem painel solar, já que o subsídio é bancado coletivamente na conta de luz. O motorista de ônibus paga a tarifa para que o “empresário do painel solar” tenha margens de lucro mais gordas. “Se alguém está pagando menos, vai sobrar para alguém pagar mais”, resume o Amilcar Guerreiro, executivo do setor elétrico e ex-diretor da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Em 2022, uma nova regulamentação foi aprovada para tentar minimizar as distorções. Chamada de Marco Legal da Geração Distribuída, a lei 14.300 criou um regime de transição para reduzir, aos poucos, os benefícios da GD. Mas bem aos poucos mesmo: quem instalou paineis solares até o começo de 2023 tem o direito de usar a rede sem pagar pelo fio até 2045. Sistemas instalados depois disso vão pagando uma tarifa do fio que cresce aos poucos, chegando aos 100% até 2029.
Desde o marco legal, no entanto, os valores anuais dos subsídios para os painéis solares disparam, refletindo a corrida para aproveitar os benefícios. Em 2022, os subsídios para a geração distribuída totalizaram R$ 2,8 bilhões. Em 2023, chegaram a R$ 7,1 bilhões. O valor cresceu para R$ 11,6 bilhões em 2024. Neste 2025, até outubro, já são R$ 10,2 bilhões, um terço do total de subsídios compensados na tarifa dos consumidores, segundo o subsidiômetro da Aneel.
O tempo fechou para o ONS
Enquanto o número de telhados com painéis solares crescia exponencialmente, o ONS começou a enfrentar um problema curioso: tinha energia demais sendo gerada em determinados momentos do dia. Pode parecer estranho à primeira vista, mas energia sobrando é um risco que um sistema integrado e nacional, como o nosso, não pode correr.
O pico de geração solar acontece entre as dez da manhã e as duas da tarde — justamente quando o consumo nacional costuma cair. O resultado é que, em dias de céu limpo, há momentos em que sobra energia, e o ONS simplesmente não tem como controlar essa oferta.
Diferente das grandes usinas hidrelétricas, térmicas, eólicas e mesmo as solares, cuja produção o operador pode ajustar a qualquer momento, a energia gerada pelos telhados e pequenas fazendas solares não passa pelos centros de despacho. Cada sistema injeta na rede o que gera — sem comando, sem supervisão e sem possibilidade de desligamento à distância. São milhões de “miniusinas” produzindo ao mesmo tempo, sem coordenação central.
E há outro limite físico: não existe “banco” de energia. A eletricidade precisa ser consumida no exato instante em que é produzida — o sistema elétrico funciona em equilíbrio permanente entre oferta e demanda. Se entra mais energia do que a rede consegue absorver, o risco de colapso aumenta. Se falta, o país pode ter apagões.
Essa fragilidade ficou evidente no último Dia dos Pais. Com 40% da eletricidade nacional vindo do sol na hora do almoço, o ONS precisou cortar 17,5 gigawatts de geração de outras fontes para evitar uma pane, o que gerou o desligamento de algumas usinas hidrelétricas.
O presidente da ABGD, Carlos Evangelista, vê o fenômeno de outra forma. Para ele, trata-se de uma disputa de mercado travestida de problema técnico. “Os principais opositores da geração distribuída hoje são as distribuidoras e os grandes geradores. São multinacionais para quem a GD virou um problema por não estarmos comprando energia deles”, pontua. “Eles deveriam ter colocado esse risco no business plan“.
Em meio a esse impasse, a Aneel tenta encontrar novos mecanismos para dar estabilidade ao sistema. Um deles é o leilão de capacidade, um modelo que remunera usinas capazes de garantir energia firme nos momentos críticos — inclusive megabaterias, hidrelétricas reversíveis e termelétricas de resposta rápida. É um passo tímido, mas representa uma mudança de paradigma: a energia passa a ser comprada não apenas pelo megawatt-hora, mas pela confiabilidade que oferece ao sistema. O que importa é a estabilidade.
Outra proposta em estudo é ampliar o alcance do curtailment, permitindo que pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e outros geradores centralizados de pequeno porte também possam ser cortados em momentos de excesso — uma forma de repartir o peso do ajuste e dar mais flexibilidade operacional ao ONS.
Dá para incluir os painéis solares no corte? “Até dá, mas seria necessário ter centros de controle nas distribuidoras para que elas fossem capazes de executar os cortes. Seria mais um custo que provavelmente seria pago pelo consumidor”, explica Amilcar Guerreiro.
Paulo Pedrosa, presidente da Abrace — associação que representa as grandes indústrias consumidoras de energia —, enxerga o problema em outra escala. “O setor elétrico está capturado e o mercado de energia está pulverizado. Todo mundo vai no show levando um saco de farinha pra pagar meia entrada.” Para ele, a crise da geração distribuída é apenas o exemplo mais visível de um modelo em que cada agente busca o próprio privilégio — e a conta, no fim, sobra para o consumidor.
A Eletrobras concluiu a venda do usina termelétrica UTE Santa Cruz para o grupo J&F, sucedendo a Âmbar Energia no acordo. A transação, que inclui o recebimento de R$ 703,5 milhões, encerra o processo de desinvestimento dos ativos termelétricos da empresa.
Segundo a Eletrobras, o montante total arrecadado com a venda das termelétricas, incluindo a UTE Santa Cruz e ativos da Eletronorte, alcança R$ 3,6 bilhões. A empresa ainda mantém o direito ao recebimento de um earn-out no valor de R$ 1,2 bilhão.
Com a conclusão do desinvestimento, a Eletrobras agora possui um portfólio de geração de energia composto exclusivamente por fontes renováveis, em linha com seu compromisso Net Zero 2030.
A Eletrobras, maior empresa de geração e transmissão de energia elétrica da América Latina, é responsável por boa parte da energia limpa do Brasil. Privatizada em 2022, mantém um papel estratégico no setor elétrico nacional.
Em agosto de 2025, a Eletrobras viu suas ações ordinárias subirem 7,06% após a divulgação dos resultados do segundo trimestre de 2025, destacando um lucro líquido ajustado de R$ 1,47 bilhão e a aprovação de R$ 4 bilhões em dividendos aos acionistas.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
O pior da situação financeira e operacional da Light já passou, e a empresa reúne condições técnicas para conseguir a renovação antecipada de sua concessão no Rio de Janeiro, disse o CEO da companhia elétrica, Alexandre Nogueira, nesta quarta-feira (8), no Rio de Janeiro.
O pedido de renovação da concessão da distribuidora foi apresentado pela empresa no ano passado, e a análise ainda não foi pautada pela agência reguladora Aneel.
Em 2024, a empresa aprovou um novo acordo com credores no âmbito do processo de recuperação judicial.
“O que a gente acredita é que reúne condições. A empresa operacionalmente está entregando serviço, está melhorando o serviço, é perceptível isso nos nossos números…”, disse ele a jornalistas, na sede da empresa.
Nogueira acrescentou que a companhia melhorou sua condição econômica-financeira, com a reestruturação da dívida.
Os furtos de energia na área de concessão da Light são um dos principais desafios da companhia, que espera que isso seja devidamente contemplado na renovação da concessão.
Segundo o executivo, a cada 17 clientes da empresa, sete não pagam conta de energia.
A Light se prepara também para participar do leilão de reserva de capacidade do governo federal, previsto para o começo de 2026, disse o CEO.
A empresa entrará no leilão com um projeto “bastante competitivo”, de uma hidrelétrica de 160 a 180 MW, relatou.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (7) uma mudança nas regras para a concessão de benefícios tarifários a usinas de geração renovável, um incentivo que ajudou a tornar esses projetos economicamente mais atrativos, mas que vem onerando a conta de luz dos consumidores nos últimos anos.
A alteração aprovada vem para cumprir determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), que apontou em 2023 que empreendedores vinham usando “subterfúgios” para contornar os limites da legislação e obter os subsídios, que somam bilhões de reais.
Usinas da chamada “energia incentivada”, das fontes eólica, solar e biomassa, de até 300 megawatts (MW) têm direito a descontos de no mínimo 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia.
Segundo o TCU, vários empreendimentos que superavam essa potência eram artificialmente fracionados, nos pedidos de outorga à Aneel, para se enquadrar nas regras do desconto.
A Aneel fez agora a adequação das regras para garantir que apenas empreendimentos de até 300 MW de potência injetada tenham direito ao benefício tarifário.
O órgão regulador passou a adotar nas outorgas o conceito de “complexo de geração”, que considera tanto o compartilhamento de infraestrutura (ponto de conexão com a rede elétrica) pelas usinas quanto uma avaliação societária de seus donos. Já a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ficará responsável por apurar a potência injetada dos complexos, visando averiguar o limite de até 300 MW.
Essas regras devem alcançar cerca de 150 outorgas de geração que estavam pendentes aguardando a nova regulamentação. A mudança não será aplicada retroativamente, de forma a não criar insegurança jurídica para os empreendimentos já operacionais.
Os descontos às fontes de energia incentivada somam valores bilionários e representam o principal subsídio pago pelos consumidores na conta de luz. Somente em 2025, até setembro, esses descontos já custaram R$10,3 bilhões aos consumidores, quase um terço do total de subsídios pagos no período, segundo dados da ferramenta Subsidiômetro da Aneel.
Até o fim de 2027, o Brasil será um mercado de energia plenamente livre. Isso significa que todos os consumidores, das grandes fábricas aos moradores de microapartamentos, poderão escolher quem fornece a energia consumida e até a fonte que a gerou, como um parque eólico ou uma hidrelétrica.
Essa transformação regulatória, aprovada pelo Congresso na forma da MP 1.300, abre espaço para uma revolução na maneira como a energia elétrica é comprada, vendida e precificada, um potencial que a plataforma N5X quer muito capturar: a ambição é ser uma “bolsa de energia”, à semelhança das bolsas de valores tradicionais.
“Olhando para a abertura do mercado livre de energia, a questão não é se o Brasil precisa de uma bolsa, a questão é quem vai ser essa bolsa”, disse Dri Barbosa ao InvestNews. A CEO da N5X compara o momento atual do mercado de energia às mudanças regulatórias que aconteceram a partir de 2012 no mercado de meios de pagamento – quando Cade e Banco Central forçaram a abertura de um setor até então concentrado em duas empresas.
Naquela ocasião, Dri Barbosa viu uma oportunidade para alcançar os pequenos comerciantes, até então à margem da indústria das maquininhas. Fundou a Payleven, posteriormente fundida à SumUP. Dri vendeu a parte dela no negócio e treinou o olhar para encontrar oportunidades em outros mercados. Nos anos seguintes ainda “daria exit” em mais duas startups até aceitar o cargo de CEO da N5X, em 2023.
Dri Barbosa, CEO da N5X Foto: Divulgação
A N5X é financiada pelo L4, fundo de investimentos da B3, e pelo EEX Group, maior rede de bolsas de energia do mundo, controlada pela bolsa alemã, a Deutsche Börse – cada uma com 50% da N5X.
Mas o que significa, na prática, ser uma bolsa de energia?
Em mercados mais maduros, como Alemanha e Estados Unidos, as bolsas de energia funcionam como uma engrenagem central do setor: elas reúnem todas as negociações em um único ambiente padronizado, com mais transparência e regras comuns a todos.
Em vez de cada empresa negociar diretamente com outra — com prazos e condições diferentes, como acontece hoje no Brasil —, todos os contratos passam por uma contraparte central, ou seja, uma entidade que se coloca entre comprador e vendedor e garante o cumprimento do contrato, atuando como fiadora das transações: mesmo que uma das partes atrase ou quebre, a liquidação é garantida. Para participar desse mercado, as partes precisam depositar garantias que cubram suas posições.
Ao mesmo tempo, essas bolsas registram os preços praticados, definem prazos, administram garantias e servem de referência para o mercado, funcionando como uma infraestrutura essencial para que a energia elétrica seja tratada como uma commodity — algo negociado em larga escala, com liquidez, previsibilidade e segurança.
Hoje, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) é a entidade que administra o mercado de energia no Brasil. Sua função principal é contabilizar e liquidar todas as operações, especialmente no mercado de curto prazo — conhecido como mercado spot — que serve para ajustar as diferenças entre a energia contratada e a efetivamente consumida ou gerada.
Além disso, é na CCEE que se registram os contratos do mercado livre de energia, onde consumidores, geradores e comercializadores (intermediárias que vivem do spread entre compra e venda) negociam de forma bilateral. A Câmara também é responsável por operacionalizar os leilões de energia regulada, organizados pelo governo para contratar geração de longo prazo e garantir o suprimento do sistema.
O problema é que os contratos do mercado livre, ainda não padronizados, podem trazer riscos financeiros para os agentes. Desde 2018, houve ao menos dez episódios de inadimplência ou descumprimento contratual por parte de comercializadoras ou consumidores, criando insegurança e risco de efeito dominó.
A N5X surge com uma proposta diferente. Em vez de atuar apenas nos ajustes de curto prazo ou na execução dos leilões regulados, como faz a CCEE, ela pretende estruturar contratos padronizados de energia e derivativos, negociados de forma voluntária entre empresas. A ideia é dar previsibilidade de preços e proteção contra a volatilidade. Se o mercado spot é o espaço para “resolver o presente” e os leilões são o instrumento de planejamento de longo prazo definido pelo governo, a N5X quer se consolidar como a plataforma privada para organizar o “mercado do futuro”.
Nas palavras da CEO, a N5X busca ser “uma plataforma de negociação e registro de derivativos padronizados”. Hoje, já oferece uma tela de negociação em que os agentes podem inserir ordens de compra e venda com limites de crédito. Em operação desde junho de 2024, a plataforma já movimentou R$ 1 bilhão, o equivalente a 4,53 TWh de energia — suficiente para abastecer Curitiba por um ano. Empresas como Casa dos Ventos, Eletrobras e Minerva já utilizam a Tela N5X.
Agora, a meta é virar uma bolsa de energia completa, incorporando a função de câmara de compensação de energia até a abertura total do mercado livre, em 2027. A expectativa, explica Dri Barbosa, é que a N5X atraia não só empresas do setor elétrico, mas também investidores institucionais, inclusive estrangeiros.
“Muito investidor lá de fora entende que energia é um ativo que faz sentido ser negociado no ambiente de bolsa e já negocia em mercados como o europeu e o americano”, pontua. “O Brasil é o sexto maior mercado consumidor de energia do mundo e tem potencial para atrair esses investidores, mas precisa ter a contraparte central.”
2027, como se sabe, é logo ali. O desafio da N5X é se tornar a câmara de compensação que formalize o aperto de mãos entre o setor elétrico e o mercado financeiro. Se isso acontecer, a abertura do mercado de energia pode repetir o que aconteceu com os meios de pagamento há pouco mais de uma década: uma mudança regulatória que abriu espaço para novos agentes e redesenhou um setor inteiro.
A São Martinho entrou na corrida do etanol de milho, mas sem a pressa das líderes Inpasa e FS. A companhia está investindo R$ 1,1 bilhão em uma planta em Goiás para capturar parte do crescimento acelerado dessa alternativa à cana, que já responde por 20% da produção nacional, mas adianta que não pretende repetir o modelo em novas unidades.
Segundo o CFO Felipe Vicchiato, a ideia não é migrar de mercado, e sim transformar o milho em uma fonte adicional de receita. “Quando estiver operando em plena capacidade, a planta deverá responder no futuro por cerca de 20% da nossa receita”, afirmou ao InvestNews.
Vicchiato, no entanto, mantém a cautela para investimentos em etanol de milho. Segundo ele, a expectativa da São Martinho é “parar somente nesta planta adicional, não fazer mais nenhum investimento do tipo”.
É que, apesar de estar em alta, o etanol de milho ainda tem um gargalo logístico que atrapalha a sua adoção. Como o principal insumo utilizado nas usinas é o cavaco de madeira triturada, normalmente de eucalipto, isso se torna um custo adicional para as unidades – no caso da cana-de-açúcar, utiliza-se seu próprio bagaço para a produção de etanol.
“O milho é uma questão resolvida. O problema é ter combustível para abastecer a caldeira. E o eucalipto tem um ciclo longo, demora uns sete anos para ‘acontecer’. Para se ter uma ideia, a gente teria que plantar aqui, a grosso modo, uns 8 mil hectares de eucaliptos para abastecer a minha primeira planta de etanol de milho, que mói 500 mil toneladas de milho”, exemplifica.
No caso da usina de milho da São Martinho, parte da biomassa virá do excedente do bagaço da cana. “Eu consigo usar essa energia que hoje eu vendo no grid para usar para tocar a minha planta de milho”, complementa o executivo.
O projeto prevê o incremento de capacidade para processar 635 mil toneladas de milho por ano, resultando na produção de 270 mil m³ de etanol, além de subprodutos como DDGS e óleo de milho. O cronograma de aportes será dividido em três fases, com a previsão de início da atuação para o segundo semestre de 2027.
Com os novos investimentos, estima-se que o etanol consiga prosperar no Norte e no Nordeste. Por motivos de competitividade, alguns estados das regiões importam o etanol de milho dos EUA em detrimento ao produzido com cana-de-açúcar no Sudeste, sobretudo em São Paulo.
“Até pouco tempo atrás, era praticamente impossível abastecer com etanol a partir de Minas Gerais sentido ao Norte. Era mais caro. Então, a gasolina costumava ser mais competitiva. Com a produção no Centro-Oeste, essa relação etanol-gasolina deve melhorar”, diz o engenheiro agrônomo Alcides Torres, diretor-fundador da Scot Consultoria.
Excesso de oferta?
Parte da aposta do setor sucroalcooleiro no milho vem do aumento da mistura de etanol na gasolina: de 27% para 30%. A medida aumenta o potencial de consumo do etanol em 1 bilhão de litros. “Se os investimentos em etanol de milho continuarem no Brasil, teremos uma possibilidade dessa mistura chegar próximo a 35% no futuro”, estima o CFO da São Martinho.
Para Adriano Pires, sócio-fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), o aumento “desordenado” da oferta, entretanto, pode ser negativo no futuro. “O governo tem que tomar muito cuidado para não repetir erros do passado no etanol, o que seria ruim para todo mundo: consumidores, produtores de cana e do etanol de milho”, diz o especialista. “O país precisa ter uma política que entenda que o etanol de milho é uma complementação do etanol de cana e que os dois precisam conviver para que se haja um equilíbrio que não se crie uma oferta demasiadamente maior que a demanda.”
Biometano e SAF
Na busca por fontes alternativas de receita, a São Martinho anunciou, em 2023, a construção de uma planta de biometano. Com investimento de R$ 250 milhões, a usina processará 100% da vinhaça gerada na unidade Santa Cruz, localizada em Américo Brasiliense (SP), para produzir cerca de 15 milhões de metros cúbicos de biometano por safra. O projeto encontra-se em fase de comissionamento.
Outro mercado em que a empresa estuda uma investida é o de combustível sustentável para aviação (SAF, na sigla em inglês). Por ora, o CFO revela que não há nada além de estudos, mas a iniciativa deve ganhar fôlego na São Martinho até o fim da década. “Do nosso lado, o desafio é estar pronto com o nosso etanol certificado para vender as plantas que forem produzir o SAF. Será um mercado a mais para o etanol”, afirma Vicchiato.
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